一、核電電價定價機制的演變
自1991年秦山一期30萬千瓦核電機組發電以來，我國大陸核電商運已有近30年歷史，核電的定價機制先後歷經了「一廠一價」到「標杆電價」、再到「核准價+市場價」的轉變。
核電發展初期，國家採取支持核電發展的電價模式，不論是個別定價還是經營期定價，不論是從機組利用小時還是內部收益率（FIRR）來看，都制定了支持政策，對促進我國核電發展起到了積極的作用。2013年7月2日，國家發展改革委下發通知，部署完善核電上網電價機制，將核電上網電價由個別定價改為對新建核電機組實行標杆上網電價政策，並核定全國核電標杆電價為0.43元/千瓦時，標誌著我國核電結束了「一廠一價」的定價機制，正式迎來標杆電價時代，核電定價機制從計劃走向市場。2015年新一輪電力市場改革以來，核電電價市場化改革進一步深化，逐步引入雙邊協商定價和市場競價機制，對核電經濟性提出更高要求。
自2020年1月1日起，煤電價格聯動機製取消，定價機制由標杆上網電價改為「基準價+上下浮動」的市場化機制，預計會在一定程度上影響核電上網電價甚至定價機制，核電企業面臨複雜營銷環境，市場化交易電價可能繼續下降，核電定價機制也可能重塑。
二、市場化對核電帶來的挑戰
（一）要求核電企業深度參與市場競爭
隨著電力現貨市場試運行的啟動，我國電力市場化程度不斷提高，交易機制不斷完善。2020年6月12日，國家發展改革委、國家能源局發布的《關於做好2020年能源安全保障工作的指導意見》進一步明確：加快放開發用電計劃，進一步完善電力市場交易政策，拉大電力峰谷價差，逐步形成中長期交易為主、現貨交易為補充的電力市場格局。
全國市場化交易電量逐年提升（見圖1），包括核電在內的各種電源品種將更加廣泛地參與電力市場交易。2017年國家發展改革委、國家能源局發布的《保障核電安全消納暫行辦法》明確核電應遵循「確保安全、優先上網、保障電量、平衡利益」的基本原則，對核電優先發電權計劃做出詳細規定，同時也提出保障外電量應通過電力直接交易等市場化方式消納。隨著電力市場化改革進程不斷推進，核電將面對「優先發電合約+市場化中長期交易+現貨市場交易+輔助服務交易」的多級市場。
（二）核電市場化交易電量逐年增加，交易電價逐年走低，定價機制有待完善
2016年以來，我國各核電站參與市場交易電量佔上網電量的比重整體呈上升趨勢，且電力市場交易價格普遍低於當地燃煤標杆電價和各核電站所有機組平均核准上網電價，對企業利潤產生了不利影響。
我國當前的電價定價機制未充分考慮外部性成本因素。核電在其發展過程中運行廢物處理、乏燃料後處理及核設施退役的相關成本列入了發電成本，而核電作為清潔能源的環保價值並未納入價格機制。
（三）核電參與電力系統調峰的壓力增大
「十三五」期間，我國用電需求結構中三產和居民消費比重不斷增加，二者的時段性需求模式使得電力負荷特性惡化，主要表現為用電峰谷差拉大、尖峰負荷拔高且短暫、平均負荷率降低，尤其是用戶側空調大規模集中開啟會使得用電負荷瞬時爬高、負荷曲線尖峰化。在新電改的配套文件中規定核電要「兼顧調峰需要」，意味著核電面臨著越來越大的調峰運行壓力。
核電機組參與調峰，存在導致機組運行可靠性降低的風險（如發生落棒、彈棒等嚴重事故的風險增加，功率調節棒動作頻繁，燃料包殼破損概率增大等問題），對運行人員的操作能力和實踐經驗有更高的要求，另外還會造成核燃料的浪費，增加放射性廢物的產生和處理量。因此，核電參與調峰不僅對機組的安全運行帶來挑戰，同時也將對其經濟性產生較大影響。據統計，法國參與調峰的核電機組每年非計劃停堆小時數高達449小時，遠高於帶基荷運行的韓國核電機組（74小時）；由於參與負荷跟蹤和調頻，導致法國核電機組的可用性降低2%，燃料成本佔發電總成本的比重從約20%增加至近24%。
（四）核電企業效益受地方電力市場交易規則影響較大
在我國能源結構向清潔低碳轉型的過程中，長三角、珠三角等地的地方能源企業常規火電業務發展空間不斷縮小，同時在電力市場交易中需要面對來自能源央企、民營資本的激烈競爭，經營壓力較大。地方政府在制定電力市場交易規則時，傾向於更多關注地方能源企業的發展訴求，卻未能充分考慮核電自身成本結構特點、運行規律，致使核電擔負不合理的分攤費用，導致核電企業經濟效益受損。
（五）核電企業的經營壓力會進一步傳導到核燃料循環產業
核電發電成本由折舊攤銷、燃料成本、運行維護費用、財務費用、乏燃料處置費用等組成（見圖2）。在電改背景下，核電上網面臨「量價齊跌」壓力，經濟性提升壓力日益增大，並進一步向上遊傳導至核燃料加工產業。
從燃料加工產業各環節來看，我國鈾轉化與燃料元件價格已基本實現與國際市場接軌，但鈾濃縮服務價格仍高於國際市場水平。近年來，我國核電度電燃料成本呈逐漸下降趨勢，但仍難以滿足核電經濟性提升要求。此外，隨著我國核電規模的擴大、商用後處理項目落地及核電站退役臨近，對乏燃料處理處置基金、核電機組退役費、民用低中放廢物處置資金等後端產業資金的需求也不斷增加，核電經濟性提升與後端產業協調發展的矛盾日益凸顯。
