核電作為一種成熟、經濟、安全和清潔的能源，越來越受到“一帶一路”沿線國家的青睞。本文在總結中核集團華龍一號國際市場開發經驗的基礎上，分析“一帶一路”沿線國家的電價機制和定價模式，并對核電市場開發進行介紹。

主要國家電價政策分析

21世紀初，世界主要國家迎來新一輪電價改革。這一輪改革的重點是將基于投資和運營成本的分類電價變為提高生產和經營效率的平衡電價。在進入國際電力市場競爭之前，美國、日本、英國、阿根廷等國家推進原國有電力行業的私有化進程，拆分電力壟斷企業，進行行業重組、不良資產管理優化和部分電力資產出售，進而形成了穩定、高透明度的電力企業。這對目前世界各國的電價政策產生了深遠的影響。而“一帶一路”沿線各國由于電力市場規模的不同，其核電的電價機制和定價模式存在差異。

一、巴基斯坦

巴基斯坦目前在運的核電站主要是恰希瑪四臺機組，包括一臺裝機容量60MWe核電機組和三臺340MWe核電機組，在建的有卡拉奇兩臺華龍一號1000MWe機組。巴基斯坦核電價格由國家能源電力管理局(NEPRA)制定。NEPRA負責決定、修改全國電力發、輸、配、售各環節比率、費用、價格等。其制定電價過程的原則是基于電廠建設成本和投資報酬率的實際情況和數據，通過公開透明的程序和盡職調查來確定發電企業合適的費用水平和回報率。

巴基斯坦核電上網電價包括容量電價和電量電價。其中，容量電價按照發電企業發電能力為計費依據，可增長部分包括建設管理成本、維修費用、電廠大修理費、發電執照更新費、電價申請費用、保險及股東權益。電量電價按照實際并網電量為計費依據，包括燃料成本和可變運維成本。發電企業通過簽訂購電協議，將國家電力采購機構、職工福利和收益參與基金的實際支出、稅收、燃料價格變動、內部電力消耗等通過電價直接轉移至購電方。巴基斯坦政府向發電企業征收營業稅和所得稅，但是購電協議中同意和認可的營業稅、所得稅等稅收將通過電價轉移至購電方。

此外，對于核電建設企業，巴基斯坦政府自2017年6月起免征核電建安材料反傾銷稅，同時在核電電量電價上給予比燃煤機組更多的稅收優惠，用以補償核燃料更換和運行維護等可變成本。

二、阿根廷

阿根廷目前在運的有三座重水堆核電站，分別是裝機容量為357MWe的加壓重水堆阿圖查1號機組，745MWe的阿圖查2號機組和648MWe的恩巴爾斯CANDU-6型機組。阿根廷國家電力委員會(ENRE)負責制定包括核電電價、燃煤電價等在內的電價政策。ENRE采取開放電價、自由競爭的策略，允許發電企業通過合同單獨向大用戶和配電公司售電，同時允許他們在實時并網的市場中買售電，還可以出售電廠額外的增值服務。但是輸配電電價必須受到政府和非盈利性的第三方監管公司(CAMMESA)監管。

阿根廷核電上網電價可分為容量電價、電量電價及補償電價三部分。其中，容量電價按照核電建設投資成本確定，電量電價按照運營可變成本確定，補償電價按照合同電量與實際發電量的差額確定。同時，ENRE要求CAMMESA每三個月提供市場參考購電批發價進行審核，輸配電電價每三個月按照審核通過的購電批發價執行。

此外，對于核電電價，阿根廷政府專門制定了與貸款利率和消費價格掛鉤的電價調節機制，使得電價隨貸款利率的浮動進行調整，避免因銀行長期利率變化而帶來的損失，并抑制在運行維護過程中通貨膨脹帶來的影響。

三、英國

英國現役核電站共有9座，包含14臺裝機容量1000MWe以上的改進型氣冷堆和一臺裝機容量1198MWe的壓水堆(賽茲維爾B核電站)。這些機組在2020-2040年間相繼到達退役時間，屆時將會產生接近18GWe的電力缺口。自2013年開始，英國政府積極出臺相關核電規劃，明確提出核電在英國能源結構中所占比重將從目前的20%提升至2050年的40%-50%。

