近年来，核电凭借自身运行特性和清洁低碳的优势成为我国能源结构不可或缺的一部分。然而，核电市场化运营体系仍然存在较大不确定性，市场准入条件、申报机制、出清价格诸多方面问题亟待捋顺。

在构建新型电力系统背景下，为促进核电参与电力市场交易，本文从市场机制和灵活性改造两个方面，分析了国外核电市场发展现状，探讨了市场化进程中面临的问题，并结合我国核电参与电力市场实际情况，从技术优化、多能耦合、减碳认证、授权合约、容量市场和风险核算等六个角度提出了核电参与电力市场的建议与启示。

（来源：中国电力企业管理 作者：安岩 等）

核电市场化机制

市场机制

在电能量市场中，核电可以参与合约市场与现货市场。其中，合约市场主要通过购售双方签署双边协议进行市场交易，交易价格由双方协商确定。为规避现货市场面临的风险，美国规定联邦政府与商业核电站通过长期市场签署长期电力购买协议，购买协议有效期从10年延长至40年，通过长期合约协议提前锁定一部分核电机组的收益。在现货市场中，考虑到核电运行特性，其一般仅参与日前市场，通过集中竞价方式形成核电市场出清结果。此外，核电机组还参与零售市场，法国电力集团需要将25%的核电发电量以准入价卖给市场零售商，从而降低市场电价，促进电力零售市场的竞争，推动核电电力市场的发展。由于核电机组存在灵活性差的固有缺点，导致核电机组与其他机组同台竞价时缺乏竞争力，多通过降低申报价格获得更多的中标量。

在辅助服务市场中，法国和美国均允许核电机组参与辅助服务市场。法国绝大部分核电机组经过技术改造后具备调峰、调频的能力，通过集中竞价等方式参与辅助服务市场。优先安排未收回建设成本的核电机组参与调峰，以合约的方式提供调频辅助服务，保证核电机组的收益和安全稳定运行。美国由于核电机组运行特性的限制和经济性的要求，只允许核电参与调峰，不参加其他的辅助服务。加州核电机组可根据电网需求参与调峰运行，实施50~100%出力变化范围内的调峰运行，PJM电力市场中则不允许核电机组参与调峰。核电机组可通过辅助服务市场获得灵活性收益，由于核电机组可调节能力差，难以有效响应电网需求，辅助服务收入占比较低。

在容量市场中，美国允许核电机组通过发电容量拍卖竞标获得发电权，从而在容量市场获益。其中，PJM电力市场允许的最长容量协议为一年，核电机组通过容量市场获取的收益占核电厂经营收入的20%左右，此举有利于提升核电机组的合理收益。

综上所述，核电由于难以调节、灵活性弱等特性致使其在现货市场和辅助服市场的收益较少。现货市场需要发电资源按照出清结果不断调整自身出力，而核电由于调节能力差和带基荷运行，难以有效响应调度指令。因而，核电参与现货市场往往通过申报低价的方式换取更多的中标容量，以满足自身运行特性。此外，核电由于在我国能源供给结构中不可或缺，有必要参与现货市场形成市场价格信号，以避免价格信号失真。辅助服务市场需要资源进行频繁的调节行为，从安全稳定运行的角度考虑，仅有少部分完成灵活性改造的核电可参与调峰、调频等辅助服务市场。此外，由于难以有效响应电网调度指令，核电还需额外承担辅助服务和成本补偿分摊费用，导致其在辅助服务市场较难获得理想收益。合约市场和容量市场更为符合核电运行特性，有利于核电在市场环境下实现成本回收。

定价机制

管制定价机制以法国为代表，在核电技术高度发达与电力市场深入改革背景下，法国仍旧以政府管制体系和政府审批电价机制为主导。管制电价范围包括销售电价和输配电价两种，管制电价实行成本加利润的定价模式，要求管制电价可以有效覆盖核电全生命周期成本。在电价调整机制方面，法国核电的电价管理体系比较完善，包括全国统一的核电定价机制和基于CPI指数调整的核电电价调整机制。

