核电价格是怎么制定出来的?来看看各核电大国的做法

　　电力产品兼有商品与公共品属性，其特殊性决定了电力市场需要政府参与宏观调控，优化资源配置，统筹协调生产消费，实现全社会电力市场有效运转。核电价格形成机制须综合考虑国家能源结构安排、产业发展政策、国家能源保障、国家经济发展阶段等多重因素，需持续探索管理体制及市场化的最优平衡点。

世界主要核电国家定价模式

　　法国

　　法国自1999年开始逐步走上了电力部门市场化的改革之路，并成立了独立的能源监管委员会。法国在推进电力市场化改革的同时，仍保留政府管制体系和政府审批电价机制，执行以政府定价为主导、以成本为基础的政府价格管制模式，逐步建立起一套全国统一的核电定价机制和基于CPI指数调整的核电电价调整机制。统一的定价机制采取成本加利润方式，电价调整机制是根据每年的物价指数，对运行成本和燃料成本进行调整。

　　2020年1月，法国政府宣布，计划为核电批发市场引入“价格区间”，对核电机组(包括正在建设的弗拉芒维尔3号机组)生产的电力设定上限和下限价格。这些价格水平将在法国能源监管委员会的控制下确定并实施。改革将允许法国电力集团(EDF)获得合理收入，能够完全覆盖其成本并获得适当的利润。虽然上限和下限价格尚未确定，但估计两者相差约6欧元/兆瓦时。预计该项改革不会影响欧洲的批发电价，但将为市场带来更多流动性，使EDF能够回收成本的同时，防止电价飙升。

　　英国

　　英国电力市场是世界上私有化和自由化程度最高的电力市场之一，发电、输电、配电和供电四个环节相对独立。发电企业主要通过竞价上网，核电企业同其他电力企业一样在批发交易市场上公布价格，售电商或大用户可根据价格情况自由选择发电商并签订供电合同，合同期限从一日到几年不等。为鼓励核电、风电、太阳能等新能源产业发展，使新能源供电能够与传统化石能源在电力市场上进行价格竞争，英国政府先后出台了设置碳排放价格下限、建立装机容量交易市场等政策，尤其是引进了差价合同机制，既防止政府过度补贴,又避免消费者承担过高的电价。

　　差价合同机制的基本逻辑是：可再生能源项目投资前与能源和气候变化部(DECC)按照项目投资的成本、预期收益及风险大小协商一个固定的价格(合同价格)，一般持续20～30年，机组建成后开发商像其他发电商一样通过电力市场参与竞价上网出售电力，当市场价格低于合同价格时，政府通过专设单位向发电商补足差价，当市场价格高于合同价格时，发电商将高出的部分返还给用户。差价合约是一种长期合同制度，为低碳电力(包括核电、可再生能源等)投资者提供清晰、稳定的盈利流，核电投资企业在确定投资时就确定了未来的上网合同电价。这种机制有效规避各种风险，抑制电价波动，成为吸引核电电力投资的一项关键激励因素。

　　美国

　　美国电力市场主体是以民营为主的混合主体(民营和非民营)，美国非民营电力公司不以营利为目标，电价由管理委员会统一制定，民营电力公司的电价由市场竞争形成。民营企业以营利为目标，由独立的第三方联邦能源管制委员会和各州公用事业委员会管理，现货市场的价格由电力市场竞争形成。各发电厂商提前一天将火电机组、核电机组等每半小时机组的运行成本、可发电量等信息上报给电力联运中心，电力联运中心将各机组按照成本由低到高排序，直到发电容量满足负荷需求，最后一个机组上报的发电成本作为系统的边际成本，成为全网统一的“上网电价”的依据，其余列入发电计划的机组按统一的上网电价结算。

　　美国半数以上反应堆处于竞争激烈的批发电力市场，由于电力需求增长缓慢，可再生能源发电可获得较高的政策补贴，境内天然气价格处于相对低位，美国电力市场交易价格持续下降，位于自由交易市场上的核电机组生存状况堪忧。现有的反应堆和拟议项目经济性下降，近年来半数以上的核电站处于亏损状态。

　　俄罗斯

　　2000年以后，俄罗斯进行电力市场改革，形成电力双边交易。市场参与者包括批发市场及地方发电公司、地方供电商和大终端用户，以及系统运行机构等。俄罗斯电力双边交易中，非盈利交易系统管理机构(ATS)作为双边交易的中间商，确保交易顺利进行。电力双边交易合同必须在ATS处登记，ATS将根据区域价格确定双边交易合同价格。在俄罗斯电力市场交易中，核电企业与供电企业之间的双边合同可以一年一订，电价的制定可根据燃料成本和通货膨胀变化进行调整。随着市场化改革的不断推进，俄罗斯逐步放开价格管制，适当提高居民电价，减少交叉补贴，由电力买卖双方自由定价、签署长期合同。

　　随着2008年6月30日俄罗斯统一电力公司(RAO)结束运作，俄罗斯电力市场形成发电领域充分竞争，输电领域由联邦电网公司垄断的格局，核电企业作为为数不多的国有企业在市场中同其他火电、水电竞价上网，由于俄罗斯核电成熟的核电技术和大量低成本的燃料供应，俄罗斯核电价格在市场竞价中具有较大优势。

