近一個月來，歐洲天然氣和電價持續(xù)“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(shè)定電價上限，但這一提議也引起德國、荷蘭的反對。

在我國，現(xiàn)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(tǒng)一電力市場體系建設(shè)，推動電力行業(yè)加快轉(zhuǎn)型。

早在2021年11月24日，《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》強調(diào)，要遵循電力市場運行規(guī)律和市場經(jīng)濟規(guī)律，優(yōu)化電力市場總體設(shè)計，實現(xiàn)電力資源在全國更大范圍內(nèi)共享互濟和優(yōu)化配置，加快形成統(tǒng)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(fā)展改革委、國家能源局正式印發(fā)《關(guān)于加快建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的指導(dǎo)意見》（發(fā)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(gòu)建新型電力系統(tǒng)的重大舉措，其總體目標(biāo)是：到2025年，全國統(tǒng)一電力市場體系初步建成，國家市場與?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場協(xié)同運行，市場交易和價格機制初步形成。到2030年，全國統(tǒng)一電力市場體系基本建成，適應(yīng)新型電力系統(tǒng)要求，國家市場與?。▍^(qū)、市）/區(qū)域市場聯(lián)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(nèi)得到進一步優(yōu)化配置。

一《意見》出臺的意義與要點解讀

核能作為穩(wěn)定的發(fā)電形式，是確保國家能源安全的重要一環(huán)。今年政府工作報告強調(diào)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(zhàn)略高度。

（一）建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系的重要意義

自2015年《關(guān)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(fā)布以來，我國電力市場建設(shè)穩(wěn)步有序推進，初步形成多元競爭主體格局，市場在資源優(yōu)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(guī)則不一、跨省跨區(qū)交易存在市場壁壘等問題。建設(shè)全國統(tǒng)一電力市場體系意義重大，一是通過在全國范圍內(nèi)的電力資源共享和優(yōu)化配置，提升電力系統(tǒng)穩(wěn)定性和靈活性，以較低成本實現(xiàn)能源清潔低碳轉(zhuǎn)型。二是有利于構(gòu)建適合我國能源資源稟賦的電力市場體系，對規(guī)模化消納快速發(fā)展的新能源提供了跨區(qū)域電力市場的有力支撐。三是有利于發(fā)揮電-碳協(xié)同效應(yīng)，助力電力行業(yè)盡早實現(xiàn)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(shè)全國統(tǒng)一電力市場的原則、目標(biāo)、體系結(jié)構(gòu)、市場功能、交易機制、規(guī)劃監(jiān)管等方面進行了全面的要求?？傮w來說，本次印發(fā)的《意見》主要有以下四方面的要點：

1.健全多層次統(tǒng)一電力市場體系

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

2.完善統(tǒng)一電力市場體系的功能

我國已開展了電力中長期、現(xiàn)貨和輔助服務(wù)市場建設(shè)，但各類型市場間的協(xié)調(diào)有待加強?！兑庖姟窂乃膫€方面提出了具體要求：一是持續(xù)推動中長期市場建設(shè)，進一步發(fā)揮中長期市場在平衡長期供需、穩(wěn)定市場預(yù)期的基礎(chǔ)作用；二是積極穩(wěn)妥推進現(xiàn)貨市場建設(shè)，更好發(fā)現(xiàn)電力實時價格，準確反映電能供需關(guān)系；三是持續(xù)完善輔助服務(wù)市場，建立健全調(diào)頻、備用等輔助服務(wù)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(diào)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(qū)間分解，部分實現(xiàn)現(xiàn)貨交易的價格發(fā)現(xiàn)功能，或?qū)穗姷呢摵筛櫮芰μ岢龈叩囊螅?ldquo;有序放開發(fā)用電計劃，分類推動燃氣、熱電聯(lián)產(chǎn)、新能源、核電等優(yōu)先發(fā)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(chuàng)新商業(yè)模式，提供綜合能源管理、負荷集成等增值服務(wù)”，拓展售電公司業(yè)務(wù)或?qū)⒊蔀槲磥黼娏ζ髽I(yè)新的重要收益增長點。

3.健全統(tǒng)一電力市場體系的交易機制

當(dāng)前各省構(gòu)建了不同的電力市場交易模式、交易規(guī)則和電價體系，交易機制的不統(tǒng)一、不銜接是全國統(tǒng)一電力市場建設(shè)中須重點化解的矛盾。《意見》在交易機制方面提出“規(guī)范統(tǒng)一市場基本交易規(guī)則和技術(shù)標(biāo)準”，“完善電價形成機制，統(tǒng)一規(guī)范各地電力市場價格規(guī)則”，將推動交易中心之間有效銜接，市場交易規(guī)則逐步實現(xiàn)規(guī)范化、標(biāo)準化和透明化。

