核能經濟學：最新研究進展 （九）（續完）（ZT）

（九）（續完）

附錄2  折現、資本成本和預期收益率

核能經濟學中一個比較困難的問題是，如何建立一個共同的平台，來比較各核電站使用壽命中不同時段的收入流與成本流。按照英國核電站的規劃，從訂購核反應堆開始到核電站拆撤結束，其時間跨度可以超過200 年。

在核能經濟領域，我們習慣使用現金流折現法（Discounted Cash Flow，DCF）來比較不同時段的收入流和成本流。這種方法基於一種直覺上合理的觀點，即當前的收益和成本比未來的收益和成本的權重高。例如，如果當前立即清償債務需要付全款，但如果10 年後再清償債務，那麼就需要多付一部分款項，這些多付的款項構成這些債務在這10 年內的利息收入。在現金流折現法的分析中，所有的未來預期收益和成本都被「折現」為當前收入和成本。如果一年後將取得100美元的收益而「折現率」為5%，那麼這筆收益的「凈現值」為95.23 美元，即現在95.23 美元的收益一年後能獲得4.77 美元利息而構成一年後的100 美元收入。折現率一般被視為現金的「機會成本」，換句話說，即這筆錢投資於其他用途所能獲得的回報率（假設通貨膨脹率為0）。

如果時間為10 年左右且折現率較低，上述計算過程似乎比較合理。但如果時間較長且折現率較高，那麼折現的影響就相對較大，對核電站的各項預期就需要仔細思考了。例如，如果折現率為15%，10年後100 美元的成本的凈現值只有12.28美元。即使折現率只有3%，那麼100 年後的100 美元成本的凈現值也只有5.20 美元。在常規經濟分析中，如果折現率為15%，那麼15 年後的成本或收益就可忽略不計了（見表12）。

表12 折現的影響：凈現值

折現期限（年）    3%          15%

5                 0.86        0.50

10                0.74        0.25

15                0.64        0.12

20                0.55        0.061

30                0.41        0.015

50                0.23        0.00092

100               0.052       -

150               0.012       -

如果我們將這一方法用於分析資本成本較高的競爭性市場中的核電站，那麼就意味著在評估一座核電站的價值時，其10年以後的成本和收益就幾乎沒有影響了。因此，將核電站的使用年限從30 年延長至60 年，其收益甚微，而15 年後核電站的翻修成本也同樣幾乎沒有影響。

按照英國的核電站規劃，核電站退役成本花費最多的階段發生在核電站關閉135 年以後，這意味著即便折現率很低（等同於在低風險領域投資的回報率，比如3%），高額的退役成本也不會對當前核電站的建設產生很大影響。如果我們假定拆撤鎂諾克斯核電站需要花費18 億美元，而拆撤的最後階段花費最高，佔總費用的65%（11.7 億美元），那麼我們只需投入2800 萬美元，這筆錢到核電站關閉時就可以負擔拆撤的最後階段的費用了。

現金流折現法其實假設了特定的回報率存在於折現的整個時期內。但即使是被視為最安全投資的政府債券最多也只有30年期限。另外，連續100 年的經濟增長在人類歷史上還未出現過。因此，從這個角度來說，該假設似乎並不成立。

因此，在核能問題上，似乎存在著一個明顯的悖論，那就是，在投資階段，我們用15% 或更高的折現率（或預期收益率）來計算該投資是否有利可圖，而在退役儲備基金準備上，我們又用較低的折現率來計算所應預留的退役基金。

解決這個悖論的關鍵在於風險。由於建造成本難以控制、業績波動性大、外部事件對核電站正常運營產生影響的風險和很多過程（如高放射性核廢料處理和核電站退役）都尚未得到論證，核電站投資一直伴隨著較高的風險。在競爭性的市場環境中，核電站剛性的成本結構還會帶來額外風險，即無論最後核電站是否運營，其大多數成本都會實實在在地產生。因此，雖然在電力批發價格較高時，核電站能運營良好（就像英國能源從1996 年到1999 年所經歷的那樣），但一旦電力批發價格下降，核電站就會面臨嚴重的經濟問題（2000-2002）。核電站在10 年內利潤狀況良好並不能防止其在年景不好時破產倒閉。因此，投資者會將核電站投資視為極具風險的投資，從而要求較高的利率以反映貸款風險，因為貸款可能會輕易損失而無法收回。