英國能源與氣候變化部(DECC)明確，英國核電上網電價執行差價合約(CFD)。差價合約(CFD)核心內容是發電企業將按市場參考價格和合約約定價格孰高來返還電力收入或獲得補償，從而獲得長期穩定的收益。該合約體系目的是激勵核電等低碳環保型發電企業的投資，通過規避批發電價的浮動風險來使這類發電企業獲得穩定的收入。

CFD中的合約約定價是由DECC與核電企業在投資項目談判期間，基于英國公開市場售電價格加上項目成本分析、雙方認可的財務模型中列載的費用及假設而確定。市場參考價格按照英國市場平均電價確定。英國核電行業采用兩個市場指數的加權平均價格作為市場參考價格，即N2EX英國電力衍生品半年度合約價格和LEBA英國半年遠期售電合同價格的加權每日平均數。N2EX合約價格聯系著北歐電力交易所和納斯達克OMX商品交易所在英國電力市場建立的合約體系，而LEBA英國半年遠期售電合同價格來源于英國主流的LEBA會員經濟商的每日交易數據。這兩個數據均能充分反映英國電力市場的實際交易價格。

四、印度尼西亞及越南

作為東南亞較大的經濟體，印度尼西亞(以下簡稱“印尼”)和越南尚未建成運行的核電站，但是已經相繼提出建設核電站的設想與初步規劃。兩國政府雖然就不同的能源利用類型、不同的發電站裝機容量提出了不同的最高限價，但是卻區別于中國制定的“標桿電價”。其核電上網電價機制可參照按BOT或BOOT模式建設的燃煤機組的購電協議(PPA)定價模式。

根據PPA定價模式，印尼和越南電價主要由容量電價、電量電價和附加電價三部分構成。其中容量電價和電量電價的定義與上述對應巴基斯坦電價的定義相同。BOT公司將每月收到國家電力公司支付的容量電價，同時當地政府將按照電量電價補償BOT公司在計費周期內的變動運營和維護成本。附加電價主要是用來補償BOT公司各項管理和財務費用，包括由于政府或國家電力公司逾期付款產生的逾期利息、調整電價、額外電價和其他電價等。

主要區域投資分析

核電項目由于成本投入高、建設周期長、投資回收風險高，需要給予特別的關注。根據“一帶一路”沿線國家不同的核電電價政策，我國在核電出口競爭中需要制定不同的投資策略。

一、中南亞市場

隨著中南亞市場經濟的發展，供電負荷快速增長，巴基斯坦為代表的中南亞市場電力需求旺盛。通過充分利用巴基斯斯坦政府對核電的稅收優惠政策，將商務和融資成本與當地電價進行掛鉤，明確約定有利的電價浮動機制和制定電價匯款周期為月結算機制，可以有效控制投資風險。

二、東南亞市場

購電協議PPA的定價模式中附加電價是未來核電企業投資過程中不可忽視的重要因素。由于東南亞尚未形成統一的電力市場，政府對電力市場的監管力度不夠等，逾期付款的情況隨時可能發生。核電投資企業需要充分利用PPA協議，分別以附加電價作為支付逾期付款利息及違約責任的擔保，以容量電價作為政府信用及當地電力大客戶電費賬戶的擔保，以電量電價作為燃料循環供應的擔保來加速回收投資成本，進而實現收益。

三、拉美市場

阿根廷等拉美核電市場的私有化程度和電價開放程度較高，競爭環境較為激烈。在核電項目投資過程中不能簡單地依賴于市場電價進行資本回收，需要與阿根廷政府簽訂有利的回收政策，特別是擴大補償電價和稅收返還在投資回收中的比例。同時，核電投資企業適應阿根廷政府在電價監管中采用的服務質量控制和價格上限法，利用不平衡報價動態調整核電項目的建設和運維成本。

四、歐洲市場

由于英國等歐洲電力市場發達，核電投資企業需要充分利用英國差價合約的電價模式，在投資過程中與當地政府商談市場體制下更為優惠的電價保障體制。通過與當地電力供應商成立合資公司，建立完善更為全面的風險控制清單，轉移部分核電投資回收風險。同時，考慮建設核電項目時要考慮核電項目的后續增值服務，帶動促進后續項目的開發。

作者:顧有為 (中核集團中國中原對外工程有限公司)