中国核电的商业模式和经济性特点

单一核电站层面

单一核电站，其商业模式非常类似于大型 水电项目，其经营过程是电力市场需求分 析、项目选址、建设、发电运营、退役， 经历约 10 年建设(包括前期工作)+40(二 代、二代+机组)或 60(三代机组)年运 行+20 至 40 年延寿+10 年退役的时间;其 财务特点是投资巨大(单位造价高)，固 定成本高(包括折旧、贷款利息、退役基 金)，运营成本相对较低，盈利前低后高 并取决于安全质量保证下的发电上网业绩; 产品价格固定，由国家价格管理部门核定 并保持在运行期内基本不变;客户(电网) 稳定，按国家政策优先安排发电，价格较 低;电站业主是电站建设和运营的第一安 全责任人，需要具有国家核安全部门颁发 的建设许可证和运行许可证;电站的投资 者在建设期投入资本金后，从电站投产起 获得利润分红，其内部收益率 IRR 经历由负转正的过程，在投产 25-30 年后达到国 家核定电价下 IRR=9%的水平。

同时可以看到，核电站在投产约 8 年开始， 利润稳定增长，使 ROE(净资产收益率) 达到 10%以上水平。每个核电站、水电站 都有这样一段“黄金时期”。但此时 IRR 还 是负值，直到约 13 年时才转正。过了十几 年“黄金时期”后，电站设备开始老化，运行 难度加大，维修任务加重，还要进行大量 的设备更新换代，加上人工成本和燃料价 格上升，使运行维修费用和折旧增加，电 站的经济效益又有少量降低。

以核电为主业的企业集团层面

作为核电项目公司的控股股东，企业集团 的身份既是核电项目的策划者、建设组织 者、运营监督者、核责任承担者，又是核 电项目的股东，需要承担投资风险和对核 电站的行政管理、安全质量监督管理责任， 并与核电项目公司的其他股东一起获得项目公司盈利的分红，并向国家财政上缴中 央企业经营利润。

所以， 核电企业集团的身份特殊，包括管 控核电站的政治责任、安全责任和最终经 济责任。核电企业集团应该成为以“国家能 源战略和核电发展规划为引导、核安全基 础上的治理管控为主体、多种资本配置为 手段”为特征的国有资本投资公司。

集团要负责和保持与国家和地方政府的良 好沟通报告关系，对全国关心核电安全和 发展的民众的宣传互动体系，等等。

为了应对市场化挑战，核电企业集团需要 有很好的市场化经营能力，健全的风险防 控体系，健康高效的资金保障能力和融资 平台，较强的相关产业孵化和培育能力。

为了防范核电的系统性风险，核电集团需 要在相关多元化经营方面进行策划。如在 核电产业链上下游发展:上游，燃料供应(天然铀生产采购和组件加工)、核电工 程设计施工、高端核电设备(如 DCS、PMC、 3R)研发制造、退役等，同时慎重进入重 大核电设备制造环节;下游，抽水蓄能(核 蓄联营)、电池蓄能、售电公司、电力大 用户参股、碳排放交易等。同时，围绕核 心主业形成多业务板块协同发展格局，如 可再生能源建设运营、合同能源管理 EMC、 节能管理、核技术应用、金融控股、“走出 去”国际化发展等。

核电行业层面

核电行业的领导部门(政府机构、监管机 构、行业协会等)，承担着国家赋予的国 家安全责任(能源安全+核安全+政治安全)， 要针对全行业的系统性风险的特点，组织 业内的企业共同应对风险，共同认识、共 同承担“敬畏核安全，保护核安全”的责任， 共同宣传核电，对关心核电安全和发展的 民众给予正确的知识教育和引导。

政府主管机构要制定政策、组织评审、制 订标准、实施监管、处理应急;要按照国 际标准制订中国的行业技术标准，使行业 内始终保持高科技、高素质、重视责任、 重视风险的特质;坚持进入核电的高门槛， 严格审批、严格控制进入资质，在行业成 熟度不够时不过分强调市场化竞争，防止 恶性价格竞争导致的低质量;在投资引导 上注意投资者的理念的相合性和长期稳定 性。这体现出不同于其它行业的对所属企 业的严格监管和国家级责任。

核电商业模式的可持续性

核电发展的市场的可持续性，表现在核电 的燃料供应具有安全性和稳定性。同时， 新电改六大配套文件之《关于有序放开发 用电计划的实施意见》中，明确核电为二 类优先保障发电。

从核电作为清洁能源的环境优势和全成本 经济性特点看，市场的接受度是会逐步提高的。2016 年开始，核电参与电力市场改 革，参与地方电力直接交易的核电机组， 其上网电价分为两部分，即原核准上网电 价(保障内电量)和市场化上网电价(保 障外电量)。从长期看，核电需要通过规 模化、国产化发展，降低造价和运营成本， 并经过设计和改造，具备降负荷、调峰能 力，从而扩大参与市场供应和竞价的能力， 逐步实现市场化定价。

