核电在能源结构中的重要性逐步提升，随着社会的发展，安全成为核电发展的中心要义。能源“十一五”规划强调积极推进核电建设;能源“十二五”规划强调在确保安全的基础上高效发展核电，重点在东部沿海和中部部分地区发展核电;能源“十三五”规划中，强调以沿海核电带为重点，安全建设自主核电示范工程和项目。
核电上网电价机制对于核电的规划、投资、建设和运营的影响至关重要。科学、合理地制定核电上网电价机制更是核电健康发展的重要保证。当前宏观经济形势出现新的变化，电力供需转向供大于求，市场化改革也在不断深入推进，而核电也面临部分老机组退役、二代核电进入稳定运行、三代核电相继投产发电的新时期，总结国际经验将有助于我国核电定价机制适应电力市场化改革的发展，保证核电的可持续发展。
其中，法国、英国、美国、日本等国家发展核电较早，核电运行、定价以及补贴经验较为丰富，下面将对核电上网电价定价机制、财税政策、如何参与市场竞争、差价合约等方面的国际经验进行收集整理。
国际上主流的核电价格政策机制主要可分为两大类：一是以欧洲为代表的以电价补贴为主的价格机制，其特点是以新能源开发激励为着力点，辅以容量电价、负电价政策;二是以美国为代表的以配额制为主的电价政策机制，其特点是以强制新能源利用配额为着力点，辅以开发侧的财政和融资政策，包括技术研发经费投入、税收减免和融资支持政策等。
一、法国核电电价形成经验
法国是世界上核电发展历史最长、核电比例最高、核电技术最为先进的国家之一，无论是从装机容量还是从发电量的角度看，核电在法国电源结构中占据绝对主导地位。研究法国的核电价格及相关政策，对于我国核电发展具有重要的借鉴和启示作用。
在市场化改革实施前，法国实施政府管制体系和政府审批电价机制，管制电价范围包括销售电价和输配电价两种，用户可以自由选择供应商，行使选择权的用户不能执行管制电价，只能执行市场电价。在管制电价方面，法国两种电价对应的审批部门不同。其中法国工业部负责审批销售电价，法国能源监管委员会审批输配电价(包括上网电价)。法国目前已经建立了管制电价调整机制，主要根据法国电力公司提供的发电成本，即运行成本和燃料成本数据进行调整，调整幅度参照每年的物价指数。
法国自1999年开始实行电力体制改革，推行电力市场。目前，法国在实行电力市场的同时，仍保留政府管制体系和政府审批电价机制。目前法国核电电价仍实行以政府定价为主导的管制电价，执行以成本为基础的政府价格管制模式。法国建立了比较完善的核电电价管理体系，包括全国统一的核电定价机制和基于CPI指数调整的核电电价调整机制。
统一的核电定价机制采取“成本加利润”的模式，由法国能源监管委员会审批通过后执行，电价要求包含全部运行成本，但尚未包括更新改造、投资和退役成本。法国电力公司还负责收购太阳能、风能，政府对电价较高部分进行补贴。对于核电，实行统一标杆电价，由于已经过了还本付息期，核电上网电价是各类电源上网电价中最低的。核电电价调整机制是根据每年的物价指数，对运行成本和燃料成本进行调整，但是目前只针对销售电价，预计不久后，调整机制将运用于上网电价和输配电价。
二、英国核电电价形成经验
英国于1953年开始兴建世界上第一座商用核电站——坎布里亚郡CalderHall核电站(采用Magnox技术)，1956年开始向国家电网送电。此后，英国于1962年至1971年间相继建成了10座同类型核电站。到2014年，上述核电站已经全部退役。截至2016年末，英国共有8座在运营的核电站，装机容量合计8700兆瓦，全部由EDF通过子公司British Energy持有并运营。其中，有3座核电站拟于2018至2019年退役，4座拟于2023年退役，最新建设的SizewellB拟于2035年退役。
