新电改后国内核电市场经营探讨

□李明阳

一、行业情况简介

随着2015年3月15日国务院正式颁布《中共中央、国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9号)，我国“新电改”工作正式拉开帷幕，整个核电行业面临着前所未有的机遇和挑战。新政重点对我国电价改革、电力交易体制改革、用电计划改革和售电侧改革等方面给出了指导性的意见。从长远来看，为我国电力系统健康可持续发展指明了道路，逐步健全电力行业“有法可依、政企分开、主体规范、交易公平、价格合理、监管有效”的市场体制。市场竞争性的引入，在迫使发电企业降低生产成本、提高生产效率的同时，也增强用电企业的议价能力，带动供电服务质量的改善。而作为核电企业，在历经了“一厂一价”(1991年～2013年)和“标杆电价”(2013年至今)两个定价标准[1]，以及福岛核事故的冲击之后，如何在新电改政策的形势下，兼顾核电企业的安全性和经济性，对核电企业可持续发展提出了更高的要求。

二、核电企业面临的困难

安全是核电企业的生命线，在福岛事故之后，国家对核电技术路线的研究和审批更加的严苛。三代核电技术尽管较二代核电技术成熟，但在同样的发电量条件下，三代核电技术在增加反应堆的安全性和可靠性方面花费了更多的资金，目前国内已建成核电机组投资成本在每千瓦1～1.8万元之间[2]，但以田湾核电3、4号机组为参照，三代核电技术的造价已突破该上限，达到每千瓦约1.95万元。一方面是核电建造成本的增加，另一方面是市售电量占比对上网电量的冲击。因此，核电企业应在“新电改”政策下，亟需更加积极地争取调控政策支持力度，更加严格地控制成本，提高经济效益，同时需深入进行市场分析，快速调整经营策略，深化经营体制改革，制定降本增效的有效措施。

三、核电企业采取的应对措施

目前，新电改政策颁布已有四年，各大核电企业均已初步完成市场营销策略的调整，本文主要从以下六个方面论述。

(一)成立售电公司，建立售电网络。根据新电改政策，传统供电公司、发电公司以及社会资产企业等均可申请和投资成立售电公司，开展售电业务、附加增值服务以及社会普遍服务[3]；但售电公司作为新的市场主体，需要不断探索和适应新的市场机制和运营模式，并独自承担由于供给侧和需求侧波动带来的市场风险。笔者认为，可以重点关注以下几个方面：第一，抓住国家核电消纳政策，争取较好的计划电和市场电配比，实现全部发电满消目标。以田湾核电为例，2018年1～4号机组计划总发电量为230.5亿千瓦时，其中江苏省工信厅安排的市场电为43.02亿千瓦时，市场电占比18.66%；第二，充分做好行业调研以及市场分析，预判各省市地区的电力市场形式，分析竞争对手，制定电力营销策略；第三，加强客户的开发与维护，提前掌握客户需求，积极与客户签署购电协议；第四，加强政策研读，密切关注电力市场改革进展，争取国家增量配电试点，可积极参与各省电力交易中心股改，有利于相关信息的掌握和分析；第五，抓住电力现货市场建设契机，加强现货交易等培训学习，培养具备创新能力和专业能力的营销队伍；第六，探索售电公司的经营模式，逐步由基本电力销售模式向附加增值服务模式转变。

(二)加强投资管理，降低建设成本。现阶段我国的核电技术路线已完成从二代向三代跨越，在福岛后国家对核安全要求更高的形势下，待建核电站需要选择更为先进的技术，并满足更加严格的安全标准。核电站相关安全成本目前已经达到总概算的15%～20%，伴随着“标杆电价”以及新电改政策的颁布，控制核电投资和建造周期，就成为降本增效的首选措施。由于核电建设的历史原因，目前已建成并投产的核电机组大多享受过“一厂一价”的定价标准，缺少来自市场的竞争，也就变相导致了在核电建设期间投资控制水平不高、成本控制意识不强等问题的产生。为此，需要建立核电机组建造周期的经济评价机制，加强和优化项目建议书、初步可行性研究、项目可行性研究、初步设计、建造准备、设备采购、土建施工、安装调试各环节的投资控制管理机制与方法的研究。此外，做好项目进度控制管理，通过关键成功因素法分析影响进度计划的敏感因子，进一步降低和控制核电投资建设成本。

(三)优化运行管理，增强运行效率。对于已经投入商运的核电机组，建设期成本已经固化，除去折旧费、财务费用、燃料费用、工资成本、贷款利息等，想要降低生产期的成本，只有通过优化运行管理。在保证安全稳定运行的前提下，降低运行成本，提高运行效率。笔者认为降低运行成本，可以从以下几个方面来入手。

1.设备国产化替代。目前国内核电机型大多使用国外先进的技术，例如俄罗斯的VVER、美国的AP1000、法国的EPR、加拿大的CANDU等。如蒸汽发生器、稳压器、主泵等大量的核心设备均使用国外厂家提供的设备，如何在确保稳定运行的前提下，实现国产设备的替代，将大幅度降低设备采购费用和监造费用，是未来降低成本的重要途径之一。

