国外核电大国采用的电价机制或定价方法各不相同，没有完全可以套用的定价机制。在我国电力市场建设不尽完善、相关法律尚不够健全、管理还不完全规范的背景下，核电站项目由政府审批，企业法人负责筹资、建造、运营，许多重要环节包括上网电价、还贷付息等都受政府监管。在这种运作机制的影响下，更多的是依照国内的实际情况，参考国内经验，沿着改革的目标循序渐进。其间，可供学习和参考的经验主要有：国内分省电力“标杆电价”实施经验，发改委和中电联组织的“核电上网电价机制研究课题组”的研究成果以及我国核电上网电价的实践积累和相关研究。

1）分省电力标杆电价机制的启示

我国电力体制改革以来，自行探索、逐渐完善的分省“标杆电价”模式，是结合国情的一种创新型电力上网电价形成机制。这一创新将为探索我国核电上网电价形成机制，提供重要的示范和参考。

2）对核电定价方案的几点看法

发改委、中电联组织成立“核电上网电价机制研究课题组”，曾于2012年年底，在对国内外核电发展、发电成本及电价机制等问题进行调研分析的基础上，就我国核电上网电价机制问题，提出了《核电站上网电价定价机制研究》报告。该报告从对商品价格基本理论的理解开始，对核电特点、经济性及其发展等方面进行了阐述，其研究成果主要是瞄准核电上网电价，设计了5种定价方案。但研究报告局限于我国尚待改革的核电管理机制、尚不统一的技术路线以及多种机型、多种造价和不同管理模式的现状，立足于已运行和在建二代机组，未充分考虑新建机组的情况，具体表现为：

（1）5种定价方案设计，与国家先后出台的“四个文件”以及“新建核电机组必须符合三代安全标准”的要求不相符，忽略了三代机组与二代机组在安全要求、工程设计、工程造价、国产化程度等方面存在的差异。

（2）所设计的电价方案对核电站投资折旧期、还贷期的设置脱离现实，不能充分体现安全高效发展核电的宗旨，将核电站折旧期延至最终寿期，40年或60年，延长了核电站还贷期限，增加利息支付，增加总发电成本。

（3）要求核电适应分省电力脱硫脱硝标杆电价（从0.529～0.250元/kWh）的大幅差异，不符合核电成本主要构成相对固定的特点，其成本摊销与上缴利税也难以符合我国现行会计法和税收政策。

（4）缺乏对三代核电安全设计及经济特性分析以及相关电价基础模型研究，部分数据取值有待商榷。

3）我国核电上网电价的实践及情况分析

（1）早期投产的商运核电项目。中外合作建造的项目有大亚湾、岭澳、秦山三期、田湾核电站，一共4个项目8台机组，工程建成价比投资和上网电价如表4—3所示。

表4-3　中外合作项目比投资和上网电价

注：大亚湾造价高、电价低，源于70％电量分售香港，国内销售部分基本未计利润；大亚湾、岭澳上网电价还享受深圳特区及高新技术待遇，其电价均低于秦山三期和田湾核电。(www.daowen.com)

以我国为主建设的项目包括自主设计在内的秦山一期和秦山二期项目，此后经国产化改进的项目如红沿河、岭澳二期等二代改进型压水堆机组。工程建成价比投资在11500～13500元/kW范围，按内部收益率9％、年发电不低于7000小时计算，以可行性研究报告规定的30年经济期测算，平均电价将在0.40元/kWh以内，按照20年运行还贷期计算，其电价稍有增加，约在0.41～0.42元/kWh范围内，如表4—4所示。

表4-4　以我为主建设的项目比投资及电价范围

秦山一期，建设于计划经济时期，始于原型堆性质，曾享受国家科研及部分建设经费支持，未使用商业信贷，其建成价为17.8亿元，比投资为5742元/kW，2003年电价为0.36元/kWh，现电价为0.42元/kWh。秦山二期建设期间，国内物价稳定，受到国家行政支持，各种取费较低，其建成价为141.7亿元，比投资为10796元/kW，2003年售电价为0.34元/kWh，现电价为0.393元/kWh。

随着有关核电建设取费标准陆续制定，工程管理日渐规范，有关电价的制定也将逐渐贴近市场。

（2）近几年投产的商运核电项目。包括红沿河3～5号机组、方家山1～2号机组、阳江1～5号机组等，宁德1～4号机组、福清1～4号机组等，工程建成价比投资为12000～12500元/kW，按可行性研究报告规定的30年经济期计算的平均电价为0.380～0.390元/kWh，预期20年运行还贷期电价在0.410～0.415元/kWh，如表4—5所示。

表4-5　近期投产二代项目比投资及电价范围

实际上，各项工程细节不尽相同，其结果与预期往往存在一定差距，如新近投运的红沿河1号机组上网获批电价为0.422元/kWh，岭澳二期上网审核电价为0.430元/kWh，明显高于可研计算值，但仍都在相关省区电力标杆电价之内。

2018年，4台三代核电技术投产，包括三门一期两台机组、海阳1号、台山核电1号，设备国产化率50％～65％，可研阶段测算的工程造价比投资为16000元/kW左右，按可行性研究报告规定的30年经济期计算的平均电价为0.440～0.450元/kWh，基本在相关省区电力标杆电价以内。由于三代核电增加了事故预防及缓解措施，提高了安全标准，并且由于首台套的因素，存在中外合作、设计变更与完善、设备研制及工期调整等环节，工期延长较多，实际工程造价达到20000元/kW，实际批复电价为广东台山一期核电项目试行价格按照0.435元/kWh执行；浙江三门一期核电项目试行价格按照0.4203元/kWh执行；山东海阳一期核电项目试行价格按照0.4151元/kWh执行，在确保安全的基础上，按照原则性满发安排上述三代核电项目发电计划。

（3）计划新建项目核电机组。按照国家核电安全规划的要求，“新建核电机组必须符合三代安全标准”，福岛核泄漏事故后，要求增加多项安全措施，核电工程造价相应增加已成必然趋势。考虑项目内部收益率9％，负荷因子≥87％的条件，调研和初步测算的主要技术经济数据如表4—6所示。

表4-6　计划新建项目核电机组技术经济数据

其中，比投资14000元/kW以下的核电项目，上网电价可以控制在0.42元/kWh的水平内，进一步国产化、标准化的三代核电机组，造价约13000元/kW，可研上网电价可下降0.01～0.02元/kWh，如比投资达15000元/kW，可研上网电价水平将超过0.460元/kWh。

以上数据，将为进一步探讨核电上网电价方案、建立核电标杆电价提供重要参考或依据。