别让核电在电价战中“自废武功”

近年来，“电改”“市场化交易”的新闻频繁出现，风电、光伏这些“绿色新贵”是绝对主角。可很少有人注意到，核电这个曾被寄予厚望的“国之重器”，也被推入了市场竞技场。这就像让歼-20去和波音737比客运票价，让矿山卡车去滴滴抢单跑网约车。这是场错位的竞争，甚至带着“自废武功”的意味。今天，我们就来弄清楚，这背后到底发生了什么，以及一个关键问题：我们是不是从一开始，就给核电套错了比赛规则？

一、核电的“天赋”：基荷电源的不二人选

要理解这场错位，得先看清核电的本质。它到底是怎样的“选手”？

核电是典型的“高固定成本、低燃料成本”类型。建一座核电站，动辄数百亿甚至上千亿投资，像沉在混凝土里的“巨锚”。可一旦建成，运行时燃料（铀）成本占比相对较低，还几乎不受国际运输波动影响。这意味着，它的优势在于长时间、满负荷、稳定发电。只有让它一年到头尽可能不停运转，摊薄巨额固定成本，经济性才能体现——行话叫“负荷因子”必须足够高。

从技术和安全角度看，核电机组不适合“蹦迪”。它不像煤电、气电能灵活升降功率。核反应堆的物理特性决定，频繁深度调峰（比如白天高功率、晚上猛降），会导致核燃料燃烧不充分，浪费铀资源，增加放射性废物处理成本，更关键的是，频繁操作会显著提升人因失误和运行事件的风险。国际上，法国因核电比例太高被迫让部分机组调峰，其非计划停堆时间远高于让核电安心带基荷的韩国、美国。

显然，核电的“天赋点”全在“稳定输出”和“清洁低碳”上。它像不知疲倦的马拉松选手，非要让它参加百米冲刺、折返跑，甚至花样体操，这不是强人所难，是违背客观规律。

二、市场的“铁拳”：基荷电源陷入价格红海

然而，电力市场化改革的浪潮，似乎没充分考虑这位“马拉松选手”的独特性。新一轮电改启动后，“让市场在资源配置中起决定性作用”成了主旋律。核电也从过去的“统一标杆电价”，逐步被推向市场交易深水区。

数据显示，2019年全国核电上网电量中，市场交易部分已占约30%，且比例还在逐年攀升，2025年这一比例预计可能高达50%以上。市场带来的直接影响，就是电价下行压力。市场交易电量的价格，普遍低于国家核准的标杆电价。对投资巨大、成本结构刚性的核电来说，每一分电价下跌，都直接侵蚀本就漫长的投资回报。

更要命的是，市场交易规则没给核电的“清洁价值”和“稳定价值”合理定价。在“价高者得”或“低价优先”的竞价模式下，核电度电成本较高的劣势被放大。可它不排放二氧化碳、几乎零污染的环保效益，以及作为电网“压舱石”的高可靠性，这些巨大的正外部性，在电价表上却体现为零。 曾被称作能源领域“印钞机”的核电，如今正陷入盈利增长的困境。2025年前三季度，中国核电归母净利润同比下滑10.42%，中国广核半年报显示净利润同比下滑16.30%

这就形成了荒诞局面：一方面，“双碳”目标下我们急需核电这样的稳定清洁能源；另一方面，市场交易中它因“不够便宜”陷入被动。有专家直言，这对核电“不公平”。

三、他山之石：国际如何给核电“计分”

把目光投向海外，那些核电大国的做法或许能给我们启发。让核电带基荷运行，是国际通行主流模式。美国、英国、俄罗斯、日本等国，核电机组在电网中基本保持基荷运行，一般不参与负荷调节，以此保障经济性。

即便是核电占比超70%、不得不调峰的法国，也在探索改革。法国现行的ARENH机制，要求法国电力公司（EDF）以远低于市场价的价格（约42欧元/兆瓦时），向竞争对手出售部分核电。而2023年法国基荷电力市场价格一度高达约119欧元/兆瓦时，这种“赔本买卖”难以为继。因此，法国计划2025年后用差价合约（CfD）机制取代ARENH。

差价合约的逻辑很简单：政府或监管机构与核电企业签长期合同，约定固定“执行电价”。未来市场价格低于此电价，用户补差价给企业；高于则企业返还多余部分。这给核电企业稳定的收入预期，隔离短期价格波动风险，使其能安心进行长期巨额投资。英国欣克利角C核电项目，就采用35年期的CfD模式。

这套模式的核心，是承认核电作为战略性、长周期、高可靠性基础设施，其价值不能完全由短期电力市场评判，需要更复杂、长期的定价和保障机制。

四、破局之道：不是“降价”，而是“重新定价”

回到开头的问题，让核电单纯比拼电价，是不是方向错了？这个说法虽情绪化，却指出核心谬误：用衡量商品短时供需的价格工具，去评判具有战略安全属性的准公共产品。

核电的价值体现在三个层面：能源安全上，它是保障电网稳定、不受天气季节影响的“压舱石”；环境气候上，它是实现碳中和不可或缺的零碳基荷电源；工业与科技上，它带动从高端装备制造到核燃料循环的庞大产业链，是保持国家核工业能力和战略威慑力的支柱。

因此，核电定价机制必须超越“一度电多少钱”，进行价值重构。一个合理框架或许是：

第一，保障“基荷电量”，给稳定运行空间。国家应明确核电作为基荷电源的战略定位，在电力规划中确保较高的保障性利用小时数（比如7000小时以上）。这不是保护落后，是遵循技术经济规律。浙江等地推行的“政府授权合约”模式，保障了核电大部分电量的稳定消纳和合理收益，就是有益尝试。

第二，推行“成本加成”定价，体现真实价值。保障电量部分可采用“成本加成”模式，成本不仅包括建设、运维、燃料等全生命周期成本，更应将零碳排放、电网支撑、能源安全等正外部性货币化核算在内。最终电价可能高于风光电平价，但低于社会综合收益。

第三，引入“负荷因子”激励，鼓励高效运行。将核电企业收入与机组负荷因子深度挂钩，负荷因子越高（运行越稳定、效率越高），奖励性收益越高。这能引导企业从“低价竞标”转向“精益运行”，提升行业核心竞争力。

第四，探索“核电+”协同模式，开辟新赛道。与其让核电硬扛调峰，不如开辟“第二战场”。比如用核电稳定输出的富余电力供暖/供热，或电解水制氢。这避免调峰损耗，又将电能转化为可储存运输的氢能，服务交通、化工等领域，创造新盈利点。中国核电布局的“核风光储”一体化，正是这种思路。

电力市场化的初衷是好的，为提高效率、优化资源配置。但任何改革都得尊重客观规律。核电不是普通商品，是大国能源体系的“战略支柱”。

我们需要的，不是把核电扔进价格战红海，抱怨它“游得不好看”，而是设计更精细、多元、能反映长远价值和战略考量的“新赛场”。在这个赛场上，核电的“稳定”和“清洁”是核心得分项，长期投资获稳定回报，科技引领和产业链带动作用被充分认可。

唯有如此，才能避免“让战斗机比票价”的尴尬，激发核电产业活力，让它在中国迈向能源强国、实现“双碳”目标的征程中，发挥无可替代的战略作用。否则，我们可能在短期电价的几分钱波动中，迷失能源独立与可持续发展的长远方向，那代价或许是未来难以承受的。