2015年3月，中共中央、国务院印发了《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9号），对新一轮电改做出了总体部署。《意见》要求，着力构建主体多元、竞争有序的电力交易格局，形成适应市场要求的电价机制，激发企业内在活力，使市场在资源配置中起决定性作用。同年11月，国家发改委、国家能源局印发新电改6个电配套文件。其中，《关于有序放开发用电计划的实施意见》强调，积极推进直接交易，鼓励核电、风电、太阳能发电等尝试参与直接交易；新核准的水电、核电等机组除根据相关政策安排一定优先发电计划外，应积极参与电力市场交易，由市场形成价格，建立辅助服务交易机制。2019年6月，国家发改委发布《全面放开经营性电力用户发用电计划有关要求的通知》，我国电力体制改革又迈出关键一步。

五年多来，随着电改不断推进，全国电力市场交易电量逐年提升，电力市场体系正朝着竞争充分、开放有序的方向发展。据统计，2019年全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为21771.4亿千瓦时，同比增长5.6%，市场交易电量占全社会用电量比重为30.1%。近年来，我国核电企业市场交易电量逐年增加，市场交易电量占上网电量的比例也逐年提高。2019年，全国核电累计上网电量3263.24亿千瓦时，其中市场交易电量1076亿千瓦时，上网电量市场化比例约33%，较2018年提高约8个百分点。

电力市场化改革对核电企业的经营理念、管理模式、营销能力、机组性能等带来了一系列挑战。核电行业应主动研究学习电力市场化改革相关政策，积极应对市场电价竞争的倒逼机制，建立相关运营体系、优化现有运营模式，主动顺应电力市场化发展趋势。

能源市场内外部环境正在变化，提升经济性与竞争力是核电可持续发展的必然要求

今年以来，新冠肺炎疫情对全球能源系统造成了巨大影响，国际能源署预测2020年全球能源需求将下降6%，全球能源供需正在发生变化。今年上半年，由于能源供求关系失衡，全球能源市场主要商品市场价格持续走低并出现大幅动荡。下半年以来，随着主要国家复工复产，能源供需失衡情况逐步得到改善，然而由于疫情仍存在不确定性，预计未来几年全球能源供需将持续宽松，煤炭、石油、天然气等传统化石能源的价格仍将保持低位运行。

另一方面，风、光等可再生能源的成本正在持续降低。根据国际可再生能源署的报告，2019年，全球大规模并网太阳能光伏发电成本同比下降13%，陆上和海上风电的成本均同比下降约9%。2010至2019年，太阳能光伏发电、陆上风电和海上风电的平准化度电平均成本分别下降了82%、39%和29%，风、光等可再生能源在一些国家和地区已经逐步开始具备与化石能源竞争的能力。然而近10年来，由于产业升级、安全性要求提高等诸多因素，我国新建三代核电机组的发电成本却正在提高。

作为最终面向用户消费的能源商品，核电终将面临更加激烈的市场竞争。核电企业唯有增强市场主体意识，降低工程造价、降低运行维护成本，提升核电项目经济性与市场竞争力才能实现可持续发展。

核电参与电力市场竞争，应充分研究其技术经济及运行特点

核电不产生有害气体，不排放二氧化碳，放射性气体液体均控制在国家标准允许水平以下，具有可再生能源的清洁低碳属性。同时，像水电、风电、光伏发电发生弃水、弃风、弃光会产生资源浪费一样，核电在一个燃料循环周期所需要的燃料相对固定，一个燃料循环周期内的核燃料燃耗不充分同样会产生铀资源的浪费。

核电设备技术复杂，具有固定成本高、投资回收期长、负荷因子影响显著等特点，因此经济性只有在较高的利用小时数下才能得到充分体现。同时，核电与煤电不同，燃料成本占比较低，受运输成本影响极小，其发电成本与项目所在区域关联不大。

从技术、经济和安全角度分析，核电机组不宜频繁、深度、长期地参与负荷调节。核电带基荷运行，一是有利于最大程度发挥环保减排的优势、促进清洁能源利用；二是可以提高燃料利用效率。在运行过程中频繁升降功率会导致燃料燃耗不充分而产生资源浪费，同时增加了放射性废物处理的成本；三是维持反应堆堆芯输出功率的相对稳定，避免调节系统频繁动作，可降低控制人员的操控频率与难度，降低引发运行事件的概率。

从国际上看，美、英、俄、日等主要核电国家均将核电机组在电网中均保持带基荷的运行方式，一般不参与电网负荷调节，使得核电电价具备一定的竞争力。法国由于核电比例很高，有部分核电机组按计划参与电网的负荷调节。

适度有序参与电力市场竞争，有利于充分发挥核电优势，实现电力生产综合成本最低化

结合核电的技术、经济特点和安全性要求分析，建议核电适度、有序参与电力市场竞争。

首先，核电具有可再生清洁能源的类似属性，建议国家明确核电项目均可享受可再生能源相应电量消纳政策，保证核燃料资源得到充分利用。

其次，结合国外对核电基荷运行的普遍做法，建议国家明确核电按基本负荷方式运行，保障核电带基荷满发。

再次，在保障核电项目带基荷运行的基础上，对于核电机组在7000小时以内的电量，执行国家核准的核电标杆电价，7000小时以上的电量参与电力市场竞争，执行市场化电价。

最后，将目前核电标杆电价的定价方式调整为在跨省的区域电网内或全国范围内统一核电标杆电价，促进核电在更大范围内跨区域消纳。

注：作者为中国核能行业协会副理事长兼秘书长，本文摘编自其在第二届核能智库论坛上的讲话。