附錄3 退役

近些年來核電站的退役問題引發了公眾的極大關注，原因是一些反應堆的運營期接近結束，預期核電站的退役成本增加，而原定的核電站退役基金的方案變得漏洞百出。

按照慣例，核電站退役可分為三個階段。第一階段是移除燃料，關閉反應堆。移除燃料所需時間不等，離線更換燃料型核電站花費的時間相對較少（例如壓水反應堆和沸水反應堆）。這些核電站的設計方案包括每年停機幾周來更換三分之一的燃料。在線更換燃料型反應堆（如改良型氣冷反應堆和加拿大重水鈾反應堆）花費的時間則要長的多，因為其更換燃料的機制被設計成在反應堆運行的同時不斷更換少量燃料。這就需要運行緩慢的精密機器，而移除整個核燃料可能要花費數年時間。一旦燃料移除，反應堆就不再處於臨界狀態的危險中，絕大部分的輻射和所有高放射性核廢料都已消除。這一階段完成之前，核電站必須保持和運營期相同的人員配備規模。因此，由於經濟效益推動，必須要儘快完成第一階段的移除燃料工作，但在追求速度的同時必須始終要保持安全性。從技術角度看，第一階段很簡單，它基本上代表著核電站在運營時所採取的維持運營的操作。需要注意的是，對使用過的燃料的處理不包括在第一階段的成本里。

在第二階段，沒有放射污染或輕微污染的建築物將被拆除搬走，只剩下反應堆。同樣，相對而言這是常規工作，不需要特別的專業知識。從經濟學角度，儘可能延長工期可以使消費者需付的資金最少化——工期越長，從核電站退役基金中所獲得的利息便越多。極端情況是將工期拖延到無法再保證建築物的完整性，建築物有坍塌危險並導致放射性物質泄漏時。英國計劃將第二階段拖延至核電站關閉后的四十年。

第三階段是拆除反應堆芯，這一階段比前兩個階段的花費都要大得多，技術挑戰也大得多，需要遠程機器人處理反應堆核材料。對於第三階段，經濟利益最大化的情況是在安全的前提下盡量延長工期。在英國，這一階段預期會延長至135 年。

第三階段結束后，理想狀況是土地可以用於任何用途，換句話說，其放射性水平和未受污染土地一樣低。實際上，結果並不總是這麼理想，在一些受「污染」的核電站，例如運營過一個示範快速反應堆的蘇格蘭敦雷（Dounreay）核電站，由於土地污染程度很高，土地使用會無限期地受限。

目前只有極少數達到商業規模的核電站運營期完全結束並完成拆撤，所以核電站退役成本並不確定。在拆撤過程中所需的操作據說已在小範圍內被證實是成功的，但是除非適用於大規模核電站，否則這一流程並不能被看做成功的——因為許多流程在某一領域的小範圍內有效，但是擴展到商業規模時卻是有問題的。

核電站退役成本很大一部分用於銷毀核電站產生的放射性廢料。現代化設施中的核廢料處理費用也尚未明確，特別是在中等放射性核廢料和壽命長的低放射性核廢料的處理方面，因為在建造處理這些廢料的設施方面的經驗是匱乏的。

這種不確定性也表現在核電站退役成本被引用的方式上。通常，它被引用為建造成本的一部分（可能為25%）。退役成本顯然與建造成本的關係十分有限，因此這也從另一個方面說明公眾對核電站退役成本的了解是少之又少。

