推动核电市场化，促进核电投资
“核电投资巨大，投资期长，进行核电上网电价改革，一方面为了保障核电的电价，利于促进投资核电，另一方面有利于降低核电发电成本。”北京大学能源研究院气候变化与能源转型项目副主任康俊杰说。
在2013年以前，核电站的上网电价较多采用“一厂一价”定价方式，但在该定价模式下，核电站建设超期、超预算的现象屡见不鲜。2013年6月，发改委将全国核电核定的标杆电价确定为每千瓦时0.43元，但同时规定，核电含税价格与基础的火电价格采取对标，实行“两价取低”的定价策略。
此前，核电上网电价基本按照“四六分”的定价机制，约60%按发改委核定电价，剩余部分市场化定价。自2020年起，煤电价格联动机制取消，定价机制由标杆上网电价改为“基准价+上下浮动”的市场化机制，一定程度上影响了核电上网电价的定价机制。
康俊杰介绍说：“核电的投资特别大，可以说目前核电的开发基本上不是由市场来决定的。”他以三代核电为例给记者算了一笔账。“由于前期投资大，在大概60年运营周期里，前18年里，固定资产折旧占比较大。因此，在核电投产的前18年中，核电的每一度电成本里，固定资产折旧占0.3元左右，燃料成本为0.05元左右，运营成本为0.05元左右。”
18年以后，核电站的运营成本明显下降。“大亚湾核电站已经投产21年了，固定资产折旧成本基本上已经收回来了。这时候的核电站就是‘印钞机’。”康俊杰说。
2021年中旬，核电市场电价格出现分水岭，一改前期打折的状态，下半年较核定电价上浮10%—20%，这部分电价的上涨，已经对核电产业形成了利好。
“随着市场化改革推进，核电价格将有所提升。”安信证券环保及公用事业联席首席分析师周喆则认为，核电上网电价改革从短期来看，或将有助于整体核电产业的利润增厚；从长期来看，核电上网电价形成机制的市场化改革有望持续性推进。
核电将成为我国能源主力军？
主要起到补充的作用
那么电价改革后，核电是否会凭借超低的成本成为我国能源主力军？
康俊杰对此表示：“核电在我国能源结构中的定位就是重要的补充，不会成为主力军。”
近年来，我国核电规模持续增长。根据中国核能行业协会数据，2021年1-12月全国运行核电机组累计发电量为4071.41亿千瓦时，较2020年同期上升11.17%，占全国累计发电量的5.02%。截至2021年末，运行核电机组数量为53台，较2020年末新增4台。
从环保角度来看，与燃煤发电相比，2021年的核能发电相当于减少燃烧标准煤11558.05万吨，分别减少排放二氧化碳30282.09万吨、二氧化硫98.24万吨、氮氧化物85.53万吨。
“作为一种清洁能源，核电不会和存量的煤电、可再生能源竞争，核电主要满足的是当前增量用电需求。在未来煤电逐渐退出的情况下，核电将成为电力系统的稳压器。”
康俊杰解释说，核电不是一个市场化的产业，而是一个中长期的规划的结果。一座核电站从准备到建成至少需要10年以上，按照目前的核准建设速度，2030年中国核电总装机容量在1亿千瓦左右。”
“核电总装机容量是有天花板的。到2060年，全国核电总装机容量也就是维持在2亿-4亿千瓦左右。”康俊杰说，原因在于两点。“第一是可以建设核电站的地点有限。其次是为了安全性，核电站相距起码在几十公里以外。”
康俊杰说：“与未来20亿~40亿千瓦时的可再生能源相比，核电不是一个数量级。”
业内专家表示，核电上网电价形成机制的改革，一定程度上意味着核电产业竞争程度将进一步提升，核电站的经营压力或有所提升。这将进一步要求核电企业提升自身技术水平，降低建设成本、燃料成本，来保证自身的价格优势。
一位业内人士坦言，核电上网电价的市场化改革实则为“成本倒逼”。因此，核电企业应树立“建造即运营”的管理理念，在收入既定的前提下，对于设计、建造与融资模式采取降低造价、降低成本、增加盈利空间的相关措施。
中广核相关人士表示，推进燃气发电、核电上网电价形成机制改革是在围绕构建以新能源为主体的新型电力系统、持续深化电价改革的背景下推出的。不过由于目前细则尚未出台，还不能判断对公司业绩的影响。但其预计仍将按照公用事业属性来完善核电电价机制。
康俊杰认为，2025年左右，将按比例、年限等逐步放开核电上网电价。“现在是‘四六分’，以后可能‘三七分’，比例逐步增长。或者说按照运营年限来分，满18年以后完全采取市场交易。”
展望未来，有业内人士建议称，核电企业一方面可建立起自己的售电公司，以市场化思维在市场化竞争中占得先机；另一方面，也可将经营范围延伸到区域售电、辅助服务计量等相关领域，如向用户提供合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务，有效地为用户提供个性化的综合节能方案。
