漳州核电工程总承包合同定价模式研究

(中核国电漳州能源有限公司，福建 漳州 363300)

核电作为高科技能源产业，国内外核行业关注点始终在安全性和先进性上，作为关系国计民生的电力市场产品，“华龙一号”三代核电经济性还没有引起足够重视，经济性是电力产品在市场竞争中最重要的评判指标。我国核电建设成本过高，导致上网电价在国内电力市场上缺乏竞争力，因此核电的经济性成为制约我国核电快速、健康和可持续发展的关键因素之一。

以往高质、安全建成核电是首要任务，“调概”一直与核电相伴随，调整后的概算为最终总包合同价格，导致行业内总包合同定价问题一直未能有效解决。中核集团作为国家核电发展主力，分析和研究核电工程总承包合同定价模式有利于提高“华龙一号”核电经济性和集团核心竞争力，同时对采用“华龙一号”技术的漳州核电工程项目管理具有重要的意义。

1 核电工程建设模式

1.1 核电工程EPC总承包模式

核电工程总承包是指总包方承担从工程设计、采购、施工、安装调试直至移交全部责任的工程建设模式。特点是业主除作为责任主体必须承担核安全法规要求的责任外，在移交前所有建设责任均由总包方承担。采用总包建设模式，业主可减少责任和风险；总包方能获得的较高利润，但责任和风险大。目前，国内福清、方家山、海南、防城港等项目采用此模式。

1.1.1 核电工程分岛承包模式

分岛承包模式是在业主承担统一工程建设责任下，将项目按其工程模块切分成几大部分。通常采用按“岛”划分的方式，如核岛承包，常规岛承包等。采用此模式业主参与建设较深入，承担整体责任和风险。该模式因业主承担电厂的总体责任，基本属于业主自建模式。国内三门、海阳两个依托项目采用此建设模式。

1.2 核电建设模式选择

根据国际原子能机构统计，美国是世界上核电机组最多的国家，大部分项目采用工程总承包模式，法国和俄罗斯采用业主自建模式。从国内建设情况来看，前期建成的核电机组多采用业主自建模式，随着工程建设专业化运作发展要求，EPC模式已在国内迅速推广，在建核电大部分采用EPC模式，少部分项目采用业主自建模式。

核电工程EPC模式[2]可将设计、采购、施工组成一个有机整体，有利于实施全过程、全方位的技术经济分析论证；有利于保证工程质量，缩短工期，降低投资，实现社会、经济和环境效益的最佳统一。国家主管部门也明确在能源等大型项目上推行EPC模式，因此后续核电工程建设将越来越多采用EPC模式。

2 核电工程造价管理存在的问题分析

2.1 现有核电工程造价标准跟不上市场行情的变化

核电工程计价体系为93版核工业定额，施工工艺、人工、材料、机械水平与目前核电建设实际情况存在很大差异，持续更新的电力行业定额主要适用于火电，核电工程与其存在较大差异。为解决编制核电工程造价存在的问题，国家能源局着手建立与完善核电工程经济标准体系[3](NB/T)。目前核岛一般采用核工业定额辅助参考类似工程合同价，常规岛、BOP一般依据电力行业定额辅助参考水利、地方定额等。现阶段，由于人工、材料、机械价格水平的脱节及施工技术措施和方案的更新，编制出的核电工程估算与市场行情存在较大差距。

2.2 已建核电工程造价综合分析

目前已建成的核电工程项目普遍存在造价失控现象，概算超出核准估算，预算超出概算投资，最终实际决算造价超出预算投资的“三超”现象，当然也存在不按科学规律编制估算(满足先核准)，导致估算费用不足，也是产生“三超”现象的原因之一，市场机制下“三超”问题严重制约了核电的经济性，下面就甲、乙、丙三个核电工程的核准投资和概算进行对比分析，如图1、图2、图3所示。

图1 甲工程对比分析Fig.1 Comparison analysis for project A

主要原因：除财务费用增加外，主要是设备采购价格的增加。贷款利息增加A亿元，生产预备金增加B亿元，补列了间接进口设备增值税C亿元，增加了一台模拟机D亿元，共X亿元。

图2 乙工程对比分析Fig.2 Comparison analysis for project B

主要原因：工程费用增加约E亿元，工程其他费用增加约F亿元，贷款利息增加G亿元，风险预备金增加H亿元等。

图3 丙工程对比分析Fig.3 Comparison analysis for project C

主要原因：工程费用增加约J亿元，贷款利息增加K亿元，生产准备金及其他项目增加L亿元等。

综合分析，上述三个已建核电项目实际总资金平均超概算8.05%。主要风险因素有四点：①工期延误导致窝工费、赶工费，管理费和财务费等费用增加；②工程设计深度不够、标准变化导致工程变更、投资增加；③人工、材料及物价上涨导致突破合同价；④市场变化引起利率、汇率上浮。