商业模式的创新，对克服三代核电的高造 价、市场适应性降低的缺点至关重要。可 以考虑强化建设和运营的专业化、集约化 水平，国产化、批量化采购，境内外融资 结合，延长折旧期，核蓄联营，超发收益 分成，参加大用户交易，进入碳交易市场， 等等。

因此，国家级的责任特殊性把核电企业、 集团和行业领导机构联在一起，形成一个 责任共同体。三层次的核电商业模式体现 了这一特点。

中国核电经济性特点

( 一) 核电建设投资成本高。 建设核电工程项目需要投入高昂的资金成 本和耗费数年时间，主要包含前期策划、 可行性分析、设计、采购、设备制造、施 工安装、调试、运营等一系列工作，而且 基本上核电站从选址到国家审批允许动工 就需要等待 5 年左右的时间，并且在动工 之后还要耗费 5 ~ 10 年的时间去建设与投入生产。不难看出， 核电站的建设周期极为漫长以及投资巨大， 而且为了保证建设的完全性，还需要在技 术方面有极大投入。从当前中国核电建设 实际情况来看，目前已实现商用的核电站 机组多属于“二代半”技术，机组造价基本在 12000 ~ 14000 元/kW 之间，目前在建 的为“第三代”技术，造价要比上一代更高， 达到 20000 元/kW，而同期建设的燃煤电 厂造价基本为 3500 ~ 4000 元/ kW。一座拥有两台机组的核电站，其整体建设投入将超过 250 亿元，可见成本之高。

( 二) 燃料成本较低。 相较而言，核电生产的燃料成本并不高， 这一点也是其能够在全世界得到大规模商 用与推广的重要原因，数据表明一座拥有 两台机组的百万千瓦级别的核电站，每年 消耗的燃料量( 以金属铀为主) 只有 50t 左右。立足发电成本层面去看，中国当前 的“二代半”机组的预期换料成本为 65 元/( MW·h) ，就算加上乏燃料 处理费用 30 元/( MW·h) ，整体成本也只 有 95 元/( MW·h) 左右。而同期建设的百 万千瓦级别的燃煤电厂的燃料投入成本在 250 元/( MW·h) 左右。

( 三) 特有的后端乏燃料处理成本。 核燃料并非单次使用后便弃掉，能够重复 使用一定时间，直到裂变产物效应导致燃 料无法发挥作用而弃之，不过乏燃料组件 当中的易裂变元素的含量还很高，能够通 过处理、再富集而再度制造为燃料组件，实现循环利用。以低富集铀轻水堆举例， 乏燃料当中基本上有 0. 8% 的铀 235，对 其进行回收利用后能够节省 15% ~ 20% 的天然铀燃料投入，如果加上钚的回收利 用表现，最高可节省 35% ~ 40% 的天 然铀，整体上能够让铀资源利用效率提升 0. 8% 以上。当然，理论是美好的，但现 实是每提取 1kg 铀的乏燃料处理费用在 7000 ~ 12000 元左右，而且乏燃料处理 要投入的技术、设备极为高昂，一套设备 成本高达上百亿人民币。此外，乏燃料处 理费用还包含保管与运输方面的投入，而 核安全标准非常高，在这方面的价格也不 菲。

( 四) 负荷因子影响明显。 核电生产投入的总成本包含较高的固定成 本与相对偏低的可变成本，如果从经济风 险视角进行分析，在相同区域市场中，核 电项目维持盈亏平衡的最低负荷因子需求 要比煤电项目高，换而言之核电的市场竞 争力唯有在高负荷因子条件下才可充分展现出来。现阶段，国家审核批准的核电项 目基本上都是按照负荷因子为 85%( 换算 则是年利用时长为 7446h) 进行评估的， 而负荷因子每下降 5% ，发电成本便会上 升约 16 元/( MW·h)。

( 五) 运行维护成本相对偏高。 核电站在人员、维护等方面的投入成本也 不容小觑。鉴于核电生产技术含量较高， 所以对操纵员的技术水平要求非常高，所 有人员均须经过专业培训且需要取得从业 资格证书才能上岗。一般来讲，普通操纵 员培训时间平均在 5 年左右，而高级操纵 员则会更久。而培训需要配备全范围模拟 机，对模拟机的维护也要投入一定的人力、 物力与财力。此外，核电站的运行维修、 定期大修，都要用到高技术含量的设备与 材料，其中许多设备材料需要进口，其中 又涉及到采购、运输等投入，无形中也拉 高了核电站的总成本费用。

( 六) 投资回报周期长且风险高。

鉴于核电站建设与运行维护成本较高，所 以对投资的需求极大，但是核电站建设周 期极为漫长，还存在许多技术、审批层面 的风险以及公众对核电安全性的质疑态度， 因此相较于传统电力行业来讲，核电站的 投资回报不仅周期长，而且风险也更高。 按最理想的进程分析，从核电站的初始投 资到最后实现商用获得利润

基本上要大概 10 年时间，而后利润能够 稳步提升而保证净资产回报率超过 10%