考虑到要实现制定的35%的可再生能源使用目标，英国必须引入大量的风电和太阳能发电项目，这将会增加电力供应系统的波动性，因此需要运营稳定的电力作为补充以平滑电力系统。核电无疑是最佳的低碳选择方案。基于此，英国政府意识到核电在英国电力资源组合中的重要性，决定重新启动境内核电站的建设。从目前的价格政策来看，英国实行以合约为主的电价机制，即由远期期货、短期双边市场及结算平衡机制三级交易体系构成的电价机制，其中大多采用双边合同期货交易，极少量采用会计结算系统进行。
差价合同机制是新电力法案的核心内容，是为了解决低碳电力投资(核电、可再生能源、碳捕捉与储存等)未来收益的不确定性问题和防止政府过度补贴而新设定的一套专门针对低碳电力的制度体系。基本原理是：可再生能源项目投资前与DECC按照项目投资的成本、预期收益及风险大小协商一个固定的价格，一般持续20～30年，机组建成后开发商像其他发电商一样通过电力市场参与竞价上网出售电力，政府按照市场价格与执行价格(Strike Price)的差价向发电公司支付或征收相关费用，差价合约的具体内容包含以下三个方面：
(一)执行价格的确定
在设定差价合同的执行价格时需要考虑诸多因素，其中包括：①技术自身因素，如投资和运行成本、融资成本、工程建设特殊情况等。对核电技术，还需要考虑其他的一些因素，例如核废料的处理费用等。②市场条件，包括电力批发市场的价格水平以及市场通货膨胀情况等。③政策考虑，包括政府实现可再生能源目标和不同技术组合方面的政策决定等。具体是通过计算项目运行年限(HPC项目运行年限60年)成本的现值方式确定执行价格。基于核电站投资、运行、燃料以及融资成本的估计，计算该项目在其运行年限内的成本现值。其中项目成本包括项目前期开发、审批、投资、运行、燃料等。项目收益包括电力批发市场价格、差价合同收益、征费免除凭证、容量市场支付等收益。收益水平会根据假设的电力购买协议折扣做调整。根据从英国政府官方网站获取的LCCC与NNB于2016年9月签署的欣克利角C电站差价合同，该项目初始电价水平为89.50英镑/兆瓦时，并同时设定了执行价格的调整条款。
(二)基准价格的确定
基准价格用来反映电力市场价格水平，用于计算与执行价格之间的差别支付。在决定基准价格的形式和来源时，政府需要制定一个可靠而且不易被投机行为操纵的价格。另外，发电商还需要能够以接近基准价格的水平出售所产电量，进而实现差价合同的价值。基准价格不一定完全等同于电力交易的实际价格，但是基准价格的制定需反映发电商能够获得的价格水平。根据欣克利角C核电站项目基准价格计算公式：
其中：——样本期内交易天数;——交易前一个季度第j次基准价格中第i天的价格;——交易前一个季度第j次基准价格中第i天的电量交易数量。
(三)差价合同的期限
差价合同期限会影响到发电商支付补贴的净现值。其他因素包括征费控制框架下的政府负担能力以及其他政策考量也会影响合同期限的最终确定。因为核电项目的生命周期较长，因此差价合同的期限也相对较长。
三、美国核电电价形成经验
美国是世界上最大的核电生产国，占全球核电生产的30%以上。2016年全国在运的99座核电机组产量达8050亿千瓦时，约占电力总产量的20%。自20世纪90年代末以来政府政策的变化为核电装机的显著增长铺平了道路。为鼓励和支持核电发展，《2005年能源政策法案》(Energy Policy Act of 2005)出台了一系列涉及核电工业的激励措施，大多数措施有利于新建核电反应堆。
美国50个州中，22个州前后启动了电力改革，通过放松发电管制，民营电力公司剥离其拥有的全部或者部分发电资产，产生数量众多的独立发电商(火电厂商、水电厂商、核电厂商等等)，形成自由竞争。民营企业以营利为目标，电价受独立管制机构监管，由独立于电力公司外的第三方联邦能源管制委员会和各州公用事业委员会管理，现货市场的价格由市场竞争形成。各发电厂商提前一天将火电机组、核电机组等每半小时机组的运行成本、可发电量等信息上报给电力联运中心，电力联运中心将各机组按照成本由低到高排序，直到发电容量满足负荷需求，最后一个机组上报的发电成本作为系统的边际成本，成为全网统一的“上网电价”依据，其余列入发电计划的机组按统一的上网电价结算。为避免价格操作，联邦能源管制委员会对价格进行监测评估，并保留制定价格上限的权利。为规避风险，买卖双方一般签订远期双边合同交易，约定交易的数量和价格，合同价格属于商业秘密，不对外公开。