3 核电工程总承包合同定价模式分析

3.1 现状分析

目前国内核电项目概算超出核准投资现象十分普遍，平均超出核准投资约8%，核电项目超核准主要原因有核电前期准备时间长，投资额度大，工程建设期间进度拖期，工程设计深度不够且变更频繁、材料价格受物价水平波动影响、利汇率变化和国家政策调整等众多方面因素造成。

3.2 核电工程总承包合同定价影响因素

3.2.1 核电工程造价固有特性

1)建设周期长导致市场波动难以估量，复杂性和不确定性放大；

2)政府监管严致使重大设计和工程变更概率大，增加不确定性；

3)市场垄断、设备产能供求矛盾制约双方议价能力；

4)“三边”建设使得合理定价不确定性放大。

3.2.2 核电工程定价主要外部条件

1)核电项目核准估算文件为定价参考基准；

2)核电标杆电价为总承包合同价格控制验证基准。

改变以往核电工程定价模式，总包合同二阶段定价作为上述问题的解决方案，将对后续类似核电工程总包合同定价提供帮助，实行设计费、调试费、役前检查费等管理费总价包干，促使承包商提高工作效率和项目管理水平，加快工作进度决策流程，防止核电工程拖期超概；以概算为基础的二阶段定价，可促使承包商进行限额设计和标准设计，进一步倒逼承包商运用价值工程理论(价值V=功能F/成本C)对非涉核子项(常规岛、BOP、厂前区子项、厂外工程)进行功能和价值分析，防止设备的超大裕量，优化核电工程设计，精心组织施工。

3.3 漳州核电工程总包合同定价模式

根据国际工程承包领域市场规则和惯例，将市场机制引入漳州核电工程总承包管理，双方合理分担合同定价风险，实现合作共赢，根据现阶段核电工程建设实际情况，实行以“权责对等”为原则[4]，采用“部分价格固定(设计费、役前检查费、调试费、总包管理费、建安费(除厂址差异性部分))和部分价格可调(设备/采购费)”风险共担的定价模式。

3.3.1 定价时机

总包合同定价的前提是总包合同范围已经谈妥确定，对于定价时机须在总承包合同条款中专门约定。初步设计文件已完成且满足《核电厂初步设计文件深度》规定，集团公司批准项目初步设计概算，工程二级进度计划已经发布，总包合同除价格支付条款外均达成一致。对于固定包干部分，如设计费用、管理费、调试费用、核岛/常规岛建安费用应在项目FCD前12个月确定，而工程前期费用，特别是厂址差异性部分，如场平、海工、220 kV保安电源、进场和应急道路，若作为可调整的一部分，可在合同签订后修正，一般为项目FCD前12个月内。对于设备采购费用的最终确定，FCD前当具备条件。

3.3.2 工程总承包合同定价原则

(1)价格固定部分

借鉴同行及市场情况，设计费、建安费(除厂址差异性部分)、调试费、役前检查费和总包管理费采用固定包干价格具有现实条件。除国家政策、法律法规、强制性标准改变、或者业主在合同范围外增加内容外，固定包干价格不作调整。

设计费：总包方最关心的费用，相对来讲，国内同类项目在设计费用量级上基本趋同，即使从类似项目同期收口估算推论，双机组项目设计费用约XX亿元应当是合理的谈判基础，且随着技术成熟，设计的复杂程度会有所改善，设计费用将呈下降趋势。

役前检查费：可参考类似核电项目计取费用包干(测算参考价格约XX亿元)。

调试费用：按调试人员人年数×人年综合单价确定人工费用。根据总承包商实际人员投入，参考行业/集团发布的人年均管理费及类似项目计费取费办法确定，调试外委及消耗材料费用参考以往核电项目确定(测算参考价格约XX亿元，1000人年(13个月+12个月准备期)，人年均费用XX万元，则1000×XX=XX万元)。

总承包管理费：根据管理人员及辅助管理人员工时及人工单价，即管理人员人年数×人年综合单价，采用固定总价包干。标准参照类似核电项目及行业/集团发布的有关标准测算。人员人年数量按总承包商人力资源进场曲线，考虑固定比例的总部支持人员，人年综合单价参考行业/集团发布的人年均管理费及类似项目计费取费(测算参考价格约XX亿元，总包商总部及现场管理人员比例可按4∶1测算，220人×5年×XX万元=XX万元)。