差价合约机制以英国为代表，差价合同机制是为规避核电等低碳电力资源参与市场面临的风险和政策过补偿而特意设计的一种适用于低碳电力资源的定价机制。其基本思想是形成两种核电价格，分别为执行价格和市场价格。执行价格由核电运营厂商和英国能源与气候变化部进行双边协商确定，主要用于反映核电投资成本、潜在风险和预期收益等，该价格一般固定且持续20~30年。市场价格由核电参与电力市场的出清价格进行确定，受电力供需形势影响。政府通过执行价格与市场价格差值对核电进行补偿或增收相关费用。

集中竞价机制以美国为代表，美国倾向于将核电无差别纳入现有电力市场体系，通过集中竞价机制形成核电在多类型交易品种中的价格，实现核电在电力市场背景下的价值核算。此外，为缓解核电在电力市场中面临的压力，美国各州先后出台了面向核电的零碳排放补贴和无碳电力拍卖等清洁能源政策、资金补贴或容量电费等政策，以冲抵核电在电力市场中潜在的风险，保障核电的合理收益和有序发展。

核电灵活性改造

核能的综合利用

核能作为清洁低碳的战略性能源，在发电过程中形成了大量的余热，可通过制热、制冷等方式将核能与其他形式能源联合起来，通过构建综合能源系统实现各形式能源的互联互通，在提升核电机组发电效率和经济效益的同时，提高各市场主体满意度与经济效益，实现系统内市场主体互利共赢。

提升核电机组提供备用或调频等辅助服务的能力

囿于核电机组出力稳定、调节能力差的运行特性，核电难以有效响应电网调度需求，继而在辅助服务市场获得可观收益。为优化核电机组调节能力，提升核电机组在电力市场的赢利能力，各国通过优化核电机组内部结构、与抽水蓄能机组联合调度等方式提升核电机组提供备用或调频等辅助服务的能力，从而提高其市场竞争力和经济效益。

优化核电机组内部结构设计是提升核电灵活调节能力的有效途径。法国通过长达50年的压水堆型核电机组跟踪日负荷的运行经验表明，核电可以通过技术升级与结构优化实现一定程度的调节能力。此外，美国部分州通过改进核电机组回路等方式，使得核电具备一定的调峰能力，并将核电机组纳入调峰资源，通过响应电网调峰需求获得合理收益。

建议与启示

在技术优化方面，通过引入先进的核反应堆技术、优化机组回路设计等方式实现我国核电机组的升级改造，降低核电机组的投资成本与运行成本，进一步提升核电机组的市场竞争力。在当前市场环境下，核电由于稳定性高、可调节能力差导致难以在出清价格较高的现货市场和辅助服务市场获得收益，市场化效益不高。核电机组作为不可或缺的基荷电源，具有保供、推进“双碳”目标的重要作用。优化机组整体结构设计，在提升核电机组发电效率的同时增强其灵活调节能力，以便于核电机组可以更好地适应市场环境与需求，提高市场化收益。此外，探索在保障核电机组安全稳定运行的前提下简化监管流程，避免重复性监管带来的管理成本增加，实现对核电机组的有效监管。

在多能耦合方面，探索不同类型能源与核电耦合运行模式，促进核电消纳，拓宽核电赢利渠道。当前，多能互补的发展理念已成共识，核电由于能量密度高、出力稳定的运行特性，具备与其他能源耦合运行的基础。一方面，可探索核电与其他形式能源的综合利用模式，以热力流、电力流等方式构建综合能源系统，在优化能源结构的同时提升系统各主体不同能源类型的利用效率，实现各主体互利共赢。另一方面，可探索核电与风电、光伏、水电等不同电源类型的功率互济、互联互通，通过各电源出力特性进行优势互补，以电力流为核心实现多类型电源协同互动与综合利用，进而降低电源不确定性对电力系统产生的影响，提升各类型电源经济效益。