預期不折現退役成本的典型分配方式是第一階段佔六分之一，第二階段佔三分之一，第三階段佔二分之一。英國能源集團（British Energy）被要求設立「獨立」基金來支付其核電站的退役成本，儘管第一階段原計劃用現金流支付。英國核燃料公司（BNFL）是鎂諾克斯核電站的原擁有者，後於2005 年4 月將其轉讓給核退役管理局。英國核燃料公司是英國國有企業，而財政部政策不允許獨立基金適用於國有公司。英國能源公司估算折現率在前80 年為3%，之後降為零，而英國核燃料公司估計折現率無限期為2.5%。2003/04年度， 英國能源公司將折現率估算提高到3.5%。

如果假設核電站退役總成本為18 億美元，按照上述比例劃分到各階段，第一階段在核電站關閉后馬上實行，關閉40 年後完成第二階段，135 年後完成第三階段，那麼未折現成本和折現成本如表13。

表13 核電站退役成本舉例( 百萬英鎊)

未折現成本 英國能源公司折現率 能源折現率 核燃料折現率

（3%）            （3.5%）          （2.5%）

第一階段    300   300               300               300

第二階段    600   184               151               223

第三階段    1200 113               76                41

總計        1800 597               527               574

英國氣冷式反應堆核電站的退役成本預計會非常昂貴，因為它們體積巨大，會產生大量廢料。壓水反應堆（PWR）和沸水反應堆（BWR）相對而言體積小得多，預期成本僅為氣冷式反應堆的三分之一。例如，西澤韋爾B 的退役成本預計約為5.4 億美元。

按照污染者付費（polluter pays）原則的要求，當局採取了多種方式來保證核電站的電力用戶為核電站退役買單。無論採用哪種方法，如果實際退役成本比預計的要高，都會造成資金不足，於是不可避免的資金空缺將由未來納稅人填補。在英國，鎂諾克斯核電站的期望退役成本在過去的二十年間增加了三倍，儘管最具挑戰性的工作一項都沒有開始。

籌集資金的方案中最不可靠的是不設退役基金的會計方案，也就是公司不為核電站退役進行會計準備。準備金來自電力用戶繳費，不過並不設立與公司其他收入分開的獨立基金。公司可以自由地用這些錢進行任何可能獲利的投資，準備金以公司資產的一定比例形式存在，並不分配特定的一筆錢或一部分資產專門用來支付核電站拆撤。這種方法是否有效的前提條件是公司在拆撤完成之前會一直存在，並且其資產至少能獲得預期的回報率。這種方法的弱點可以從中央電力生產局的私有化過程中看出。中央電力生產局過去是英格蘭和威爾士的發電站所有人，1990 年私有化。當時已經從電力用戶繳費中收集約17 億英鎊的會計準備金，然而當公司私有化時，售價僅為其資產價值的三分之一左右，因此實際上三分之二的準備金流失了。政府沒有將其銷售收入轉交給繼承核電站的公司，於是剩餘的準備金也失去了。

獨立基金方案似乎可靠一些。這種方法是，電力用戶在核電站運營期內為基金提供資金，準備金被安置於獨立管理的基金中，這筆基金，核電站擁有者無權獲取。它只能用於非常安全的投資，以將損失風險最小化。這種投資的收益率可能不超過3%。需要拆撤核電站時，核電站擁有者可以取用這筆獨立基金。這種方法的風險同樣在英國經驗中得到體現。英國能源公司在核電站運營期完成之前就已倒閉，當時其獨立基金還不夠核電站第一階段拆撤的花費，而第一階段從未折現角度看是目前為止最昂貴的階段（佔一半左右）。於是政府只好出手挽救英國能源公司，拆撤負擔的很大部分將由未來納稅人承擔，他們需要在拆撤階段提供資金。

也許風險最低的準備金方案是核電站開始運營之前就設立好獨立基金，這樣就有充足的基金可用來支付核電站設計年限結束后的退役。如果假設設計使用年限是30 年，折現率是3%，所需準備的金額是未折現金額的40% 左右。因此，如果未折現退役成本是建造成本的25% 左右，那麼基金所需資金約為建造成本的10%。即使這一方案相對風險較低，但是如果核電站提前退役，或折現成本被低估，又或基金沒有實現預期回報率，那麼這一方案也將不足以提供預計的退役資金。

