自1991年秦山一期30万千瓦核电机组发电以来，我国大陆核电商运已有近30年历史，核电的定价机制先后历经了“一厂一价”到“标杆电价”、再到“核准价+市场价”的转变。
一、核电电价定价机制的演变
核电发展初期，国家采取支持核电发展的电价模式，不论是个别定价还是经营期定价，不论是从机组利用小时还是内部收益率(FIRR)来看，都制定了支持政策，对促进我国核电发展起到了积极的作用。2013年7月2日，国家发展改革委下发通知，部署完善核电上网电价机制，将核电上网电价由个别定价改为对新建核电机组实行标杆上网电价政策，并核定全国核电标杆电价为0.43元/千瓦时，标志着我国核电结束了“一厂一价”的定价机制，正式迎来标杆电价时代，核电定价机制从计划走向市场。2015年新一轮电力市场改革以来，核电电价市场化改革进一步深化，逐步引入双边协商定价和市场竞价机制，对核电经济性提出更高要求。
自2020年1月1日起，煤电价格联动机制取消，定价机制由标杆上网电价改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，预计会在一定程度上影响核电上网电价甚至定价机制，核电企业面临复杂营销环境，市场化交易电价可能继续下降，核电定价机制也可能重塑。
二、市场化对核电带来的挑战
(一)要求核电企业深度参与市场竞争
随着电力现货市场试运行的启动，我国电力市场化程度不断提高，交易机制不断完善。2020年6月12日，国家发展改革委、国家能源局发布的《关于做好2020年能源安全保障工作的指导意见》进一步明确：加快放开发用电计划，进一步完善电力市场交易政策，拉大电力峰谷价差，逐步形成中长期交易为主、现货交易为补充的电力市场格局。
全国市场化交易电量逐年提升(见图1)，包括核电在内的各种电源品种将更加广泛地参与电力市场交易。2017年国家发展改革委、国家能源局发布的《保障核电安全消纳暂行办法》明确核电应遵循“确保安全、优先上网、保障电量、平衡利益”的基本原则，对核电优先发电权计划做出详细规定，同时也提出保障外电量应通过电力直接交易等市场化方式消纳。随着电力市场化改革进程不断推进，核电将面对“优先发电合约+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。
(二)核电市场化交易电量逐年增加，交易电价逐年走低，定价机制有待完善
2016年以来，我国各核电站参与市场交易电量占上网电量的比重整体呈上升趋势，且电力市场交易价格普遍低于当地燃煤标杆电价和各核电站所有机组平均核准上网电价，对企业利润产生了不利影响。
我国当前的电价定价机制未充分考虑外部性成本因素。核电在其发展过程中运行废物处理、乏燃料后处理及核设施退役的相关成本列入了发电成本，而核电作为清洁能源的环保价值并未纳入价格机制。
(三)核电参与电力系统调峰的压力增大
“十三五”期间，我国用电需求结构中三产和居民消费比重不断增加，二者的时段性需求模式使得电力负荷特性恶化，主要表现为用电峰谷差拉大、尖峰负荷拔高且短暂、平均负荷率降低，尤其是用户侧空调大规模集中开启会使得用电负荷瞬时爬高、负荷曲线尖峰化。在新电改的配套文件中规定核电要“兼顾调峰需要”，意味着核电面临着越来越大的调峰运行压力。
核电机组参与调峰，存在导致机组运行可靠性降低的风险(如发生落棒、弹棒等严重事故的风险增加，功率调节棒动作频繁，燃料包壳破损概率增大等问题)，对运行人员的操作能力和实践经验有更高的要求，另外还会造成核燃料的浪费，增加放射性废物的产生和处理量。因此，核电参与调峰不仅对机组的安全运行带来挑战，同时也将对其经济性产生较大影响。据统计，法国参与调峰的核电机组每年非计划停堆小时数高达449小时，远高于带基荷运行的韩国核电机组(74小时);由于参与负荷跟踪和调频，导致法国核电机组的可用性降低2%，燃料成本占发电总成本的比重从约20%增加至近24%。
(四)核电企业效益受地方电力市场交易规则影响较大
在我国能源结构向清洁低碳转型的过程中，长三角、珠三角等地的地方能源企业常规火电业务发展空间不断缩小，同时在电力市场交易中需要面对来自能源央企、民营资本的激烈竞争，经营压力较大。地方政府在制定电力市场交易规则时，倾向于更多关注地方能源企业的发展诉求，却未能充分考虑核电自身成本结构特点、运行规律，致使核电担负不合理的分摊费用，导致核电企业经济效益受损。
(五)核电企业的经营压力会进一步传导到核燃料循环产业
核电发电成本由折旧摊销、燃料成本、运行维护费用、财务费用、乏燃料处置费用等组成(见图2)。在电改背景下，核电上网面临“量价齐跌”压力，经济性提升压力日益增大，并进一步向上游传导至核燃料加工产业。
从燃料加工产业各环节来看，我国铀转化与燃料元件价格已基本实现与国际市场接轨，但铀浓缩服务价格仍高于国际市场水平。近年来，我国核电度电燃料成本呈逐渐下降趋势，但仍难以满足核电经济性提升要求。此外，随着我国核电规模的扩大、商用后处理项目落地及核电站退役临近，对乏燃料处理处置基金、核电机组退役费、民用低中放废物处置资金等后端产业资金的需求也不断增加，核电经济性提升与后端产业协调发展的矛盾日益凸显。
