投資收益不如銀行存款？首批三代核電項目面臨盈利挑戰
文 | 沈小波
昨日，國家發改委公佈了首批三代核電項目的試行上網電價。廣東臺山一期核電項目試行價格爲0.4350元/千瓦時；浙江三門一期核電項目試行價格爲0.4203元/千瓦時；山東海陽一期核電項目試行價格爲0.4151元/千瓦時。試行價格從項目投產之日起至2021年底止。
發改委於今年3月20日印發《關於三代核電首批項目試行上網電價的通知》（下稱“通知”），確定了上述電價，並於昨日公佈在發改委官網上。
廣東臺山核電項目一期1號機組於2018年6月29日首次併網，引入的是法國電力集團和法馬通共同開發的EPR三代核電技術；浙江三門一期核電項目1號、2號機組分別於2018年6月30日、8月24日首次併網；山東海陽一期核電項目1號、2號機組分別於2018年8月17日、10月13日首次併網。浙江三門、山東海陽項目引入的均爲美國西屋公司開發的AP1000三代核電技術。
表1：2018年以來我國三代核電機組投運情況
《通知》稱，根據發改委2013年印發的《關於完善核電上網電價機制有關問題的通知》要求，對承擔技術引進的首批覈電機組予以支持，制定上述電價。
首批三代核電項目的試行上網電價高於在運核電機組的平均上網電價，但仍低於產業預期，據中國核能行業協會對三代核電項目的經濟性測算，這一電價標準下，首批三代核電項目面臨盈利挑戰。
2013年發改委覈定全國核電標杆上網電價爲0.43元/千瓦時，並完善核電上網電價機制，要求在覈電標杆上網電價高於核電機組所在地燃煤標杆上網電價的地區，新建核電機組投產後執行當地燃煤機標杆上網電價。
中國核能行業協會統計，至2017年7月，煤電平均標杆上網電價已降至0.4073元/千瓦時，這帶動核電機組上網電價一路下行。相較這一電價，發改委對首批三代核電項目進行了政策支持，三個項目上網電價比煤電平均標杆上網電價高出了約0.1-0.3元/千瓦時。
表2:煤電上網標杆電價一路走低(單位元/kW·h)
據中國核能行業協會昨日發佈的《我國三代核電經濟性及市場競爭力研究》報告（下稱“報告”），這一電價水平下，首批三代核電項目難以盈利。
《報告》指出，首批三代核電項目建設成本高，按現行核電電價條件測算，首批三代核電項目的上網電價均爲0.50元/千瓦時。現行核電電價條件具體指，核電項目實現資本金收益率8%的盈利水平。
相較而言，同爲三代核電項目，在建的“華龍一號”首堆工程，及即將開工的CAP1400首堆工程，實現同樣水準收益率，上網電價僅需0.43元/千瓦時；
《報告》還指出，三代核電項目遠期規模化發展後，投資成本將進一步降低，實現同等收益率，上網電價可降至0.40元/千瓦時。
《報告》稱，首批三代核電項目爲滿足更高安全標準及60年設計壽命要求，採用了更高性能的設備、材料和更高安全水平的系統設計，以及技術引進費用、研發費用和裝備製造投入，導致首批三代核電項目單位造價明顯高於二代核電；同時，由於首批三代核電項目是引入的AP1000、EPR三代核電技術的全球首堆工程，存在設計變更、工期延誤，導致工程費用大幅增加，造價超概算嚴重。
參與制定《報告》的一名專家稱，發改委覈定的上網電價條件下，首批三代核電項目僅能“保本微利”、“投資收益可能還不如銀行存款利息。”
《報告》測算的上網電價是在覈電機組設計運行小時條件下計算。核電機組設計運行小時一般爲7000小時，實際核電機組可以全年不停歇滿發8700多小時。《通知》要求相關省份按照原則性滿發原則安排上首批三代核電項目發電計劃。其中，設計利用小時以內的電量按照政府定價執行，以外的電量按照市場價格執行。
這意味着首批三代核電項目可以多出一塊設計利用小時之外的收入。不過上述專家表示，這需要看具體市場價格，如果“市場價格低於運行成本”，額外收入將會增大這些核電項目的盈利壓力。
表3：近10年我國核電平均利用小時數
《報告》由中國核能行業協會聯合中國核工業集團、中國廣核集團、國家電力投資集團、電力規劃設計總院，組織專家研究完成，於2018年9月形成報告。據中國核能行業協會副理事長張廷克會議發言，同期，中國核能行業協會得知發改委研究制定首批三代核電項目上網電價，立即將《報告》遞交給“主管部門和主要領導。”
《通知》多處與《報告》精神相同。如要求相關省份按照原則性滿發原則安排上首批三代核電項目發電計劃，這在目前核電機組不得不參與負荷調節、利用小時數走低的背景下，頗令行業振奮；此外，《通知》中“設計利用小時以內的電量按照政府定價執行，以外的電量按照市場價格執行。”的條文也與《報告》建議一致。
但在關鍵的上網電價部分，發改委僅作了有限調整。據知情專家透露，《報告》遞交上去後，發改委將上網電價上調了“5釐錢”，形成了現在的試行上網電價。
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