新電改后國內核電市場經營探討

□李明陽

一、行業情況簡介

隨著2015年3月15日國務院正式頒布《中共中央、國務院關于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發[2015]9號)，我國“新電改”工作正式拉開帷幕，整個核電行業面臨著前所未有的機遇和挑戰。新政重點對我國電價改革、電力交易體制改革、用電計劃改革和售電側改革等方面給出了指導性的意見。從長遠來看，為我國電力系統健康可持續發展指明了道路，逐步健全電力行業“有法可依、政企分開、主體規范、交易公平、價格合理、監管有效”的市場體制。市場競爭性的引入，在迫使發電企業降低生產成本、提高生產效率的同時，也增強用電企業的議價能力，帶動供電服務質量的改善。而作為核電企業，在歷經了“一廠一價”(1991年～2013年)和“標桿電價”(2013年至今)兩個定價標準[1]，以及福島核事故的沖擊之后，如何在新電改政策的形勢下，兼顧核電企業的安全性和經濟性，對核電企業可持續發展提出了更高的要求。

二、核電企業面臨的困難

安全是核電企業的生命線，在福島事故之后，國家對核電技術路線的研究和審批更加的嚴苛。三代核電技術盡管較二代核電技術成熟，但在同樣的發電量條件下，三代核電技術在增加反應堆的安全性和可靠性方面花費了更多的資金，目前國內已建成核電機組投資成本在每千瓦1～1.8萬元之間[2]，但以田灣核電3、4號機組為參照，三代核電技術的造價已突破該上限，達到每千瓦約1.95萬元。一方面是核電建造成本的增加，另一方面是市售電量占比對上網電量的沖擊。因此，核電企業應在“新電改”政策下，亟需更加積極地爭取調控政策支持力度，更加嚴格地控制成本，提高經濟效益，同時需深入進行市場分析，快速調整經營策略，深化經營體制改革，制定降本增效的有效措施。

三、核電企業采取的應對措施

目前，新電改政策頒布已有四年，各大核電企業均已初步完成市場營銷策略的調整，本文主要從以下六個方面論述。

(一)成立售電公司，建立售電網絡。根據新電改政策，傳統供電公司、發電公司以及社會資產企業等均可申請和投資成立售電公司，開展售電業務、附加增值服務以及社會普遍服務[3]；但售電公司作為新的市場主體，需要不斷探索和適應新的市場機制和運營模式，并獨自承擔由于供給側和需求側波動帶來的市場風險。筆者認為，可以重點關注以下幾個方面：第一，抓住國家核電消納政策，爭取較好的計劃電和市場電配比，實現全部發電滿消目標。以田灣核電為例，2018年1～4號機組計劃總發電量為230.5億千瓦時，其中江蘇省工信廳安排的市場電為43.02億千瓦時，市場電占比18.66%；第二，充分做好行業調研以及市場分析，預判各省市地區的電力市場形式，分析競爭對手，制定電力營銷策略；第三，加強客戶的開發與維護，提前掌握客戶需求，積極與客戶簽署購電協議；第四，加強政策研讀，密切關注電力市場改革進展，爭取國家增量配電試點，可積極參與各省電力交易中心股改，有利于相關信息的掌握和分析；第五，抓住電力現貨市場建設契機，加強現貨交易等培訓學習，培養具備創新能力和專業能力的營銷隊伍；第六，探索售電公司的經營模式，逐步由基本電力銷售模式向附加增值服務模式轉變。

(二)加強投資管理，降低建設成本。現階段我國的核電技術路線已完成從二代向三代跨越，在福島后國家對核安全要求更高的形勢下，待建核電站需要選擇更為先進的技術，并滿足更加嚴格的安全標準。核電站相關安全成本目前已經達到總概算的15%～20%，伴隨著“標桿電價”以及新電改政策的頒布，控制核電投資和建造周期，就成為降本增效的首選措施。由于核電建設的歷史原因，目前已建成并投產的核電機組大多享受過“一廠一價”的定價標準，缺少來自市場的競爭，也就變相導致了在核電建設期間投資控制水平不高、成本控制意識不強等問題的產生。為此，需要建立核電機組建造周期的經濟評價機制，加強和優化項目建議書、初步可行性研究、項目可行性研究、初步設計、建造準備、設備采購、土建施工、安裝調試各環節的投資控制管理機制與方法的研究。此外，做好項目進度控制管理，通過關鍵成功因素法分析影響進度計劃的敏感因子，進一步降低和控制核電投資建設成本。

(三)優化運行管理，增強運行效率。對于已經投入商運的核電機組，建設期成本已經固化，除去折舊費、財務費用、燃料費用、工資成本、貸款利息等，想要降低生產期的成本，只有通過優化運行管理。在保證安全穩定運行的前提下，降低運行成本，提高運行效率。筆者認為降低運行成本，可以從以下幾個方面來入手。

1.設備國產化替代。目前國內核電機型大多使用國外先進的技術，例如俄羅斯的VVER、美國的AP1000、法國的EPR、加拿大的CANDU等。如蒸汽發生器、穩壓器、主泵等大量的核心設備均使用國外廠家提供的設備，如何在確保穩定運行的前提下，實現國產設備的替代，將大幅度降低設備采購費用和監造費用，是未來降低成本的重要途徑之一。

