核电价格的形成机理

一、引言

在我国新的能源发展战略中，核电已由“适度发展”转为“积极发展”，2020年的远景规划目标是：核电装机容量由目前的690万千瓦增加到4000万千瓦，占全国电力装机容量的比重，也将由目前的1．7％增加到4％。这就是说，在今后的14年间，我国要建成17个“大亚湾”，而一个核电站的建设期通常要5年以上，任务相当艰巨。考虑到我国能源安全及环保的压力越来越大，预计核电的战略地位还会进一步上升。

但我国核电的价格政策至今尚未成型。而价格是市场经济中调节资源配置的核心机制，在“厂、网分开”的条件下，没有明确、完整的核电价格政策，不仅核电的投资和规划缺乏根据，相关各方的利益关系也难以平衡，决策过程拖长，交易成本提高，“积极发展核电”的战略目标很难实现。鉴于核电参与市场竞争涉及更为复杂的制度安排，预计今后相当长的时期内，我国核电价格仍将由政府规定。但政府定价同样应以促进供求平衡、实现资源优化配置为主要目标，因而也要模拟市场进行操作。所以，深入了解核电价格的形成机理，无疑是政府合理制定核电价格政策的基本前提。

恩格斯说：“价值是费用对效用的关系。”马歇尔说“供求关系决定价格”时，“供求关系”指的不是供给量和需求量的关系，而是供给的成本与消费者的效用评价之间的关系。因此，在价值量的决定层面上，马克思经济学与西方经济学的基本思想是一样的，即：所谓合理的价格，既不单纯地取决于成本，也不完全由需求决定，而是需求与供给成本相互作用趋向均衡的结果。以这样的理论为基础，研究核电价格形成的内在机理，重点应是了解影响核电成本与需求的因素及其相互关系。

二、核电的成本及其形成特点

由于我们是在对核电价格的形成机理进行分析，因而这里所说的成本不是企业的会计成本而是经济成本，即包括正常利润(使用资本的成本)的全要素成本或称供给价格。与所有火电一样，核电的成本也主要由三大部分构成，即：建设成本、运行维护成本、燃料成本。影响上述各部分的因素，主要有设备价格、贴现率、负荷因子、建设周期、燃料价格、经营风险、核安全要求、技术路线的标准化程度和行业的集中度等。概括起来，核电的成本形成有以下几个特点：

1、隔夜成本高居各类电站之首

隔夜成本又称隔夜建设成本，是国外项目成本分析中通用的概念，指不包括建设期内资本贴现的投资成本，接近于我国的“静态投资”概念。据国际能源机构与经合组织核能署的调查，国外在运行的核电机组隔夜成本在每千瓦1000―2000美元之间。对未来10年隔夜成本的预期，各方看法不一，大概在每千瓦1000―1500美元之间。近年我国建成的核电机组，隔夜成本均在每千瓦10000元人民币以上，进口机组更高，如岭澳、秦山三期的隔夜成本可达每千瓦12000元人民币以上。而目前国内煤机的造价(隔夜成本+建设期利息)每千瓦不超过5000元人民币，燃气轮机造价每千瓦不超过3000元人民币。

2、资金成本所占比重最大

资金成本比重大，一是因为上面说的隔夜成本人，其次是建设期一般都在五年以上，贴现期长。也正因如此，核电的成本对贴现率特别敏感。由于隔夜成本高、建设期长，在核电的总成本中，建设成本所占比重最小要到50％以上(表1、表2为国际能源机构和经合组织能源署2005年对核电与各种类型火电成本构成比较的预测)。我国已建成的核电机组，建设成本所占比重则一般达60％以上。

3、负荷因子最高

核电机组如功率变化频繁，核燃料将不能充分利用，不仅造成资源的巨大浪费，也会增大放射性废物的产量，导致环保费用上升。所以，核电机组必须带基荷运行，才能保证预期的成本回收。正常情况下，核电的负荷因子应达80％以上，国外设计核电站时一般将负荷因子设定为85％，我国已建成的核电机组近几年负荷因子也都超过80％。而其他种类电源，设计的负荷因子一般都在70％以下。

4、燃料成本所占比重最小。

国外核电的燃料成本一般占总成本200／0以内，我国在运行的核电站燃料成本占总成本的比重在15％左右。而其他火电燃料成本占总成本的比重，煤电是50％左右，燃油、燃气电站则达70％―80％。核电燃料成本占总成本的比重如此小的主要原因，是以单位体积或重量计算的核燃料能量密度极高，可数百倍于煤炭，相应地大幅度降低了运输成本。而运输成本是燃料购进成本的主要组成项目之一，特别是在远离煤炭或石油、天然气产地的燃料输入地区，运输成本占燃料购进成本的比重，甚至可以高达2／3以上。

