秦山核电三期面对债务阴影，核电怎么办（证券时报）

秦山核电三期面对债务阴影 山核电三期面对债务阴影
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【副标题】 专家称搁浅成本基金补贴也许是可行之策
【作者中文名】 本报记者王文;
【报纸中文名】 证券时报, 2002-12-08



11月中旬，秦山核电三期工程一号机组如期并网发电，然而一个潜在的阴影却冲淡了剪彩的喜悦：由于工程的高造价，秦山核电三期在“竞价上网”方面处于劣势，这个总投资高达28.8亿美元、迄今为止中国和加拿大两国间最大的贸易项目有可能面临还贷难题。  
　　据知情人士透露，秦山第三核电有限公司和它的控股股东——中国核工业集团公司正在全力争取有关部门和地方政府的支持。“如果不能以可接受的电价，保证最少85％的电量上网，秦山核电三期发电之日就是亏损之时，当然也不能保证如期还贷。”这位人士说。  
　　尽管国务院今年4月公布的5号文件已就电力体制改革明确了“厂网分开、竞价上网”及“打破垄断、降低成本”等政策规定，但对包括秦山核电三期在内的核电如何参预竞价上网，国家计委有关官员称，“目前还没有具体的意见。”  
　　据了解，在制定电力体制改革方案时，有关部门通盘考虑过已建成的一些电厂由于历史原因单位投资成本明显高于新建电厂。对这些电厂由于自身无法改变的现实，在竞价过程中形成所谓的“搁浅成本”，“有可能通过搁浅成本基金的方式予以补偿”。  
　　国家电力改革领导小组顾问陈望祥在接受本报采访时指出，我国电力供需平衡还处于初期阶段，电力供应总量不足的问题依然存在，“已建成的电厂都是宝贝，不可能让它们收不回投资或随便关掉，竞价上网只能是逐步过渡的过程。”陈说。  
　　造价高企  
　　1998年动工的秦山核电三期工程是国家“九五”重点工程，也是我国首座商用重水堆核电站工程，总装机容量为2×72.8万千瓦，设计寿命40年。  
　　作为加拿大政府提供买方信贷的合作项目，秦山核电三期工程采用加拿大的坎杜6型商用核电技术，由加拿大原子能有限公司（AECL）总承包，在项目总投资28.80亿美元中，加方贷款超过80％。  
　　由于大量引进国外设备，在电力行业内，秦山核电三期以建设成本高而著称。据陈望祥介绍，按单位装机容量计算，秦山三期每千瓦造价高达2000美元，而水电站每千瓦装机容量的平均造价只有10000元人民币，30万千瓦机组以上的火电站每千瓦造价仅为4000元，核电站中，岭澳核电站每千瓦造价为1800美元。  
　　根据合作协议，秦山核电三期的还贷年限为15年，其中第7年至第9年为还贷高峰。据知情人士透露，秦山第三核电有限公司核算出来的数据，运行初期，成本电价为每千瓦时超过0.50元，而国家计委今年8月按照装机容量2×65万千瓦、负荷因子70％的测算条件，核定秦山二期核电工程上网电价为每千瓦时0．414元（含税），另一个简单的参照系是三峡工程的成本电价测算为每千瓦时为0.25元。  
　　据秦山第三核电公司介绍，从动工建设以来，秦山核电三期工程建设按照网络进度顺利向前推进，工程“质量、进度、投资”三大控制处于受控状态，目前已经并网开始调试发电的1号机组将于2003年2月投入商业运行；2号机组正处于调试高峰，将于2003年11月投入商业运行。  
　　对于秦山核电三期而言，在一号机组投入商业运行后，它需要争取的不仅是高于二期的电价，还必须保证85％的电量以这个电价水平上网，这样才能符合设计要求，达到经济运行。  
　　核电困境  
　　对于依靠贷款建设的秦山核电三期来说，如果国家计委能够核定出它们满意的成本电价，当然是最理想不过。知情人士透露，秦山第三核电公司和中国核工业集团正在全力争取，但从秦山二期的电价情况来看，也未必能得偿所愿。据称，0.414元每千瓦时的电价对于秦山二期而言，是亏损运行。知情人士称，秦山核电三期已与华东电网所在的地方政府开始谈判，但进展并不理想。  