四、日本核电电价形成经验
日本曾拥有54台(约4682万千瓦)核电装机，未专门设置核电定价机制，其电力定价体系依据《电力工业法》和《公用事业法》，实行混合电价制度，即受管制和自由化用户(协商谈判)两种电价机制并行。所谓受管制电价是在保留成本核算框架内，附以评定机制，以鼓励电力企业自觉提高效率、节省一次能源、降低电价成本;而自由化用户电价，则是通过用户与供应商之间谈判确定的电价。
政府主导的电价(受管制的电价)是指政府按照10大区域电力公司各自的综合成本，考虑促进电力公司自主性提高效率的要求批准的电价。协议定价(自由化用户的电价)是客户和供应商之间通过谈判来确定电价，各电力公司列出自己的标准电价表，并提供特定的选择项目对应不同的客户需求。在日本推行的电价机制可随燃料费用浮动，其上限由政府规定，一次上调最多不得超过150%。
五、总结与建议
(一)国外经验总结
从以上介绍和比较得知，目前世界核电发达国家仅有法国实行统一核电价格，其他大多采用分区域或市场竞争形式。主要经验有：
1.法国实行全国统一核电定价是基于以下特点：其一，全国核电发电量占比近75%，具有平衡稳定价格的基础;其二，核电由电力公司(EDF)一方投资，一家经营，一统市场;其三，多数核电机组已超过折旧还本付息期，主要成本变动较小，利润有充分保证。
2.多数国家按地理区域制定电价。它们受多种因素影响，主要是受不同投资方、管理机构、电力市场差异的制约;其次是核电厂建造、机组选型、设备供应、运行管理对发电成本的影响。
3.核电发达国家大都采用多电价机制。这是因为各国各地执行机制不同;政府主导、核准电价和市场要求的差异;定价原则(包括成本为主、合理利润、对用户公平的原则及其权重)的差异;还有电力公司与发电厂商的关系以及各地物价、消费水平的不同等，都是造成多电价的因素。
4.核电运营定价，较多采用政府指导、监管、审批与市场竞争定价相结合的形式。
5.一种电价机制的确立和正常运作，在一定程度上还与所在国或地域电力市场的供求平衡有关。
(二)建议
目前，三代核电出台了首批项目的电价机制，采用核定利用小时内由政府定价，其余电量参与市场的方式，该机制为电力改革过渡阶段的临时机制，试行至2021年底，基本符合了国际核电定价方式以及核电自身发展特点，未来随着电力市场改革的进一步推进，核电价格机制的调整和完善也应符合核电本身特点，本文基于上文的分析提出以下建议：
1.由于核电初始投资较大，固定成本较多的特点，绝大多数国家通过价格机制，保证稳定的收益水平，促进核电的稳定发展，我国核电机制也应以保证稳定收益为主。
2.在价格机制之外，各国通过税收政策、碳排放政策以及贴息政策等政策性优惠保证核电产业的持续发展。我国目前通过保证利用小时尽量满发提供电量方面的发展支撑，未来可进一步考虑相关财税和环保政策保证核电发展。
3.市场电价和管制电价本身并无倾向性好坏，关键在于电价机制的合理性和适用性，未来应结合市场化改革进展，调整核电价格机制，适应市场化特性。
参考文献:
[1]刘树杰,陈扬,杨娟.核电价格的形成机理.宏观经济研究[J],2006,9:9-12.
[2]伊淑彪,史丹.英国核电定价机制研究.国外能源,2017,2:33-38.
[3]苏群,岳林康,马壮昌,肖征文.法国核电价格及相关政策.中国物价,2009,3:31-36.
原文首发于《电力决策与舆情参考》2019年4月12日第14期
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