核能经济学:最新研究进展 (九)(续完)(ZT)

作者:何岸泉  于 2012-9-15 04:44 发表于 最热闹的华人社交网络--贝壳村

作者分类:反核系列|通用分类:网络文摘

(九)(续完)

附录折现、资本成本和预期收益率

核能经济学中一个比较困难的问题是,如何建立一个共同的平台,来比较各核电站使用寿命中不同时段的收入流与成本流。按照英国核电站的规划,从订购核反应堆开始到核电站拆撤结束,其时间跨度可以超过200 年。

在核能经济领域,我们习惯使用现金流折现法(Discounted Cash FlowDCF)来比较不同时段的收入流和成本流。这种方法基于一种直觉上合理的观点,即当前的收益和成本比未来的收益和成本的权重高。例如,如果当前立即清偿债务需要付全款,但如果10 年后再清偿债务,那么就需要多付一部分款项,这些多付的款项构成这些债务在这10 年内的利息收入。在现金流折现法的分析中,所有的未来预期收益和成本都被“折现”为当前收入和成本。如果一年后将取得100美元的收益而“折现率”为5%,那么这笔收益的“净现值”为95.23 美元,即现在95.23 美元的收益一年后能获得4.77 美元利息而构成一年后的100 美元收入。折现率一般被视为现金的“机会成本”,换句话说,即这笔钱投资于其他用途所能获得的回报率(假设通货膨胀率为0)。

如果时间为10 年左右且折现率较低,上述计算过程似乎比较合理。但如果时间较长且折现率较高,那么折现的影响就相对较大,对核电站的各项预期就需要仔细思考了。例如,如果折现率为15%10年后100 美元的成本的净现值只有12.28美元。即使折现率只有3%,那么100 年后的100 美元成本的净现值也只有5.20 元。在常规经济分析中,如果折现率为15%,那么15 年后的成本或收益就可忽略不计了(见表12)。

12 折现的影响:净现值

折现期限(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       -

如果我们将这一方法用于分析资本成本较高的竞争性市场中的核电站,那么就意味着在评估一座核电站的价值时,其10年以后的成本和收益就几乎没有影响了。因此,将核电站的使用年限从30 年延长至60 年,其收益甚微,而15 年后核电站的翻修成本也同样几乎没有影响。

按照英国的核电站规划,核电站退役成本花费最多的阶段发生在核电站关闭135 年以后,这意味着即便折现率很低(等同于在低风险领域投资的回报率,比如3%),高额的退役成本也不会对当前核电站的建设产生很大影响。如果我们假定拆撤镁诺克斯核电站需要花费18 亿美元,而拆撤的最后阶段花费最高,占总费用的65%11.7 亿美元),那么我们只需投入2800 万美元,这笔钱到核电站关闭时就可以负担拆撤的最后阶段的费用了。

现金流折现法其实假设了特定的回报率存在于折现的整个时期内。但即使是被视为最安全投资的政府债券最多也只有30年期限。另外,连续100 年的经济增长在人类历史上还未出现过。因此,从这个角度来说,该假设似乎并不成立。

因此,在核能问题上,似乎存在着一个明显的悖论,那就是,在投资阶段,我们用15% 或更高的折现率(或预期收益率)来计算该投资是否有利可图,而在退役储备基金准备上,我们又用较低的折现率来计算所应预留的退役基金。

解决这个悖论的关键在于风险。由于建造成本难以控制、业绩波动性大、外部事件对核电站正常运营产生影响的风险和很多过程(如高放射性核废料处理和核电站退役)都尚未得到论证,核电站投资一直伴随着较高的风险。在竞争性的市场环境中,核电站刚性的成本结构还会带来额外风险,即无论最后核电站是否运营,其大多数成本都会实实在在地产生。因此,虽然在电力批发价格较高时,核电站能运营良好(就像英国能源从1996 年到1999 年所经历的那样),但一旦电力批发价格下降,核电站就会面临严重的经济问题(2000-2002)。核电站在10 年内利润状况良好并不能防止其在年景不好时破产倒闭。因此,投资者会将核电站投资视为极具风险的投资,从而要求较高的利率以反映贷款风险,因为贷款可能会轻易损失而无法收回。

