近日，辽宁省发改委公布《2026年辽宁省核电机组参与电力市场化交易有关事项的通知》，旨在建立核电可持续发展价格结算机制，保障核电机组平稳参与电力市场化交易。
辽宁此举并非个例。此前，广西壮族自治区能源局、发改委也发布关于《广西核电参与电力市场化交易实施方案》，要求自2026年1月起，核电执行差价合约机制，差价合约费用纳入系统运行费用分摊或分享。
业内认为，随着多地核电市场化电价机制密集落地，核电深度参与电力市场化交易进程更进一步。
入市初期以计划为主
事实上，核电早在2015年电改“中发9号文”及配套政策中就已明确允许入市。
国家发改委、国家能源局2015年联合发布《关于印发电力体制改革配套文件的通知》，其附件《关于有序放开发用电计划的实施意见》明确规定，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。不过，彼时核电在市场交易中仍属“特殊电源”，计划电量占“大头”。
“近年来，核电参与电力交易正从固定的标杆上网电价向市场化转型，呈现‘保量保价+市场电量’双轨并存的新格局，即一部分电量通过差价合约等方式给一个稳定价格，另一部分电量参与市场，价格随行就市。”国网能源研究院财会与审计研究所价格室副主任姚力告诉《中国能源报》记者。
据了解，当前，江苏、福建的核电已常态化参与年度、月度等电力中长期交易，市场化电量规模稳步提升；山东核电则全面参与电力现货与中长期交易，并通过市场化容量补偿机制保障固定成本回收。
“从公开信息看，我国核电市场化交易电量比例已由2020年约30%提升至2024年的约46%，说明核电已从早期的计划电量为主，逐步转向计划与市场并行。”山东大学电力系统经济运行团队副教授王孟夏告诉《中国能源报》记者，“同时，国家层面的《电力中长期市场基本规则》已经发布，要求各地细化实施规则，这说明核电入市已纳入全国统一电力市场建设的大框架之中，未来更可能形成‘国家统一原则，地方细化实施规则’的建设模式。”
全面入市参与深度竞争
从初步探索到深度入市，核电参与电力市场化交易的改革已进入“深水区”。
按照国务院办公厅《关于完善全国统一电力市场体系的实施意见》（以下简称《实施意见》）要求，到2030年基本建成全国统一电力市场体系，各类型电源和除保障性用户外的电力用户全部直接参与电力市场，推动核电市场化入市随之成为各地推进的重点工作。
姚力指出，《实施意见》提出分品种有节奏推进气电、水电、核电等电源进入电力市场，核电上网电价市场化改革是大方向，辽宁、山西、福建、山东等省份都已做了探索。
“近期辽宁提出建立核电可持续发展价格结算机制，广西明确自2026年1月起执行差价合约机制，更多是在解决核电如何更平稳、更可持续地深度入市的问题，说明核电正在从‘部分入市’走向有规则、有缓冲的‘全面入市’。”王孟夏说。
不过，作为清洁低碳、高效安全的稳定电源，核电深度参与电力市场化交易后，将会带来什么变化？
“从全国看，相比新能源，核电电量比重相对较小，入市对电源格局的影响也相对小一些。但分省来看，辽宁、福建的核电电量占比超过20%，核电入市影响较大。”姚力说，“核电入市将促进市场竞争，有利于降低现货价格。”
对于核电而言，姚力认为，其价值在于出力稳定、可以承担电力系统的基荷。“参与市场化交易，将为核电提供稳定的收益预期，有利于促进投资。”
推动核电价值全面释放
不过，核电上网电量需要参与市场交易，也对核电企业优化市场化交易策略提出更高要求。机制电价政策的出台，将有效消除核电参与市场的电价波动风险，使其低碳、稳定供电的基荷属性在“双碳”目标下的价值进一步凸显。
“市场化电价波动大，可能导致核电企业盈利不稳定。”姚力表示，机制电价可为核电企业提供稳定且可预期的收入。“机制电价高于市场交易均价的溢价在一定程度上反映核电的基荷价值。”
“核电与风光电同样是低碳电源，却尚未纳入绿电/绿证交易，但随着后续零碳电力认证、产品碳足迹核算、低碳电力消费核算等制度的完善，核电完全有可能在这些制度中获得更明确的位置，其低碳价值也会得到相应体现。”王孟夏进一步指出。
随着核电入市的持续推进，相关政策优化方向也愈发清晰。
姚力表示，按照《国家发展改革委 国家能源局关于完善发电侧容量电价机制的通知（发改价格〔2026〕114号）》提出的“电力现货市场连续运行后，省级价格主管部门会同相关部门适时建立可靠容量补偿机制，对机组可靠容量按统一原则进行补偿”要求，核电在提供可靠容量方面相较于其他电源具有一定优势，未来有序建立可靠容量补偿机制，将更有利于保障核电成本回收。
王孟夏认为，其他核电大省可合理借鉴机制电量配置经验，如辽宁制定了分时段的机制电量配置政策，在保障核电可持续发展的同时，也给市场价格发现留下空间。“下一步，在核电入市政策方面，可进一步优化核电低碳价值与绿证、碳市场、容量机制的衔接，推动核电的低碳价值更加显性化。”
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