“成本加成、一机一价”的定价模式，导致中国核电“造价贵，所以电价高”
数十年来，中国核电行业从业者总是争执不休，鲜有意见一致的时刻。但国家发改委价格司今年6月推出的核电标杆电价，却受到一致欢迎。
这份核电电价方案共有五条，力图让所有利益相关方都满意。
其中一条规定，今年元月1日之后投产的核电机组，将执行0.43元/度的标杆上网电价，引发最多关注。业内普遍认为，此条主要针对新建成的“二代加”核电机组。
由于“二代加”机组造价较低，0.43元/度的标杆上网电价可以保证新建机组享有比此前更丰厚的利润。
而采用三代核电技术AP1000和EPR建设的核电站，以及山东石岛湾正在建设的高温气冷堆和此后可能建设的CAP1400示范工程，发改委价格司要求区别对待，单独核定电价。其理由是这些核电站“承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化任务”。
上述项目可能造价较高，因此被业内普遍认为将享有高电价，否则投资回报率将降低。
在“十二五”期间，核电站与同地区百万千万级的火电站相比，必须在经济性上具有竞争力，这是国家发改委的要求。新的核电电价方案因此额外规定，在火电标杆上网电价(含脱硫、脱硝电价)低于0.43元/度的地区，新建核电机组执行当地的火电标杆上网电价。
今年之前投产的核电机组，将不受此次改革的影响，这保证了江苏田湾、浙江秦山三期等核准电价较高的核电站利益。
标杆电价的推出，意味着核电站造价天花板的确定，是核电市场化改革的第一步。多位受访的业内人士称，价格机制将倒逼核电企业改善管理，节约成本。但大数人亦认为，新政对“二代加”机组约束力不大，因为该技术比较成熟，造价较低，具有经济性优势，只要这些电站运行稳定，标杆电价对它们仍然十分优惠。
国家能源局相关人士透露，AP1000首批四台机组虽单独定价，但后续建设的同类机组将执行核电标杆电价。标杆电价的约束性作用，预计将在陆丰、徐大堡及未来的咸宁、桃花江和彭泽等核电项目上开始显现。
“标杆时代”来临
由于核电的特殊性，价格主管部门一直采取“一堆一机一价”的方法，来确定新建核电站的上网电价。
中国广核集团总经济师岳林康介绍说，核电机组投产后，国家发改委会为该机组单独核定电价，方式是“成本+利润”，保证其在30年经济寿命期内，内部收益率可达到9%。
相较于其他电源，核电站9%的内部收益率并不算高。若不考虑“窝电”因素，目前西部光伏电站和风电场的内部收益率可达12%至14%。而国家补贴的光伏屋顶“金太阳工程”，若能准确把握光伏组件价格下跌的机遇，内部收益率可高达30%。
但核电站发电效率高，运行稳定，燃料费用和后期运营维护费用在总成本中比例较低。一旦投产，将给股东带来稳定现金流；而“一堆一机一价”的定价方式，也保证了股东合理的收益预期。
此种“成本加成”的定价方式曾引发多方批评。企业为获得政府审批的高电价，会故意强化预算软约束，持续推高火电、水电的造价。
“反正最后定价是成本加利润，投资方对成本的把控就不会特别严格。”一位不愿具名的核电行业人士称。
随着国内核电装机量的进一步上升，改革核电定价方式的呼声越来越高。中核集团副总会计师、财务部主任王世鑫曾公开表示，核电以个别成本为基础的单独定价方式，与电力市场化改革不相适应。
大约在三年之前，国家发改委就开始研究核电电价机制改革事宜。截至今年7月，中国已有17台核电机组投入运行，在建核电机组达到26台，为世界之最。2012年10月，中国政府宣布重启核电建设。核电电价机制改革的进程亦随之加快。
今年开始，国家发改委多次召开专家座谈会，与会代表认为，核电发展初期实行国家管制定价是有利的，但行业发展到一定阶段，则必须要走向市场定价。最终发改委在多次讨论研究的基础上，确定了0.43元/度的核电标杆电价。
此举虽未摆脱政府定价模式，但仍被看做是核电向市场化迈出的第一步，其将倒逼核电企业通过降低成本，以获取更大收益。
上文提及的核电行业人士表示，此举透露出的另一信号是“核电在电力行业中的地位明显上升”，“以前核电规模小，政府顾不上你，现在规模大了，地位上升，政府需要进行统一管理。”
根据《核电中长期发展规划(2011—2020年)》，至2020年，中国在运核电装机将达到5800万千瓦，在建3000万千瓦。
核电业主获利
核电标杆电价推出后，业内人士基本持欢迎态度。
