党的二十大报告指出，“积极安全有序发展核电”“稳妥推进碳达峰碳中和”，核电作为清洁能源的优势日益凸显。当前，电力市场化改革深入推进，经济性提升已成为核电企业适应市场化发展环境、充分发挥核电对“双碳”战略目标支撑作用的重要基础性前提。
（来源：《中国电力》 作者：郭娟娟, 沈迪, 童朴, 闫琨, 张小凡, 何防）
《中国电力》2024年第3期刊发了郭娟娟等人撰写的《中国三代核电经济评价方法与参数优化》一文。文章从评价参数、涉核费用、市场化改革、成本划分4个方面提出2011版能标需要优化调整的内容及参数，并进行了案例计算和敏感性分析。结果显示：参数调整后测算得到的平均发电成本降低5%左右；成本占比发生变化，投资成本占比降低10个百分点，燃料成本占比升高11个百分点；经济评价期和负荷因子变化对发电成本影响较大，其中负荷因子过低将会导致核电发电成本有较大比例的提高。
摘要
“双碳”目标为清洁低碳的核电提供了新机遇。《核电厂建设项目经济评价方法》（NB/T 20048—2011）（以下简称2011版能标）是核电建设项目经济评价的主要依据，2011年发布以来至今未修订。当前，核电技术、行业政策和市场环境等的深刻变化均对2011版能标相关参数的优化调整提出了新要求。从技术经济评价参数、涉核相关费用、电力市场改革及运维成本划分4个方面提出了2011版能标需要优化调整的内容及参数，并基于财务分析方法计算了参数调整前后的电价水平，对经济评价期、负荷因子、退役基金提取比例、首炉料待摊年限4个参数进行了敏感性分析。参数调整后平均发电成本降低了5%左右，经济评价期和负荷因子对降低发电成本影响更明显。
01
2011版能标简述
2011版能标是为规范核电厂建设项目经济评价工作，统一经济评价的内容、深度和要求，提高经济评价的质量和水平制定的标准，主要明确的分析方法包括财务评价（也称财务分析）和国民经济评价（也称经济分析）。本文重点针对财务评价的优化，因此主要介绍财务评价方法和评价参数的重点内容。
1.1 财务评价方法
1）成本费用。可分解为固定成本和可变成本，固定成本包括折旧费、摊销费、修理费、工资及福利费、退役基金、保险费、其他费用及财务费用等；可变成本包括核燃料费、乏燃料后处理费、材料费、水费、中低放射性废物处理处置费、核应急费等。
2）财务效益主要指售电收入，采用不含增值税的价格计算，可分别用两种方式计算，即
式中：R为年售电收入；C为机组容量；l为负荷因子；r为厂用电率；P为电价；N为机组年利用小时数。
3）相关税费。销售税金及附加估算包括增值税、城市维护建设税、教育费附加3部分。企业所得税是针对企业应纳所得税额征收的税种，财务分析时应根据税法规定，并注意正确使用有关的优惠政策。
4）盈利能力分析。以项目投资财务内部收益率（financial internal rate of return，FIRR）、项目资本金财务内部收益率和项目投资回收期为主要指标，以项目投资财务净现值（financial net present value，FNPV）、总投资收益率（return on investment，ROI）和项目资本金净利润率（return on equity，ROE）为辅助指标。
1.2 评价参数
1.2.1 主要计算参数
项目经济运营期一般按30年考虑。
根据国家现行规定，核电项目资本金不得低于工程建成投资的20%计列，一般资本金与债务资金同比例投入。
固定资产折旧年限为20~25年，一般为25年，残值率为0%；无形资产摊销年限为5年；其他资产摊销年限为5年。
根据国家现行规定，按照核电厂已投入商业运行5年以上压水堆核电机组的实际上网销售电量征收，乏燃料处理处置基金征收标准为0.026元/(kW·h)。
退役基金运营期内累计提取固定资产原值为10%。
测算上网电价时，资本金内部收益率为9%。
1.2.2 判据参数
财务基准收益率为7.0%。
标杆上网电价按《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》（发改价格〔2013〕1130号文）来执行。
02
经济评价方法改进分析
2.1 经济评价参数
2.1.1 经济评价期
