随着全国市场化交易电量的比重不断提升，核电已经不可避免地进入到市场之中。

“核电终将面临更加激烈的市场竞争，唯有提高经济性和市场竞争力才能持续发展。”中国核能行业协会副理事长兼秘书长张廷克在第二届“核能智库论坛”上表示。

量价难两全

2019年，全国各类交易电量为28344亿千瓦时，占全社会用电量比重为39.2%。按照全面放开经营性电力用户发用电计划的要求，市场化交易电量的比重将继续提升。曾经全额消纳、执行标杆电价的核电，市场化交易电量也在逐年攀升。数据显示，全国核电市场化电量占上网电量的比重已经从2016年的18%升至2019年的28%。

核电市场化交易电量规模逐年增长，但市场交易价格却在逐年降低，平均市场化电价从2016年的0.361元/千瓦时降至2019年的0.357元/千瓦时，相比0.43元/千瓦时的标杆电价，每千瓦时降低7分钱左右。

在全国首批8个电力现货试点省份中，浙江、广东、福建和山东省内有核电，其中浙江和山东已经要求核电参与电力现货交易。福建暂未要求核电参与现货交易，但已深度参与省内中长期交易，2020年，福建核电机组的市场化电量为220亿千瓦时，占到全省市场化交易电量的27.5%。

广东省内核电机组暂未直接参与市场交易，但2018至2020年，中广核销售给广东电网电量的20%，与当年省内机组参与市场交易电量让利的加权平均值相乘作为让利额，作为非税收入缴纳给省财政国库，这部分电量也被视作参与了市场交易。

在电量相对过剩阶段，即便有《保障核电安全消纳暂行办法》等政策，核电企业也难以同时获得高利用小时数并执行标杆上网电价。

2017年，国家发改委、国家能源局印发《保障核电安全消纳暂行办法》，明确核电消纳原则为“确保安全、优先上网、保障电量、平衡利益”。保障性电量执行核电机组标杆上网电价，保障外电量通过电力直接交易等市场化方式促进消纳。

2019年，国家发改委下发《全面放开经营性电力用户发电计划》的通知，核电机组发电量纳入优先发电计划，但上述通知也提出鼓励经营性电力用户与核电等清洁能源开展市场化交易，消纳计划外增送清洁电量。

受省内电力供需、经济发展影响，部分地方政府倾向扩大核电市场化电量规模，以达到让利实体经济的目的，所以保障性消纳电量往往无法满足核电企业的需求。

中核集团技术经济总院人士曾在一篇文章中指出，按照测算，华东某省2016年的核电保障性消纳小时数应为7221小时，电量落地该省的某核电厂应参与电力直接交易电量为18.47亿千瓦时，而省经信委要求其参与电力直接交易的电量为73.38亿千瓦时，远高于国家相关政策要求。

市场机制需要完善

中核战略规划研究总院副院长白云生在研讨会上表示，电力市场化改革下，核电面对“有限发电合约+市场化中长期交易+现货市场交易+辅助服务交易”的多级市场。但现有定价机制并不利于核电，各种电源发电成本差异性巨大，在电力直接交易中实行上网电价“一刀切”，没有考虑外部性的成本因素。

核电由于稳定、能量密度高，此前长期按照基荷方式运行，但在电力市场中，核电难以调节的缺点被放大。有观点认为，核电的清洁能源属性在现有的市场规则中无法体现。

浙江是首个核电实际参与电力现货市场交易的省份，核电所面临的挑战更加突出。有核电企业人士在上述论坛中表示，在浙江全电量现货市场的模式下，核电机组只要参与现货市场，就会面临电能费损失，并且还要按照政府授权合约电费比例来承担辅助服务、成本补偿等分摊费用。

在执行标杆上网电价时期，核电的电价包括了电能量、辅助服务和容量费用，但在当前的现货市场，由于缺乏容量补偿机制，核电难以回收投资成本，同时核电还要分摊辅助服务费用，这使得核电机组收益有所下降。

上述核电企业人士认为，在具备条件的情况下，核电应该积极探索容量电费、场外补贴以及清洁能源配额等补偿机制，在交易中体现核电的清洁能源属性。

也有业内人士指出，核电参与电力现货市场，只要报价足够低，其利用小时数可以非常高。现货市场中的发电、启停实际主要由自身报价来决定，既想要高价又想要量是矛盾的。

他同时也表示，现货市场强调效率，只认价格，对于不同机组的公平竞争问题，需要在现货市场以外进行设计。核电的有效容量比例高于其他电源，核电可以通过容量市场机制获得补偿费。南方能源观察

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