核电电价机制改革与应对对策研究.doc

核电电价机制改革与应对对策研究　　　　 　 王世鑫 　　　核电定价机制回顾 　还本付息电价是以电力项目的实际造价为基础,测算各项成本费用，在保证补偿成本、缴纳税金和一定赢利的前提下测算出上网电价还本付息电价能从财务核算上保证企业的赢利水平 　 　具体测算方法是先计算发电成本，包括折旧、运行成本、摊销、财务费用等因素,同时计算销电税金，包括增值税、城市维护建设税、教育附加费等而销售收入是总成本费用、销售税金、销售利润之和,电价是销电收入和上网电量之比实际测算中，采用多种试算,最终测定一个能满足还贷要求的电价以进行比较分析 这种测算方法的依据为利用贷款资金建设的电站，其电价应当保证在规定的期限内还清本息,并满足还贷期间维持正常生产、应纳税款、合理利润等要求　　 　在计算中,首先假定一个上网电价,做还贷计算,当计算的偿还年限大于允许偿还年限,说明假定的上网电价低了,应提高电价,反之则降低电价,直至等于或略小于允许还贷偿还年限，这个电价即为 　 泥南轩奉上　 求得的电网电价秦山一期核电站作为我国大陆第一座核电站，其定价思路就是采用了还本付息方法 而中外合资大亚湾核电站则是特有模式电价。

广东大亚湾核电站电价收入主要用于还贷和滚动发展其上网电价的基本模式不同于其他核电项目,借鉴了国外对公用事业定价模式，采用了本－利浮动电价模式，其利润也不是按一般电厂的电价－成本=利税的方式,而是由董事会根据《合营合同》的规定予以确定 大亚湾核电站的发电成本除退役费用、乏燃料后处理费用等核专项费用外，其他成本项目与一般电厂基本相同　 　净利润P（当年税后利润),用下列方法计算出来ｐ=■×k公式中：Ｋ代表利润因子股东基金亦即股东权益,年初股东基金即为上年末股东权益,年末股东基金即上年末股东权益加上本年内未分配利润(含公益金、公积金等） 　 也就是说，该模式中每年税后利润按股东权益的某一百分比（Ｋ由董事会决定,实际上相当于净资产收益率）计算得出而如何确定每年Ｋ的水平,不是单纯地仅看当年净资产收益率，而是以股东投入资本金之时为起点,以电站投运产生利润并分派红利给股东为现金 　 泥南轩奉上 　 流入,计算在一定时期内股东所能获得的内部收益率ＦＩRR，并以该FＩRＲ的水平来调控每年的K值 　 在每一个会计年度结束后30天内，董事会审批该年度实际的总发电成本与利润总额，确定分售结算电价等。

会计年度实际的总发电成本与董事会确定的税后利润、应缴纳的所得税之和除以总分售电量之商，即为该年度的分售电价 上网电价公式=(发电成本＋净利润+所得税）/总分售电量s■＝■(c■＋d■+f■+■)其中:e■为全年上网电量，千瓦时； 　 c■为电厂运行成本,包括燃料费、乏燃料费、退役基金、运行维修、大修、人工、行政等费用；d■为年折旧费;f■为全年财务费用,包括贷款利息支出(减利息收入）、汇兑损益、银行费用等；g■为所得税率；Ｐ为净利润　　 　公式表明，大亚湾核电站上网电价是一个不确定值,由合营双方协商平衡后确定由于利润不是由电价-成本＝利税的方式确定，在一般情况下由董事会决定的利润不会因成本的变化而变化，国家的税收有保障 大亚湾核电站的电价模式，是改革开放的产物,有其特殊的背景这种模式发挥了特定的作用,其“引进外资、借贷建设、售电还钱” 泥南轩奉上 　经营方针对广东核电的滚动发展起到了积极的作用,但今后这种模式可能不再广泛使用　 　 经营期上网电价 　 现阶段应用最多的是经营期电价所谓经营期电价就是在综合考虑电力项目经济寿命周期内各年度的成本和还贷变化情况的基础上,通过计算电力项目每年的现金流量,按照使项目在经济寿命周期内各年度的净现金流量，能够满足按项目资本金计算的财务内部收益率为条件测算电价。