当前，中国三代核电项目进入批量建造阶段，未来中国主流建设机型都将基于三代核电技术。但是，当前开展三代核电项目经济评价时，项目经济评价期一般仍按照基于二代改进型机组编制的能标推荐值30年考虑，而三代核电机组设计寿期为60年，较二代改进机组延长20年；此外，在运的二代和二代改进机组延寿工作已经启动，现行30年的经济运营（评价）期已不完全适用。故有必要根据三代核电技术的特点，对经济评价期进行适应性调整。
本文考虑寿期延长和改造资本性支出需求，建议适当延长三代核电项目经济评价期至40年，更加符合技术发展要求并与国际评价方法接轨。
2.1.2 折旧期
目前大多数核电项目还款年限均按15年计算，还贷来源以提取的折旧费为主。而三代机组因投资造价更高，实际还款年限往往延长至20年。同理，25年的折旧期、5年摊销年限也不完全适用于三代机组。结合项目经济评价期延长的因素，建议三代机组还款年限可延长至20年；折旧年限可根据三代机组60年寿期相对二代机组40年寿期延长的比例而延长至40年，其他资产摊销年限可延长至10年。
2.1.3 财务基准收益率
三代核电造价随安全性的提高上涨，同时近年来贷款利率、国债利率总体下降，社会资金成本显著降低，收益期大幅度延长，原基准收益率（财务基准收益率7%，资本金内部收益率9%）下的长期回报要求过高，不利于行业的可持续发展。因此，本文研究将财务基准收益率和资本金内部收益率分别调低至6%和8%。
2.2 涉核相关费用
2.2.1 首炉核燃料费
2011版能标将2/3首炉核燃料成本计入建设期固定资产投资，并在运营期计提折旧，一方面提高了核电项目的建造成本；另一方面变相降低了燃料成本在运维成本的占比。
核燃料的本质特征是运营期的一种特殊消耗材料，将2/3首炉核燃料成本从造价中划出可以降低比投资（核电厂每千瓦装机容量的固定资产投资），从而减轻核电业主在项目建设期间的融资压力。本文研究建议取消2/3首炉核燃料成本在建成价中计取，计入运营期成本，在前5年内摊销。
2.2.2 中低放射性废物处理处置费用
目前国家对环保的要求不断提高，中低放射性废物处理处置的实际及预期成本日益上升，本文研究认为应根据市场价格适当调高中低放射性废物处理处置费，且须考虑动态价格。根据电厂运行经验，单位体积废物中60%须处理，40%须处置，双机组中低放射性废物处理处置费用估算为1120万元/年。
2.2.3 核电厂退役基金
2011版能标按项目固定资产原值的10%在全经济评价期内平均分摊退役成本。从国际核电退役实践看，10%的计提比例过低，国际原子能机构在核电项目可行性报告准备指南中，推荐采用15%。本文研究中适当调高了核电厂退役成本计取比例至固定资产原值的15%，在运营期后20年按年折现平均计提退役费用。
2.3 电力市场改革
2.3.1 经济评价方法
2011版能标制定时中国电力市场还处于政府规制阶段，而随着电力市场化改革步伐的加快，能标中的评价方法也需要适应核电外部市场环境的变化。随着核电参与市场化交易程度逐渐加深，当地市场电价对核电项目经济性的影响越来越大，原有“提出财务效益要求，计算上网电价”的评价方式将使项目逐渐难以符合实际面临的经营环境。
研究采用更接近市场原则的新建核电项目经济评价方法，“根据项目所在地市场电价，结合项目全寿期成本，计算项目资本金内部收益率等评价指标”，将更加适应市场化条件下核电项目的投资决策，引导企业更加关注当地市场。
2.3.2 年利用小时数、辅助服务补偿机制
在“双碳”战略背景下，核电发电量占比将稳步提升，多发满发、能发尽发、不参与调峰有望成为常态，这不仅将产生核电项目年利用小时参数的调整需求，还提出辅助服务补偿机制如何体现的新问题。
本文研究了辅助服务补偿机制对电价的影响，度电辅助服务补偿费用占成本的0.3%~1.0%，并考虑将此部分费用纳入总成本费用中。同时，结合核电机组近几年整体运行情况，年利用小时数从7000 h调高至7500 h（对应负荷因子为85.6%）。
2.4 运维成本划分
2011版能标对应二代机组，运营及管理费、人工成本采用静态费率或工资总额计算。运维成本分固定部分和可变部分，其中固定部分包括流动资金贷款利息、年退役基金、人工成本、大修理费、保险费及其他费用；可变部分包括年乏燃料处理处置费、年中低放射性废物处置费、用水费及原材料费。