總的來看，核電站退役所需資金可能會很高。即使假設在風險最低的情況下，即：能夠準確估算核電站的退役成本，折現對總成本的影響有限，也還是沒有足夠的基金用於支持核電站退役費用。

附錄4  美國核電項目現狀

南方電力公司(Southern Company)

沃格特勒(Vogtle) 項目似乎是「核能2010 計劃」中最先進的項目。2009 年12月，包含兩座AP1000 反應堆的沃格特勒項目（位於喬治亞州），被視為首個獲得美國政府貸款擔保的領跑者。諷刺的是，沃格特勒在20 世紀80 年代完工的兩個反應堆是當時核電站成本攀升方面的最糟案例之一。最初預計四台機組總成本為6.6億美元，實際結果是其中的兩台機組就花費了88.7 億美元。

核管會已准許南方電力公司開始在沃格特勒核電站進行有限的建設97，例如回填、擋土和做防水等。此外，核管會還給南方電力公司發放了「早期場地許可」(early site permit)， 確認廠址的環境適合建造新的核反應堆，而且還批准了緊急計劃。喬治亞公共服務委員會批准了喬治亞電力公司的請求，喬治亞電力公司可以從2011 年起通過「在建工程」(construction work in progress) 為其64 億美元的股份回收融資成本98。喬治亞公司擁有這個2234 兆瓦核電項目45.7%的股權。有了成本回收的保證，南方電力公司宣稱即使沒能獲得貸款擔保也會繼續建設這一項目。並且，預期成本也降低了，包括45.29 億美元的融資99，或是99億美元的總投資。

南卡羅來納電力和天然氣公司(South Carolina Electricity & Gas，簡稱SCE&G)

和沃格特勒項目類似，夏日項目（ 位於南卡羅來納州） 同樣具有兩座AP1000 反應堆， 並且都在美國能源部貸款擔保入圍名單之上。2008 年6 月，SCE&G 估計兩座夏日反應堆的建造成本本身（不包括電力傳輸和信貸成本）將為98億美元100。然而，2009 年1 月SCE&G 將它所擁有的55% 股權的預期成本從48 億提高到63 億美元，這意味著項目總成本為115 億美元101。SCE&G 描述它為總價，可能包含了融資成本。

聯合之星(Unistar)

聯合之星(Unistar) 集團是由美國聯合能源公司（巴爾的摩天然氣和電力公司）和法國電力公司(EDF) 於2007 年成立的合資企業。EDF 隨後擁有聯合能源現有核資產49.9% 的股權。聯合之星有三個項目：卡爾弗特懸崖（位於馬里蘭州），九哩點（位於紐約州），愛爾摩（位於愛達荷州），全部是單一EPR（即歐式壓水反應堆，又稱漸進型動力堆）。其中最先進的是卡爾弗特懸崖項目，在貸款擔保的名單上。其他兩個項目，九哩點和愛爾摩項目，除非獲得貸款擔保，否則不會有積極進展。2009 年12 月，聯合之星要求核管會暫停九哩點工程建造和運營複合認證申請。愛爾摩項目的技術不如九哩點項目先進。2009 年4 月，聯合之星主席稱，聯合能源公司沒有公開宣布卡爾弗特懸崖的預期造價，這些數字是保密的。

NRG

南德克薩斯項目包含建造兩座ABWR（改良型沸水反應堆），其供應商是東芝， 2008 年3 月東芝採用相同的設計取代了通用電氣- 日立成為了供應商。這是唯一一個可為ABWR 設計提供參考的項目，儘管一些ESBWR 項目可能會轉為ABWR。這一項目入圍美國能源部貸款擔保名單。2009 年末它也吸引了大量公共宣傳。北美核創新(NINA)——NRG（88%股權）和東芝（12% 股權）創建的合資公司——擁有南德克薩斯項目50% 的股權。另外50% 股權由聖安東尼奧市參議會名下的CPS 擁有。然而，2009 年10 月CPS 宣布希望將股份減持至20-25%104，而12 月它開始調查完全撤股的可能性。這是因為東芝對擴展項目的預期成本比CPS 告知城市官員的130 億美元高出約40億美元，CPS 希望減持或撤股正是發生在此之後。同年12 月6 日，CPS 提出訴訟，要求法庭確認如果它退出這一合約它能擁有的權利。12 月23 日糾紛升級，NINA 提出訴訟，稱CPS 違反合同，無權拿回它已投入的數億美元。CPS 在幾個小時后提出反訴，聲稱NRG 和東芝通過「欺詐、誹謗和違法的行為」引誘CPS 加入這一項目，然後又想甩掉CPS，因此CPS 索取320 億美元的賠償105。2009 年10 月，南德克薩斯ABWR 反應堆的預期造價約為170 億美元，包括融資成本。目前沒有最新的不含融資成本的估算。