4.構(gòu)建適應(yīng)新型電力系統(tǒng)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(yīng)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(fā)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(yīng)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(quán)交易的有效銜接；四是健全分布式發(fā)電市場化交易機制，鼓勵分布式光伏、分散式風(fēng)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(fā)現(xiàn)綠色電力的環(huán)境價值”，“引導(dǎo)有需求的用戶直接購買綠色電力，推動電網(wǎng)企業(yè)優(yōu)先執(zhí)行綠色電力的直接交易結(jié)果”，綠色電力交易價格中的環(huán)境溢價部分是發(fā)電企業(yè)在平價上網(wǎng)電價之外的增量收益，利好電力企業(yè)的新能源業(yè)務(wù)，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(fā)展產(chǎn)生一定的約束。

二《意見》對核電企業(yè)核電參與電力市場的影響分析

今年政府工作報告更加側(cè)重國內(nèi)資源的生產(chǎn)保障能力，要求“加快油氣、礦產(chǎn)等資源勘探開發(fā)，完善國家戰(zhàn)略物資儲備制度，保障初級產(chǎn)品供給”。天然鈾資源是核能發(fā)展的物質(zhì)基礎(chǔ)，是高度敏感、無可替代的國家稀缺戰(zhàn)略資源，對我國核能產(chǎn)業(yè)高質(zhì)量發(fā)展具有極端重要性。當(dāng)前國內(nèi)天然鈾資源面臨著探明程度低、鈾礦產(chǎn)能偏低、獲取采礦權(quán)難度大等挑戰(zhàn)，同時還面臨著國際天然鈾資源爭奪和控制更趨激烈的態(tài)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(zhàn)略資源控制的主動權(quán)、自主權(quán)，充分保障天然鈾的安全穩(wěn)定供應(yīng)。

（一）核電企業(yè)參與電力市場現(xiàn)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(nèi)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(dāng)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(xié)商、集中競價、掛牌、發(fā)電權(quán)替代等，且主要以省內(nèi)交易和消納為主。近些年核電企業(yè)市場交易電量及比例呈現(xiàn)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(dāng)?shù)氐呐鷱?fù)電價，核電參與市場交易就會產(chǎn)生一定收益損失。

2.現(xiàn)貨交易

電力現(xiàn)貨試點省份中，目前僅有浙江省統(tǒng)調(diào)核電機組的一部分電量參與電力現(xiàn)貨交易，但核電企業(yè)參與現(xiàn)貨交易結(jié)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(xiàn)貨市場電價的大幅波動適應(yīng)能力相對弱,參加現(xiàn)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(xiàn)貨交易市場規(guī)模逐漸擴大，可能對核電的經(jīng)濟性和運行技術(shù)能力帶來較大挑戰(zhàn)。

3.售電公司業(yè)務(wù)

除直接參與電力交易外，核電企業(yè)根據(jù)機組所在省份電力市場改革情況，陸續(xù)成立售電公司，開展售電業(yè)務(wù)，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(wù)有限公司。

（二）《意見》可能對核電企業(yè)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(yōu)化配置，建設(shè)全國統(tǒng)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(yè)的經(jīng)營產(chǎn)生較大影響。

1.統(tǒng)一電力市場下核電將迎來新的發(fā)展機遇

《意見》的出臺將推動建立“統(tǒng)一市場，三級運作”電力市場框架體系，堅持在全國范圍內(nèi)優(yōu)化配置電力資源，省內(nèi)平衡、區(qū)域優(yōu)化、全國互劑，各層級遵循共同的市場機制，實現(xiàn)共同的資源優(yōu)化配置目標(biāo)。當(dāng)前我國電力規(guī)劃建設(shè)主要以?。ㄗ灾螀^(qū)、直轄市）為單位，根據(jù)本區(qū)域內(nèi)經(jīng)濟發(fā)展需求、能源資源稟賦、節(jié)能減排壓力來制定電源項目規(guī)劃，電力也主要以省內(nèi)消納為主，如全國統(tǒng)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(yè)與用電大省的電力用戶開展電力交易，幫助企業(yè)提升經(jīng)營業(yè)績。

2.核電項目經(jīng)濟性評價方法需要調(diào)整

過去規(guī)劃電源項目主要依靠政府制定電量計劃、給定電價，隨著統(tǒng)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(chǎn)生，除與發(fā)電企業(yè)報價有關(guān)外，還取決于系統(tǒng)成本、負荷需求等因素。因此在考慮系統(tǒng)可靠性的基礎(chǔ)上，未來或?qū)⒔娔芰渴袌觥⑤o助服務(wù)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(nèi)的電力市場體系，核電作為區(qū)域電網(wǎng)內(nèi)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(tǒng)的核電項目經(jīng)濟評價方法已無法準確預(yù)測市場環(huán)境下全生命周期內(nèi)的發(fā)電量、電價和收入，核電企業(yè)應(yīng)考慮市場競爭環(huán)境下的核電項目規(guī)劃方式，并制定更優(yōu)化的項目投資經(jīng)濟性評價方法。