(六)新技术新业态要求核电加快转型升级
以大数据、人工智能、区块链、5G等为代表的先进信息技术加速与传统产业融合，以供需互动、多能互补、协同高效为特点的智能电网、综合能源服务对电源端的生产营销模式提出新的要求。传统火电、水电积极开展数字化、智慧化转型升级，实现降本增效，更好适应智慧电网建设要求，打造新竞争优势;风光储一体化趋势明显加快，实现可再生能源与电网输电的智能调度，提高电网对大规模可再生能源发电的接纳能力，将成为未来电力市场中新的竞争者。
三、核电应对市场化的几点建议
(一)充分认识核电对整个核工业产业链的带动作用，强化核电对核工业能力保持和提升的支撑作用
发展核电是保持和提升我国核工业水平和能力的重要途径，也是落实能源生产和消费革命战略的重要方式，对保障国家战略安全和能源安全具有不可替代的作用。推动核电高质量发展，有利于促进核工业实现产业结构、产业布局的根本性变化，带动产业链上下游产业发展;有利于促进核科技研发体系完善、能力提升，培养和造就高素质人才队伍，为保持和提升我国核工业能力提供重要支撑。因此，仅片面强调核电“电”的属性是不全面的。
“十四五”时期，核能在我国能源战略中的地位将更加突出，在保障区域电力安全供应、有效减少污染物和温室气体排放、缓解能源输送压力、促进国民经济发展等方面将发挥不可或缺的重要作用。但当前核电发展过程中将大量的外部性成本进行内部化处理，导致核电自身负担过重，同时核电又担负着过高的安全要求，影响自身经济性的提升。建议充分考虑核电的特殊定位和所发挥的重大作用，在制定《原子能法》等相关法律法规和电力发展规划中明确核电作为基荷电源的地位。
(二)核电参与电力交易应以“保量”为主，争取合理的定价机制
建议各地主管部门落实核电优先发电权及保障性消纳政策，通过政府全寿命期长期协议、差价合约等方式给予核电政策支持，提高上网电量中的政府授权合约比例，鼓励核电企业与用户签订5年以上的长期合同。
建议对现行核电定价机制进一步完善。首先，全面评价各类电源品种的经济性和对环境、社会的影响，制定体现核电作为清洁能源的上网政策和价格政策，促进能源供给结构优化;其次，统筹核电与后端产业协调发展问题，充分评估目前核电定价机制中对乏燃料处理、核设施退役等外部性成本的内部化处理，制定考虑外部性成本因素的核电定价机制;最后，科学平衡经济发展与污染治理的关系，合理确定碳税征收范围和强度，尽快开征碳税，作为提高核电经济性的有益补充，以经济手段促进能源生产结构调整。另外，核电企业也应积极与政府部门沟通，在核电定价机制重塑过程中及时表达政策诉求。
(三)核电企业应主动参与电力市场交易
参与市场竞争的核电企业必须逐步树立主动营销的理念，以需求为导向，主动开拓市场，积极寻求与当地政府、大型企业建立稳定的战略合作关系，确保电量储备;同时建立起自己的售电平台(售电公司)，以市场化思维，积极适应，在市场化竞争中占得先机。
核电企业可以将经营范围延伸到区域售电、辅助服务计量等相关领域，拓展全方位的服务功能，如向用户提供合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务，有效为用户提供个性化的综合节能方案，提高用户黏性。
(四)核电企业要积极研究核电调峰技术并积累经验
积极发掘核电自身提供辅助服务的潜能，可探索配套储能、核能综合利用等多样化方式参与辅助服务，提升未来电力现货市场竞争力。尽快开展对核电调峰安全分析的研究，加大核电调峰运行相关人员培训的力度，积极提高我国核电参与调峰的技术和管理等方面的能力。加强与电网沟通，共同探讨核电机组和电网调度的最佳配合模式，如合理安排核电站换料大修计划、跟踪负荷调峰、极端日运行等。
鉴于当前各地核电调峰补偿机制各异，存在地方市场势力左右分配规则和市场效率的现象，建议政府有关部门明确核电调峰补偿规则，建立责权对等的辅助服务成本付费机制。
(五)持续降低核燃料成本，提升我国核燃料循环产业链水平
核燃料产业是核力量建设的重要基础和核能开发利用的重要支撑，是核科技工业体系的核心组成部分，世界核大国均高度重视核燃料产业发展，采取多种措施支持和保护本国核燃料产业能力建设。建议国家出台核燃料供应立足国内的产业政策，深化核燃料体制机制改革，严控成本，逐步建立与国际市场接轨的价格机制;同时建议国家保障核电持续稳定发展，带动包括核燃料加工产业在内的核工业产业链发展，在发展中解决产业核心竞争力提升的问题。
(六)加快新技术与核电产业融合，促进核电产业转型升级
建议在下一代核电技术发展中将智能电网和储能技术作为重要边界条件考虑，适应电力系统技术革新。以“模块化、小型化、多功能化”为方向，加快核电技术创新，提升未来核电产业经济性。以智慧核电厂建设为抓手，推动核能产业与人工智能、大数据、5G等信息技术深度融合，提升产业核心竞争力。
