2015年3月，中共中央、國務院印發了《關于進一步深化電力體制改革的若干意見》（中發〔2015〕9號），對新一輪電改做出了總體部署。《意見》要求，著力構建主體多元、競爭有序的電力交易格局，形成適應市場要求的電價機制，激發企業內在活力，使市場在資源配置中起決定性作用。同年11月，國家發改委、國家能源局印發新電改6個電配套文件。其中，《關于有序放開發用電計劃的實施意見》強調，積極推進直接交易，鼓勵核電、風電、太陽能發電等嘗試參與直接交易；新核準的水電、核電等機組除根據相關政策安排一定優先發電計劃外，應積極參與電力市場交易，由市場形成價格，建立輔助服務交易機制。2019年6月，國家發改委發布《全面放開經營性電力用戶發用電計劃有關要求的通知》，我國電力體制改革又邁出關鍵一步。

五年多來，隨著電改不斷推進，全國電力市場交易電量逐年提升，電力市場體系正朝著競爭充分、開放有序的方向發展。據統計，2019年全國電力市場中長期電力直接交易電量合計為21771.4億千瓦時，同比增長5.6%，市場交易電量占全社會用電量比重為30.1%。近年來，我國核電企業市場交易電量逐年增加，市場交易電量占上網電量的比例也逐年提高。2019年，全國核電累計上網電量3263.24億千瓦時，其中市場交易電量1076億千瓦時，上網電量市場化比例約33%，較2018年提高約8個百分點。

電力市場化改革對核電企業的經營理念、管理模式、營銷能力、機組性能等帶來了一系列挑戰。核電行業應主動研究學習電力市場化改革相關政策，積極應對市場電價競爭的倒逼機制，建立相關運營體系、優化現有運營模式，主動順應電力市場化發展趨勢。

能源市場內外部環境正在變化，提升經濟性與競爭力是核電可持續發展的必然要求

今年以來，新冠肺炎疫情對全球能源系統造成了巨大影響，國際能源署預測2020年全球能源需求將下降6%，全球能源供需正在發生變化。今年上半年，由于能源供求關系失衡，全球能源市場主要商品市場價格持續走低并出現大幅動蕩。下半年以來，隨著主要國家復工復產，能源供需失衡情況逐步得到改善，然而由于疫情仍存在不確定性，預計未來幾年全球能源供需將持續寬松，煤炭、石油、天然氣等傳統化石能源的價格仍將保持低位運行。

另一方面，風、光等可再生能源的成本正在持續降低。根據國際可再生能源署的報告，2019年，全球大規模并網太陽能光伏發電成本同比下降13%，陸上和海上風電的成本均同比下降約9%。2010至2019年，太陽能光伏發電、陸上風電和海上風電的平準化度電平均成本分別下降了82%、39%和29%，風、光等可再生能源在一些國家和地區已經逐步開始具備與化石能源競爭的能力。然而近10年來，由于產業升級、安全性要求提高等諸多因素，我國新建三代核電機組的發電成本卻正在提高。

作為最終面向用戶消費的能源商品，核電終將面臨更加激烈的市場競爭。核電企業唯有增強市場主體意識，降低工程造價、降低運行維護成本，提升核電項目經濟性與市場競爭力才能實現可持續發展。

核電參與電力市場競爭，應充分研究其技術經濟及運行特點

核電不產生有害氣體，不排放二氧化碳，放射性氣體液體均控制在國家標準允許水平以下，具有可再生能源的清潔低碳屬性。同時，像水電、風電、光伏發電發生棄水、棄風、棄光會產生資源浪費一樣，核電在一個燃料循環周期所需要的燃料相對固定，一個燃料循環周期內的核燃料燃耗不充分同樣會產生鈾資源的浪費。

核電設備技術復雜，具有固定成本高、投資回收期長、負荷因子影響顯著等特點，因此經濟性只有在較高的利用小時數下才能得到充分體現。同時，核電與煤電不同，燃料成本占比較低，受運輸成本影響極小，其發電成本與項目所在區域關聯不大。

從技術、經濟和安全角度分析，核電機組不宜頻繁、深度、長期地參與負荷調節。核電帶基荷運行，一是有利于最大程度發揮環保減排的優勢、促進清潔能源利用；二是可以提高燃料利用效率。在運行過程中頻繁升降功率會導致燃料燃耗不充分而產生資源浪費，同時增加了放射性廢物處理的成本；三是維持反應堆堆芯輸出功率的相對穩定，避免調節系統頻繁動作，可降低控制人員的操控頻率與難度，降低引發運行事件的概率。

從國際上看，美、英、俄、日等主要核電國家均將核電機組在電網中均保持帶基荷的運行方式，一般不參與電網負荷調節，使得核電電價具備一定的競爭力。法國由于核電比例很高，有部分核電機組按計劃參與電網的負荷調節。

適度有序參與電力市場競爭，有利于充分發揮核電優勢，實現電力生產綜合成本最低化

結合核電的技術、經濟特點和安全性要求分析，建議核電適度、有序參與電力市場競爭。

首先，核電具有可再生清潔能源的類似屬性，建議國家明確核電項目均可享受可再生能源相應電量消納政策，保證核燃料資源得到充分利用。

其次，結合國外對核電基荷運行的普遍做法，建議國家明確核電按基本負荷方式運行，保障核電帶基荷滿發。

再次，在保障核電項目帶基荷運行的基礎上，對于核電機組在7000小時以內的電量，執行國家核準的核電標桿電價，7000小時以上的電量參與電力市場競爭，執行市場化電價。

最后，將目前核電標桿電價的定價方式調整為在跨省的區域電網內或全國范圍內統一核電標桿電價，促進核電在更大范圍內跨區域消納。

注：作者為中國核能行業協會副理事長兼秘書長，本文摘編自其在第二屆核能智庫論壇上的講話。