5.1 常規火電廠電價測算的通用邊界條件
（1）註冊資本金比例為工程動態投資的20%；
（2）國內長期貸款利率：6.21%；
（3）折舊年限：15年；
（4）攤銷年限：5年；
（5）保險費：0.25%；
（6）生產流動資金自有比例為30%；
（7）流動資金貸款利率：5.85%；
（8）電銷項稅率：17%；
（9）城鄉維護建設稅：7%；
（10）教育費附加：3%；
（11）所得稅率：33%；
（12）公積金：10%；
（13）公益金：5%。
5.2 常規火電廠的電價
5.2.1 2×300 mw國產化亞臨界+fgd的電價
2×300 mw國產化亞臨界+fgd電價測算的邊界條件如下：
（1）投資比例為第一年15%，第二年35%，第三年30%，第四年15%，第五年5%。
（2）開工時間為2023年1月1日；第一台機組在開工後第三年8月份投產，第二台機組在第四年4月份投產。
（3）發電標準煤耗為317 g/kwh。
（4）含稅標準煤價為300元/t。
（5）石灰石耗量29.17 kg/mwh。
（6）含稅石灰石fgd用260元/t。
（7）職工人數：389人；職工年名義工資：40000元/年人，不包括職工福利**和勞保統籌**。
（8）職工福利**按年工資總額14%提取；勞保統籌**按年工資總額17%提取。
（9）修理費預提率：按照固定資產原值的2.5%提取。
（10）水費：1.8元/mwh；材料費：8元/mwh；其它費用20元/mwh。
（11）廠用電率6.5%。
（12）年利用小時數5500。
按照上述條件計算出來在資本金內部收益率為10%時，2×300 mw國產化亞臨界脫硫燃煤電廠的含稅上網電價為334.8元/mwh。
5.2.2 2×600 mw國產化亞臨界+fgd+sncr的電價
2×600 mw國產化亞臨界+fgd電價測算邊界條件如下：
（1）投資比例為第一年15%，第二年30%，第三年25%，第四年15%，第五年15%。
（2）開工時間為2023年1月1日；第一台機組在開工後第四年9月份投產，第二台機組在第五年9月份投產。
（3）發電標準煤耗為312 g/kwh。
（4）含稅標準煤價為300元/t。
（5）石灰石耗量28.26 kg/mwh，含稅石灰石fgd用260元/t。
（6）職工人數：411人；職工年名義工資：40000元/年人，不包括職工福利**和勞保統籌**。
（7）職工福利**按年工資總額14%提取；勞保統籌**按年工資總額17%提取。
（8）修理費預提率：按照固定資產原值的2.5%提取。
（9）水費：1.5元/mwh；材料費：12元/mwh；其它費用16.5元/mwh。
（10）廠用電率6%。
（11）年利用小時數5500小時。
（12）增加sncr（脫硝）後執行成本按增加0.15%考慮。
按照上述條件測算，在自有資金內部收益率10%的條件下，2×600 mw國產化亞臨界脫硫機組加裝sncr裝置的含稅電價為313.6元/mwh。
5.2.3 2×600 mw超臨界機組的電價
2×600 mw超臨界機組的電價見表3。
5.3 不同電能的工程上網電價對比
不同電能的工程上網電價對比見圖5。
5.4 不同電能工程造價及上網電價彙總
不同電能工程造價及上網電價彙總見表4。表5為不同電能造價估算邊界條件說明。
表3 2×600 mw超臨界機組電價彙總表（資本金firr10%）
機組型別特殊條件含稅電價
（元/mwh）
進口超臨界+fgd+sncr 外資融資比例為48.66%；發電標準煤耗305 kg/mwh，廠用電率6.2% 349.7
國產超臨界+fgd+sncr 全部採用內資；發電標準煤耗305 kg/mwh；廠用電率6.2% 313.4
進口超超臨界+fgd+sncr 外資融資比例為48.66%；發電標準煤耗293 kg/mwh；廠用電率6.2% 347.5
國產超超臨界+fgd+sncr 全部採用內資；發電標準煤耗293 kg/mwh；廠用電率6.2% 302.0
注：1、進口核電投資以大亞灣為例，建成價2030美元/kw，電價根據核電投資與電價關係以及國產化電價測算。
2、亞臨界、超臨界、氣電的投資均來自《火電結構優化和技術公升級研究》。
3、70%國產化率的造價是本專題估算的。
4、核電國產化率50%的造價根據國產化率70%造價估計，國產造價比進口造價降低20%。
5、核電電價測算的基本方案中不含稅燃料**為每公斤鈾10000元，負荷為75%，執行年限為25年，資本金firr10%。