建安费用：“华龙一号”核电技术是工程总承包商(工程公司设计院)在原M310成熟堆型基础上进行的自主研发，可参考“华龙一号”示范工程项目(福清核电站5、6号机组)已审定的收口概算，结合“华龙一号”示范工程施工及安装的实际情况，要求总承包商针对漳州版“华龙一号”工程量进行准确测算，后续漳州版“华龙一号”核电项目届时技术成熟度将更高，设计优化及标准化工作将提到一定的高度，施工方法和可施工性将进一步得到考虑，按计划推进工程项目建设，参照“华龙一号”示范项目已审定的概算再结合示范项目所花费的实际建安费用，作为业主与总承包商可商定建安费，作为总承包商包干价格，理由充分，合同双方是可以接受的。对于由于厂址特定条件形成的差异化，双方可据实进行修正，如场平和海工等工程。总包合同签订前，对于已签建安分包合同以分包合同价格进入建安费用总价(建安费用参考价格不超XX亿)。

(2)价格可调部分

设备采购费是总包合同价格谈判的焦点，双方很难进行准确的价格测算，且重大设备处于垄断状态，具有不可控性。设备采购费实行价格可调易被双方接受。

实现设备采购费用价格可调有两种形式，一是设备采购价格完全放开，实报实销。二是约定一些重大设备采购价格按实际采购价进行调整，剩余所有设备采购费用采取一次性包干方式。

第一种方式业主要投入较大的管理力量，与专业化的总包管理思路相矛盾，在管理技术上并不是最好的管理方式，特别有相当规模的材料为总包自主供货，价格界定较难。为提高效率，体现专业管理思路，因此不建议采用该方式。

采用第二种管理方式需解决如下两个问题：

1)明确价格可以调整的设备。这一问题相对较易，只要双方认可，可调整的设备均可列入调整清单。该清单设备种类要尽量少，专列公认的难以在当下确定的设备，参考以往电厂经验数据，结合与总包商谈判实际，建议设备种类为：反应堆冷却剂泵(XX亿)、DCS(XX亿)、SRTF废物处置设施(XX亿)、主回路设备和管道保温材料(XX亿)等数量有限的几项(类)。

2)可调整设备以外其他设备采购价格确定。已签分包合同设备以分包合同价格进入设备费用总价，未签订分包合同的设备这是总包合同价格确定的难点，合同双方如不掌握详实的资料，无法逐一确定各项设备采购价格，以谈判形式寻求一致，困难是巨大的。好在目前国内核电发展节奏已放缓，国内设备制造存在产能过剩问题，设备价格较福清5、6号示范工程已呈下行趋势，更易于可调整设备以外其他设备采购价格的确定，此部分设备价格以“华龙一号”示范工程设备价格作为二阶段定价的最高目标控制价。

如何解决设备定价问题，关键把握好定价时机，合同中约定设备采购费待项目核准时双方按如下原则最终确定：一是视核准估算中或“华龙一号”示范工程的设备费用为设备采购费，二是对可调整价格设备，按实际采购价格进行补差，除此，进行一次性包干。

3.3.3 定价风险控制措施

在合同中规定费用控制方法，要求总承包商制定设备与材料采购费用目标计划，规定目标计划管理办法。业主将参与审定总承包商费用控制流程，设定管控措施，制定信息编报表单，即时跟踪总承包商对分包商的支付。同时，采取组织、合同及技术经济措施确保合同价格风险得到控制，与同期同类核电项目进行费用对标，建立健全索赔与反索赔机制，控制质量、进度、价格的协调均衡性。

为进一步达到控制漳州核电项目工程造价的目的，业主责任范围的费用需要进行精确测算，摸底整个工程建设项目费用水平，为工程总承包合同价格规模水平的确定进行验证。

业主费用主要为前期工作费、前期准备[5]费用、厂前区费用、燃料和模拟机采购费用、财务费用、风险费用、管理性费用、生产人员提前进厂费等，除风险费用外，FCD前12个月基本达到可测算状态，其中前期工作费、前期准备费用已发生，其他费用根据规划可进行预算，准确度较高。漳州核电要留足业主费用，结合以往电厂经验数据以及漳州前期发生费用，经测算“华龙一号”双机组为XX亿元之间是合适的(不含风险费)，预备风险费XX亿元，根据以往总承包方报价经验，如若总包方要求风险费在XX亿元上推论，业主费用总计XX亿元之间是合理的。

4 结 论

鉴于现阶段“华龙一号”核电项目的特殊性，新建项目尽量避免在可研阶段定价，总包合同定价时机应在合同内进行明确约定，对于固定包干价格的设计费、役前检查费、调试费、总包管理费和建安费(除厂址差异性部分)在项目FCD前12月时确定，对于可调价格的设备采购费用在项目FCD前最终确定。从国际FIDIC合同角度分析，工程总承包合同双方要共同承担合同经济风险，新建核电工程应遵循市场规律，实行以“权责对等”为原则，采用“分项价格固定(设计费、调试费、役前检查费、总包管理费、建安费(除厂址差异性部分))和分项价格可调(设备采购费)”风险共担的定价机制，这将是漳州核电以及后续新建核电工程现实情况下的合理选择。