2012年的政府工作报告专门提到要“深化价格改革”，“完善水电、核电及可再生能源定价机制”。在中国核电项目今年或将重启的背景下，业内专家也预测国内核电发展将迎来一个小高峰。然而国内核电定价仍然处于错综复杂的状况，“一厂一价”制在操作流程上非常繁琐，也不利于市场竞争，核电定价机制亟须改革。
国内核电价格可与火电竞争
“核电厂一般投资很大，基建期间的投资是火电的2~3倍。”中国核能协会副理事长李永江告诉中国经济导报记者，“但是其运行成本也相对较低，不需要像火电厂那样每天需要很多煤。一年只需要换1/3炉料（即铀），更换量非常小，燃料成本非常低，而其他成本差不多，因此整个的运行成本比火电要低得多。考虑到基建的巨大成本，目前的定价水平和火电相比差不多，甚至有些核电比发达地区的火电要低。”
记者还了解到，以秦山核电站为例，一期、二期、三期上网电价分别为0.42元/千瓦时、0.39元/千瓦时、0.46元/千瓦时，均低于浙江火电0.47元/千瓦时的上网电价。“但如果核电站建到经济欠发达地区，当火电降到0.38元以下，核电就不合算了。”李永江说，“当然从环保的角度来讲，核电又比火电要强得多。但是在这些经济欠发达的地区发展核电也是有好处的，至少减轻环保的压力。”
核电工程师杜铭海也向中国经济导报记者表示：“目前建成的核电项目与同期建成的煤电项目的上网电价不相上下，或者略低。因为煤电燃料价格上涨趋势明显，核电燃料价格响应很小，核电项目有竞争优势。”
2012年2月29日，英国格洛斯特郡南部桑伯里的奥尔德伯里核电站正式退役，英国政府相关监管机构预测：总面积70万平方米的核电站清理总成本预计9.54亿英镑(约合15.18亿美元)。这样巨大的资金，是否已经考虑在核能发电成本之内？
“核电项目退役经费由核电‘业主’（董事会）按照规定自筹。压水堆退役比气冷堆简单得多，费用不大，退役前‘自筹’没有问题，到那时候早就没有‘还贷’负担了。”杜铭海向中国经济导报记者解释说。
李永江则表示，中国核电站即使是秦山一期和大亚湾一号离退役都还太早，至少还有二三十年，而且通过技术手段还可以“延寿”。“目前核电厂已经将退役成本考虑进去了，但是最终够还是不够，因为我们还没有实践过，目前还说不清楚。不过我国的退役费用肯定比国外低，因为我国的劳动力成本低。”
也有一位核电业内专家向中国经济导报记者表示，我国不仅对建设、运营核电站做出了规定，也已经开始考虑对核电站的退役进行制度化。根据国际原子能机构的规定，退役阶段可选择的三种方案――立即拆除、安全封存、掩埋处理，已被国际采用。可以根据不同核设施的退役情况选择不同方案。“等中国核电站退役的时候世界很多核电站都已退役，有很多经验可供我们学习，技术也更先进和成熟。”
“一厂一价”制不利于竞争
李永江在接受中国经济导报记者采访时指出：“国内目前的核电定价机制还是‘一厂一价’制。‘一厂一价’制很繁琐，也不利于社会竞争。即使投资很大，成本很高，最终为了不让电厂亏损，也会适当提高一些定价，所以总是不能达到市场最优价格。”另外一位业内人士也表示，“一厂一价”制使得核电价格不会自由地根据具体市场情况而变化，每个核电厂都有“自己的电价”，使得各个核电厂之间没有一个竞争的环境，从而在一定程度上不利于核电的发展。
国内核电定价的另外一个情况就是“事后定价”。“核电定价需要经过价格主管部门批准。一般是在核电厂投运之前，由核电厂提出申请，把电价具体的数学模型，即电价计算的来龙去脉报告清楚，然后价格主管部门组织有关专家来评审，分析电价的合理性，最后再确定具体价格。”李永江告诉中国经济导报记者，“从发电厂的角度来讲，肯定会希望价格能够高些，但是价格主管部门会根据实际情况压低价格。最终价格一般会比电厂报送的价格低些。”
我国核电实行“一厂一价”制有多种客观因素。杜铭海向中国经济导报记者表示，大陆所有核电项目都由国有公司控股，每个工程单独核算项目的最后总成本，加国家规定的利润率确定上网电价。所以一个地区不同时间、不同成本的项目，上网电价是不同的。秦山地区4个核电项目就有4个不同的上网电价。目前秦山一期、二期和三期的上网电价不同，其差别率最高可达15%以上。
中国广东核电集团的一位人士也向中国经济导报记者表示，因为核电机组技术路线不同、堆型不同、建造地点不同、融资渠道不同、建造周期不同等诸因素都影响核电站的造价，很难统一。除了造价因素外，上网电价还要受电力市场现状及其发展等因素影响，包括经济发展、电力供需、用户用电状况等。对于同一个电站，由于所选定的定价方法及考虑问题的角度不同，其上网电价相差很大。在实际工作中，特别是在工程处于建设期间预测未来的上网电价更是存在很大的不确定性。
价改方向：事先核定+分类定价
李永江在接受中国经济导报记者采访时表示，对于完善核电定价机制，可以有两种做法：一是事先核定电价。“核电公司根据事先给定的电价综合考虑，如果能够盈利就建造，如果不能盈利就不建造。应该不会有人在原则上反对核电市场定价。这种做法是一种进步，但不尽完善。”二是根据核电厂具体的类型定价。李永江说：“每个核电厂的实际状况不同，比如三代核电的成本就是高，最后形成的电价也会高。如果市场机制真的形成一个统一的电价，可能也难以实施。在统一电价的问题上，我觉得应该将电厂分类型，如果采用的是引进技术，那么核电价格肯定高，因为外国人卖的就是技术，国产的相对低一点；另外还要看规模，即机组容量。规模大的有规模效益，单位千瓦造价就会低一点，规模小的单位千瓦造价就高一点。但这不是回到‘一厂一价’制，可以根据电厂的不同类型确定一个价格区间。”
国家发展改革委经济研究所所长刘树杰也认为，由于各核电机组在电力系统中的作用相同，在其发展阶段由“试验”转入“积极发展”之后，继续“按个别成本定价”，显然已“不合时宜”。因此，核电价格也应实行“标杆价”制度。核电“标杆价”的制定,有两种方法可选择。一是标准成本法。即在全国范围内，核电价格按一个标准的成本水平核定，并执行统一的价格标准。但在我国现有的条件下，标准成本法也有明显的缺陷：首先对技术路线的统一依赖性强，其次不能促进核电的合理布局。二是机会成本法。具体说，就是比照各地的煤机“标杆价”确定核电价格，实行核电价格与煤机标杆价挂钩。因为我国一次能源以煤炭为主，在各类电源中，煤电具有广泛的替代能力，尤其是与核电间的替代性最强，以在建煤机的全要素成本为基础核定的各省煤电标杆价，基本上体现了当地电能量供求长期均衡的要求，从而也就成了各地区核电的机会成本的最合适的标志。
杜铭海向中国经济导报记者表示，能源工业是公用事业，能源价格对社会生活影响巨大。核电属于能源工业，核电价格应当受政府统一控制。但是，同一地区同时段建成的不同核电项目，上网电价应当没有差别。因受国家指令、建设意图影响引起的成本差别，应当由政府主管部门“一次性补贴”处理，不应“长期”转嫁给电力传输和管理部门。这样方可鼓励发电和供电者保持长期安全、经济发电的积极性。