　　日本

　　日本电力定价体系依据《电力工业法》和《公用事业法》，实行混合电价制度，即受管制和自由化用户(协商谈判)两种电价机制并行。所谓受管制电价是在保留成本核算框架内，附以评定机制，以鼓励电力企业自觉提高效率、节省一次能源、降低电价成本;而自由化用户电价，则是通过用户与供应商之间谈判确定的电价。

　　政府主导的电价(受管制的电价)是指政府按照10大区域电力公司各自的综合成本，考虑促进电力公司自主性地提高效率要求批准的电价。协议定价(自由化用户的电价)是客户和供应商之间通过谈判来确定的电价，各电力公司列出自己的标准电价表，并提供特定的选择项目对应不同的客户需求。在日本推行的电价机制可随燃料费用浮动，其上限由政府规定，一次上调最多不得超过150%。

经验与启示

　　主要世界经济体高度重视核能开发

　　核能开发是高科技领域的典型代表，是制造业皇冠上的明珠。核电产业一定程度上反映了国家的科技研发能力、制造业水平。产业链对社会经济的带动影响极为明显。以我国自主的三代核电机型“华龙一号”为例，出口一台“华龙一号”相当于出口30万辆轿车。英国核行业协会(NIA)在2017年发布的《2016年活动报告》中宣布，民用核工业2016年为英国经济体贡献了64亿英镑，与航空航天制造业相当，如果将供应链各环节相关产品和服务以及雇员工资支出均考虑在内，核行业的经济影响将增加至124亿英镑和15.5万个就业岗位。

　　随着能源消费引发全球气候变暖、极端气候灾难、环境质量下降等问题，各国将环境保护纳入能源政策与战略之中，高度重视核能作为低碳清洁能源的优越性。2019年英国通过《气候变化法案》明确了2050年实现碳中和的目标，2020年又发布了《绿色工业革命十点计划》，将核电放在重要位置，拟定投入近11亿英镑资金支持核技术研发和建设。2022年英国政府提出2050年核电装机增加3倍达到24GW，核电在发电量中的比例要从15%提高到25%。

　　各国核电价格确定同其他政策相互协同

　　电力产品价格是效率经营状态下合理成本与适当利润的加总，是保障电力资源收益的重要组成部分。核电价格确定从系统性、全局性、历史性多维度综合考虑，属于“一揽子”工程。

　　核电机组负荷因子处于较高水平。核电投资比重大，燃料成本低，从社会整体看，核电调峰的机会成本高，因此各国监管机构都最大化利用核能机组，保持核电负荷因子处于高水准，世界核学会统计数据显示近年来全球核电负荷因子都保持在80%以上。

　　各国为核电提供有利的金融、财政税收政策。核电机组的投资总额大，建设投产周期长，占用资金压力巨大。为缓解核电企业的融资压力，各国常采用提供低息贷款，对核电项目贷款进行贴息。特别是在核电企业投产商运初期，提供税收减免等各种政策，保障企业现金流，增强核电企业的经济性。如法国政府召集各大电力公司和电力密集型企业共同商讨成立Exeltium公司，与法国电力公司达成协议，由Exeltium公司筹资为法电新建电厂提供资金支持，有效控制法国电力公司融资费用，也有效应对核电电价长期不确定性问题。长期以来，俄罗斯原子能公司在运作上以及财政方面获得了政府的大力扶助。

　　存在其他多种支持方式。例如在20世纪70年代，为了保障核电站企业运行稳定收益，法国政府同时审批20台90MW的压水堆核电站，允许法国电力公司保持每年开工建设6台机组。虽然没有直接的低息贷款或信用担保，但是稳定的审批政策如同给核电市场注入“强心剂”。

　　核电价格的确定影响因素众多

　　核电电价受多种因素影响，主要有不同投资方、管理机构、电力市场差异的制约;其次是核电厂建造、机组选型、设备供应、运行管理对发电成本的影响。一种电价机制的确立和正常运作，在一定程度上还与所在国或地域电力市场的供求平衡有关。此外，成本、合理利润、对用户公平的原则及其权重的差异，电力公司与发电厂商的关系以及各地物价、消费水平的不同等，都是造成多电价的因素，我国分省电力标杆电价也是一种突出的例证。

　　长期看，核电具有较强的经济性

　　从欧美等国的经验来看，核电在一定的边界条件上具有很强的经济性，是替代传统化石能源的有效选择。以法国为例，法国核电电价仅是传统煤电电价的60%。由于大量使用核电，法国早已实现能源独立，而且每年输送约18%～20%的电力到荷兰、德国、意大利和比利时等国，电力出口实现收入近30亿欧元。法国温室气体排放量相对较低，发展核电使法国减少排放约3.45亿吨二氧化碳，而其度电的碳排放量仅是英国或者德国的1/10。对于法国而言，较低的核电电价是防止本国工业外迁的一个重要砝码。此外，在福岛核事故发生之后，日本核能发电量的降低导致国内电价上涨，政府逐步重启核电后，电力价格稳步下降。