问题——核电加快入市背景下，收益波动与机制衔接亟待明确 随着电力市场化改革不断推进，新能源电量逐步进入市场交易，加之部分地区供需阶段性宽松，电价波动有所加大。核电作为稳定的基荷电源，利用小时高、碳排放低，但参与市场交易后，如何在“安全稳定供电”与“按市场规则形成价格”之间做好衔接，成为各地完善市场机制时必须回答的问题。辽宁此次出台面向2026年的核电入市安排，意在用更清晰的规则稳定预期、减少不确定性。 原因——以机制电量与机制电价“双锚定”增强规则确定性 根据通知，辽宁对核电机组参与交易的电量与电价作出划分：以机组当月实际上网电量为基础，将每日21小时时段内80%的上网电量纳入机制电量，其余电量进入市场化交易。按辽宁核电机组2024年全年发电利用小时数约7696小时测算，纳入机制的利用小时数约为5387小时，其余部分由市场交易形成价格。 电价上，机制电价按国家现行核电上网电价政策执行。以红沿河核电为例，1—4号机组上网电价为0.3823元/千瓦时，5—6号机组为0.3749元/千瓦时，折算后1—6号机组平均机制电价约0.3798元/千瓦时。机制电价与市场交易价格之间的价差，暂按系统运行费管理，并由工商业用户分摊。此安排一定程度上为核电企业提供了基础收益的“底座”，同时保留市场化部分的价格信号。 影响——稳定存量机组预期、引导增量投资，同时对终端成本提出精细化要求 业内分析认为，机制电价的明确有助于稳定存量核电机组的经营预期，提升企业在燃料采购、检修安排、融资成本各上的可预见性；对后续新增核电项目而言，在规则更清晰的前提下，也有望改善投资决策环境，强化核电作为清洁基荷电源的定位。 从电力供需形势看，国家层面用电与发电数据也反映出结构变化。1—2月全社会用电量同比增长6.1%，第二产业用电量同比增长6.3%，第三产业用电量同比增长8.3%，其中充换电服务、互联网数据服务用电延续较快增长。发电侧同期全国规模以上发电量同比增长4.1%，水电、风电、光伏发电同比分别增长6.8%、5.3%、9.9%，核电同比增长0.8%，火电同比增长3.3%，由上年同期负增长转为正增长。这表明，在新能源保持增长但阶段性受资源条件与消纳约束影响的情况下，系统对稳定电源与调节电源的需求仍然突出，核电机制安排对稳供应、稳预期具有现实意义。 同时，价差纳入系统运行费并由工商业用户分摊，也对成本疏导、政策透明度和市场承受能力提出更高要求。如何在保障电力系统安全稳定运行、推进绿色低碳转型与控制用能成本之间取得平衡，需要更精细的制度设计与动态评估。 对策——完善市场规则协同，强化成本约束与信息披露 受访业内人士建议：一是推动机制电量、市场电量与中长期合同更好衔接，降低短期波动对系统运行与企业经营的影响；二是结合辅助服务、容量补偿等制度完善，合理体现核电等稳定电源对系统安全的价值；三是对系统运行费的形成、归集与分摊加强透明化管理与绩效评估，防止成本不合理扩张，提升用户侧可预期性；四是统筹新能源消纳与电网调度能力建设，通过储能、灵活性改造等方式提升系统调节能力，降低不同电源入市带来的摩擦成本。 前景——机制安排或形成示范效应，推动核电与市场化改革同频共振 辽宁此次对核电参与市场交易作出细化安排，被视为地方探索“机制保障+市场发现”并行路径的又一举措。随着更多省份加快电力市场建设，核电机制电价与机制电量的规则有望在实践中深入优化：既保持核电在能源安全与减排中的基础作用，也通过市场化部分强化效率与成本约束，促进电力资源在更大范围内优化配置。未来政策效果仍需结合供需形势、新能源入市节奏、电网承载能力以及终端用能成本等因素综合检验。
作为清洁能源体系的重要组成部分，核电的市场化进程关系着我国能源结构调整的整体布局；辽宁此次政策落地，既回应了核电运行的现实需求，也为新型电力系统建设提供了可观察的实践样本。在碳达峰、碳中和目标约束下，如何在市场化改革与行业可持续发展之间找到更稳妥的平衡点，将持续考验未来的能源政策设计与执行。