核电长期遵循“政府定价、保障消纳”等计划经济思维，是“统购统销”体制的受益者，“旱涝保收”。“电力市场竞争激烈，而核电一直是‘贵族’；现需尽快进入市场，研究市场、报价策略等，才能赢得一席之地。”中国能源研究会双碳产业合作分会主任、国家能源局西北监管局原局长黄少中对财新如是说。 核电发电量高且稳定，但参与市场化交易也有劣势，即灵活性调节能力不足，难以根据需求提供灵活可变的电力供应。因此，核电如要深入参与电力市场，需要承担较高的系统调节成本，供给侧需提升效率才能保住盈利能力。

当前核电约占全球发电量的10%，欧盟、美国这一比例约为20%。但在风电、光伏等新能源迅速崛起的中国，核电发电量比重不足5%。中国近年提出新型电力系统的发展之路，计划到2030年，基本建成市场主体平等竞争、自主选择的全国统一电力市场体系，核电也必在其中。

核电纠结入市

“要让核电进入市场，意味着它的电价会波动，偏偏核电企业最求稳。”南方电网一名内部人士告诉财新，核电进入市场关键不在于技术方面的障碍，而是长期处于计划体制下的核电企业是否愿意拥抱变化。

中国广核是中广核集团（下称“中广核”）的上市平台，中广核是中国最大核电企业，其市场化电量比例也已达到57.3%，较三年前提高了近24个百分点。

如何在市场立足？

在持续低迷的中国股市，核电行业两大上市公司中国广核（003816.SZ）、中国核电（601985.SH）的股价，一年间却上涨了四成多。

核电缺乏灵活性的弱点被电力市场放大，推高了成本；但其作为清洁、低碳能源的价值，却在市场难以“变现”。“核电没有享受到应有的市场待遇。”一名核电业人士认为。 各省电力市场主要包括电能量市场（电力中长期交易、现货交易）和辅助服务市场。电力中长期交易以年度和月度交易为主，是电力市场交易的主力；现货市场正在全国推广，包括日前和日内电能量交易，起到发现电力价值、引导供需及资源优化配置的作用，前两批全国共14个省级试点，非试点省份也在加快建设；辅助服务则是为维持电力系统安全稳定运行所需的各项服务，主要包括调峰、调频、备用等。

即使尚无绿电溢价收入，在2020年以来的全国电力供需偏紧周期下，核电市场化交易电量、电价均逐年增加。比如目前有27台在运核电机组的中广核，在2020年至2023年的四年间，市场化电量的比例依次为33.5%、39.2%、55.3%、57.3%，逐步攀升；市场化电量的平均含税电价则在四年间涨了13.3%、至0.403元/千瓦时。

由于2018年之前，国内三代核电技术尚无商运投产案例，因而审批谨慎。随着国内三代核电项目落地，2019年，中国重启核电审批。据国际能源署（下称IEA）2024年1月24日数据，在过去十年，中国核电增长强劲，新增装机容量约3700万千瓦，相当于中国目前核电装机容量的三分之二；使中国在全球核电发电量中的份额，从2014年的5%上升到2023年的16%左右。