核電在能源結構中的重要性逐步提升，隨著社會的發展，安全成為核電發展的中心要義。能源“十一五”規劃強調積極推進核電建設;能源“十二五”規劃強調在確保安全的基礎上高效發展核電，重點在東部沿海和中部部分地區發展核電;能源“十三五”規劃中，強調以沿海核電帶為重點，安全建設自主核電示范工程和項目。
核電上網電價機制對于核電的規劃、投資、建設和運營的影響至關重要。科學、合理地制定核電上網電價機制更是核電健康發展的重要保證。當前宏觀經濟形勢出現新的變化，電力供需轉向供大于求，市場化改革也在不斷深入推進，而核電也面臨部分老機組退役、二代核電進入穩定運行、三代核電相繼投產發電的新時期，總結國際經驗將有助于我國核電定價機制適應電力市場化改革的發展，保證核電的可持續發展。
其中，法國、英國、美國、日本等國家發展核電較早，核電運行、定價以及補貼經驗較為豐富，下面將對核電上網電價定價機制、財稅政策、如何參與市場競爭、差價合約等方面的國際經驗進行收集整理。
國際上主流的核電價格政策機制主要可分為兩大類：一是以歐洲為代表的以電價補貼為主的價格機制，其特點是以新能源開發激勵為著力點，輔以容量電價、負電價政策;二是以美國為代表的以配額制為主的電價政策機制，其特點是以強制新能源利用配額為著力點，輔以開發側的財政和融資政策，包括技術研發經費投入、稅收減免和融資支持政策等。
一、法國核電電價形成經驗
法國是世界上核電發展歷史最長、核電比例最高、核電技術最為先進的國家之一，無論是從裝機容量還是從發電量的角度看，核電在法國電源結構中占據絕對主導地位。研究法國的核電價格及相關政策，對于我國核電發展具有重要的借鑒和啟示作用。
在市場化改革實施前，法國實施政府管制體系和政府審批電價機制，管制電價范圍包括銷售電價和輸配電價兩種，用戶可以自由選擇供應商，行使選擇權的用戶不能執行管制電價，只能執行市場電價。在管制電價方面，法國兩種電價對應的審批部門不同。其中法國工業部負責審批銷售電價，法國能源監管委員會審批輸配電價(包括上網電價)。法國目前已經建立了管制電價調整機制，主要根據法國電力公司提供的發電成本，即運行成本和燃料成本數據進行調整，調整幅度參照每年的物價指數。
法國自1999年開始實行電力體制改革，推行電力市場。目前，法國在實行電力市場的同時，仍保留政府管制體系和政府審批電價機制。目前法國核電電價仍實行以政府定價為主導的管制電價，執行以成本為基礎的政府價格管制模式。法國建立了比較完善的核電電價管理體系，包括全國統一的核電定價機制和基于CPI指數調整的核電電價調整機制。
統一的核電定價機制采取“成本加利潤”的模式，由法國能源監管委員會審批通過后執行，電價要求包含全部運行成本，但尚未包括更新改造、投資和退役成本。法國電力公司還負責收購太陽能、風能，政府對電價較高部分進行補貼。對于核電，實行統一標桿電價，由于已經過了還本付息期，核電上網電價是各類電源上網電價中最低的。核電電價調整機制是根據每年的物價指數，對運行成本和燃料成本進行調整，但是目前只針對銷售電價，預計不久后，調整機制將運用于上網電價和輸配電價。
二、英國核電電價形成經驗
英國于1953年開始興建世界上第一座商用核電站——坎布里亞郡CalderHall核電站(采用Magnox技術)，1956年開始向國家電網送電。此后，英國于1962年至1971年間相繼建成了10座同類型核電站。到2014年，上述核電站已經全部退役。截至2016年末，英國共有8座在運營的核電站，裝機容量合計8700兆瓦，全部由EDF通過子公司British Energy持有并運營。其中，有3座核電站擬于2018至2019年退役，4座擬于2023年退役，最新建設的SizewellB擬于2035年退役。