本文根据前面须更改的参数，对运维成本重新划分，固定部分包括流动资金贷款利息、人工成本、大修理费、保险费、其他费用及资本性支出；可变部分包括用水费及原材料费；退役基金及中低放废物处置费单独计列，乏燃料处理处置基金纳入燃料成本中。
03
案例计算
本文基于华龙一号的技术经济数据对经济评价方法建议方案开展试算，比较能标优化前后的结果，论证能标优化的必要性。
3.1 评价参数
3.1.1 2011版能标参数设置
本文的华龙一号机组相关的技术参数均取自参考文献[21]，单台机组额定电功率为1161 MW，换料周期为18个月，设计寿期为60年，电站平均可利用率为80%（对应年利用小时数为7000 h）。按基础价总投资计的资金支付进度如表1所示，数据取自中国核电2015年至2022年上半年年报披露，本文假定国内费用占基础总投资的100%，不考虑国外费用，基本技术经济参数如表2所示。
表1 项目资金支付进度（模拟值）
Table 1 Project fund payment schedule (analog value)
表2 华龙一号机组经济分析基本参数（2011版能标推荐参数）
Table 2 Basic parameters for economic analysis of HPR1000 units( parameters recommended by energy standard in 2011)
表2中核燃料价格计算详细过程见3.2节，乏燃料处理处置费按照《核电站乏燃料处理处置基金征收使用管理暂行办法》（财综〔2010〕58号）计取，中低放废物处置费、其他费用及相关税费提取标准按照2011版能标推荐参数计取。
3.1.2 能标优化参数设置
与2011版能标推荐参数相比较，优化调整后更改的参数如表3所示。
表3 能标优化调整的参数
Table 3 Optimized parameters for energy standard
本文按照双机组每年产生100 m3中低放待处理处置废物考虑，双机组暂按照每年1120万元/年计，实际处理处置成本更高，具体核算标准有待研究；资本性支出为电厂更新改造、数字化转型等费用，根据电厂初步调研结果设定为双台机组2亿/年。
3.2 核燃料费用计算
结合能标推荐的燃料成本计算方法及文献[4]中的首炉核燃料参数，可测算出两台机组2/3首炉费用约为10亿元。
平衡循环的燃料循环前段各阶段参数如表4所示，各环节成本及运营期燃料费、燃料单价计算结果如表5所示。
表4 燃料循环前段各阶段参数
Table 4 Parameters of each stage in the front of the fuel cycle
表5 燃料循环前段各阶段单价及核燃料费单价
Table 5 Price of each stage of the fuel cycle
表5中的天然铀、铀转化及铀浓缩单价来源为UxC官网，取2022年5月公布的现货价格，燃料组件加工制造费用参考文献[21]中数据，人民币兑美元汇率采用2022年平均汇率。
3.3 评价结果
参考能标的财务分析法推荐的费用计算公式及相关文献，分别采用2011版能标推荐参数和优化后的参数计算发电成本及上网电价，结果显示，能标参数优化后，测算的发电成本及上网电价较原能标参数均降低。其中，运营期平均发电成本及最大发电成本相较调整前分别降低5.32%和9.11%；在内部收益率为8%时，含税上网电价降低8.47%；在内部收益率为9%时，含税上网电价降低8.17%。
另外，若考虑辅助服务补偿机制，核电成本预计又会提高0.3%~1.0%，个别机组最高提升8%。参数优化前后的发电成本占比情况如下图1所示。
图1 参数调整前后发电成本占比变化示意
Fig.1 Variation of power generation cost percentage before and after parameter adjustment
参数调整前，投资、运维及燃料成本在度电成本中的占比分别是43%、42%、15%，其中2/3首炉料费用包含在投资成本内，乏燃料处理处置、中低放废物处理处置及退役基金包含在运维成本中。参数调整后，投资、运维及燃料的占比分别是33%、41%、26%，相较调整前的占比，投资成本占比降低了10个百分点，燃料成本占比提高了11个百分点，运维成本占比几乎没有变化。这主要是因为参数调整后，2/3首炉料费用及乏燃料处理处置基金费用包含在燃料成本内，同时负荷因子提高使得燃料消耗增多，导致燃料成本占比提高，经济评价期的延长一定程度上降低了投资成本占比。