附录3 退役

近些年来核电站的退役问题引发了公众的极大关注,原因是一些反应堆的运营期接近结束,预期核电站的退役成本增加,而原定的核电站退役基金的方案变得漏洞百出。

按照惯例,核电站退役可分为三个阶段。第一阶段是移除燃料,关闭反应堆。移除燃料所需时间不等,离线更换燃料型核电站花费的时间相对较少(例如压水反应堆和沸水反应堆)。这些核电站的设计方案包括每年停机几周来更换三分之一的燃料。在线更换燃料型反应堆(如改良型气冷反应堆和加拿大重水铀反应堆)花费的时间则要长的多,因为其更换燃料的机制被设计成在反应堆运行的同时不断更换少量燃料。这就需要运行缓慢的精密机器,而移除整个核燃料可能要花费数年时间。一旦燃料移除,反应堆就不再处于临界状态的危险中,绝大部分的辐射和所有高放射性核废料都已消除。这一阶段完成之前,核电站必须保持和运营期相同的人员配备规模。因此,由于经济效益推动,必须要尽快完成第一阶段的移除燃料工作,但在追求速度的同时必须始终要保持安全性。从技术角度看,第一阶段很简单,它基本上代表着核电站在运营时所采取的维持运营的操作。需要注意的是,对使用过的燃料的处理不包括在第一阶段的成本里。

在第二阶段,没有放射污染或轻微污染的建筑物将被拆除搬走,只剩下反应堆。同样,相对而言这是常规工作,不需要特别的专业知识。从经济学角度,尽可能延长工期可以使消费者需付的资金最少化——工期越长,从核电站退役基金中所获得的利息便越多。极端情况是将工期拖延到无法再保证建筑物的完整性,建筑物有坍塌危险并导致放射性物质泄漏时。英国计划将第二阶段拖延至核电站关闭后的四十年。

第三阶段是拆除反应堆芯,这一阶段比前两个阶段的花费都要大得多,技术挑战也大得多,需要远程机器人处理反应堆核材料。对于第三阶段,经济利益最大化的情况是在安全的前提下尽量延长工期。在英国,这一阶段预期会延长至135 年。

第三阶段结束后,理想状况是土地可以用于任何用途,换句话说,其放射性水平和未受污染土地一样低。实际上,结果并不总是这么理想,在一些受“污染”的核电站,例如运营过一个示范快速反应堆的苏格兰敦雷(Dounreay)核电站,由于土地污染程度很高,土地使用会无限期地受限。

目前只有极少数达到商业规模的核电站运营期完全结束并完成拆撤,所以核电站退役成本并不确定。在拆撤过程中所需的操作据说已在小范围内被证实是成功的,但是除非适用于大规模核电站,否则这一流程并不能被看做成功的——因为许多流程在某一领域的小范围内有效,但是扩展到商业规模时却是有问题的。

核电站退役成本很大一部分用于销毁核电站产生的放射性废料。现代化设施中的核废料处理费用也尚未明确,特别是在中等放射性核废料和寿命长的低放射性核废料的处理方面,因为在建造处理这些废料的设施方面的经验是匮乏的。

这种不确定性也表现在核电站退役成本被引用的方式上。通常,它被引用为建造成本的一部分(可能为25%)。退役成本显然与建造成本的关系十分有限,因此这也从另一个方面说明公众对核电站退役成本的了解是少之又少。

预期不折现退役成本的典型分配方式是第一阶段占六分之一,第二阶段占三分之一,第三阶段占二分之一。英国能源集团(British Energy)被要求设立“独立”基金来支付其核电站的退役成本,尽管第一阶段原计划用现金流支付。英国核燃料公司(BNFL)是镁诺克斯核电站的原拥有者,后于2005 4 月将其转让给核退役管理局。英国核燃料公司是英国国有企业,而财政部政策不允许独立基金适用于国有公司。英国能源公司估算折现率在前80 年为3%,之后降为零,而英国核燃料公司估计折现率无限期为2.5%2003/04年度, 英国能源公司将折现率估算提高到3.5%

