Page 332 - 智库丛书第五卷

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和实施成本的不确定性。国际原子能机构在核电项目可行性报告准备指南中，推
荐采用 15%。
此外，目前实施的乏燃料基金管理办法从核电厂投入商运的第 6 年开始按照

年 0.026 元 / 千瓦时固定计提。实际上，电厂从并网投运开始就产生乏燃料，计提
的开始时间有待优化。另外，虽然我国核燃料闭合循环采用乏燃料后处理的技术

路线，但在后处理能力具备与核电规模相匹配的商业化条件之前，在核电厂内建造
和管理乏燃料干法暂存设施、在后处理厂扩大暂存能力，以及乏燃料管理的法规新
要求等成本，均为调整乏燃料基金计提标准和使用范围的潜在因素。

2.3 宏观经济政策的变量应适时调整体现

自 2011 年能标实施 10 年以来，我国核电发展的国家财税政策、金融环境发生
了显著变化，能标中的部分财税变量处理也有调整需求。

2016 年营改增全面实施，建设期发生的可抵扣的增值税可以在经营期抵扣，
是否计入固定资产投资会显著影响经济性评价结果。三代核电造价随安全性的提
高上涨，同时近年来贷款利率、国债利率总体下降，社会资金成本显著降低，原基准

收益率要求过高，不利于行业的可持续发展。此外，增值税抵扣、返还等财税优惠
政策如何进一步优化体现在核电经济评价中也需要深入研究。

2.4 电力市场不断深化改革需要调整评价方法

2011 版能标制定时我国电力市场还处于政府规制阶段，而随着电力市场化改

革步伐的加快，能标中的评价方法也需要适应核电外部市场环境的变化。
当前，核电参与市场化交易比例已超过 30%，当地市场电价对核电项目经济性
的影响越来越大，原有“提出财务效益要求，计算上网电价”的评价方式将逐渐不

符合评价项目实际面临的经营环境。
在“双碳”战略背景下，核电发电量占比有望稳步提升，多发满发、能发尽发、

不参与调峰有望成为常态，这不仅将产生核电项目年利用小时参数的调整需求，还

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