德州公用能源(TXU Energy)

科曼奇峰（德克薩斯州）項目是唯一一個APWR（改良型壓水反應堆）項目。它在第一版美國能源部貸款擔保候選名單上，但隨後被降級為第一替補。目前沒有公開的關於這一項目的建造成本估算。

愛克斯龍電力(Exelon)

2008 年11 月，愛克斯龍果斷地取消了將ESBWR（經濟簡化型沸水反應堆）用於維多利亞核電站兩台機組（位於德克薩斯州）的計劃。據報道愛克斯龍正在尋求替代設計106。2009 年6 月，雖然早期選址許可流程仍在繼續中107，但愛克斯龍宣布將維多利亞項目向後推遲20 年。

多明尼(Dominion)

北安娜項目是最早宣布選用加拿大ACR-700 設計的項目之一，一開始有望投入使用。然而2005 年，多明尼宣布放棄ACR-700 方案， 轉而支持ESBWR 設計。2009 年1 月，多明尼宣布在核電站供應方面它和通用電氣- 日立無法達成一致。多明尼宣稱，將「使用具有競爭性的流程」來鑒別建造商能否為北安娜3 號提供「能得到許可並在公司可以接受的期限內建造」的反應堆108。多明尼希望在2010年第一季度結束之前決定供應商。

安特吉(Entergy)

2009 年2 月，出於對成本上升的擔憂，安特吉要求核管會推遲對大海灣（位於德克薩斯州）和里弗本德（位於路易斯安那州）的ESBWR 反應堆申請的審核。安特吉主席兼CEO 詹姆斯·倫納德表示，公司在與通用電氣- 日立談判ESBWR 工程、採購和建造合同時「遇到瓶頸」，因為合同價格上升到100 億美元， 他說這一價格遠超出最早的價格預期。

杜克能源(Duke Energy)

杜克李（Duke』s Lee） 項目（ 位於南卡羅來納州）計劃建造兩台AP1000 機組。2009 年9 月，杜克能源表示1 號機組預計在2021 年投入運營，2 號機組預計在2023 年投入運營，這比最初的計劃晚三年。2008 年11 月杜克能源估計杜克李核電站兩台機組的隔夜成本將為110 億美元，是之前預期的兩倍。

進步能源(Progress Energy)哈里斯項目（位於北卡羅來納州）和里唯項目（位於弗羅里達州）都計劃建造兩座AP1000 反應堆。然而這些機組的建造目前沒有什麼進展。進步能源暫定的計劃是在2019 年開始商業運營哈里斯項目中的第一台機組，在2020 年開始商業運營第二台機組。然而，由於能源需求的增幅比預期要低，進步能源可能會選擇成為杜克或多明尼項目的合伙人。里維核電站的時間表也向後推遲了，從2016/17 年完工變為2019/20 年完工113。但不管怎樣，進步能源已得到授權，可以籌集近2.07 億美元用於里維1 號和2 號核電站機組的建造施工及其他相關工作。這部分費用就轉嫁給了一般用戶，相當於每月額外支出5.86 美元。2009 年2 月，進步能源估計里唯核電站的建造成本將是140 億美元，不包括30 億美元的傳送和連接成本。

阿莫林UE(AmerenUE)