　　秦山第三核电公司由中国核工业集团公司、国家电力公司华东公司、浙江省电力公司、浙江省电力开发公司、申能（集团）有限公司和江苏省国信资产管理集团有限公司共同出资组建，其中中核集团控股51％。  
　　作为国内所有核电站的控股股东，中核集团也是深谙其中甘苦。有关人士称，核电站生不逢时，“开工建设期间正值利率高峰期，投产运行之日又碰上竞价上网。”  
　　当然，中核集团可以发的牢骚并不止于此。由于种种原因，至今我国核电缺乏相对稳定的长远发展思路和产业政策，甚至还没有形成一致认同的系列化方案，目前在建的秦山三期、江苏田湾、广东岭澳分别从加拿大、俄罗斯、法国进口，其中秦山三期引进的是重水堆技术，广东岭澳和江苏田湾引进的是压水堆技术。到目前为止，我国还没有自己的设计标准、完整配套的设计软件和程序，没有独立设计、制造100万千瓦级核电站的能力和经验。  
　　为了提高核电的国产化率，有关方面对核电厂的某些设备有意安排在国内进行采购，但由于堆型多，燃料组件种类多、批量小，单位生产成本高，且由于近几年国家没有新上核电项目，生产企业的积极性却并不高，“它不知道下一个订单会在什么时候来到。”  
　　据业内人士透露，在核电建设中，曾因国内厂商延迟交付关键设备，工程延误达数月之久。“由此造成的损失最终还是由核电站背着。”  
　　所有这些，对于核电而言最直接的影响就是进一步抬高成本。  
　　搁浅成本  
　　业内专家认为，包括秦山核电三期在内的核电项目，业主方能够控制的成本范围有限，如果不考虑核电项目的特殊性，在竞价上网时予以优先考虑，对股东单位尤其是中核集团而言，将是一个很大的挫折。  
　　有核电专家认为，如果中核集团控股的核电站出现亏损，对我国核工业和核战略的负面影响也不可小视。  
　　由于公布的电力改革方案并未就核电作出具体规定，记者采访中，有关各方对秦山三期届时的电价电量处境如何，均未能给出确切答案。  
　　有专家尖锐指出，国内的电价是一个谁也说不清楚的混乱体系。在电力供不应求的时代，为了鼓励地方政府和外商投资办电，国家使用的是还本付息电价，即以每个电厂的成本加收益通过一个计算公式，形成最后的定价，由国家计委对定价进行审批，由此形成了所谓“一厂一价”的格局，在电力体制方案公布后，人们发现，国家计委仍保留着电价审批权。  
　　陈望祥说：“电力改革初期，实际参与竞价的电量不会超过15％，只有新建电厂的绝大部分电量才参与竞价上网。”  
　　陈说，对存量电厂与增量电厂的不同处理方式，一个重要因素是为了合理解决已经投产的电厂存在的搁浅成本问题。他说：“这些电厂都是经政府审批同意后才开工建设的，都有它的历史合理性，当然不能完全推到市场上任其自生自灭。”  
　　补偿  
　　陈望祥认为，秦山核电三期的大部分电量应能以容量电价上网，出现还贷危机的可能性很小。  
　　他说，“当然也不排除出现容量电价偏低或者与电量偏小的情况，如果出现这种情况，有关部门也许会通过搁浅成本基金进行补贴。”  
　　作为电力体制改革工作小组的顾问，陈望祥透露，在制定电力体制改革方案中，允许电力公司采取合理措施回收搁浅成本是大家的共识。“我们不希望重蹈美国加州电力危机覆辙。”  
　　陈称，秦山核电三期所反映的搁浅成本问题，涉及的发电企业面比较广，“采用搁浅成本基金方案的可能性比较大。”他说，搁浅成本基金补贴的发电企业可能还包括BOT项目在内的外商投资电厂，风力电厂等其他成本处于劣势的已建成电厂。  
　　到底将来是否采用搁浅成本基金这一方案，国家计委有关人士拒绝置评。　　陈望祥坚信，“补偿是肯定的，无论采取什么方式。”秦山核电三期面对债务阴影 山核电三期面对债务阴影
