近一个月来，欧洲天然气和电价持续“爆表”，西班牙、葡萄牙等国呼吁对欧盟电力市场模式进行改革，设定电价上限，但这一提议也引起德国、荷兰的反对。
在我国，现行电力市场体系还不够完善，配套机制有待健全，各地电力市场差异较大，迫切需要加快全国统一电力市场体系建设，推动电力行业加快转型。
早在2021年11月24日，《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》强调，要遵循电力市场运行规律和市场经济规律，优化电力市场总体设计，实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配置，加快形成统一开放、竞争有序、安全高效、治理完善的电力市场体系。
2022年1月28日，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》（发改体改〔2022〕118号）（以下简称《意见》）。
《意见》是深化电力体制改革的重要部署，是构建新型电力系统的重大举措，其总体目标是：到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，市场交易和价格机制初步形成。到2030年，全国统一电力市场体系基本建成，适应新型电力系统要求，国家市场与省（区、市）/区域市场联合运行，新能源全面参与市场交易，市场主体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。
一《意见》出台的意义与要点解读
核能作为稳定的发电形式，是确保国家能源安全的重要一环。今年政府工作报告强调要“确保粮食能源安全”，将能源安全提升到与粮食安全同等重要的战略高度。
（一）建设全国统一电力市场体系的重要意义
自2015年《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（电改9号文）及其配套文件发布以来，我国电力市场建设稳步有序推进，初步形成多元竞争主体格局，市场在资源优化配置中的作用明显增强。但同时，电力市场还存在体系不完整、功能不完善、交易规则不一、跨省跨区交易存在市场壁垒等问题。建设全国统一电力市场体系意义重大，一是通过在全国范围内的电力资源共享和优化配置，提升电力系统稳定性和灵活性，以较低成本实现能源清洁低碳转型。二是有利于构建适合我国能源资源禀赋的电力市场体系，对规模化消纳快速发展的新能源提供了跨区域电力市场的有力支撑。三是有利于发挥电-碳协同效应，助力电力行业尽早实现碳达峰碳中和。
（二）《意见》主要政策要点解读
《意见》全文分7个章26条，对建设全国统一电力市场的原则、目标、体系结构、市场功能、交易机制、规划监管等方面进行了全面的要求。总体来说，本次印发的《意见》主要有以下四方面的要点：
1.健全多层次统一电力市场体系
《意见》按照“宜省则省，宜区域则区域”的原则，在国家层面，研究适时组建全国电力交易中心，构建适应国家电力市场发展的交易平台；在主体层面，稳步推进省（区、市）/区域市场建设，提高省域内电力资源配置效率。
2.完善统一电力市场体系的功能
我国已开展了电力中长期、现货和辅助服务市场建设，但各类型市场间的协调有待加强。《意见》从四个方面提出了具体要求：一是持续推动中长期市场建设，进一步发挥中长期市场在平衡长期供需、稳定市场预期的基础作用；二是积极稳妥推进现货市场建设，更好发现电力实时价格，准确反映电能供需关系；三是持续完善辅助服务市场，建立健全调频、备用等辅助服务市场，完善成本分摊和收益共享机制；四是培育多元竞争的市场主体。
《意见》提出“完善中长期合同市场化调整机制，缩短交易周期”，“推动市场主体通过市场交易方式在各层次市场形成分时段电量电价，更好拉大峰谷价差”，通过对中长期交易进行区间分解，部分实现现货交易的价格发现功能，或将对核电的负荷跟踪能力提出更高的要求；“有序放开发用电计划，分类推动燃气、热电联产、新能源、核电等优先发电主体参与市场”，这将进一步推高核电参与市场化程度和市场化电量比例；“鼓励售电公司创新商业模式，提供综合能源管理、负荷集成等增值服务”，拓展售电公司业务或将成为未来电力企业新的重要收益增长点。
3.健全统一电力市场体系的交易机制
当前各省构建了不同的电力市场交易模式、交易规则和电价体系，交易机制的不统一、不衔接是全国统一电力市场建设中须重点化解的矛盾。《意见》在交易机制方面提出“规范统一市场基本交易规则和技术标准”，“完善电价形成机制，统一规范各地电力市场价格规则”，将推动交易中心之间有效衔接，市场交易规则逐步实现规范化、标准化和透明化。
4.构建适应新型电力系统的市场机制