其计算公式： 　 　■（ci-co）■（1＋fiｒｒ)■=0ＦＩＲR为资本金财务内部收益率,n为经营期限，ｉ为经营期的年序数Ｃi为现金流入,Co为现金流出 　 经营期电价出台,主要是20０１年原国家计委以《国家计委关于规范电价管理有关问题的通知》（计价格[20２X］7０１号)为依据，针对过去还本付息电价存在的问题，对上网电价进行了清理同时因燃料、利率、部分还贷结束、折旧提完的电厂相应降低了上网电价，将按照还贷期定价的方法改为按电力项目经营期定价,将个别成本定价改为按社会平均成本定价 　 经营期电价计算主要考虑的因素: ●确定经营期限经营期一般为2０～３0年；　 　 泥南轩奉上 　　 ●确定收益率水平即资本金财务内部收益率ＦIRR一般与国债收益率挂钩并略高出一定的百分点,如８%　 ●计算成本费用以设备容量、年利用小时、厂用电率等确定发电量,据此按各种参数计算成本费用包括各种原材料的耗用、综合折旧、大修理费等，运行成本一般参照社会平均成本　 ●依据贷款合同、贷款利率等计算还贷本息　 ●计算经营期各年现金流最终满足现金净流量符合财务内部收益率要求 　　 经营期电价计算为投资者对项目投资的获利能力提供了判断基础。

同时，经营期电价按社会平均成本定价,并明确规定项目投资回报,一方面摆脱了以往以项目个别财务成本为基础的定价方法，有利于鼓励企业降低成本目前运行的核电站如秦山 二、三期，江苏,岭澳等，均采用此方法测算　 核电电价机制的改革 当前实行的经营期电价，对促进电力企业加强管理、降低成本、提高效率起到了积极作用但经营期电价仍然是在高度集中的电价管理体制下,以个别成本为基础的定价机制,不能与今后的电力市场化改革相适应因此，出台与我国电力市场化改革进程配套的新的上网电价机制势在必行特别是在电力市场化改革后，逐步引入双边协商 　 　泥南轩奉上　 　定价和市场竞价的机制,以逐步替代电力市场化改革前采取政府定价的方式 　两部制电价　 两部制上网电价是指将电价分为两部分,即容量电价(也称基本电价）和电量电价其中容量电价主要反映发电厂的固定成本,电量电价主要反映发电厂的变动成本在采取两部制上网电价的电力市场中，发电成本要通过容量电费和电量电费回收其中:固定成本主要通过（按可用容量计算）容量电费回收,运行成本主要通过电量电费回收采用两部制上网电价，可以保障发电企业一定的固定收入，对促进电力工业发展起到积极的影响。

　 核电不能像火电一样,必须满负荷运行,因此，难以适用此机制但在核电财务管理上给我们以启发对核电企业而言,尽管不适用两部制电价，但降低固定成本是有必要的一方面是实实在在降低投资，降低固定成本；另一方面从重新认识和划分固定成本与变动成本,改变传统的固定成本定义，将更多的固定成本与产量挂钩,从财务上改为变动成本，主动适应电价改革来讲意义重大 　 标杆电价 　国家中长期核电发展规划已出台，但与新的核电发展战略相适应的核电价格机制尚未形成因此，在核电规模建设已经开始的情况下，加紧研究适应核电大发展的电价机制就显得尤为必要参照目前火电 　　 泥南轩奉上 　标杆电价思路，可以尝试建立核电的标杆电价制度核电标杆电价主要有以下作用:　 一是促进核电投资增强成本意识,降低造价,提高效率核电标杆电价的确立从目标管理的角度看，等于为企业设立了一个标准，设置了价格上限价格不再取决于核电本身的成本按照经济学原理,即价格既定的前提下，追求成本最小化,必然促使企业加强成本管理（特别是工程造价的管理），提高效率 　 二是引导核电合理的布局由于各地的经济发展水平不同，并非所有地区都能适应核电的进入,会存在一个地区之间的比较优势,核电的经济性会存在较大的差异。

