隨著全國市場化交易電量的比重不斷提升，核電已經不可避免地進入到市場之中。

“核電終將面臨更加激烈的市場競爭，唯有提高經濟性和市場競爭力才能持續發展。”中國核能行業協會副理事長兼秘書長張廷克在第二屆“核能智庫論壇”上表示。

量價難兩全

2019年，全國各類交易電量為28344億千瓦時，占全社會用電量比重為39.2%。按照全面放開經營性電力用戶發用電計劃的要求，市場化交易電量的比重將繼續提升。曾經全額消納、執行標桿電價的核電，市場化交易電量也在逐年攀升。數據顯示，全國核電市場化電量占上網電量的比重已經從2016年的18%升至2019年的28%。

核電市場化交易電量規模逐年增長，但市場交易價格卻在逐年降低，平均市場化電價從2016年的0.361元/千瓦時降至2019年的0.357元/千瓦時，相比0.43元/千瓦時的標桿電價，每千瓦時降低7分錢左右。

在全國首批8個電力現貨試點省份中，浙江、廣東、福建和山東省內有核電，其中浙江和山東已經要求核電參與電力現貨交易。福建暫未要求核電參與現貨交易，但已深度參與省內中長期交易，2020年，福建核電機組的市場化電量為220億千瓦時，占到全省市場化交易電量的27.5%。

廣東省內核電機組暫未直接參與市場交易，但2018至2020年，中廣核銷售給廣東電網電量的20%，與當年省內機組參與市場交易電量讓利的加權平均值相乘作為讓利額，作為非稅收入繳納給省財政國庫，這部分電量也被視作參與了市場交易。

在電量相對過剩階段，即便有《保障核電安全消納暫行辦法》等政策，核電企業也難以同時獲得高利用小時數并執行標桿上網電價。

2017年，國家發改委、國家能源局印發《保障核電安全消納暫行辦法》，明確核電消納原則為“確保安全、優先上網、保障電量、平衡利益”。保障性電量執行核電機組標桿上網電價，保障外電量通過電力直接交易等市場化方式促進消納。

2019年，國家發改委下發《全面放開經營性電力用戶發電計劃》的通知，核電機組發電量納入優先發電計劃，但上述通知也提出鼓勵經營性電力用戶與核電等清潔能源開展市場化交易，消納計劃外增送清潔電量。

受省內電力供需、經濟發展影響，部分地方政府傾向擴大核電市場化電量規模，以達到讓利實體經濟的目的，所以保障性消納電量往往無法滿足核電企業的需求。

中核集團技術經濟總院人士曾在一篇文章中指出，按照測算，華東某省2016年的核電保障性消納小時數應為7221小時，電量落地該省的某核電廠應參與電力直接交易電量為18.47億千瓦時，而省經信委要求其參與電力直接交易的電量為73.38億千瓦時，遠高于國家相關政策要求。

市場機制需要完善

中核戰略規劃研究總院副院長白云生在研討會上表示，電力市場化改革下，核電面對“有限發電合約+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。但現有定價機制并不利于核電，各種電源發電成本差異性巨大，在電力直接交易中實行上網電價“一刀切”，沒有考慮外部性的成本因素。

核電由于穩定、能量密度高，此前長期按照基荷方式運行，但在電力市場中，核電難以調節的缺點被放大。有觀點認為，核電的清潔能源屬性在現有的市場規則中無法體現。

浙江是首個核電實際參與電力現貨市場交易的省份，核電所面臨的挑戰更加突出。有核電企業人士在上述論壇中表示，在浙江全電量現貨市場的模式下，核電機組只要參與現貨市場，就會面臨電能費損失，并且還要按照政府授權合約電費比例來承擔輔助服務、成本補償等分攤費用。

在執行標桿上網電價時期，核電的電價包括了電能量、輔助服務和容量費用，但在當前的現貨市場，由于缺乏容量補償機制，核電難以回收投資成本，同時核電還要分攤輔助服務費用，這使得核電機組收益有所下降。

上述核電企業人士認為，在具備條件的情況下，核電應該積極探索容量電費、場外補貼以及清潔能源配額等補償機制，在交易中體現核電的清潔能源屬性。

也有業內人士指出，核電參與電力現貨市場，只要報價足夠低，其利用小時數可以非常高?，F貨市場中的發電、啟停實際主要由自身報價來決定，既想要高價又想要量是矛盾的。

他同時也表示，現貨市場強調效率，只認價格，對于不同機組的公平競爭問題，需要在現貨市場以外進行設計。核電的有效容量比例高于其他電源，核電可以通過容量市場機制獲得補償費。