新能源机制电价为核电高质量发展提供借鉴

2015年3月15日，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，正式启动了新一轮电力体制改革。本轮电力体制改革旨在形成主要由市场决定能源价格的机制，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，采用“渐进式”改革路径，有序缩减发用电计划，逐步放开各类电源上网电价。2021年我国已将燃煤机组发电上网电价全面放开，近期的新能源上网电价改革文件更是在深入贯彻中发9号文精神基础上推动电力体制改革的又一阶段性成果，朝着建设全国统一电力市场迈出了坚实步伐。核能发电作为严格受到政府监管的一类电源，具有较强的政策依赖性，在电力市场环境下，实现核电行业高质量发展也可以借鉴新能源上网电价改革的成功经验，探索适合自身发展的新路径。

（来源：电联新媒 作者：俞潇）

新能源上网电价改革为市场注入新的活力

近年来，新能源行业快速发展。截至2024年底，我国风电、光伏装机容量达到14.1亿千瓦时，在2021年、2022年、2023年分别实现了同比18.7%、19.4%、38.7%的增长速度，提前完成了国务院发布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》提出的2030年12亿千瓦新能源装机目标。科技突破带动光伏组件和风机整机设备造价持续下降，释放了诸多发展红利，产业链上下游取得的发展成果有目共睹，突显了我国对于气候治理的决心和实现碳达峰、碳中和目标的信心。短短几年时间，行业发展远超预期，在当前新建项目平价上网、全额消纳的前提下，新能源装机的快速增长带来了与日俱增的消纳困难，有必要推动新能源全面参与现货市场，通过体现电能量时空价值的现货价格信号引导各类调节资源主动参与系统调节，为新能源消纳让出更多空间，促进新能源高质量发展，推动能源绿色低碳转型。

本次新能源上网电价改革，核心内容是将新能源上网电价由原先的固定标杆电价调整为通过市场交易形成价格。新政牵一发而动全身，为建立健全适应新能源全面参与交易的市场机制，各地电力市场体系也需要作出适应性调整——文件要求已经运行现货市场的各地区进一步放开中长期交易签约比例限制，扩大中长期和现货市场申报、出清限价范围，以适应新能源出力波动性、随机性的特性，允许交易电价在更大范围内浮动。由于新能源参与市场后因自身报价因素产生的弃风弃光电量不再纳入新能源利用率统计与考核，而新能源参与现货市场则更倾向于报地板价以保障自身能发尽发。批发市场也将由于新能源全面参与市场而带动电源侧激烈竞争，为市场交易注入更多活力，高频次的市场交易将加快中长期价格与现货价格耦合，未来一段时间内电力供需仍旧维持总体宽松的局面，现货价格仍有下降空间。

值得关注的是文件在推动新能源上网电价改革的同时，也充分考虑到能源转型和新型电力系统建设的需求，相应配套设置了新能源可持续发展机制电价。这是在市场机制以外，为合理规模的新能源上网电量提供的额外保障，既不影响市场价格形成，也有利于推动落实国家战略和产业政策。具体来看，已投产新能源项目的机制电价按照现在的价格机制确定，新建投产项目的机制电价则通过竞争确定，确保完成可再生能源电力消纳责任权重目标，逐年退坡的覆盖电量比例也能够给予新能源企业充足的时间适应市场交易，平稳有序地推动新能源全面参与市场。既能解决新能源参与市场初步阶段带来的不确定性，也与可再生能源消纳、可再生能源法等现行政策有效衔接。

新能源机制电价 为核电高质量发展提供借鉴

文件的出台彻底放开了新能源计划电量，在深入贯彻落实中发9号文改革精神的同时，也通过机制电价的方式实现电价机制与国家产业政策、行业发展需要有序衔接，是实现社会福利最大化的有效方式。市场化改革浪潮下，核电行业未来发展也需要立足市场环境来考虑，因此比较新能源和核电两种电源之间的差异，充分分析新能源机制电价的借鉴意义就显得更加重要。