《意见》提出了四方面工作部署：一是提升电力市场对高比例新能源的适应性，有序推动新能源参与电力市场交易；二是因地制宜建立发电容量成本回收机制，保障电源固定成本回收和长期电力供应安全；三是开展绿色电力交易，做好绿色电力交易与绿证交易、碳排放权交易的有效衔接；四是健全分布式发电市场化交易机制，鼓励分布式光伏、分散式风电等主体与周边用户直接交易。
《意见》提出“开展绿色电力交易试点，以市场化方式发现绿色电力的环境价值”，“引导有需求的用户直接购买绿色电力，推动电网企业优先执行绿色电力的直接交易结果”，绿色电力交易价格中的环境溢价部分是发电企业在平价上网电价之外的增量收益，利好电力企业的新能源业务，而核电目前尚未纳入我国绿色电力范畴，可能对未来核电的发展产生一定的约束。
二《意见》对核电企业核电参与电力市场的影响分析
今年政府工作报告更加侧重国内资源的生产保障能力，要求“加快油气、矿产等资源勘探开发，完善国家战略物资储备制度，保障初级产品供给”。天然铀资源是核能发展的物质基础，是高度敏感、无可替代的国家稀缺战略资源，对我国核能产业高质量发展具有极端重要性。当前国内天然铀资源面临着探明程度低、铀矿产能偏低、获取采矿权难度大等挑战，同时还面临着国际天然铀资源争夺和控制更趋激烈的态势，因此更需要强化底线思维，提前谋划、主动作为，牢牢掌控战略资源控制的主动权、自主权，充分保障天然铀的安全稳定供应。
（一）核电企业参与电力市场现状
1.中长期交易
2021年，全国各电力交易中心累计组织完成市场交易电量3.78万亿千瓦时，同比增长19.3%，占全社会用电量比重为45.5%。全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为3.04万亿千瓦时，同比增长22.8%。其中，省内电力直接交易电量合计为2.85万亿千瓦时，省间电力直接交易（外受）电量合计为0.19万亿千瓦时，分别占全国电力市场中长期电力直接交易电量的93.8%和6.2%。
当前，集团公司核电参与电力市场主要交易类型为中长期交易，其中，又以年度交易为主，季度、月度、临时交易为补充，具体交易方式则包括双边协商、集中竞价、挂牌、发电权替代等，且主要以省内交易和消纳为主。近些年核电企业市场交易电量及比例呈现逐年增加趋势，市场化程度逐步加深。同时，核电的平均交易电价普遍低于当地的批复电价，核电参与市场交易就会产生一定收益损失。
2.现货交易
电力现货试点省份中，目前仅有浙江省统调核电机组的一部分电量参与电力现货交易，但核电企业参与现货交易结算电量很少，对综合平均电价影响不大。需要注意的是核电对现货市场电价的大幅波动适应能力相对弱,参加现货交易，就意味着存在减载、停机或频繁变动负荷的可能，未来随着现货交易市场规模逐渐扩大，可能对核电的经济性和运行技术能力带来较大挑战。
3.售电公司业务
除直接参与电力交易外，核电企业根据机组所在省份电力市场改革情况，陆续成立售电公司，开展售电业务，价差售电是售电公司的基本盈利模式，目前中国核电旗下共有三家售电公司，分别为中核福清售电公司、中核田湾售电公司和中核浙江电能服务有限公司。
（二）《意见》可能对核电企业核电参与电力市场的影响
我国能源资源与负荷中心分布不均衡的特点，决定了电力资源需要在更大范围进行优化配置，建设全国统一电力市场是电力市场化改革的必然趋势，同时也将对我国核电企业的经营产生较大影响。
1.统一电力市场下核电将迎来新的发展机遇
《意见》的出台将推动建立“统一市场，三级运作”电力市场框架体系，坚持在全国范围内优化配置电力资源，省内平衡、区域优化、全国互剂，各层级遵循共同的市场机制，实现共同的资源优化配置目标。当前我国电力规划建设主要以省（自治区、直辖市）为单位，根据本区域内经济发展需求、能源资源禀赋、节能减排压力来制定电源项目规划，电力也主要以省内消纳为主，如全国统一的电力市场形成以及省间壁垒逐渐消除后，有利于核电企业与用电大省的电力用户开展电力交易，帮助企业提升经营业绩。
2.核电项目经济性评价方法需要调整
过去规划电源项目主要依靠政府制定电量计划、给定电价，随着统一电力市场价格机制的逐步完善，电价与电量将主要通过市场竞争产生，除与发电企业报价有关外，还取决于系统成本、负荷需求等因素。因此在考虑系统可靠性的基础上，未来或将建立包括电能量市场、辅助服务市场以及容量成本回收机制（稀缺电价机制、容量市场机制或容量补偿电价机制）在内的电力市场体系，核电作为区域电网内基荷电源，可能通过成本回收机制而获得一定电量电价外的收益。由此可见，传统的核电项目经济评价方法已无法准确预测市场环境下全生命周期内的发电量、电价和收入，核电企业应考虑市场竞争环境下的核电项目规划方式，并制定更优化的项目投资经济性评价方法。
