问题——市场化交易下核电收益波动压力显现 近年来，伴随电力市场化改革加快，新能源装机规模快速增长，部分地区电力供需阶段性宽松，市场电价波动加剧；核电作为投资规模大、回收周期长、连续稳定运行特征明显的电源类型，市场化交易环境下面临“量价不确定性”挑战：一上，电价下行会压缩边际收益；另一方面，若缺乏与其长期成本结构相匹配的结算机制，容易造成经营预期偏弱，不利于持续扩大有效投资与稳定供给能力。 原因——核电功能定位与市场出清机制存“时间尺度错配” 从成本结构看，核电发电成本以折旧、运维和核燃料为主，成本相对稳定，但前期资本开支巨大、财务约束强；从系统价值看，核电承担稳定基荷、提升电力系统安全裕度、支撑低碳转型等功能，其外部性与公共属性较强。与之相比，电力现货与中长期交易更强调短周期供需与边际成本出清，价格信号短期化，容易与核电“长周期、强连续”的运行特征产生错配。如何在坚持市场化方向的同时，建立与核电系统价值相适配的收益稳定机制，成为各地完善电力市场体系的现实课题。 影响——差价结算机制落地，为核电收益提供“锚点”，释放示范效应 据公开信息，辽宁省有关部门印发通知，建立核电可持续发展价格结算安排：红沿河核电站1至6号机组约70%的电量纳入“机制电量”范围，机制电量按每日21小时时段的80%上网电量计算，并执行0.3798元/千瓦时的机制电价；市场交易均价与机制电价之间形成的差价，由电网企业开展差价结算，对应的差额费用纳入系统运行费，由工商业用户分摊。广西同步推出核电差价合约安排，自2026年1月起，将核电差价合约费用纳入系统运行费用进行分摊或分享。 从效果看，两地政策的共同特征在于：在不改变核电参与市场化交易总体方向的前提下，以制度化方式锁定部分电量的收益底线，降低电价波动对现金流的冲击，增强企业经营与投资的可预期性。相关测算显示，新机制可能对存量机组收入形成一定增厚，体现出差价结算并非简单补贴，而是通过规则设计实现风险分担与波动平滑。 更重要的是，两地实践表达出清晰政策信号：在构建新型电力系统过程中，核电的“稳定基荷+低碳属性”正在被继续制度化确认。对电力系统而言，核电与风光等新能源形成互补，有助于提升系统稳定性、减少化石能源调峰压力，增强能源安全与碳减排的协同能力。 对策——在市场化框架下完善机制设计，推动规则透明、成本约束与公平分摊 业内人士认为，下一步完善核电电价与交易机制，可从三上着力： 一是明确机制覆盖边界与退出条件。合理界定机制电量比例、适用对象与执行周期，建立可评估、可调整的动态机制，既保障稳定预期，也避免固化利益。 二是强化成本约束与效率激励。通过公开透明的参数设定、成本监审与绩效评价，推动核电企业持续提升安全管理、运行效率与检修水平，使制度托底与提质增效相匹配。 三是统筹分摊机制与市场公平。将差价纳入系统运行费分摊，应兼顾政策可持续性与用户承受能力，完善信息披露与监督机制，确保规则一致、权责清晰，维护市场主体预期稳定。 前景——核电发展进入“规模扩张+机制完善”并行阶段，行业预期有望进一步稳定 从国家层面看，“积极安全有序发展核电”已写入我国能源领域重要法律文件，核电发展具备更坚实的制度基础。我国核电装机规模持续提升，行业机构预测未来仍将保持较快增长节奏。随着核准常态化推进，部分新机组将逐步进入设备交付、建设与投运窗口期，产业链上下游需求和经营节奏更趋清晰。 ，电价与结算机制的完善将成为影响行业长期预期的重要变量。差价结算机制若在更多地区形成可复制推广的规则体系，核电收入结构有望由“随行就市”转向“基准保障+市场浮动”，现金流稳定性增强，将更好支撑核电承担基荷与低碳转型任务。同时，这也对市场规则协同提出更高要求，包括与中长期合约、现货市场、容量补偿及辅助服务机制的衔接，推动形成更加成熟的新型电力市场体系。
核电电价新政落地，既回应了电价波动带来的现实压力，也表明了对能源转型长期需求的制度安排。在新型电力系统建设过程中，如何在市场化改革与能源安全之间、在经济性与公共属性之间实现更稳妥的平衡，此次机制创新提供了可参考的路径。随着机制持续完善与项目开展，核电在我国能源体系中的作用或将更凸显。