6、火電電價測算的基本方案中含稅煤價為300元/t，年裝置利用小時數為5500，執行年限為20年，資本金firr10%。
7、氣電電價測算的基本方案中含稅氣價為1.3元/m3，年裝置利用小時數為5500，執行年年限為20年，資本金firr10%
表5 不同電能造價估算邊界條件說明
核電進口機組：以大亞灣核電站為例，裝置全套由國外進口，主要由國外公司建設承包，依靠國外公司，主要裝置沒有採用公開招標
國產機組：方案一：國產化率70%，指工程造價中價值的70%為人民幣，30%為外幣
方案二：國產化率50%，指工程造價中價值的50%為人民幣，50%為外幣
亞臨界國產機組：600 mw機組已經國產化
超臨界進口機組：超臨界600 mw機組初期假設由外商牽頭，國內分包並引進技術
國產機組：在8臺機組後基本實現國產化
超超臨界國產機組：參考華能玉環電廠：投資估算按國內製造廠商引進國外技術及關鍵零部件國內生產的製造模式考慮。
專案投資估算中對於一些國內製造水平有限的關鍵裝置還是按進口考慮，主要有：熱力系統的風機、磨煤機、凝幫浦、真空幫浦、汽幫浦、電幫浦、旁路、汽水管道及閥門、煤灰系統的取樣裝置、乾灰系統、渣系統閥門、供水系統的迴圈水幫浦、電氣系統的500 gis、220 kv電纜、熱工控制系統的dcs、執行機構等裝置。進口裝置按免稅考慮，關稅及增值稅不包括在投資中
氣電進口機組：f級國產化率很低，大多數裝置需要進口
國產機組：裝置國產化率達到95%，不考慮進口關稅及增值稅，按國產化後裝置費可降低35%計算
6 提高核電經濟競爭力的措施
綜上所述，在選好技術可行、經濟合理的核電廠址之後，在建設過程中可從工程造價和上網電價兩大方面採取以下有效措施，進一步提高核電的經濟競爭力。
6.1 降低工程造價
6.1.1 自主化、本地化
推進核電自主化是確立我國核電大國和強國地位的必由之路。
設計自主化，不僅可以充分利用國內人力資源成本低的優勢較大幅度地降低設計和技術服務費用的開支，通過掌握關鍵裝置設計、系統設計和工程設計的核心技術，實現對採購主動權的掌握，擴大國內採購範圍，為有效降低核電工程造價帶來更大的好處，這種間接效果已經在秦山核電二期工程中得到驗證。因此，實現設計自主化工作，應作為當前降低工程造價的首要任務。
製造本地化，對降低工程造價的效果十分明顯。我國已建核電站有全進口與部分進口以及國內供貨為主幾種情況，工程造價大不相同。國內的材料**、人力資源成本和其他相關的製造成本都比國外有較大的優勢，製造本地化是降低造價力度最大的一項舉措。
但由於當前我國大型商用核電站關鍵裝置的製造能力和整體技術水平還有待提高，製造自主化還只能從提高裝置國產化率入手。
核電站建造自主化和營運自主化，經過幾座核電站建設的實踐已積累了不少經驗，也同樣可以通過利用國內人力資源的成本優勢，大幅度降低相關費用。
· 自主設計比全外方設計費降低50%。
· 裝置購置費國產比進口降低30%~40%（按70%國產化率）。
· 採購服務、建造總包費，比全進口時降低35%。
以上總計對工程造價的影響，約可下降20%。
如果將本文中70%國產化率提高到80%，則測算出的建成價可由1334美元/kw降為1308美元/kw。
6.1.2 發揮規模效應
隨著單機容量加大，工程造價（包括總造價和單位造價）呈現出按某一指數規律下降的趨勢，這就是通常所說的規模效應。國際上新的核電機組的設計容量大都在1000~1500 mw，在強調經濟性和增強競爭力年代，大容量機組已經成為一種時代潮流。法國核電機組較多，最近資料刊登，同型別1350 mw機組比1000 mw機組工程單位造價下降約13%。
規模效應還反應在同一廠址建造多台機組上。工程前期費、執照申請費、環境影響評價費、道路、取排水、電網、場地平整土石方工程以及公用設施、試驗、工程管理、施工等費用均可在多台機組中分攤。核電站建2×1000 mw可比只建1×1000 mw的工程單位造價約可降低15%。
當然，由於廠址條件等因素受限制，一般每個廠址以安裝4~6台為宜。
6.1.3 縮短建設工期
核電造價的價差預備費（浮動價差）和建設期貸款利息構成的附加投資，使建成價約為基礎價的1.25倍以上（常規火電建設周期短，動態投資僅為靜態的1.08倍）。
建設期越長，支付利息越多，因此，需加強對設計、製造、施工等多方位的科學管理，優化進度安排。以本文為例，工期為60個月比72個月的工程單位造價（每千瓦）約低40美元，可使每度電價降低人民幣1.7~2.