04
敏感性分析
影响发电成本的因素较多，本文重点针对经济评价期、负荷因子、退役基金提取比例及首炉料待摊年限4个重要因素开展了敏感性分析。经济评价期的敏感性分析以原参数设置为基准，分析比较仅改变经济评价期对发电成本的影响；其他3个参数以表3调整后的参数设置为基础，保持其他参数不变，分别改变参数的取值范围，分析参数变化对发电成本及上网电价的影响。
4.1 经济评价期
保持原设置参数不变，仅将经济评价期从30年改为40年，比较发电成本的变化情况。
经过参数调整，经济评价期为40年时的发电成本相对参数调整前的30年降低了11.78%；在售电价格不变的情况下，财务内部基准收益率从8%提高到了8.89%。
结果表明，经济评价期从对30年延长为40年后，测算得到的平均发电成本明显降低，更能反映发电成本的真实水平。
4.2 负荷因子
在发电成本计算模型中，负荷因子直接影响年利用小时数和发电量，从而影响发电成本。以90%为基准，计算负荷因子在70%~100%时发电成本的变化情况，结果如图2所示。
图2 发电成本随负荷因子的变化情况
Fig.2 Change of power generation cost with load factor
计算结果说明，发电成本对负荷因子的变动较为敏感，尤其在负荷因子较低（70%~75%）的情况下发电成本提升比例更高。可见，调峰对核电经济性影响较大，若直接降低负荷因子，则发电成本将会明显提高；而核电若作为基荷电源，保持满负荷或接近满负荷运行状态，可充分体现核电的经济性。
4.3 退役基金提取比例
在保持其他因素为表3中优化调整后参数的基础上，以15%为基准，改变退役基金提取比例，保持基金提取年限为20年不变，计算得到的发电成本变化情况如图3所示。
图3 发电成本随退役基金提取比例的变化情况
Fig.3 Change of power generation cost with withdrawal proportion of retirement fund
提高退役基金提取比例对发电成本影响较小，每提高2%的比例，平均发电成本提高0.38%，最大发电成本不变。当退役基金提取比例从10%提高至15%时，平均发电成本提高0.95%，影响程度相对有限，这也说明退役基金后续还有一定调整的空间。
4.4 首炉料待摊年限
本文假定2/3首炉料费用为运营期成本，并在运营前期摊销，计算待摊年限从3年到15年变化对发电成本的影响，计算结果如图4所示。
图4 发电成本随首炉料摊销年限的变化情况
Fig.4 Change of power generation cost with amortization period of first charge
2/3首炉料待摊年限变化不影响平均发电成本，但影响最大发电成本，待摊年限越少，最大发电成本越高，待摊年限超过5年后，最大发电成本变化较为平缓，考虑到2/3首炉料在前五年可全部消耗完，因此，首炉料的待摊年限定为5年较为合理。
05
结论
本文从评价参数、涉核费用、市场化改革、成本划分4个方面提出2011版能标需要优化调整的内容及参数，并进行了案例计算和敏感性分析。结果显示：参数调整后测算得到的平均发电成本降低5%左右；成本占比发生变化，投资成本占比降低10个百分点，燃料成本占比升高11个百分点；经济评价期和负荷因子变化对发电成本影响较大，其中负荷因子过低将会导致核电发电成本有较大比例的提高。
经济评价方法优化调整后，测算的三代核电机组的平均和最大发电成本降低，更能反映真实成本水平，不仅可以缓解核电企业在还贷高峰期的压力、增加企业利润，还给未来退役基金提取、废物处理处置费用等环保成本的提高带来更多调整空间。参数调整降低了投资成本占比，提高了燃料成本占比，一方面减少了三代核电机组较高的造价对度电成本的影响；另一方面更加客观地反映了核燃料成本对核电经济性影响越来越显著的事实。因此，优化经济评价方法可以更加客观地反映技术更新换代、涉核费用成本提升、电力市场改革、运维成本划分等因素对三代核电经济性的影响，促进核电企业更加科学地进行项目评估，提高三代核电参与能源市场的经济竞争力。