5、有一些独有的成本支出

如乏燃料费和退役费等项目的成本支出，未知因素较多，存在不确定性。

6、长期成本有较大下降空间

目前，在有的国家(如法国)，即使无公共政策支持，核电也已经具备了与常规能源发电竞争的能力。但相对而言，核电毕竟属于新兴的产业，其科技、管理、产业组织形式都在进步之中，因而长期看，成本下降的空间较大。特别是在我国，这种成本下降的空间可能更大。据计算，第一台核电机组的设计成本占隔夜成本的比重最高达35％，而我国到目前为止，基本上还是一厂一个技术路线，无法将高额的设计成本摊薄。

7、地域差异不明显

如前所述，影响核电成本的主要因素是造价，而燃料成本受运输的影响又很小，如果技术路线统一，在同一国家内，成本在地区间的差异不会很大。

三、核电的需求及其影响因素

需求由消费者的效用偏好和支付能力所决定。核电的需求，主要受核电在电力系统中的地位、外部性评价及由经济社会发展水平、产业结构所决定的电力消费结构等因素的影响。

1、核电的基本效用是提供可靠的基荷电能

核电所以有需求，首先是因为它能够为系统提供可靠的基荷电能。如前所述，正常情况下，核电的负荷因子一般可达80％以上，国外设计核电站时一般将负荷因子设定为85％，我国已建成的核电机组近几年负荷因子也都超过80％。从技术角度看，核电作为系统基荷电源无疑是最可靠的。特别是在我国，与水电相比，核电不受气候的限制，不存在枯水期问题；与煤电相比，核电燃料供应较少受国内交通状况特别是铁路运力阶段性紧张的影响；与石油和天然气发电相比，核燃料来源的不确定因素少，也较少国际政治方面的风险；至于和风能、太阳能、生物质能等可再生能源发电相比，核电的可靠性就更高了，后者根本无法与核电相比。

但核电也不是毫无负荷调节能力。核电所以必须在电力系统中带基荷运行，是因为与其他火电相比，它的固定成本最高而燃料成本最低，从系统效率的角度看，核电调峰是整个电力系统运行的不经济，进一步说，就是降低了资源配置的整体效率。

2、核电具有较强的正外部效应

外部效应也称外部性或溢出效应。从时间上看，外部效应包括两个方面：一是现实的，二是潜在的。核电的现实的正外部效应，主要是指对资源和环境的影响。我们知道，煤炭、石油、天然气是当今人类使用的基础性能源，而煤炭、石油、天然气同时又是当今化学工业的基本原料，如果用核能代替化石能源发电，无疑会使化学工业的可用资源大幅度增加。从对环境影响的角度看，核电站不排放二氧化碳等温室气体，也不排放如颗粒物、二氧化硫、氧化氮和甲烷等有害物质，增加核电在电力系统中的比重，可改善大气及其他方面的环境质量，特别是在抑制气候变暖方面，核电具有无可替代的作用。因此，随着可持续发展理念的广泛传播，社会对资源和环境的重视程度越来越高，从而导致对核电效用的市场评价也有逐步提高的趋势。例如，2005年欧盟推行碳排放交易制度后，欧洲电力市场期货电价明显呈现出与二氧化碳排放价格同步上涨的趋势(参见图1)。

核电潜在的正外部效应，是指它巨大的技术进步潜力和为根本解决能源永续利用问题所展现的光明前景。如前所述，核电行业仍是一个新兴行业，不仅在技术上具有广阔的进步空间，而且其生产的组织方式也处于快速演进之中，长期成本下降的潜力很大。此外，目前普遍使用的化石能源，无论如何节约，总有用尽之时，且预期的环境成本无法承受。所以，从现在起，人类就必须开发新能源，特别是为具备大规模替代化石能源前景的新能源开发交付“学费”。而从大规模替代化石能源的角度看，真正能够寄予厚望的，只有核能。目前，包括我国在内的世界各国，都对风能、太阳能、生物质能、核能等新能源发电给予了资助(或高价收购、或税收减免、或财政补贴)，正是基于它们所具有的这种潜在的正的外部效应。

