近一個月來，歐洲天然氣和電價持續“爆表”，西班牙、葡萄牙等國呼吁對歐盟電力市場模式進行改革，設定電價上限，但這一提議也引起德國、荷蘭的反對。

在我國，現行電力市場體系還不夠完善，配套機制有待健全，各地電力市場差異較大，迫切需要加快全國統一電力市場體系建設，推動電力行業加快轉型。

早在2021年11月24日，《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》強調，要遵循電力市場運行規律和市場經濟規律，優化電力市場總體設計，實現電力資源在全國更大范圍內共享互濟和優化配置，加快形成統一開放、競爭有序、安全高效、治理完善的電力市場體系。

2022年1月28日，國家發展改革委、國家能源局正式印發《關于加快建設全國統一電力市場體系的指導意見》（發改體改〔2022〕118號）（以下簡稱《意見》）。

《意見》是深化電力體制改革的重要部署，是構建新型電力系統的重大舉措，其總體目標是：到2025年，全國統一電力市場體系初步建成，國家市場與省（區、市）/區域市場協同運行，市場交易和價格機制初步形成。到2030年，全國統一電力市場體系基本建成，適應新型電力系統要求，國家市場與省（區、市）/區域市場聯合運行，新能源全面參與市場交易，市場主體平等競爭、自主選擇，電力資源在全國范圍內得到進一步優化配置。

一《意見》出臺的意義與要點解讀

核能作為穩定的發電形式，是確保國家能源安全的重要一環。今年政府工作報告強調要“確保糧食能源安全”，將能源安全提升到與糧食安全同等重要的戰略高度。

（一）建設全國統一電力市場體系的重要意義

自2015年《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（電改9號文）及其配套文件發布以來，我國電力市場建設穩步有序推進，初步形成多元競爭主體格局，市場在資源優化配置中的作用明顯增強。但同時，電力市場還存在體系不完整、功能不完善、交易規則不一、跨省跨區交易存在市場壁壘等問題。建設全國統一電力市場體系意義重大，一是通過在全國范圍內的電力資源共享和優化配置，提升電力系統穩定性和靈活性，以較低成本實現能源清潔低碳轉型。二是有利于構建適合我國能源資源稟賦的電力市場體系，對規模化消納快速發展的新能源提供了跨區域電力市場的有力支撐。三是有利于發揮電-碳協同效應，助力電力行業盡早實現碳達峰碳中和。

（二）《意見》主要政策要點解讀

《意見》全文分7個章26條，對建設全國統一電力市場的原則、目標、體系結構、市場功能、交易機制、規劃監管等方面進行了全面的要求。總體來說，本次印發的《意見》主要有以下四方面的要點：

1.健全多層次統一電力市場體系

《意見》按照“宜省則省，宜區域則區域”的原則，在國家層面，研究適時組建全國電力交易中心，構建適應國家電力市場發展的交易平臺；在主體層面，穩步推進省（區、市）/區域市場建設，提高省域內電力資源配置效率。

2.完善統一電力市場體系的功能

我國已開展了電力中長期、現貨和輔助服務市場建設，但各類型市場間的協調有待加強。《意見》從四個方面提出了具體要求：一是持續推動中長期市場建設，進一步發揮中長期市場在平衡長期供需、穩定市場預期的基礎作用；二是積極穩妥推進現貨市場建設，更好發現電力實時價格，準確反映電能供需關系；三是持續完善輔助服務市場，建立健全調頻、備用等輔助服務市場，完善成本分攤和收益共享機制；四是培育多元競爭的市場主體。

《意見》提出“完善中長期合同市場化調整機制，縮短交易周期”，“推動市場主體通過市場交易方式在各層次市場形成分時段電量電價，更好拉大峰谷價差”，通過對中長期交易進行區間分解，部分實現現貨交易的價格發現功能，或將對核電的負荷跟蹤能力提出更高的要求；“有序放開發用電計劃，分類推動燃氣、熱電聯產、新能源、核電等優先發電主體參與市場”，這將進一步推高核電參與市場化程度和市場化電量比例；“鼓勵售電公司創新商業模式，提供綜合能源管理、負荷集成等增值服務”，拓展售電公司業務或將成為未來電力企業新的重要收益增長點。

3.健全統一電力市場體系的交易機制

當前各省構建了不同的電力市場交易模式、交易規則和電價體系，交易機制的不統一、不銜接是全國統一電力市場建設中須重點化解的矛盾。《意見》在交易機制方面提出“規范統一市場基本交易規則和技術標準”，“完善電價形成機制，統一規范各地電力市場價格規則”，將推動交易中心之間有效銜接，市場交易規則逐步實現規范化、標準化和透明化。

4.構建適應新型電力系統的市場機制

《意見》提出了四方面工作部署：一是提升電力市場對高比例新能源的適應性，有序推動新能源參與電力市場交易；二是因地制宜建立發電容量成本回收機制，保障電源固定成本回收和長期電力供應安全；三是開展綠色電力交易，做好綠色電力交易與綠證交易、碳排放權交易的有效銜接；四是健全分布式發電市場化交易機制，鼓勵分布式光伏、分散式風電等主體與周邊用戶直接交易。