通过标杆电价的设定,可以使政府、企业、公众对本地区是否适合发展核电做出更加科学的分析和评价，做出科学的决策,从而促进核电建设形成合理的布局避免地区盲目争取核电项目,但从电价和电量的消化角度又存在难以解决的困难 因此，核电作为电力产品,必须考虑电力行业的社会平均成本和社会平均收益对新投产的机组,执行国家统一制定、事先公布的标杆上网电价，改变了过去以个别成本定价的做法,有利于促进核电企业加强管理，降低成本，提高电价管理的科学性和透明度 　　如何设立核电标杆电价，现阶段应结合当前实际着重考虑如下因素：　 　　泥南轩奉上　 　——不同的堆型差异目前我国实际运行和在建的核电站主要有二代及二代加压水堆、重水堆及三代压水堆等堆型不同的堆型对造价、运行成本的影响是不同的,即使同样的堆型,也有进口和国产化的不同核电标杆电价，首先要考虑堆型及技术路线的因素特别是在当前核电的引进并非完全追求经济性的前提下，更应考虑不同的堆型和技术路线带来的投资差别　 　　——不同的区域差别从目前已有核电或正在有核电的省份看,区域差别是较大的，沿海较内陆，华南较东北,即使华东地区不同的省份,如浙江较安徽等,电价的差别还是存在的,因此,即使同一堆型的核电，在不同的省份，采用标杆电价，也要考虑所在不同的区域差别对待。

　　 ——参考脱硫(脱硝)火电电价从核电的清洁性与环境友好性来说，核电电价至少应与脱硫火电标杆电价相当，特别是再考虑到火电脱硝问题,各地的脱硫加脱硝标杆电价会更高我国一次能源以煤炭为主,在各类能源中，以在建煤机的全要素成本为基础核定的各省煤电标杆价，基本上体现了当地电能力供求长期均衡的要求,从而也成了各地区核电的机会成本的最合适标志具体说,就是参照各地的脱硫火电标杆电价，考虑核电的个别因素来确定核电价格 核电企业如何应对标杆电价 　泥南轩奉上 　核电不管如何定位,有两点是普遍共识，即因“核”而突出安全性,因“电”而强调经济性，安全和经济是核电发展的根本方针核电的发展必须要适应国家整个产业的发展,同时核电也要积极应对电价机制的改革，特别是要重点思考以下因素： ——转变观念，从源头控制建造成本前几年,由于国家采用对核电支持的电价模式,核电电价不论是在机组利用小时，还是内部收益率，都体现了政策支持．今后采用标杆电价，要求我们在设计之初就要考虑成本,考虑未来的收益水平，因此在设计上、建造上，包括融资模式上都要在收入既定的前提下,事先思考如何降低造价，降低成本，增加盈利空间。

　 ——专业经营,降低电站运行成本核电的成本构成中,相当一部分如折旧、财务费用，还有按国家法规提取的乏燃料后处理费等专项费用，是相对固定的,扣除部分成本,唯一可控的就是运行成本过去核电站基本上是大业主,大而全的管理模式，在核电规模化发展后,实施专业化经营，是降低运行成本的有效途径 　 ——平滑效益,建立长远的财务模型核电在运营期内必须安全稳定地发电,在此基础上考虑未来上市的战略发展,应当建立一个长期平稳的财务模型如何建立适合核电长远发展的财务成本模型 成本费用尽可能与发电量联动挂钩固定资产折旧，其在上网电价中约占20％的比重，如按年限法提取,则作为固定费用体现，不 泥南轩奉上 管年发电多少,都固定金额提取，一旦出现计划外长期停堆,发电量剧减，势必造成年度利润的大幅波动因此，成本费用应尽可能与发电量挂钩 除固定资产折旧按产量法提取外，乏燃料后处理费、退役费、中低放废物处置费等，均可改变按量价固定提取的方式,而采用根据应提取总额折算到每千万时发电提取标准,在经营期内按发电量提取　　 贷款偿还及财务费用力争等额偿还核电投资大、负债高，因此财务费用即利息支出是相当大的，一般约占电价比重的1０~15％。

根据贷款协议规定核电在运行前期是还贷期，大多数是经营期前１5年本金等额还款，利息逐年递减，个别项目也可通过协议适当延长还款期限为建立长期。