标杆电价政策形成的倒逼机制，将从投资方、从业主源头通过设计单位、工程管理单位传达下去，逐步实现市场化过程

随着核电标杆电价的实施，核电企业正式进入成本控制时代，中国国际工程咨询公司能源业务部王泽平表示，中国核电发展面临的商业竞争还不充分，因此完全市场化的过程会比较漫长且困难，但标杆电价政策的实施将形成倒逼机制，从投资方向设计单位、工程管理单位传达下去，逐步实现这个过程。这个过程中，产业链各环节之间会产生新的矛盾，产业格局会发生变化。

他建议核电企业，今后应以成熟行业的心态参与正常商业竞争，具体而言，可以通过慎重进行前期决策、加强中间管理以及改善管理模式加以应对。

同时，他认为，目前核定的成本都是针对核电寿命周期中最困难时期制定的，当折旧还贷逐渐结束后，成本就可以大幅度降低，核电的盈利空间仍会很大。

步入常化发展轨道

记者：核电这两年的发展出现了明显的变化，您怎么判断核电发展当前的阶段?从一厂一价到标杆电价，价格机制的变化意味着什么?

王泽平：在所有的电力形式中，核电比较特殊，在过去的发展中受到政策各方面的扶持，在20年的发展中，从秦山1期开始不断摸索，顺利建成核电到运行成绩非常良好，完成核电的初期发展过程，到现在达到1%的装机，2%的发电量。

现在，无论是政府还是行业内部都在讲要发展核电，这说明核电还是要发展。与过去不同的是，现在的核电已经开始进入一个正常化的发展周期。

电价方面，核电作为一个社会化的公共产品，一定要有公共价格，当行业处于幼年期时要扶持，当行业长大了成熟了就要盈利，同时应该为控制社会发展成本做出贡献，而不能提高社会成本。电是基础供应产品，是所有产业的基础材料，如果因为核电比率不断提高，推动总体电价不断上升，行业就不能发展，所以提出标杆电价，是大势所趋。

对于我们的核电企业来说，核电企业作为公共产品的提供者，必须以一个成熟行业的心态参与正常商业竞争。

记者：中国的火电也曾经走过这样一个从计划到市场发展轨迹，核电是否也会走同样的路?核电发展相对于当年火电的市场化进程会有什么不同的地方?

王泽平：火电市场化进程相对比较平稳，发展比较快，原因一是市场容量大，参与者多，具备形成买卖双方有选择余地的条件，在发展上很快进入正常发展模式。如2003年以前多地缺电，我们想尽办法全民办电，集资办电，利用外资办电，实行电力体制改革，发电输电分开，施行标杆电价，这些措施保证了国民经济快速发展的电力供应。其中有几年每年投产一亿多的装机，要知道英国就只有一亿装机，其中大部分是火电，我们一年的增量超过它的存量，火电是以这么快的速度发展的，即便是现在，我们建设火电机组的速度在国际上也是很快的。

核电与火电不一样，一是受严格的核安全监管，虽然火电也有监管，是针对全行业的安全监管和对某些设备高温高压特种设备的监管。核电有专门的监管机构，安全监管是针对全产业链、全过程的。

二是核电发展时间短，市场化不充分。上世纪70、80年代美国和法国经历了核电的建设高潮期，当时核电产业的供应商很多;现在这些国家的建设减少，供应商也少了，所以我们核电的发展面临的商业竞争不充分，很多东西只一家，完全市场化的过程会比火电漫长和困难。

国家出台这个标杆电价政策之后，将形成一个倒逼机制，只要从投资方、从业主源头通过设计单位、工程管理单位传达下去，也会逐步实现这个过程。当然不会太顺利，矛盾会突出。不同声音会多，过程会长，作起来会慢。

记者：核电装备的造价在核电投资中的比重达60%以上，在核电装备产能相对过剩的背景下实施标杆电价，是不是有利于您说的这个过程的传导?这是不是一个有利于市场化的条件?