《意見》提出“開展綠色電力交易試點，以市場化方式發現綠色電力的環境價值”，“引導有需求的用戶直接購買綠色電力，推動電網企業優先執行綠色電力的直接交易結果”，綠色電力交易價格中的環境溢價部分是發電企業在平價上網電價之外的增量收益，利好電力企業的新能源業務，而核電目前尚未納入我國綠色電力范疇，可能對未來核電的發展產生一定的約束。

二《意見》對核電企業核電參與電力市場的影響分析

今年政府工作報告更加側重國內資源的生產保障能力，要求“加快油氣、礦產等資源勘探開發，完善國家戰略物資儲備制度，保障初級產品供給”。天然鈾資源是核能發展的物質基礎，是高度敏感、無可替代的國家稀缺戰略資源，對我國核能產業高質量發展具有極端重要性。當前國內天然鈾資源面臨著探明程度低、鈾礦產能偏低、獲取采礦權難度大等挑戰，同時還面臨著國際天然鈾資源爭奪和控制更趨激烈的態勢，因此更需要強化底線思維，提前謀劃、主動作為，牢牢掌控戰略資源控制的主動權、自主權，充分保障天然鈾的安全穩定供應。

（一）核電企業參與電力市場現狀

1.中長期交易

2021年，全國各電力交易中心累計組織完成市場交易電量3.78萬億千瓦時，同比增長19.3%，占全社會用電量比重為45.5%。全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為3.04萬億千瓦時，同比增長22.8%。其中，省內電力直接交易電量合計為2.85萬億千瓦時，省間電力直接交易（外受）電量合計為0.19萬億千瓦時，分別占全國電力市場中長期電力直接交易電量的93.8%和6.2%。

當前，集團公司核電參與電力市場主要交易類型為中長期交易，其中，又以年度交易為主，季度、月度、臨時交易為補充，具體交易方式則包括雙邊協商、集中競價、掛牌、發電權替代等，且主要以省內交易和消納為主。近些年核電企業市場交易電量及比例呈現逐年增加趨勢，市場化程度逐步加深。同時，核電的平均交易電價普遍低于當地的批復電價，核電參與市場交易就會產生一定收益損失。

2.現貨交易

電力現貨試點省份中，目前僅有浙江省統調核電機組的一部分電量參與電力現貨交易，但核電企業參與現貨交易結算電量很少，對綜合平均電價影響不大。需要注意的是核電對現貨市場電價的大幅波動適應能力相對弱,參加現貨交易，就意味著存在減載、停機或頻繁變動負荷的可能，未來隨著現貨交易市場規模逐漸擴大，可能對核電的經濟性和運行技術能力帶來較大挑戰。

3.售電公司業務

除直接參與電力交易外，核電企業根據機組所在省份電力市場改革情況，陸續成立售電公司，開展售電業務，價差售電是售電公司的基本盈利模式，目前中國核電旗下共有三家售電公司，分別為中核福清售電公司、中核田灣售電公司和中核浙江電能服務有限公司。

（二）《意見》可能對核電企業核電參與電力市場的影響

我國能源資源與負荷中心分布不均衡的特點，決定了電力資源需要在更大范圍進行優化配置，建設全國統一電力市場是電力市場化改革的必然趨勢，同時也將對我國核電企業的經營產生較大影響。

1.統一電力市場下核電將迎來新的發展機遇

《意見》的出臺將推動建立“統一市場，三級運作”電力市場框架體系，堅持在全國范圍內優化配置電力資源，省內平衡、區域優化、全國互劑，各層級遵循共同的市場機制，實現共同的資源優化配置目標。當前我國電力規劃建設主要以省（自治區、直轄市）為單位，根據本區域內經濟發展需求、能源資源稟賦、節能減排壓力來制定電源項目規劃，電力也主要以省內消納為主，如全國統一的電力市場形成以及省間壁壘逐漸消除后，有利于核電企業與用電大省的電力用戶開展電力交易，幫助企業提升經營業績。

2.核電項目經濟性評價方法需要調整

過去規劃電源項目主要依靠政府制定電量計劃、給定電價，隨著統一電力市場價格機制的逐步完善，電價與電量將主要通過市場競爭產生，除與發電企業報價有關外，還取決于系統成本、負荷需求等因素。因此在考慮系統可靠性的基礎上，未來或將建立包括電能量市場、輔助服務市場以及容量成本回收機制（稀缺電價機制、容量市場機制或容量補償電價機制）在內的電力市場體系，核電作為區域電網內基荷電源，可能通過成本回收機制而獲得一定電量電價外的收益。由此可見，傳統的核電項目經濟評價方法已無法準確預測市場環境下全生命周期內的發電量、電價和收入，核電企業應考慮市場競爭環境下的核電項目規劃方式，并制定更優化的項目投資經濟性評價方法。