2.长周期换料管理。根据堆芯设计准则和目标，加强堆芯燃料管理，积极进行长周期燃料循环设计，从而减少寿期内大修次数，提高燃料使用效率。

3.优化机组大修管理。加强大修进度计划管理，合理分配大修设备检修项目，减少大修工期。

4.机组安全运行管理。加强运行人员、维修人员以及检修承包商的技能水平和安全管理，强化风险意识，降低机组非计划停堆停机次数。

5.机组延寿研究。积极开展在役机组的延寿研究。延长机组服役时间，但需要经过严格的设计论证，确保符合核安全管理要求。

6.其他技术改造。积极开展机组系统和设备的升级改造研究，对可用更加先进技术替代或国产化需要的系统或者设备实施技改，增强机组的安全性和稳定性，提高机组能力因子。

7.备品备件库存优化。优化备品备件库存管理，结合设备分级管理要求，选择高效的维修策略，结合设备关键度、采购周期及消耗量，可通过数学模型，主动识别并提出采购建议，有效降低库存，节约库存成本。

(四)建设核蓄风光，实现产业互补。“核蓄风光”指的是核电站、抽水蓄能电站、风力电站和光伏电站。核电企业可以充分利用自身厂址条件，建立核蓄风光产业，例如在山体斜坡或厂房屋顶布置分布式光伏电站，在周边海域建立海上风电等。下面以抽水蓄能电站为例，简要介绍新能源发电如何为核电企业产生优势互补的经济效益。抽水蓄能电站的建立，对于核电站而言，不仅可以有效解决调频调峰期间机组发电能力的减少，而且也避免了为满足电网调峰调频要求而对机组的安全稳定运行带来的不确定性。其所产生的电能，不仅可以用于机组大修停堆停机期间厂用电的使用，也可以纳入市场化销售，电价可按照容量电价和电量电价执行。因抽蓄电站的投资额一般不高，核蓄一体化运营模式能充分优化核电运行，避免停机停堆风险，保证核电应有的负荷因子。既有利于提高核电企业自身的安全效益和经济效益，同时也能创造较好的投资收益。

(五)立足国内市场，推行自主配套。截至2018年12月31日，我国投入商业运行的核电机组共44台(不包括台湾地区)，装机容量达到44645.16MWe(额定装机容量)。目前国内两家较大的核电上市公司——中国核能电力股份有限公司和中国广核电力股份有限公司，两大核电龙头企业下设有诸多核电发电企业、核电运营企业以及核电技术服务企业。如此大体量的核电技术服务市场，在符合国家招标投标相关法规的前提下，如果可以利用优势资源完成内部自主配套，将极大地节约成本，提高经济效益。从1985年开工建设的秦山核电开始，我国已经有将近40年的核电建设和运营经验，除核电站建设期间的设计、土建和安装工程以外，各大核电企业已培养了一大批核电专业技术人才和队伍，在核电生产准备、调试、运行、维修、培训、技术支持、设备管理、设备无损检测、数字化核电技术研发、特定机型的技术研究、技术改造等方面均取得了惊人的成果和丰富的经验。核电企业可将上述成果和经验产品化，将这些优势资源用于内部自主配套使用，参与到市场化的竞争当中，借着新电改的政策之风，扩大自身营业范围，调整自身经营结构，从而增强市场竞争力。

(六)寻求多元合作，开拓国外市场。根据国际原子能机构(IAEA)数据显示，截至2018年12月，全世界有30个国家共454座核反应堆在运行，正在建造的有54座核反应堆。可见，国外核电市场有着庞大的体量，中国核电企业作为全球核电领域的后起之秀，可依托多种设计堆型技术服务经验，优先寻求国外优质核电企业合作，建立长期友好的战略合作关系。以占据全球半壁江山的俄罗斯VVER机组为例，俄罗斯ROSATOM公司未来10年(2018～2028年)的核电订单已经超过1,300亿美元，全寿期内订单达到2,000亿美元。尽管ROSATOM在海外有较多项目、海外项目运作经验也十分丰富，但其在资金筹措和人员准备等方面受到制约，无法全面迅速地覆盖其战略布局，为此也亟需寻找合作伙伴。一方面，核电企业可继续推介国内优质的技术服务，如我国VVER堆型的核电企业可梳理优质的技术服务产品，与俄罗斯签订战略合作协议，依托ROSATOM所占有的市场份额，逐步打开VVER核电市场，为企业创造利润。另一方面，可以直接向国外市场推介我国自主知识产权的三代核电技术“华龙一号”，并带动核电设备出口和核电技术服务出口。

此外，我国核电企业拥有多年的核电运营管理经验，配合国内优质的设计研究院、设备制造厂家和工程建设单位，能够形成集技术设计、项目建造、设备采购、设备调试、系统调试、运行人员培训、技改服务等为一体的供应链。可根据国外项目情况，积极推进合作主体多元化，建立一体化运作模式，积极响应国家核电“走出去”战略政策。