3.新型電力系統(tǒng)下風(fēng)電、光伏發(fā)電成本快速下降削弱核電市場競爭力

我國風(fēng)光發(fā)電資源十分豐富，潛力巨大，且無實質(zhì)性資源總量限制。根據(jù)國際可再生能源署（IRENA）數(shù)據(jù)統(tǒng)計，過去10年，陸上風(fēng)電成本下降了39%，海上風(fēng)電成本下降了29%，太陽能光伏發(fā)電成本下降了82%。根據(jù)2020年中國光伏行業(yè)協(xié)會的數(shù)據(jù)，我國光伏發(fā)電的平均成本是0.36元/千瓦時，集中光伏發(fā)電國內(nèi)最低上網(wǎng)電價已低達0.15元/千瓦時。我國海上發(fā)電每度電的成本0.54元/千瓦時，陸上風(fēng)電的成本已經(jīng)降到了0.25元/千瓦時。隨著技術(shù)發(fā)展與規(guī)模效應(yīng)，風(fēng)電、光伏發(fā)電成本在未來仍有較大的下行空間。

國際權(quán)威機構(gòu)研究表明，當(dāng)新能源電量滲透率超過10%~15%以后，系統(tǒng)成本將會呈現(xiàn)快速增加的趨勢。預(yù)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(tǒng)調(diào)節(jié)的運行成本等因素，風(fēng)光發(fā)電成本將增加0.03~0.06元/千瓦時，綜合發(fā)電成本達到0.25~0.4元/千瓦時，仍然低于當(dāng)前三代核電發(fā)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(fēng)電光伏是直接競爭關(guān)系，高用戶負荷時，核電與火電是直接競爭關(guān)系。經(jīng)測算，若核電年利用小時數(shù)保持在當(dāng)前水平7500小時/年，且投資成本控制在15000元/千瓦以內(nèi)時，則核電在電力市場中可以具備較強的競爭力。

4.售電業(yè)務(wù)將成為核電企業(yè)參與電力市場的重要抓手

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

三 核電應(yīng)對全國統(tǒng)一電力市場的策略建議

1.跟蹤電力市場建設(shè)進展，建立合理交易策略

短期看（2020~2025年），全國統(tǒng)一電力市場未完全成熟?；诤穗娂夹g(shù)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(fù)電價，建議核電企業(yè)聯(lián)合其他同行單位及相關(guān)機構(gòu)協(xié)會，呼吁在市場交易中充分體現(xiàn)核電的低碳屬性以及對核工業(yè)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(quán)合約，落實核電優(yōu)先上網(wǎng)、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(yīng)提高參與市場交易決策能力，通過智能化數(shù)據(jù)分析手段有效預(yù)測市場價格走勢，科學(xué)合理分配中長期、季度、月度和現(xiàn)貨交易電量；積極開發(fā)電力大客戶，盡量簽訂年度長協(xié)。逐步建立起最優(yōu)化的市場交易和競價策略。

2.研究核電負荷跟蹤技術(shù)，適應(yīng)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(tǒng)成本并存，靈活性調(diào)節(jié)資源價值凸顯。為更好適應(yīng)新型電力系統(tǒng)峰谷分時電價機制，核電企業(yè)應(yīng)加強核電負荷跟蹤、區(qū)域群堆調(diào)峰管理、需求側(cè)響應(yīng)管理等調(diào)峰技術(shù)研究，積極提高核電參與調(diào)峰的技術(shù)和管理能力，有效適應(yīng)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(tǒng)一的電力市場，統(tǒng)一協(xié)調(diào)運營，充分發(fā)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(yīng)對能力。

4.探索安全性與經(jīng)濟性平衡點，有效控制核電成本

安全是核電可持續(xù)發(fā)展的基石，而經(jīng)濟性是核電參與電力市場競爭的關(guān)鍵評價因素，目前三代核電為實現(xiàn)高水平核安全目標(biāo)，通常采用高性能設(shè)備、材料和高標(biāo)準的安全設(shè)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(shè)計單位應(yīng)加強安全分析方法和驗證手段研究，從本質(zhì)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(shè)施進行優(yōu)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(wù)

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(wù)意識，制定靈活多變的營銷策略。另外，核電企業(yè)可充分發(fā)揮自身的電力資源優(yōu)勢，做大增值服務(wù)，為電力用戶提供能效分析、能源管理、節(jié)能服務(wù)、電力金融等個性化服務(wù)，提升用戶粘性，豐富企業(yè)差異化競爭手段。

6.建設(shè)統(tǒng)一售電平臺，實現(xiàn)核風(fēng)光蓄一體化發(fā)展

建設(shè)電力企業(yè)統(tǒng)一的售電平臺，統(tǒng)一代理企業(yè)核電、水電、風(fēng)電、光伏發(fā)電和抽水蓄能等電力公司的售電服務(wù)，充分發(fā)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。