核电项目由于成本投入高、建设周期长、投资回收风险高, 需要给予特别的关注。根据“一带一路”沿线国家不同的核电电价政策, 我国在核电出口竞争中需要制定不同的投资策略。
一、中南亚市场
随着中南亚市场经济的发展, 供电负荷快速增长, 巴基斯坦为代表的中南亚市场电力需求旺盛。通过充分利用巴基斯斯坦政府对核电的税收优惠政策, 将商务和融资成本与当地电价进行挂钩, 明确约定有利的电价浮动机制和制定电价汇款周期为月结算机制, 可以有效控制投资风险。
二、东南亚市场
购电协议PPA的定价模式中附加电价是未来核电企业投资过程中不可忽视的重要因素。由于东南亚尚未形成统一的电力市场, 政府对电力市场的监管力度不够等, 逾期付款的情况随时可能发生。核电投资企业需要充分利用PPA协议, 分别以附加电价作为支付逾期付款利息及违约责任的担保, 以容量电价作为政府信用及当地电力大客户电费账户的担保, 以电量电价作为燃料循环供应的担保来加速回收投资成本, 进而实现收益。
三、拉美市场
阿根廷等拉美核电市场的私有化程度和电价开放程度较高, 竞争环境较为激烈。在核电项目投资过程中不能简单地依赖于市场电价进行资本回收, 需要与阿根廷政府签订有利的回收政策, 特别是扩大补偿电价和税收返还在投资回收中的比例。同时, 核电投资企业适应阿根廷政府在电价监管中采用的服务质量控制和价格上限法, 利用不平衡报价动态调整核电项目的建设和运维成本。
四、欧洲市场
由于英国等欧洲电力市场发达, 核电投资企业需要充分利用英国差价合约的电价模式, 在投资过程中与当地政府商谈市场体制下更为优惠的电价保障体制。通过与当地电力供应商成立合资公司, 建立完善更为全面的风险控制清单, 转移部分核电投资回收风险。同时, 考虑建设核电项目时要考虑核电项目的后续增值服务, 带动促进后续项目的开发。