3.新型电力系统下风电、光伏发电成本快速下降削弱核电市场竞争力
我国风光发电资源十分丰富，潜力巨大，且无实质性资源总量限制。根据国际可再生能源署（IRENA）数据统计，过去10年，陆上风电成本下降了39%，海上风电成本下降了29%，太阳能光伏发电成本下降了82%。根据2020年中国光伏行业协会的数据，我国光伏发电的平均成本是0.36元/千瓦时，集中光伏发电国内最低上网电价已低达0.15元/千瓦时。我国海上发电每度电的成本0.54元/千瓦时，陆上风电的成本已经降到了0.25元/千瓦时。随着技术发展与规模效应，风电、光伏发电成本在未来仍有较大的下行空间。
国际权威机构研究表明，当新能源电量渗透率超过10%~15%以后，系统成本将会呈现快速增加的趋势。预计2030年新能源将达到20%~30%的渗透率，考虑储能投资、改造成本和系统调节的运行成本等因素，风光发电成本将增加0.03~0.06元/千瓦时，综合发电成本达到0.25~0.4元/千瓦时，仍然低于当前三代核电发电成本。核电作为接近零边际成本的可控电源，在电力市场竞争背景下，低用户负荷时，核电与风电光伏是直接竞争关系，高用户负荷时，核电与火电是直接竞争关系。经测算，若核电年利用小时数保持在当前水平7500小时/年，且投资成本控制在15000元/千瓦以内时，则核电在电力市场中可以具备较强的竞争力。
4.售电业务将成为核电企业参与电力市场的重要抓手
在统一电力市场环境下，发电企业主要为与自己签约的用户负责，而用户对电力市场的需求逐渐由单一的降价向多元化转变。售电公司须不断完善代理用户细分管理、用电需求预测、需求响应管理、市场报价决策等核心技术体系，才能在市场竞争中赢得先机。未来核电企业可将售电业务与其他热、汽、氢、冷能源销售业务打捆，通过向客户提供整体用能方案等增值服务而获得深度收益。
三 核电应对全国统一电力市场的策略建议
1.跟踪电力市场建设进展，建立合理交易策略
短期看（2020~2025年），全国统一电力市场未完全成熟。基于核电技术换代慢、成本刚性强和安全等级要求高的特点，且从目前来看核电市场交易电力普遍低于批复电价，建议核电企业联合其他同行单位及相关机构协会，呼吁在市场交易中充分体现核电的低碳属性以及对核工业能力保持和提升的支撑作用，给予核电较高比例的政府授权合约，落实核电优先上网、保障性消纳等政策，同时建议政府部门建立容量电费、场外补贴及低碳能源配额等方式的补偿机制。
中长期看（2025年以后），核电深度参与电力市场交易将是未来必然趋势，交易品种更加丰富、灵活，集团公司应提高参与市场交易决策能力，通过智能化数据分析手段有效预测市场价格走势，科学合理分配中长期、季度、月度和现货交易电量；积极开发电力大客户，尽量签订年度长协。逐步建立起最优化的市场交易和竞价策略。
2.研究核电负荷跟踪技术，适应分时电价机制
可再生能源占比大幅提高后，电力市场低边际成本和高系统成本并存，灵活性调节资源价值凸显。为更好适应新型电力系统峰谷分时电价机制，核电企业应加强核电负荷跟踪、区域群堆调峰管理、需求侧响应管理等调峰技术研究，积极提高核电参与调峰的技术和管理能力，有效适应分时电价机制。
3.扩展跨省跨域交易市场，拓展市场消纳空间
通过全国统一的电力市场，统一协调运营，充分发挥北京、广州电力交易中心的平台作用，扩展核电跨省跨域交易市场空间和渠道，例如借助新增电力通道，推动核电大省的核电电量销往用电大省，同时建立核电外送的长效保障机制，增强核电参与电力市场的应对能力。
4.探索安全性与经济性平衡点，有效控制核电成本
安全是核电可持续发展的基石，而经济性是核电参与电力市场竞争的关键评价因素，目前三代核电为实现高水平核安全目标，通常采用高性能设备、材料和高标准的安全设计，大大提高了核电安全裕度，同时也增加了建造成本。核电设计单位应加强安全分析方法和验证手段研究，从本质上提升核电厂安全性、可靠性，在确保安全的前提下，对部分高成本设施进行优化和简化，降体初始投资成本。
5.完善市场营销管理体系，提供个性差异服务
增强市场营销意识，树立以市场、用户需求、客户为中心的三维营销理念，提升服务意识，制定灵活多变的营销策略。另外，核电企业可充分发挥自身的电力资源优势，做大增值服务，为电力用户提供能效分析、能源管理、节能服务、电力金融等个性化服务，提升用户粘性，丰富企业差异化竞争手段。
6.建设统一售电平台，实现核风光蓄一体化发展
建设电力企业统一的售电平台，统一代理企业核电、水电、风电、光伏发电和抽水蓄能等电力公司的售电服务，充分发挥抽水蓄能电站的储能作用，展平不同品种电源出力曲线波动，从而提升整体电力营销能力。