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【副标题】 专家称搁浅成本基金补贴也许是可行之策
【作者中文名】 本报记者王文;
【报纸中文名】 证券时报, 2002-12-08



11月中旬，秦山核电三期工程一号机组如期并网发电，然而一个潜在的阴影却冲淡了剪彩的喜悦：由于工程的高造价，秦山核电三期在“竞价上网”方面处于劣势，这个总投资高达28.8亿美元、迄今为止中国和加拿大两国间最大的贸易项目有可能面临还贷难题。  
　　据知情人士透露，秦山第三核电有限公司和它的控股股东——中国核工业集团公司正在全力争取有关部门和地方政府的支持。“如果不能以可接受的电价，保证最少85％的电量上网，秦山核电三期发电之日就是亏损之时，当然也不能保证如期还贷。”这位人士说。  
　　尽管国务院今年4月公布的5号文件已就电力体制改革明确了“厂网分开、竞价上网”及“打破垄断、降低成本”等政策规定，但对包括秦山核电三期在内的核电如何参预竞价上网，国家计委有关官员称，“目前还没有具体的意见。”  
　　据了解，在制定电力体制改革方案时，有关部门通盘考虑过已建成的一些电厂由于历史原因单位投资成本明显高于新建电厂。对这些电厂由于自身无法改变的现实，在竞价过程中形成所谓的“搁浅成本”，“有可能通过搁浅成本基金的方式予以补偿”。  
　　国家电力改革领导小组顾问陈望祥在接受本报采访时指出，我国电力供需平衡还处于初期阶段，电力供应总量不足的问题依然存在，“已建成的电厂都是宝贝，不可能让它们收不回投资或随便关掉，竞价上网只能是逐步过渡的过程。”陈说。  
　　造价高企  
　　1998年动工的秦山核电三期工程是国家“九五”重点工程，也是我国首座商用重水堆核电站工程，总装机容量为2×72.8万千瓦，设计寿命40年。  
　　作为加拿大政府提供买方信贷的合作项目，秦山核电三期工程采用加拿大的坎杜6型商用核电技术，由加拿大原子能有限公司（AECL）总承包，在项目总投资28.80亿美元中，加方贷款超过80％。  
　　由于大量引进国外设备，在电力行业内，秦山核电三期以建设成本高而著称。据陈望祥介绍，按单位装机容量计算，秦山三期每千瓦造价高达2000美元，而水电站每千瓦装机容量的平均造价只有10000元人民币，30万千瓦机组以上的火电站每千瓦造价仅为4000元，核电站中，岭澳核电站每千瓦造价为1800美元。  
　　根据合作协议，秦山核电三期的还贷年限为15年，其中第7年至第9年为还贷高峰。据知情人士透露，秦山第三核电有限公司核算出来的数据，运行初期，成本电价为每千瓦时超过0.50元，而国家计委今年8月按照装机容量2×65万千瓦、负荷因子70％的测算条件，核定秦山二期核电工程上网电价为每千瓦时0．414元（含税），另一个简单的参照系是三峡工程的成本电价测算为每千瓦时为0.25元。  
　　据秦山第三核电公司介绍，从动工建设以来，秦山核电三期工程建设按照网络进度顺利向前推进，工程“质量、进度、投资”三大控制处于受控状态，目前已经并网开始调试发电的1号机组将于2003年2月投入商业运行；2号机组正处于调试高峰，将于2003年11月投入商业运行。  
　　对于秦山核电三期而言，在一号机组投入商业运行后，它需要争取的不仅是高于二期的电价，还必须保证85％的电量以这个电价水平上网，这样才能符合设计要求，达到经济运行。  
　　核电困境  
　　对于依靠贷款建设的秦山核电三期来说，如果国家计委能够核定出它们满意的成本电价，当然是最理想不过。知情人士透露，秦山第三核电公司和中国核工业集团正在全力争取，但从秦山二期的电价情况来看，也未必能得偿所愿。据称，0.414元每千瓦时的电价对于秦山二期而言，是亏损运行。知情人士称，秦山核电三期已与华东电网所在的地方政府开始谈判，但进展并不理想。  