3.新型電力系統下風電、光伏發電成本快速下降削弱核電市場競爭力

我國風光發電資源十分豐富，潛力巨大，且無實質性資源總量限制。根據國際可再生能源署（IRENA）數據統計，過去10年，陸上風電成本下降了39%，海上風電成本下降了29%，太陽能光伏發電成本下降了82%。根據2020年中國光伏行業協會的數據，我國光伏發電的平均成本是0.36元/千瓦時，集中光伏發電國內最低上網電價已低達0.15元/千瓦時。我國海上發電每度電的成本0.54元/千瓦時，陸上風電的成本已經降到了0.25元/千瓦時。隨著技術發展與規模效應，風電、光伏發電成本在未來仍有較大的下行空間。

國際權威機構研究表明，當新能源電量滲透率超過10%~15%以后，系統成本將會呈現快速增加的趨勢。預計2030年新能源將達到20%~30%的滲透率，考慮儲能投資、改造成本和系統調節的運行成本等因素，風光發電成本將增加0.03~0.06元/千瓦時，綜合發電成本達到0.25~0.4元/千瓦時，仍然低于當前三代核電發電成本。核電作為接近零邊際成本的可控電源，在電力市場競爭背景下，低用戶負荷時，核電與風電光伏是直接競爭關系，高用戶負荷時，核電與火電是直接競爭關系。經測算，若核電年利用小時數保持在當前水平7500小時/年，且投資成本控制在15000元/千瓦以內時，則核電在電力市場中可以具備較強的競爭力。

4.售電業務將成為核電企業參與電力市場的重要抓手

在統一電力市場環境下，發電企業主要為與自己簽約的用戶負責，而用戶對電力市場的需求逐漸由單一的降價向多元化轉變。售電公司須不斷完善代理用戶細分管理、用電需求預測、需求響應管理、市場報價決策等核心技術體系，才能在市場競爭中贏得先機。未來核電企業可將售電業務與其他熱、汽、氫、冷能源銷售業務打捆，通過向客戶提供整體用能方案等增值服務而獲得深度收益。

三 核電應對全國統一電力市場的策略建議

1.跟蹤電力市場建設進展，建立合理交易策略

短期看（2020~2025年），全國統一電力市場未完全成熟。基于核電技術換代慢、成本剛性強和安全等級要求高的特點，且從目前來看核電市場交易電力普遍低于批復電價，建議核電企業聯合其他同行單位及相關機構協會，呼吁在市場交易中充分體現核電的低碳屬性以及對核工業能力保持和提升的支撐作用，給予核電較高比例的政府授權合約，落實核電優先上網、保障性消納等政策，同時建議政府部門建立容量電費、場外補貼及低碳能源配額等方式的補償機制。

中長期看（2025年以后），核電深度參與電力市場交易將是未來必然趨勢，交易品種更加豐富、靈活，集團公司應提高參與市場交易決策能力，通過智能化數據分析手段有效預測市場價格走勢，科學合理分配中長期、季度、月度和現貨交易電量；積極開發電力大客戶，盡量簽訂年度長協。逐步建立起最優化的市場交易和競價策略。

2.研究核電負荷跟蹤技術，適應分時電價機制

可再生能源占比大幅提高后，電力市場低邊際成本和高系統成本并存，靈活性調節資源價值凸顯。為更好適應新型電力系統峰谷分時電價機制，核電企業應加強核電負荷跟蹤、區域群堆調峰管理、需求側響應管理等調峰技術研究，積極提高核電參與調峰的技術和管理能力，有效適應分時電價機制。

3.擴展跨省跨域交易市場，拓展市場消納空間

通過全國統一的電力市場，統一協調運營，充分發揮北京、廣州電力交易中心的平臺作用，擴展核電跨省跨域交易市場空間和渠道，例如借助新增電力通道，推動核電大省的核電電量銷往用電大省，同時建立核電外送的長效保障機制，增強核電參與電力市場的應對能力。

4.探索安全性與經濟性平衡點，有效控制核電成本

安全是核電可持續發展的基石，而經濟性是核電參與電力市場競爭的關鍵評價因素，目前三代核電為實現高水平核安全目標，通常采用高性能設備、材料和高標準的安全設計，大大提高了核電安全裕度，同時也增加了建造成本。核電設計單位應加強安全分析方法和驗證手段研究，從本質上提升核電廠安全性、可靠性，在確保安全的前提下，對部分高成本設施進行優化和簡化，降體初始投資成本。

5.完善市場營銷管理體系，提供個性差異服務

增強市場營銷意識，樹立以市場、用戶需求、客戶為中心的三維營銷理念，提升服務意識，制定靈活多變的營銷策略。另外，核電企業可充分發揮自身的電力資源優勢，做大增值服務，為電力用戶提供能效分析、能源管理、節能服務、電力金融等個性化服務，提升用戶粘性，豐富企業差異化競爭手段。

6.建設統一售電平臺，實現核風光蓄一體化發展

建設電力企業統一的售電平臺，統一代理企業核電、水電、風電、光伏發電和抽水蓄能等電力公司的售電服務，充分發揮抽水蓄能電站的儲能作用，展平不同品種電源出力曲線波動，從而提升整體電力營銷能力。

（來源：微信公眾號“中國核工業”作者：胡健 李言瑞 曾斌 吳廈成 作者單位：中核戰略規劃研究總院、中國核能電力股份有限公司）