在近期的一次内部会议上，国家核电技术公司董事长王炳华称，标杆电价改革对核电市场的影响是深远的，对项目投资形成了硬约束，并将传递到产业链的各个环节。
国家核电技术公司的相关人士向《财经》记者表示，AP1000三代核电站设计精简、工期较短，一旦实现设备批量化和国产化后，在经济性上将非常有竞争力。
使用“二代加”技术的新投运核电站，将成为标杆电价的最大现实受益者。目前“二代加”技术相对成熟，设备国产化率高，百万千瓦级的“二代加”核电机组单位千瓦造价，仅在1.2万元至1.4万元之间。
在“一机一价”、内部收益率9%的定价模式中，大亚湾核电站核定的上网电价为0.414元/度，岭澳核电站为0.429元/度，均低于新推出的核电标杆电价。
今年6月刚投运的辽宁红沿河一号机组，由于当地火电标杆电价(含脱硫脱硝)低于0.43元/度，将执行当地火电标杆电价0.422元/度。即便如此，这个价格依然可保证红沿河获得9%的内部收益率。这意味着，福建宁德、广东阳江等新建“二代加”核电机组执行标杆电价时，业主将获得较高收益。
“常规电源实行了标杆电价后，给行业带来了什么样的大发展，大家看得都非常清楚了。”这十年间，中国火电单机从30万千瓦、60万千瓦升级到了百万千瓦，从超临界机组升级到超超临界机组，实现了装机和技术的大跃进。上文提及的核电企业高管指出，“什么样的政策有这么大的牵引力？就是价格政策。”
另一位核电企业高管告诉《财经》记者，核电上网电价直接挂钩火电标杆电价的做法，将引导核电投资流向电价更高，市场需求更大的地区。这些地区经济普遍较发达，但缺煤少电。例如，同一机型的核电站建在辽宁和广东，前者只能执行0.422元/度的当地火电标杆电价，加上电力需求增长不及广东，收益率将低于广东的核电机组。
政策调整带来的影响，还未波及核电设备生产企业。此前业内预计，标杆电价的确定将让核电设备商遭遇压价。但中国一重(2.04,0.02,0.99%)副总裁王宝忠告诉《财经》记者，在建和一些已获“小路条”的核电机组设备合同早已签订完毕，此次政策调整不会影响上述合同的执行。
王宝忠表示，国家已经划定了2020年之前核电发展的天花板，因此目前核电设备公司少有新增订单，也就谈不上影响。
市场化路漫漫
标杆电价的出台，是核电产业迈向市场化的第一步。
今年初，国家能源局核电司司长郝卫平在一次内部会议上表示，中国的核电产业中存在着许多非市场化因素，需要进行改革。
目前国内的核电站建设，多采取EPC(工程总承包)模式，核电站的业主会将所有的工程设计、采购、项目管理和电站调试启动工作，都交给专业的工程公司来打理。
例如红沿河核电站，其业主单位是由中广核和中电投等按比例出资组建的有限公司，而中广核工程公司则对红沿河一期工程进行了总承包，负责核电站的设备采购和建设安装。
肥水不流外人田。由于工程公司利润可观，国内三大核电企业都组建了工程公司，通过承包自己控股的核电项目，实现利益体内循环。
如中核控股的海南昌江核电项目，肯定由中核工程公司担任总承包，而中广核控股的宁德、阳江核电项目，则肯定会交给中广核工程公司打理。乍看市面上有多个工程公司，但其每个都紧守“自留地”，泾渭分明，形不成市场竞争，更遑论通过竞争降低核电站造价。
“这是把钱从一个兜里放到了另一个兜里，根本不是市场经济！”华能核电有限公司原总经理王迎苏对《财经》记者表示，“这种体制下，工程公司不是承包商，而是甲方。”
此前的“一机一价”定价模式，内在逻辑是“造价贵，所以电价高”。大包大揽的核电工程公司，在核电站建造过程中获得丰厚利润的同时，“高进高出”现象非常严重，但最终高额的核电站造价，将由电力消费者埋单。
比如江苏田湾核电站采用俄罗斯核电技术，部分设备造价较高，且出现工期延误，最后国家核定的上网电价为0.455元/度，远高于广东地区的核电站。
核电标杆电价的出台，会让这一切戛然而止。火电领域十年来装机造价的不断降低，已经昭示了这个前景。
上文提及的核电人士表示，在一个正常的核电建设市场中，业主可通过招标的形式，从多个工程公司中选择方案和价格最合理的一个担任项目总承包。通过多个工程公司的竞争，可使得核电站造价降低，进而提升竞争力。
不过王迎苏认为，0.43元/度的标杆电价较为宽松，无法对核电投资形成真正的约束力，短时期内改变现状的可能性并不大。
【作者：《财经》记者 朱玥 】