　　秦山第三核电公司由中国核工业集团公司、国家电力公司华东公司、浙江省电力公司、浙江省电力开发公司、申能（集团）有限公司和江苏省国信资产管理集团有限公司共同出资组建，其中中核集团控股51％。  
　　作为国内所有核电站的控股股东，中核集团也是深谙其中甘苦。有关人士称，核电站生不逢时，“开工建设期间正值利率高峰期，投产运行之日又碰上竞价上网。”  
　　当然，中核集团可以发的牢骚并不止于此。由于种种原因，至今我国核电缺乏相对稳定的长远发展思路和产业政策，甚至还没有形成一致认同的系列化方案，目前在建的秦山三期、江苏田湾、广东岭澳分别从加拿大、俄罗斯、法国进口，其中秦山三期引进的是重水堆技术，广东岭澳和江苏田湾引进的是压水堆技术。到目前为止，我国还没有自己的设计标准、完整配套的设计软件和程序，没有独立设计、制造100万千瓦级核电站的能力和经验。  
　　为了提高核电的国产化率，有关方面对核电厂的某些设备有意安排在国内进行采购，但由于堆型多，燃料组件种类多、批量小，单位生产成本高，且由于近几年国家没有新上核电项目，生产企业的积极性却并不高，“它不知道下一个订单会在什么时候来到。”  
　　据业内人士透露，在核电建设中，曾因国内厂商延迟交付关键设备，工程延误达数月之久。“由此造成的损失最终还是由核电站背着。”  
　　所有这些，对于核电而言最直接的影响就是进一步抬高成本。  
　　搁浅成本  
　　业内专家认为，包括秦山核电三期在内的核电项目，业主方能够控制的成本范围有限，如果不考虑核电项目的特殊性，在竞价上网时予以优先考虑，对股东单位尤其是中核集团而言，将是一个很大的挫折。  
　　有核电专家认为，如果中核集团控股的核电站出现亏损，对我国核工业和核战略的负面影响也不可小视。  
　　由于公布的电力改革方案并未就核电作出具体规定，记者采访中，有关各方对秦山三期届时的电价电量处境如何，均未能给出确切答案。  
　　有专家尖锐指出，国内的电价是一个谁也说不清楚的混乱体系。在电力供不应求的时代，为了鼓励地方政府和外商投资办电，国家使用的是还本付息电价，即以每个电厂的成本加收益通过一个计算公式，形成最后的定价，由国家计委对定价进行审批，由此形成了所谓“一厂一价”的格局，在电力体制方案公布后，人们发现，国家计委仍保留着电价审批权。  
　　陈望祥说：“电力改革初期，实际参与竞价的电量不会超过15％，只有新建电厂的绝大部分电量才参与竞价上网。”  
　　陈说，对存量电厂与增量电厂的不同处理方式，一个重要因素是为了合理解决已经投产的电厂存在的搁浅成本问题。他说：“这些电厂都是经政府审批同意后才开工建设的，都有它的历史合理性，当然不能完全推到市场上任其自生自灭。”  
　　补偿  
　　陈望祥认为，秦山核电三期的大部分电量应能以容量电价上网，出现还贷危机的可能性很小。  
　　他说，“当然也不排除出现容量电价偏低或者与电量偏小的情况，如果出现这种情况，有关部门也许会通过搁浅成本基金进行补贴。”  
　　作为电力体制改革工作小组的顾问，陈望祥透露，在制定电力体制改革方案中，允许电力公司采取合理措施回收搁浅成本是大家的共识。“我们不希望重蹈美国加州电力危机覆辙。”  
　　陈称，秦山核电三期所反映的搁浅成本问题，涉及的发电企业面比较广，“采用搁浅成本基金方案的可能性比较大。”他说，搁浅成本基金补贴的发电企业可能还包括BOT项目在内的外商投资电厂，风力电厂等其他成本处于劣势的已建成电厂。  
　　到底将来是否采用搁浅成本基金这一方案，国家计委有关人士拒绝置评。　　陈望祥坚信，“补偿是肯定的，无论采取什么方式。”