3、核电需求的地域差异明显

如前所述，对效用的评价与消费者的偏好程度和支付能力有关。核电也不例外。由于地区间在经济社会发展水平、产业结构等方面存在差别，消费者的支付能力和对基荷电力的偏好程度必然不同，对核电效用的评价也自然存在差异。而经济和社会发展水平与消费者的支付能力是正相关关系，如果其他条件相同，对包括核电在内的整个电力的效用评价，富裕地区肯定高于贫困地区。产业结构的影响主要在于它决定着电力的需求结构。如果其他条件相同，制造业繁荣的地区，消费者对基荷电力的偏好相对就会高一些，对核电效用的评价也自然较高。

四、核电价格的形成

我们已经了解了核电的成本及其形成的特点，也分析了核电的需求及其影响因素。综合考虑上述两方面的作用和相互关系，关于核电价格的形成，我们可以得出以下几点规律性认识：

1、核电价格也是影响其成本和需求诸多因素共同作用的结果

影响核电成本的主要因素有隔夜成本、贴现率、负荷因子、建设周期、燃料价格、经营风险、核安全要求、技术路线的标准化程度和行业的集中度等；影响核电需求的主要因素有核电在电力系统中的作用、经济社会发展水平、电力消费结构、环境价值及相应公共政策支持的力度等。在其他条件不变条件下，核电价格与隔夜成本、贴现率、建设周期、燃料价格、经营风险、核安全要求、经济社会发展水平、基荷电量消费的比重、环境价值(及以此为依据的环境税费)变动方向相同，与负荷因子、技术路线的标准化程度、行业的集中度等科技与管理方面的因素变动方向相反。

2、建设成本是影响核电价格水平的关键因素

如前所述，在核电全要素成本构成中，建设成本占50％到70％。因此，无论何时何地，核电价格有无竞争力或能否为社会所承受，关键是能否有效地控制隔夜成本和建设工期。

3、相关公共政策对平衡核电成本与需求的关系举足轻重

前面说过，核电具有较强的正外部性。这些外部性的价值必须通过政府相应的公共政策才能实现。在发达国家，与核电相关的公共政策多种多样，有直接支持的，如财政补贴、税收减免、加速折旧等，也有间接支持的，如征收与环保有关的环境税费、建立相应的污染物排放权交易制度等，均不同程度地提高了核电的需求价格，使核电的正常成本得以回收，促进了核电供给与需求的平衡。

4、需求在我国核电价格形成中处于主动地位

无论何种物品，成本都是价格决定的基础，核电当然也不例外。但如前所述，价格不仅仅由成本决定，它是成本与需求相互作用而趋向均衡的结果。而在我国，核电成本形成的地域性不明显，就是说，如果技术标准是统一的，核电站无论建在那里，成本都不会有很大的差异。但需求却因地而异。经济社会发展水平、产业结构不同，对核电效用的评价也不同。因而，在成本与需求的互动中，成本是既定的因素，处于被动的地位，而需求是非既定因素，对互动结果的变化起调节作用，处于主动的地位。所以，如果说核电价格的主体是由成本决定的，那么核电具体价格与其成本的差额，就是由需求决定的。

5、并非任何地区都能容纳目前的核电成本

如前所述，就技术特性而言，在我国，核电应属于最可靠的基荷电源。但核电与煤电(特别是大型机组)之间有较强的替代性，电力系统基荷电源究竟是选择核电还是煤电，还必须做经济性比较。由于核电成本的地域差异不明显，因而决定这种比较结果的，主要是它的替代品――煤电成本(包括煤电的外部成本)的地区差异。众所周知，我国地域辽阔，而煤炭资源的分布与能源消耗的地区格局又正好相反，铁路和水运长距离输煤导致地区间煤炭价格相差悬殊，加之煤炭主要消费地区或环境容量小、或经济社会发展水平高，环境成本也相应较高，从而使我国煤电成本的地区差别，最多可达每千瓦时0．15元以上。所以，现阶段的核电成本水平，在广东、浙江、上海、江苏等煤电成本高、制造业发达从而可靠基荷电能相对稀缺的地区，容纳的空间是存在的，但在诸如山西、河南及西北等煤炭资源丰富地区，或中西部一些制造业不够繁荣地区，即使考虑同样给予现行的公共政策支持，核电的成本仍显过高，不太可能有真实的市场需求。

(作者单位：刘树杰：国家发展改革委经济研究所；陈扬、杨娟：中央财经大学)