阿莫林宣稱將撤回位於卡拉維（密蘇里州）的EPR 項目，原因是「現有法規無法給予我們完成這一工程所需的財政和監管方面的支持」。

底特律能源(DTE Energy)

底特律能源項目是建造一座的ESBWR 機組，項目位於費爾米（密歇根州）。據報道，其成本將為100 億美元左右，不過這一成本具體包括那些方面並不清楚。

賓夕法尼亞電力照明公司(PPL Corporation)

賓夕法尼亞電力照明公司的貝爾班德（位於賓夕法尼亞州）項目只有一座EPR反應堆， 是由PPL 和Unistar 合資的，PPL 是主要合伙人。該項目的網站稱，項目成本將為130-150 億美元，包括升級成本、融資成本、初期核燃料成本、應急和儲備金費用。

阿馬里洛能源(Amarillo Power)

阿馬里洛項目是建造兩座EPR，該項目是由聯合之星和阿馬里洛能源合資的。截止2009 年底，該項目還沒有申請建設和運營複合許可證。

土耳其點項目（The Turkey Point）是建造兩座AP1000 反應堆。2009 年11月，佛羅里達公共服務委員會（是弗羅里達州的電力監管機構）批准FPL 從2010年起可以從用戶那裡回收兩座反應堆的建造成本。委員會批准FPL 可以收回6.27億美元的成本。FPL 當時向佛羅里達公共服務委員會彙報的結果是，土耳其點核電站預計的隔夜建造成本在3108-4510 美元/ 千瓦之間121。然而，2009 年9 月，FPL表示預期成本範圍將從121-178 億美元上漲到150-180 億美元。因此，原本公布的項目完工日期是在2018 年和2020 年，現在看來很可能會向後推延了。

田納西流域管理局(TVA)

田納西流域管理局和其他美國電力公司十分不同，因為它由聯邦政府100%擁有。因此，它不像其他公司那樣服從於州級政府。而且它更易獲得資本，無須擔心信用等級。所以它不需要聯邦信用擔保（也不符合條件獲得聯邦信用擔保）。故而，它走在重啟核定單的最前線並非巧合。原本計劃在貝爾豐特核建造兩座AP1000 反應堆，這是「核能2010計劃」最早確定的工程之一，然而TVA的提議是完成兩座20世紀80 年代中期停工的已部分建好的反應堆，這一提議使貝爾豐特核電站項目蒙上了陰影。2009年12 月，TVA 發表了一根關於不同核電站擴展方案的環境影響報告，然而其中並不包括在貝爾豐特建造第二座AP1000反應堆，所以恐怕第二座反應堆實際上已被取消。如果部分建好的反應堆可以獲得建造許可，那麼為滿足能源需求，完成這些反應堆比起建造一座全新的反應堆要便宜很多。TVA 預計兩座AP1000 反應堆的隔夜建造成本將為56-104 億美元。

新建核電站的預計成本正以驚人的速度大幅上升，過去十年間，核電站的建築估算費用已經增長了5 倍，而隨著核電站的設計更加堅固，估計這一成本還會進一步上漲。而且一些相關問題尚未解決，比如核廢料處理、核技術易產生失誤等等。

目前，核電站仍然要依靠大規模的公共補貼資助。德國對核電站的補貼數累計已超過1000 億歐元，而這種優惠待遇現在還在繼續。結果，為處理核廢料和拆除核電站而預留的數十億資金就成了公司避稅的捷徑。此外，核電站運營商的賠償責任上限僅為25 億歐元——相對於一場中等水平的核事故所造成的損失，這個數目只是杯水車薪。

但是，近年來各國政府嘗試保留現有核電站的態度卻愈發堅決，並且又開始下發新的核能訂單，理由是核能是應對氣候變化最經濟的方案。這顯然是一個謬論，原因在於這一論斷將相對低廉的核電運營成本與包括建築費用在內的核電整體成本混為一談，而後者要高得多。

本研究報告旨在找出決定核電成本的關鍵經濟參數，並對其決定性因素加以評論。報告顯示，如果沒有電力消費者和納稅人的補貼和保障，新的核電站將無法建成。

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