中广核惠州核电有限公司 广东惠州 516000
摘要：受核电标杆电价出台和电力市场改革影响，核电企业面临的市场环境日趋复杂，核电项目投资收益的不确定性开始浮现。本文对影响核电项目经济性的主要因素进行分析，并对影响因素提出应对策略。
引言
2013年6月，国家发展和改革委员会下发《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2013〕1130号），通知中提出“对新建核电机组实行标杆上网电价政策”。政策的颁布终结了核电项目“一厂一价”的历史，项目建设成本将决定项目运营的经济效益和企业的生存发展。同时，受国家电力体制改革的政策影响，核电企业亦需要进入电量交易市场直面其它电源形式的对手，核电机组难以保证按基荷运行，，核电企业的生存和经营环境均发生了变化。
1 影响投资收益因素分析
核电企业主营业务收入为电力产品的销售，通过核电机组的建设、运行、维护，实现电力高效生产，出售电力，实现盈利。在确保安全生产的前提下影响核电企业盈利水平的主要因素有：上网电量、电价和单位发电成本三个方面。
1.1 电站销售收入
在不考虑厂用电率和增值税的条件下，核电销售收入的计算公式如下：
年售电收入 ＝机组容量×机组年利用小时×电价
从上述公式可知，售电收入与机组容量、年利用小时以及电价密切相关。其中，机组容量属于采用某种技术路线下的理论额定发电功率，属于不可控因素。因此，提高机组年利用小时和电价成为核电企业增加收入的主要途径。
1.1.1 机组利用小时
经统计全国核电机组2013-2016年运行情况，发现机组利用小时数呈逐年下降趋势，参见下图：
上述变化主要受国家经济增长放缓影响，除广东、江苏、浙江等经济发达省份外，其他省份电力需求增速下降所致。同时，受地方政府出于平衡多类电源主体利益的考虑，多地核电机组投入商运后，遭遇发电空间有限的难题。除东北地区外，核电“窝电”现象开始向福建、海南和广西等地蔓延，部分核电机组被电网要求降功率运行甚至停堆备用，以配合电网调峰，核电消纳为题愈发凸显。
1.1.2 电价
2013年国家发布的全国核电标杆上网电价为0.43元/千瓦时，但与核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价，下同）相关联。
后续随着电力体制改革的推进，核电企业被鼓励参与市场竞价。而为切实解决电力消纳问题，尽可能多发电，部分核电项目采用以“降电价-增电量”模式，与其他电源展开激烈的竞争，从而提高机组年利用小时数。个别项目的市场成交电价甚至低于水电，市场残酷性可见一斑。
1.2 发电成本
通过分析在运核电项目发电成本，主要影响因素有：折旧费（31%）、运行维护费（24%）、核燃料费（19%）等三项费用。
1.2.1 折旧费
运营期内，核电项目建设成本全部以折旧方式转移到发电成本中。但因核电项目本身具有建造技术复杂、建设周期较长、安全质量要求较高、投资规模巨大等特点，核电项目建设成本控制工作面临较大挑战。
从前期国内在运和即将建成投产的核电项目来看，项目投资普遍存在严重的“三超”现象，主要是受新技术路线设计未能固化、设备制造能力较弱、高安全及质量标准要求等因素影响，导致项目实际建设成本突破原定投控目标。
1.2.2 运行维护费
运行维护费主要包括运营期间材料费、用水费、修理费、保险费、核应急费、低中放废物处置费、年海域使用金、人工成本等，其中：通达采取措施可以有效降低材料费、用水费、修理费、人工成本等费用。
1.2.3 年核燃料费用
核燃料费包括燃料购置、加工、转换、周期换料等费用，其中作为核燃料的天然铀，其价格受市场波动较大；2007年天然铀价格达到140美元/磅，福岛事故后，核电行业在多国发展受阻、走势低迷，铀价直线下跌，目前维持在35美元/磅的水平，位于历史较低水平
2 提高核电项目收益的策略
2.1多渠道增加上网电量
首先，要与地方政府、电网公司等单位保持紧密沟通，努力争取更多的计划上网电量指标，并且尽量做到多发满发；其次，依靠核电的稳定性和可靠性，通过长协机制锁定有信誉保证的用电大客户，确保市场电份额及早落袋为安；再次，加强内部运行管理力度，有效预防重大设备、人因失误等风险，缩短大修工期，延长大修间隔；最后，积极开展核电增值经营业务，引导地方政府以核电为中心进行产业布局，带动周边传统产业升级，争取在配售电、能源互联网、核蓄联营、资产经营等领域有所突破，寻求新时期下核电新的经济增长点，促进企业效益的进一步增长。
2.2 加强投资管控力度，有效降低工程造价
首先，加强设计管理，重视设计方案比选和优化设计方案，提高设计进度和质量；其次，加强项目管理并提高自主化、国产化水平，降低核电项目投资；最后，确保项目安全和质量的前提下，加强进度控制，对关键路径上的进度延迟风险进行重点控制，确保项目按时或提前投产发电。
2.3 加强电厂运行管理，有效降低运行成本
首先，根据公司自有技术人员和资源配备情况，优化维修方案，缩短维修工期，降低年平均减载天数和机组启停堆导致的功率损失从而提高机组负荷因子；其次，积极争取机组少降负荷，确保计划电量和已签约市场电量的全额落实；最后，尽量避免在电网负荷高峰期开展机组维修工作，研究是否可通过延伸运行方式合理安排机组停堆或降功率运行窗口，确保实现核电项目发电量。
2.4 核燃料费用
首先，通过提前锁定天然铀资源，建立完整的供应保障体系，可有效防范今后核燃料价格上涨风险；其次，改进核燃料换料管理工作，进一步提高燃料富集度，减少换料组件数目，提高燃料消耗的深度和经济性；最后，在确保机组安全稳定运行的前提下，通过实施技术改造，延长机组换料周期。
3 结语
从上述分析可知，机组利用小时数、项目建设和运营成本，将成为影响核电项目经济性的关键因素。本文通过以上分析，认为提高机组利用小时数、降低建设和运营成本，将显著提高项目投资收益，对于核电企业的经营管理具有一定的参考意义。
参考文献：
[1]国家发展改革委、建设部.建设项目经济评价方法与参数[M].北京：中国计划出版社，2006.
[2]国家能源局.核电厂建设项目经济评价方法（NB/T 20048-2011）[S].北京：原子能出版社，2011.
论文作者:程竹德
论文发表刊物:《基层建设》2018年第4期
论文发表时间:2018/5/23
标签：核电论文; 机组论文; 电价论文; 项目论文; 核燃料论文; 电量论文; 成本论文; 《基层建设》2018年第4期论文;