核能发电技术自身具有全生命周期碳排放低、能量密度高、出力稳定的特点，可为系统提供有效支撑，助力能源绿色低碳转型，是我国未来支持发展的电源品种之一。根据国家核安全局对外发布的信息，截至2024年底，我国大陆并网运行的核电机组58台，总装机容量6088.1万千瓦，位居世界第二位；在建核电机组27台，总装机容量3230.9万千瓦，连续第18年位居全球第一位，预计到2035年，我国核能发电量在总发电量中的占比将达到10%左右，相比2022年翻倍，未来核电行业仍有持续的增长空间。虽然我国核电装机占总电源装机比重仅为2.2%，但具体到各地电力市场来看仍旧占有一席之地，国内核电主要集中于8个沿海省份，2023年度福建、辽宁、海南省核电发电量占比都超过20%，分别为27.3%、23.4%、22.7%。近年来，核电入市电量比例呈逐年上涨趋势，据部分机构统计，2023年度在运核电机组市场化交易电量占比为42%，其中二代核电机组市场化电量比例高于三代核电机组，目前广西、辽宁等地区均已推动核电全电量参与中长期交易。

对比新能源和核电两种清洁能源来看，既有相似点也存在差异性。从发展规划来看，核电、新能源都是低碳清洁能源，在能源转型和可持续发展中发挥重要作用，对保障我国长期能源安全具有突出作用，未来仍将继续发展；差异在于新能源是能源转型和新型电力系统建设的主力军，核电是能源转型的重要支撑力量，是新能源大规模发展和能源转型的得力辅助。从电源自身出力特性来看，新能源和核电都难以响应负荷需要进行调节，新能源出力受到自然条件的制约，具有间歇性和随机性。风速会随时间、季节、气象条件等因素随机变化，导致风力发电机的输出功率波动较大，光伏出力则由日照强度和时间决定，难以像传统能源那样提供稳定的电力输出；核电一次能源来自放射性元素裂变释放的热能，与火电类似都是在“烧锅炉”，但出于核安全考虑设计较为保守，难以短时间内大幅调整出力，且并不能像火电机组一样几小时内启停，一般作为电网基荷电源长期稳定出力。从电源投资运维成本来看，新能源与核电一样具有边际成本极低的特点，风力、光照条件等在自然界中唾手可得，核燃料则能量密度较高，单次换料可支持满功率运行12-18个月；但投资成本差异较大，由于规模效应和技术突破，风电、光伏新建项目造价越来越低，行业竞争激烈，2024年度集中式光伏造价在2000-3000元/千瓦，风电项目工程造价在4000-6000元/千瓦，而批量化三代核电项目造价预计在14000-16000元/千瓦，已投产三代项目更是普遍在20000元/千瓦以上，由于安全性要求较高，不同代际核电机组间固定投资差异显著。此外，新能源项目运营期限一般在20年左右，三代核电项目运营期限可达60年，运营期限也存在差异。

新能源如何参与电力市场交易的讨论历来引人注目，机制电价的做法能够有效解决计划与市场的衔接，维持利益格局相对稳定，同时充分还原了市场定价机制，是多方共赢的最佳做法。从新能源入市来看核电，核电项目投资大、回报周期长，在原先计划体制下具有较强政策依赖性，有时并不是单纯作为电源投资考虑，还需要考虑产业特点、技术发展等因素，兼顾社会综合效益，核能发电也只是利用核能的方式之一，原子能技术研究利用也有赖于核电行业反哺，与新能源相比有诸多相似之处。为此，借鉴新能源机制电价的方式，通过合理确定差价结算的电量、电价和执行期限来调节风险与收益，推动核电上网电价由政府核价向市场交易定价平稳过渡，是一种立足行业长远发展、各方接受程度较好的可行路径，既能保障项目合理收益，也可以通过差价合约的方式落实产业政策、妥善处理计划和市场的衔接，给予市场投资者相对稳定的政策预期，激发市场活力的同时引导行业合理降本增效，提高社会总体福利，具有积极意义。