2.長周期換料管理。根據堆芯設計準則和目標，加強堆芯燃料管理，積極進行長周期燃料循環設計，從而減少壽期內大修次數，提高燃料使用效率。

3.優化機組大修管理。加強大修進度計劃管理，合理分配大修設備檢修項目，減少大修工期。

4.機組安全運行管理。加強運行人員、維修人員以及檢修承包商的技能水平和安全管理，強化風險意識，降低機組非計劃停堆停機次數。

5.機組延壽研究。積極開展在役機組的延壽研究。延長機組服役時間，但需要經過嚴格的設計論證，確保符合核安全管理要求。

6.其他技術改造。積極開展機組系統和設備的升級改造研究，對可用更加先進技術替代或國產化需要的系統或者設備實施技改，增強機組的安全性和穩定性，提高機組能力因子。

7.備品備件庫存優化。優化備品備件庫存管理，結合設備分級管理要求，選擇高效的維修策略，結合設備關鍵度、采購周期及消耗量，可通過數學模型，主動識別并提出采購建議，有效降低庫存，節約庫存成本。

(四)建設核蓄風光，實現產業互補。“核蓄風光”指的是核電站、抽水蓄能電站、風力電站和光伏電站。核電企業可以充分利用自身廠址條件，建立核蓄風光產業，例如在山體斜坡或廠房屋頂布置分布式光伏電站，在周邊海域建立海上風電等。下面以抽水蓄能電站為例，簡要介紹新能源發電如何為核電企業產生優勢互補的經濟效益。抽水蓄能電站的建立，對于核電站而言，不僅可以有效解決調頻調峰期間機組發電能力的減少，而且也避免了為滿足電網調峰調頻要求而對機組的安全穩定運行帶來的不確定性。其所產生的電能，不僅可以用于機組大修停堆停機期間廠用電的使用，也可以納入市場化銷售，電價可按照容量電價和電量電價執行。因抽蓄電站的投資額一般不高，核蓄一體化運營模式能充分優化核電運行，避免停機停堆風險，保證核電應有的負荷因子。既有利于提高核電企業自身的安全效益和經濟效益，同時也能創造較好的投資收益。

(五)立足國內市場，推行自主配套。截至2018年12月31日，我國投入商業運行的核電機組共44臺(不包括臺灣地區)，裝機容量達到44645.16MWe(額定裝機容量)。目前國內兩家較大的核電上市公司——中國核能電力股份有限公司和中國廣核電力股份有限公司，兩大核電龍頭企業下設有諸多核電發電企業、核電運營企業以及核電技術服務企業。如此大體量的核電技術服務市場，在符合國家招標投標相關法規的前提下，如果可以利用優勢資源完成內部自主配套，將極大地節約成本，提高經濟效益。從1985年開工建設的秦山核電開始，我國已經有將近40年的核電建設和運營經驗，除核電站建設期間的設計、土建和安裝工程以外，各大核電企業已培養了一大批核電專業技術人才和隊伍，在核電生產準備、調試、運行、維修、培訓、技術支持、設備管理、設備無損檢測、數字化核電技術研發、特定機型的技術研究、技術改造等方面均取得了驚人的成果和豐富的經驗。核電企業可將上述成果和經驗產品化，將這些優勢資源用于內部自主配套使用，參與到市場化的競爭當中，借著新電改的政策之風，擴大自身營業范圍，調整自身經營結構，從而增強市場競爭力。

(六)尋求多元合作，開拓國外市場。根據國際原子能機構(IAEA)數據顯示，截至2018年12月，全世界有30個國家共454座核反應堆在運行，正在建造的有54座核反應堆。可見，國外核電市場有著龐大的體量，中國核電企業作為全球核電領域的后起之秀，可依托多種設計堆型技術服務經驗，優先尋求國外優質核電企業合作，建立長期友好的戰略合作關系。以占據全球半壁江山的俄羅斯VVER機組為例，俄羅斯ROSATOM公司未來10年(2018～2028年)的核電訂單已經超過1,300億美元，全壽期內訂單達到2,000億美元。盡管ROSATOM在海外有較多項目、海外項目運作經驗也十分豐富，但其在資金籌措和人員準備等方面受到制約，無法全面迅速地覆蓋其戰略布局，為此也亟需尋找合作伙伴。一方面，核電企業可繼續推介國內優質的技術服務，如我國VVER堆型的核電企業可梳理優質的技術服務產品，與俄羅斯簽訂戰略合作協議，依托ROSATOM所占有的市場份額，逐步打開VVER核電市場，為企業創造利潤。另一方面，可以直接向國外市場推介我國自主知識產權的三代核電技術“華龍一號”，并帶動核電設備出口和核電技術服務出口。

此外，我國核電企業擁有多年的核電運營管理經驗，配合國內優質的設計研究院、設備制造廠家和工程建設單位，能夠形成集技術設計、項目建造、設備采購、設備調試、系統調試、運行人員培訓、技改服務等為一體的供應鏈。可根據國外項目情況，積極推進合作主體多元化，建立一體化運作模式，積極響應國家核電“走出去”戰略政策。