考慮到要實現制定的35%的可再生能源使用目標，英國必須引入大量的風電和太陽能發電項目，這將會增加電力供應系統的波動性，因此需要運營穩定的電力作為補充以平滑電力系統。核電無疑是最佳的低碳選擇方案。基于此，英國政府意識到核電在英國電力資源組合中的重要性，決定重新啟動境內核電站的建設。從目前的價格政策來看，英國實行以合約為主的電價機制，即由遠期期貨、短期雙邊市場及結算平衡機制三級交易體系構成的電價機制，其中大多采用雙邊合同期貨交易，極少量采用會計結算系統進行。
差價合同機制是新電力法案的核心內容，是為了解決低碳電力投資(核電、可再生能源、碳捕捉與儲存等)未來收益的不確定性問題和防止政府過度補貼而新設定的一套專門針對低碳電力的制度體系。基本原理是：可再生能源項目投資前與DECC按照項目投資的成本、預期收益及風險大小協商一個固定的價格，一般持續20～30年，機組建成后開發商像其他發電商一樣通過電力市場參與競價上網出售電力，政府按照市場價格與執行價格(Strike Price)的差價向發電公司支付或征收相關費用，差價合約的具體內容包含以下三個方面：
(一)執行價格的確定
在設定差價合同的執行價格時需要考慮諸多因素，其中包括：①技術自身因素，如投資和運行成本、融資成本、工程建設特殊情況等。對核電技術，還需要考慮其他的一些因素，例如核廢料的處理費用等。②市場條件，包括電力批發市場的價格水平以及市場通貨膨脹情況等。③政策考慮，包括政府實現可再生能源目標和不同技術組合方面的政策決定等。具體是通過計算項目運行年限(HPC項目運行年限60年)成本的現值方式確定執行價格。基于核電站投資、運行、燃料以及融資成本的估計，計算該項目在其運行年限內的成本現值。其中項目成本包括項目前期開發、審批、投資、運行、燃料等。項目收益包括電力批發市場價格、差價合同收益、征費免除憑證、容量市場支付等收益。收益水平會根據假設的電力購買協議折扣做調整。根據從英國政府官方網站獲取的LCCC與NNB于2016年9月簽署的欣克利角C電站差價合同，該項目初始電價水平為89.50英鎊/兆瓦時，并同時設定了執行價格的調整條款。
(二)基準價格的確定
基準價格用來反映電力市場價格水平，用于計算與執行價格之間的差別支付。在決定基準價格的形式和來源時，政府需要制定一個可靠而且不易被投機行為操縱的價格。另外，發電商還需要能夠以接近基準價格的水平出售所產電量，進而實現差價合同的價值。基準價格不一定完全等同于電力交易的實際價格，但是基準價格的制定需反映發電商能夠獲得的價格水平。根據欣克利角C核電站項目基準價格計算公式：
其中：——樣本期內交易天數;——交易前一個季度第j次基準價格中第i天的價格;——交易前一個季度第j次基準價格中第i天的電量交易數量。
(三)差價合同的期限
差價合同期限會影響到發電商支付補貼的凈現值。其他因素包括征費控制框架下的政府負擔能力以及其他政策考量也會影響合同期限的最終確定。因為核電項目的生命周期較長，因此差價合同的期限也相對較長。
三、美國核電電價形成經驗
美國是世界上最大的核電生產國，占全球核電生產的30%以上。2016年全國在運的99座核電機組產量達8050億千瓦時，約占電力總產量的20%。自20世紀90年代末以來政府政策的變化為核電裝機的顯著增長鋪平了道路。為鼓勵和支持核電發展，《2005年能源政策法案》(Energy Policy Act of 2005)出臺了一系列涉及核電工業的激勵措施，大多數措施有利于新建核電反應堆。
美國50個州中，22個州前后啟動了電力改革，通過放松發電管制，民營電力公司剝離其擁有的全部或者部分發電資產，產生數量眾多的獨立發電商(火電廠商、水電廠商、核電廠商等等)，形成自由競爭。民營企業以營利為目標，電價受獨立管制機構監管，由獨立于電力公司外的第三方聯邦能源管制委員會和各州公用事業委員會管理，現貨市場的價格由市場競爭形成。各發電廠商提前一天將火電機組、核電機組等每半小時機組的運行成本、可發電量等信息上報給電力聯運中心，電力聯運中心將各機組按照成本由低到高排序，直到發電容量滿足負荷需求，最后一個機組上報的發電成本作為系統的邊際成本，成為全網統一的“上網電價”依據，其余列入發電計劃的機組按統一的上網電價結算。為避免價格操作，聯邦能源管制委員會對價格進行監測評估，并保留制定價格上限的權利。為規避風險，買賣雙方一般簽訂遠期雙邊合同交易，約定交易的數量和價格，合同價格屬于商業秘密，不對外公開。