（六）新技術新業態要求核電加快轉型升級
以大數據、人工智慧、區塊鏈、5G等為代表的先進信息技術加速與傳統產業融合，以供需互動、多能互補、協同高效為特點的智能電網、綜合能源服務對電源端的生產營銷模式提出新的要求。傳統火電、水電積極開展數位化、智慧化轉型升級，實現降本增效，更好適應智慧電網建設要求，打造新競爭優勢；風光儲一體化趨勢明顯加快，實現可再生能源與電網輸電的智能調度，提高電網對大規模可再生能源發電的接納能力，將成為未來電力市場中新的競爭者。
三、核電應對市場化的幾點建議
（一）充分認識核電對整個核工業產業鏈的帶動作用，強化核電對核工業能力保持和提升的支撐作用
發展核電是保持和提升我國核工業水平和能力的重要途徑，也是落實能源生產和消費革命戰略的重要方式，對保障國家戰略安全和能源安全具有不可替代的作用。推動核電高質量發展，有利於促進核工業實現產業結構、產業布局的根本性變化，帶動產業鏈上下遊產業發展；有利於促進核科技研發體系完善、能力提升，培養和造就高素質人才隊伍，為保持和提升我國核工業能力提供重要支撐。因此，僅片面強調核電「電」的屬性是不全面的。
「十四五」時期，核能在我國能源戰略中的地位將更加突出，在保障區域電力安全供應、有效減少汙染物和溫室氣體排放、緩解能源輸送壓力、促進國民經濟發展等方面將發揮不可或缺的重要作用。但當前核電發展過程中將大量的外部性成本進行內部化處理，導致核電自身負擔過重，同時核電又擔負著過高的安全要求，影響自身經濟性的提升。建議充分考慮核電的特殊定位和所發揮的重大作用，在制定《原子能法》等相關法律法規和電力發展規劃中明確核電作為基荷電源的地位。
（二）核電參與電力交易應以「保量」為主，爭取合理的定價機制
建議各地主管部門落實核電優先發電權及保障性消納政策，通過政府全壽命期長期協議、差價合約等方式給予核電政策支持，提高上網電量中的政府授權合約比例，鼓勵核電企業與用戶籤訂5年以上的長期合同。
建議對現行核電定價機制進一步完善。首先，全面評價各類電源品種的經濟性和對環境、社會的影響，制定體現核電作為清潔能源的上網政策和價格政策，促進能源供給結構優化；其次，統籌核電與後端產業協調發展問題，充分評估目前核電定價機制中對乏燃料處理、核設施退役等外部性成本的內部化處理，制定考慮外部性成本因素的核電定價機制；最後，科學平衡經濟發展與汙染治理的關係，合理確定碳稅徵收範圍和強度，儘快開徵碳稅，作為提高核電經濟性的有益補充，以經濟手段促進能源生產結構調整。另外，核電企業也應積極與政府部門溝通，在核電定價機制重塑過程中及時表達政策訴求。
（三）核電企業應主動參與電力市場交易
參與市場競爭的核電企業必須逐步樹立主動營銷的理念，以需求為導向，主動開拓市場，積極尋求與當地政府、大型企業建立穩定的戰略合作關係，確保電量儲備；同時建立起自己的售電平臺（售電公司），以市場化思維，積極適應，在市場化競爭中佔得先機。
核電企業可以將經營範圍延伸到區域售電、輔助服務計量等相關領域，拓展全方位的服務功能，如向用戶提供合同能源管理、綜合節能和用能諮詢等增值服務，有效為用戶提供個性化的綜合節能方案，提高用戶黏性。
（四）核電企業要積極研究核電調峰技術並積累經驗
積極發掘核電自身提供輔助服務的潛能，可探索配套儲能、核能綜合利用等多樣化方式參與輔助服務，提升未來電力現貨市場競爭力。儘快開展對核電調峰安全分析的研究，加大核電調峰運行相關人員培訓的力度，積極提高我國核電參與調峰的技術和管理等方面的能力。加強與電網溝通，共同探討核電機組和電網調度的最佳配合模式，如合理安排核電站換料大修計劃、跟蹤負荷調峰、極端日運行等。
鑑於當前各地核電調峰補償機制各異，存在地方市場勢力左右分配規則和市場效率的現象，建議政府有關部門明確核電調峰補償規則，建立責權對等的輔助服務成本付費機制。
（五）持續降低核燃料成本，提升我國核燃料循環產業鏈水平
核燃料產業是核力量建設的重要基礎和核能開發利用的重要支撐，是核科技工業體系的核心組成部分，世界核大國均高度重視核燃料產業發展，採取多種措施支持和保護本國核燃料產業能力建設。建議國家出臺核燃料供應立足國內的產業政策，深化核燃料體制機制改革，嚴控成本，逐步建立與國際市場接軌的價格機制；同時建議國家保障核電持續穩定發展，帶動包括核燃料加工產業在內的核工業產業鏈發展，在發展中解決產業核心競爭力提升的問題。
（六）加快新技術與核電產業融合，促進核電產業轉型升級
建議在下一代核電技術發展中將智能電網和儲能技術作為重要邊界條件考慮，適應電力系統技術革新。以「模塊化、小型化、多功能化」為方向，加快核電技術創新，提升未來核電產業經濟性。以智慧核電廠建設為抓手，推動核能產業與人工智慧、大數據、5G等信息技術深度融合，提升產業核心競爭力。