如果假设核电站退役总成本为18 亿美元,按照上述比例划分到各阶段,第一阶段在核电站关闭后马上实行,关闭40 年后完成第二阶段,135 年后完成第三阶段,那么未折现成本和折现成本如表13

13 核电站退役成本举例( 百万英镑)

未折现成本 英国能源公司折现率 能源折现率 核燃料折现率

3%            3.5%          2.5%

第一阶段    300   300               300               300

第二阶段    600   184               151               223

第三阶段    1200 113               76                41

总计        1800 597               527               574

英国气冷式反应堆核电站的退役成本预计会非常昂贵,因为它们体积巨大,会产生大量废料。压水反应堆(PWR)和沸水反应堆(BWR)相对而言体积小得多,预期成本仅为气冷式反应堆的三分之一。例如,西泽韦尔B 的退役成本预计约为5.4 亿美元。

按照污染者付费(polluter pays)原则的要求,当局采取了多种方式来保证核电站的电力用户为核电站退役买单。无论采用哪种方法,如果实际退役成本比预计的要高,都会造成资金不足,于是不可避免的资金空缺将由未来纳税人填补。在英国,镁诺克斯核电站的期望退役成本在过去的二十年间增加了三倍,尽管最具挑战性的工作一项都没有开始。

筹集资金的方案中最不可靠的是不设退役基金的会计方案,也就是公司不为核电站退役进行会计准备。准备金来自电力用户缴费,不过并不设立与公司其他收入分开的独立基金。公司可以自由地用这些钱进行任何可能获利的投资,准备金以公司资产的一定比例形式存在,并不分配特定的一笔钱或一部分资产专门用来支付核电站拆撤。这种方法是否有效的前提条件是公司在拆撤完成之前会一直存在,并且其资产至少能获得预期的回报率。这种方法的弱点可以从中央电力生产局的私有化过程中看出。中央电力生产局过去是英格兰和威尔士的发电站所有人,1990 年私有化。当时已经从电力用户缴费中收集约17 亿英镑的会计准备金,然而当公司私有化时,售价仅为其资产价值的三分之一左右,因此实际上三分之二的准备金流失了。政府没有将其销售收入转交给继承核电站的公司,于是剩余的准备金也失去了。

独立基金方案似乎可靠一些。这种方法是,电力用户在核电站运营期内为基金提供资金,准备金被安置于独立管理的基金中,这笔基金,核电站拥有者无权获取。它只能用于非常安全的投资,以将损失风险最小化。这种投资的收益率可能不超过3%。需要拆撤核电站时,核电站拥有者可以取用这笔独立基金。这种方法的风险同样在英国经验中得到体现。英国能源公司在核电站运营期完成之前就已倒闭,当时其独立基金还不够核电站第一阶段拆撤的花费,而第一阶段从未折现角度看是目前为止最昂贵的阶段(占一半左右)。于是政府只好出手挽救英国能源公司,拆撤负担的很大部分将由未来纳税人承担,他们需要在拆撤阶段提供资金。

也许风险最低的准备金方案是核电站开始运营之前就设立好独立基金,这样就有充足的基金可用来支付核电站设计年限结束后的退役。如果假设设计使用年限是30 年,折现率是3%,所需准备的金额是未折现金额的40% 左右。因此,如果未折现退役成本是建造成本的25% 左右,那么基金所需资金约为建造成本的10%。即使这一方案相对风险较低,但是如果核电站提前退役,或折现成本被低估,又或基金没有实现预期回报率,那么这一方案也将不足以提供预计的退役资金。