王泽平：这不一定。产能过剩是某一方面的，主要是生产企业说的。现实情况中，核电生产设备没有按正常周期交付使用的不少，当然延期交货还有研制困难的因素，但是形成的产能中，高端的和核心的技术还是受国外的制约，受制造技术水平的制约。另一个不平衡，是某些产品的产能过剩，有些缺乏能力生产，有些则是过剩的。三是产能过剩是阶段性产物，随着投入的生产能力不断增加，总是会出现阶段性的过剩，从这方面比较突出的是重装加工业，但重装加工业从来不是专门为核电的，只是具备按核电的技术标准和技术要求生产条件，所以说这一方面的所谓产能过剩是社会经济发展的问题，不仅仅是核电行业发展速度不均匀的问题，不能完全归结到核电发展的进程中。无论是核电行业本身，还是涉及到的生产厂、设计施工单位，阶段性产能过剩是正常的社会现象。这是社会经济发展的形势变化，不完全是核电行业造成的。
新电价下盈利靠自身

记者：标杆电价后对核电开发企业盈利的影响是怎么样的?

王泽平：根据之前实施一厂一价的电价统计数据，除最初大亚湾(情况比较特殊)秦山3期电价较高，其他核电项目大部分电价都在0.43元附近，高的并不多。以前成本加利润的电价机制下，只要找到“借口”多花钱就可计入成本，这种情况下，0.43元也可达到。所以如果再从源头控制一下，核电投资的盈利空间是有的，随着投资控制意识逐步贯彻下去，办法执行下去，盈利的空间还可能比以前大。以后的盈利主要靠自己的努力。

目前核定的成本都是针对核电寿命周期中最困难的时期，也就是折旧和还贷的高峰期来制定的，待还贷期结束后，成本就可以大幅度降低，特别是折旧提完以后，就降低到0.2元左右了。如果标杆电价还是0.43元的话，盈利空间大。

记者：对产业链的影响是怎样的?盈利的格局是否会产生变化?

王泽平：标杆电价实施后，会有三大矛盾，一是以业主为代表的投资方和工程管理机构的矛盾。这两家之前可以形容为业主纵容工程管理方，大家只要把成本说清楚，然后一起去争取电价。标杆出来后，两家就要考虑如何“划分”已经既定的建设资金，矛盾就出来了。二是，设计和工程管理之间的矛盾。设计方面不管不顾成本，按高标准包络设计，加大裕量，保证没有缺陷。工程将来要省钱，所以就会有矛盾。三是工程管理的采购机构和下游服务、材料、设备供应商的矛盾会更加加剧。这三大矛盾以后就会逐步显现，这是必然存在的问题。

记者：标杆电价出台后，会不会对投资具有引导作用?

王泽平：这个影响只是理论上。火电价格低于0.43元的全国没有几个省。价格低的地方主要是能源产出地。它们暂时也不可能发展核电。所以引导只是理论上的。有投资机会只是投资方多了一个考虑的因素。

记者：投资方应作哪些调整来应对新变化?

王泽平：投资方一是要建立经济性概念。比如选址。经济成本不是考虑重点，有人定胜天的想法。以后投资方在布局选择上自然选择电价高的地方，厂址选经济性好的厂址。同时还要考虑适当的开工建设时机。肯定要比以前更加慎重一些。投资决策在技术和时间上更慎重。这是指前期决策。后期项目开始后，进一步加强对业主的管理，以前通过了董事会就行，以后投资方这方面要加强控制。另外投资方要更好研究管理模式。现在企业搞工程公司总承包模式。这种模式是现在的实际情况，是增加了核电的造价，而不是降低，以后是不是继续这样的模式，或怎么承包，下一步要慎重研究。

归纳为：第一，前期决策慎重，二是中间管理加强，三是管理模式会有变化。

记者：国内形势改变后，核电企业走出去的机会也会发生变化?国外核电投资前景怎么样?

王泽平：走出去有两个前提。一是有拿得出手的就是自主知识产权的东西，否则只能挣劳务费。现在缺乏拿得出手的东西。目前正在研发。二是价格优势。杆标电价的实行无论对出口产品，出口劳务，出口技术都是好事。与美国法国韩国等比较，我们的核电技术本身处于弱势，我国的优势是价格。所以对走出去肯定是好事。

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