1分錢。
6.1.4 推行標準化、系列化
通過核電站設計與裝置的標準化、系列化，可優化工程設計、節省裝置研製開發費、降低製造成本、簡化安全審批手續、縮短建造工期。這也是降低工程造價的重要手段。
6.1.5 優化資金投入和融資方法
工程建設期間，資金使用方法要精心研究，可先投入資本金，後投入貸款資金；先投利率低的貸款，後投入利率高的貸款，均可減少建貸利息。還可通過合同簽定時間的選擇（不要過早），減少承諾費的支付。資金流的優化對建貸利息的影響也較大，可達幾億人民幣。
另外採用企業債券、資產信託化或銀團貸款等新的融資方法，也可降低融資成本，節省的費用有望佔到融資總額的10%。
6.1.6 國際公開招標
核電工程建設推行國際公開招標，是貫徹落實《招標投標法》、推進專案管理和決策科學化的要求，也符合國家利益和維護專案出資人的權益。由於引入了競爭機制，可大幅度降低工程造價，同時還可以通過預設有關技術轉讓和融資條件等附加條件，有利於推進我國核電自主化程序。
6.1.7 國家政策扶持
核電工程造價高、投資**期長、投產初期發電成本高，在競爭性電力市場中處於不利地位。對於核電這類大容量清潔能源，**應在發展初期提供必要的資金支援、稅收減免和風險分攤（在裝置製造，原材料和半成品進口**，科研標準化開發工作以及執行排程等方面），必將有利於促進核電長遠和總體優勢的發揮。
6.2 降低上網電價
6.2.1 控制造價
工程投資（建成價）對電價的影響很大，在電價中約佔17%，因此努力降低工程造價是降低電價的重要措施。建成價每降低10%，上網電價可降低8%左右。
6.2.2 提高執行業績
延長換料迴圈（由12個月延至18~24個月），縮短換料時間（美國最短已為16天）；加強裝置狀態診斷，延長大修期限，縮短大修工期；延長電廠執行壽命（由40年延至60年）等措施，均有利於提高機組利用率，降低生產成本，提公升發電效益。
提高年利用小時數。當代世界核電站的平均負荷因子已達85%，有1/4的核電站達到90%。近十年來世界核電的生產成本降低了40%，競爭力有了快速大幅度的提高。
同時，在電網排程中配套調峰手段，盡量使核電站帶基本負荷，提高負荷因子。
經測算，年利用小時上公升10%，電價約下降8%；但當負荷因子在75%以下時，若年利用小時下降10%，電價則上公升9%，影響更大。
6.2.3 回報率適度計取
資本金內部收益率一般取值為利率再加2~3個百分點。敏感性計算表明，資本金內部收益率每變化10%，電價則變化約4%。目前貸款利率較低，如本文原資本金回報率10%改按8%計取，則上網電價可由361.
7元/mwh下降為324.5元/mwh。
6.2.4 推行兩部制電價
兩部制電價指容量電價和電量電價。「容量電價」應涵蓋各項固定成本，如基建成本、乏燃料處置和核電站退役**，以及各種出於國家公眾利益由國家決策加於核電工程專案的成本。容量電價由**定價，並通過電網公司從電力使用者收取，不參與電力市場的競爭交易；「電量電價」涵蓋發電成本中的燃料費和執行檢修費的可變部分，將該部分進入電力市場參與競價交易。
另外為了保證調峰、調頻和周轉備用的需要，相應的輔助服務也應作價交易，作為對兩部制電價的補充。
由於核燃料費在電價中的比例比常規火電低，執行維護成本也低（火電在電價中要佔到41.06%，而核電僅佔16.08%）。
因此，如果能夠推行「兩部制電價」的話，特別是在煤價較高的東南沿海地區，核電的電量電價（除水電外）相對具有很大的優勢。又因核燃料是一次裝料，費用已支付，而換料週期在18個月以上，因此執行中發電量越多，其電量電價越低。
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