总的来看,核电站退役所需资金可能会很高。即使假设在风险最低的情况下,即:能够准确估算核电站的退役成本,折现对总成本的影响有限,也还是没有足够的基金用于支持核电站退役费用。

附录4  美国核电项目现状

南方电力公司(Southern Company)

沃格特勒(Vogtle) 项目似乎是“核能2010 计划”中最先进的项目。2009 12月,包含两座AP1000 反应堆的沃格特勒项目(位于乔治亚州),被视为首个获得美国政府贷款担保的领跑者。讽刺的是,沃格特勒在20 世纪80 年代完工的两个反应堆是当时核电站成本攀升方面的最糟案例之一。最初预计四台机组总成本为6.6亿美元,实际结果是其中的两台机组就花费了88.7 亿美元。

核管会已准许南方电力公司开始在沃格特勒核电站进行有限的建设97,例如回填、挡土和做防水等。此外,核管会还给南方电力公司发放了“早期场地许可”(early site permit), 确认厂址的环境适合建造新的核反应堆,而且还批准了紧急计划。佐治亚公共服务委员会批准了佐治亚电力公司的请求,佐治亚电力公司可以从2011 年起通过“在建工程”(construction work in progress) 为其64 亿美元的股份回收融资成本98。佐治亚公司拥有这个2234 兆瓦核电项目45.7%的股权。有了成本回收的保证,南方电力公司宣称即使没能获得贷款担保也会继续建设这一项目。并且,预期成本也降低了,包括45.29 亿美元的融资99,或是99亿美元的总投资。

南卡罗来纳电力和天然气公司(South Carolina Electricity & Gas,简称SCE&G)

和沃格特勒项目类似,夏日项目( 位于南卡罗来纳州) 同样具有两座AP1000 反应堆, 并且都在美国能源部贷款担保入围名单之上。2008 6 月,SCE&G 估计两座夏日反应堆的建造成本本身(不包括电力传输和信贷成本)将为98亿美元100。然而,2009 1 SCE&G 将它所拥有的55% 股权的预期成本从48 亿提高到63 亿美元,这意味着项目总成本为115 亿美元101SCE&G 描述它为总价,可能包含了融资成本。

联合之星(Unistar)

联合之星(Unistar) 集团是由美国联合能源公司(巴尔的摩天然气和电力公司)和法国电力公司(EDF) 2007 年成立的合资企业。EDF 随后拥有联合能源现有核资产49.9% 的股权。联合之星有三个项目:卡尔弗特悬崖(位于马里兰州),九哩点(位于纽约州),爱尔摩(位于爱达荷州),全部是单一EPR(即欧式压水反应堆,又称渐进型动力堆)。其中最先进的是卡尔弗特悬崖项目,在贷款担保的名单上。其他两个项目,九哩点和爱尔摩项目,除非获得贷款担保,否则不会有积极进展。2009 12 月,联合之星要求核管会暂停九哩点工程建造和运营复合认证申请。爱尔摩项目的技术不如九哩点项目先进。2009 4 月,联合之星主席称,联合能源公司没有公开宣布卡尔弗特悬崖的预期造价,这些数字是保密的。

NRG

南德克萨斯项目包含建造两座ABWR(改良型沸水反应堆),其供应商是东芝, 2008 3 月东芝采用相同的设计取代了通用电气- 日立成为了供应商。这是唯一一个可为ABWR 设计提供参考的项目,尽管一些ESBWR 项目可能会转为ABWR。这一项目入围美国能源部贷款担保名单。2009 年末它也吸引了大量公共宣传。北美核创新(NINA)——NRG88%股权)和东芝(12% 股权)创建的合资公司——拥有南德克萨斯项目50% 的股权。另外50% 股权由圣安东尼奥市参议会名下的CPS 拥有。然而,2009 10 CPS 宣布希望将股份减持至20-25%104,而12 月它开始调查完全撤股的可能性。这是因为东芝对扩展项目的预期成本比CPS 告知城市官员的130 亿美元高出约40亿美元,CPS 希望减持或撤股正是发生在此之后。同年12 6 日,CPS 提出诉讼,要求法庭确认如果它退出这一合约它能拥有的权利。12 23 日纠纷升级,NINA 提出诉讼,称CPS 违反合同,无权拿回它已投入的数亿美元。CPS 在几个小时后提出反诉,声称NRG 和东芝通过“欺诈、诽谤和违法的行为”引诱CPS 加入这一项目,然后又想甩掉CPS,因此CPS 索取320 亿美元的赔偿1052009 10 月,南德克萨斯ABWR 反应堆的预期造价约为170 亿美元,包括融资成本。目前没有最新的不含融资成本的估算。