四、日本核電電價形成經驗
日本曾擁有54臺(約4682萬千瓦)核電裝機，未專門設置核電定價機制，其電力定價體系依據《電力工業法》和《公用事業法》，實行混合電價制度，即受管制和自由化用戶(協商談判)兩種電價機制并行。所謂受管制電價是在保留成本核算框架內，附以評定機制，以鼓勵電力企業自覺提高效率、節省一次能源、降低電價成本;而自由化用戶電價，則是通過用戶與供應商之間談判確定的電價。
政府主導的電價(受管制的電價)是指政府按照10大區域電力公司各自的綜合成本，考慮促進電力公司自主性提高效率的要求批準的電價。協議定價(自由化用戶的電價)是客戶和供應商之間通過談判來確定電價，各電力公司列出自己的標準電價表，并提供特定的選擇項目對應不同的客戶需求。在日本推行的電價機制可隨燃料費用浮動，其上限由政府規定，一次上調最多不得超過150%。
五、總結與建議
(一)國外經驗總結
從以上介紹和比較得知，目前世界核電發達國家僅有法國實行統一核電價格，其他大多采用分區域或市場競爭形式。主要經驗有：
1.法國實行全國統一核電定價是基于以下特點：其一，全國核電發電量占比近75%，具有平衡穩定價格的基礎;其二，核電由電力公司(EDF)一方投資，一家經營，一統市場;其三，多數核電機組已超過折舊還本付息期，主要成本變動較小，利潤有充分保證。
2.多數國家按地理區域制定電價。它們受多種因素影響，主要是受不同投資方、管理機構、電力市場差異的制約;其次是核電廠建造、機組選型、設備供應、運行管理對發電成本的影響。
3.核電發達國家大都采用多電價機制。這是因為各國各地執行機制不同;政府主導、核準電價和市場要求的差異;定價原則(包括成本為主、合理利潤、對用戶公平的原則及其權重)的差異;還有電力公司與發電廠商的關系以及各地物價、消費水平的不同等，都是造成多電價的因素。
4.核電運營定價，較多采用政府指導、監管、審批與市場競爭定價相結合的形式。
5.一種電價機制的確立和正常運作，在一定程度上還與所在國或地域電力市場的供求平衡有關。
(二)建議
目前，三代核電出臺了首批項目的電價機制，采用核定利用小時內由政府定價，其余電量參與市場的方式，該機制為電力改革過渡階段的臨時機制，試行至2021年底，基本符合了國際核電定價方式以及核電自身發展特點，未來隨著電力市場改革的進一步推進，核電價格機制的調整和完善也應符合核電本身特點，本文基于上文的分析提出以下建議：
1.由于核電初始投資較大，固定成本較多的特點，絕大多數國家通過價格機制，保證穩定的收益水平，促進核電的穩定發展，我國核電機制也應以保證穩定收益為主。
2.在價格機制之外，各國通過稅收政策、碳排放政策以及貼息政策等政策性優惠保證核電產業的持續發展。我國目前通過保證利用小時盡量滿發提供電量方面的發展支撐，未來可進一步考慮相關財稅和環保政策保證核電發展。
3.市場電價和管制電價本身并無傾向性好壞，關鍵在于電價機制的合理性和適用性，未來應結合市場化改革進展，調整核電價格機制，適應市場化特性。
參考文獻:
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[3]蘇群,岳林康,馬壯昌,肖征文.法國核電價格及相關政策.中國物價,2009,3:31-36.
原文首發于《電力決策與輿情參考》2019年4月12日第14期
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