打铁必须自身硬，核电也要积极适应市场环境

按照中发9号文“管住中间，放开两头”的改革思路，除输配以外的竞争性环节电价都将全面放开，新能源上网电价改革后，我国市场化电量比例上升到80%以上，批发市场中发电侧剩余的水电、核电、气电等电源未来也将全面拥抱市场。说远不远，说近不近，党的二十届三中全会明确提出，在2029年前完成“建设全国统一电力市场”改革任务；近期印发的《国家能源局关于印发〈2025年能源监管工作要点〉的通知》（国能发监管〔2025〕3号）也要求“2025年底前实现省级现货市场基本全覆盖”，可以预见未来一段时间内全国各地现货市场建设动作将越来越频繁。市场环境为核电提出了新的要求，核电自身也需要积极行动以应对变化。

短期来看，现货市场价格波动风险加剧，核电也需要研究市场规律和报价策略，开拓用户，稳定价格预期。一方面，在市场交易中应时刻关注供需形势和一次燃料价格变化，合理预测市场价格走势、研究交易策略，着重发挥中长期交易“压舱石”和“稳定器”的作用，以高比例中长期签约稳定收益预期；另一方面，也需要积极开拓市场，密切与工商业用户的联络。基于自身出力曲线稳定的特点，可优先拓展负荷特性较稳定的用户，例如数据中心、AI产业等科技行业用户，以减少发用电曲线不匹配产生的偏差结算费用。由于此前核能发电长期执行优先计划，较少参与现货市场，对现货市场的研究较调节电源相比普遍存在不足，所以现在需要尽快补课，保证入市电量的合理收益。

从中长期维度来看，核电后续也将全面参与市场，需合理降本增效，提高市场竞争力。市场机制强调公平公正，对各类电源类型一视同仁，不会存在针对某一种电源的歧视或者偏袒，批发市场竞争是基于各类电源变动成本的竞争，以社会福利最大化为优化目标，成本越低的电源越具有市场竞争力。核电项目投资大、回报周期长，具有高固定成本，低变动成本的特点，因此提高市场竞争力的关键措施在于合理控制工程造价，在严格恪守核安全底线的前提下，选取成熟可靠的技术路线，推动机组批量化、标准化、模块化建设，通过规模化建设分摊设计研发成本，提前有序做好厂址开发、厂址保护工作，同步开展核能综合利用，拓展应用场景、体现环境价值。同时，需重视科研投入，加快核电产业关键设备国产化研究和更新迭代，确保关键的泵阀、燃料组件、仪控系统、电气设备供应自主可控，提高关键设备可靠性，强化核电产业供应链韧性，以国产化方式降低机组工程造价和生产运维成本，提升核电产业国际竞争力。

从长远发展来看，机组生产运营和投资规划也需围绕市场环境开展。电力市场化改革致力于还原电力商品属性，以市场机制推动行业长远健康发展，为此需要通过电力现货市场、辅助服务市场、容量补偿机制或容量市场来为电力商品的电量、平衡、调节、可靠性4项属性定价，配套中长期财务合同作为避险机制，市场环境下发电企业营收与参与市场交易策略和机组出力特性关系密切，为充分保障收益，维持企业正常生产经营，需加强市场营销人才队伍建设，健全完善营销人员培养体系，完善交易配套设施建设；必要时可研究开展核电机组改造，提升机组调节能力，以响应净负荷曲线的日内波动，在现货市场高价时段获取更多收益；长远来看，需合理开展核电项目规划投资，可通过系统仿真预测评估市场环境下长期电价变化趋势，测算评估市场环境下新建核电机组经济性，服务能源绿色低碳转型。

自1991年我国大陆首台核电机组并网以来，在党中央、国务院的坚强领导下，在各级领导的关心关怀下，核电行业走过了快速发展的三十余年，从早期自主设计建造的核电机组到现在以华龙一号、国和一号为代表的批量化三代核电项目和全球首座商运四代核电高温气冷堆，从无到有，从弱到强，行业发展与国家发展休戚与共、紧密相连。习近平总书记强调，“推进中国式现代化，必须坚持独立自主、自立自强，坚持把国家和民族发展放在自己力量的基点上，坚持把我国发展进步的命运牢牢掌握在自己手中。”在未来激烈竞争的电力市场环境中，核电也必须坚定不移地走自立自强之路，与新能源等其他电源一起，共同为国家能源安全和“双碳”目标作出更大贡献。新能源上网电价改革的意义也不仅在于优化电力资源配置，更在于为核电等清洁能源的可持续发展提供了参考借鉴，加速能源绿色低碳转型。