在减碳认证方面，明确核电机组清洁低碳的特性，纳入低碳认证范围，探索度电补贴、碳排放权等核电兑现清洁低碳价值的补贴机制。核电机组作为清洁低碳的战略性能源，具备与风电、光伏等可再生能源差异不大的零碳排放特性。同时，核电机组还兼具大容量、高稳定性等特性，常用作基荷电源。为此，探索核电清洁低碳价值并给予合理的补偿，有利于彰显核电在我国低碳电力发展进程中作出的卓越贡献。一方面，政府可探索扩充再生能源电力消纳保障机制、绿色电力证书、可再生能源电价附加资金补贴等政策机制的适用范围，将核电等清洁能源纳入其中，改变核电等清洁能源提供清洁电力却无任何激励措施的局面。另一方面，加快核电低碳认证，量化核电的减碳能力，探索将核电纳入碳市场交易，充分利用核电低碳特性参与碳排放权交易、申请税收优惠等。通过深入挖掘核电低碳价值，为核电探索合理的收入渠道，进而提升核电经济效益。

在政府授权方面，探索考虑有退坡机制的核电机组利用小时数的政府授权合约，保障核电机组成本回收。目前，我国电力市场实施“双轨制”模式，核电机组优发优购模式和市场交易模式并存。随着核电市场化交易规模被强制性增大，市场带来的潜在风险导致核电收益出现降低，核电机组倾向于原有的优发优购模式，参与电力市场的积极性不高，核电市场化进程受阻。为此，需要逐步推进核电市场化步伐，充分评估核电机组在参与电力市场面临的风险，探索以政府授权合约为兜底的利用小时数机制，在满足核电运行特性的同时保障核电机组成本回收。此外，还需根据预估核电市场成熟度制定授权合约利用小时数的退坡机制，通过逐年退坡的方式引导核电机组参与电力市场，这既可以缓解核电机组在参与电力市场过程中的成本回收困境，也可以促进核电机组参与市场交易。

在容量补偿方面，建议将核电纳入容量补偿范围内，同时完善容量补偿机制和推进容量市场建设。构建新型电力系统，电网需要稳定可靠的大容量基荷电源来应对新能源出力的波动性和随机性。核电作为基荷电源，承担了电力系统保供任务，在支撑电网容量需求的同时发挥了重要的容量价值。因而，有必要探索将核电机组纳入容量补偿范围，通过容量补偿价格来兑现其容量价值，弥补核电机组发电容量成本。此外，还需对核电机组的容量补偿价格及可补偿容量进行合理核算，探索核电与火电容量补偿的价格系数，增强容量补偿的公平性，并逐步推动构建容量市场，通过市场化方式核算核电机组容量价值。

在风险核算方面，激励核电机组开展灵活性改造，合理核算改造过程中面临的风险及成本，探索相应的核电机组风险补偿机制。当前，新能源出力由于波动性和随机性面临辅助服务费用分摊，核电由于难以响应电网调节需求同样面临辅助服务费用分摊。为提升电网可靠性，部分国家要求核电机组开展灵活性改造，以满足电力系统辅助服务需求。核电灵活性改造有利于提升自身调频、备用等辅助服务的能力，对于应对新能源出力不确定性和保障电力系统安全稳定运行具有重要的作用。一方面，对核电开展灵活性改造的改造成本进行摸底分析，评估改造过程中潜在的风险并量化，实现分析成本的有效核算。另一方面，探索核电在灵活性改造过程中风险的补偿机制，按照“谁收益，谁承担”的原则，将风险成本合理疏导至各受益主体，提升核电机组灵活性改造的积极性，保障电网安全稳定运行。

合理的政策法规有利于保障核电发展的可持续性和有效性，为核电市场化运营保驾护航。有效、适应的市场机制是核电参与电力市场的关键抓手，理顺核电价格形成机制、探索核电定价机制有利于提升核电参与市场积极性。核电机组灵活性改造是核电提高发电效率、提升市场竞争力和拓宽盈利渠道的有效途径。