德州公用能源(TXU Energy)

科曼奇峰(德克萨斯州)项目是唯一一个APWR(改良型压水反应堆)项目。它在第一版美国能源部贷款担保候选名单上,但随后被降级为第一替补。目前没有公开的关于这一项目的建造成本估算。

爱克斯龙电力(Exelon)

2008 11 月,爱克斯龙果断地取消了将ESBWR(经济简化型沸水反应堆)用于维多利亚核电站两台机组(位于德克萨斯州)的计划。据报道爱克斯龙正在寻求替代设计1062009 6 月,虽然早期选址许可流程仍在继续中107,但爱克斯龙宣布将维多利亚项目向后推迟20 年。

多明尼(Dominion)

北安娜项目是最早宣布选用加拿大ACR-700 设计的项目之一,一开始有望投入使用。然而2005 年,多明尼宣布放弃ACR-700 方案, 转而支持ESBWR 设计。2009 1 月,多明尼宣布在核电站供应方面它和通用电气- 日立无法达成一致。多明尼宣称,将“使用具有竞争性的流程”来鉴别建造商能否为北安娜3 号提供“能得到许可并在公司可以接受的期限内建造”的反应堆108。多明尼希望在2010年第一季度结束之前决定供应商。

安特吉(Entergy)

2009 2 月,出于对成本上升的担忧,安特吉要求核管会推迟对大海湾(位于德克萨斯州)和里弗本德(位于路易斯安那州)的ESBWR 反应堆申请的审核。安特吉主席兼CEO 詹姆斯·伦纳德表示,公司在与通用电气- 日立谈判ESBWR 工程、采购和建造合同时“遇到瓶颈”,因为合同价格上升到100 亿美元, 他说这一价格远超出最早的价格预期。

杜克能源(Duke Energy)

杜克李(Duke’s Lee) 项目( 位于南卡罗来纳州)计划建造两台AP1000 机组。2009 9 月,杜克能源表示1 号机组预计在2021 年投入运营,2 号机组预计在2023 年投入运营,这比最初的计划晚三年。2008 11 月杜克能源估计杜克李核电站两台机组的隔夜成本将为110 亿美元,是之前预期的两倍。

进步能源(Progress Energy)哈里斯项目(位于北卡罗来纳州)和里唯项目(位于弗罗里达州)都计划建造两座AP1000 反应堆。然而这些机组的建造目前没有什么进展。进步能源暂定的计划是在2019 年开始商业运营哈里斯项目中的第一台机组,在2020 年开始商业运营第二台机组。然而,由于能源需求的增幅比预期要低,进步能源可能会选择成为杜克或多明尼项目的合伙人。里维核电站的时间表也向后推迟了,从2016/17 年完工变为2019/20 年完工113。但不管怎样,进步能源已得到授权,可以筹集近2.07 亿美元用于里维1 号和2 号核电站机组的建造施工及其他相关工作。这部分费用就转嫁给了一般用户,相当于每月额外支出5.86 美元。2009 2 月,进步能源估计里唯核电站的建造成本将是140 亿美元,不包括30 亿美元的传送和连接成本。

阿莫林UE(AmerenUE)

阿莫林宣称将撤回位于卡拉维(密苏里州)的EPR 项目,原因是“现有法规无法给予我们完成这一工程所需的财政和监管方面的支持”。

底特律能源(DTE Energy)

底特律能源项目是建造一座的ESBWR 机组,项目位于费尔米(密歇根州)。据报道,其成本将为100 亿美元左右,不过这一成本具体包括那些方面并不清楚。

宾夕法尼亚电力照明公司(PPL Corporation)

宾夕法尼亚电力照明公司的贝尔班德(位于宾夕法尼亚州)项目只有一座EPR反应堆, 是由PPL Unistar 合资的,PPL 是主要合伙人。该项目的网站称,项目成本将为130-150 亿美元,包括升级成本、融资成本、初期核燃料成本、应急和储备金费用。

阿马里洛能源(Amarillo Power)

阿马里洛项目是建造两座EPR,该项目是由联合之星和阿马里洛能源合资的。截止2009 年底,该项目还没有申请建设和运营复合许可证。

土耳其点项目(The Turkey Point)是建造两座AP1000 反应堆。2009 11月,佛罗里达公共服务委员会(是弗罗里达州的电力监管机构)批准FPL 2010年起可以从用户那里回收两座反应堆的建造成本。委员会批准FPL 可以收回6.27亿美元的成本。FPL 当时向佛罗里达公共服务委员会汇报的结果是,土耳其点核电站预计的隔夜建造成本在3108-4510 美元/ 千瓦之间121。然而,2009 9 月,FPL表示预期成本范围将从121-178 亿美元上涨到150-180 亿美元。因此,原本公布的项目完工日期是在2018 年和2020 年,现在看来很可能会向后推延了。

田纳西流域管理局(TVA)

田纳西流域管理局和其他美国电力公司十分不同,因为它由联邦政府100%拥有。因此,它不像其他公司那样服从于州级政府。而且它更易获得资本,无须担心信用等级。所以它不需要联邦信用担保(也不符合条件获得联邦信用担保)。故而,它走在重启核定单的最前线并非巧合。原本计划在贝尔丰特核建造两座AP1000 反应堆,这是“核能2010计划”最早确定的工程之一,然而TVA的提议是完成两座20世纪80 年代中期停工的已部分建好的反应堆,这一提议使贝尔丰特核电站项目蒙上了阴影。200912 月,TVA 发表了一根关于不同核电站扩展方案的环境影响报告,然而其中并不包括在贝尔丰特建造第二座AP1000反应堆,所以恐怕第二座反应堆实际上已被取消。如果部分建好的反应堆可以获得建造许可,那么为满足能源需求,完成这些反应堆比起建造一座全新的反应堆要便宜很多。TVA 预计两座AP1000 反应堆的隔夜建造成本将为56-104 亿美元。

新建核电站的预计成本正以惊人的速度大幅上升,过去十年间,核电站的建筑估算费用已经增长了5 倍,而随着核电站的设计更加坚固,估计这一成本还会进一步上涨。而且一些相关问题尚未解决,比如核废料处理、核技术易产生失误等等。

目前,核电站仍然要依靠大规模的公共补贴资助。德国对核电站的补贴数累计已超过1000 亿欧元,而这种优惠待遇现在还在继续。结果,为处理核废料和拆除核电站而预留的数十亿资金就成了公司避税的捷径。此外,核电站运营商的赔偿责任上限仅为25 亿欧元——相对于一场中等水平的核事故所造成的损失,这个数目只是杯水车薪。

但是,近年来各国政府尝试保留现有核电站的态度却愈发坚决,并且又开始下发新的核能订单,理由是核能是应对气候变化最经济的方案。这显然是一个谬论,原因在于这一论断将相对低廉的核电运营成本与包括建筑费用在内的核电整体成本混为一谈,而后者要高得多。

本研究报告旨在找出决定核电成本的关键经济参数,并对其决定性因素加以评论。报告显示,如果没有电力消费者和纳税人的补贴和保障,新的核电站将无法建成。

北京市东城区工体北路新中西街8号亚洲大酒店写字楼309

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海因里希伯尔基金会


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