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核电入市再扩围：从浙江50%到广东312亿千瓦时，一度核电怎么定价

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-18 09:40

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

核电参与电力市场交易的节奏正在加快。浙江电力交易中心8月31日发布2026年第6号市场公告，自9月1日起，秦山一期、三门核电进入现货市场部分与政府授权合约进行结算：按机组事后实际上网电量的50%，确定每台机组每个结算时段的合约电量，合约部分执行政府定价。此前浙江已明确2026年核电50%电量通过中长期市场交易。

广东的动作更早也更大。公开信息显示，岭澳、阳江核电2026年年度市场化电量合计312亿千瓦时，比2025年提高39亿千瓦时；机制上采用政府授权单向差价合约，授权电量为当月实际市场电量的90%，合约价格为核准上网电价，同时取消了变动成本补偿机制。券商研报梳理，广西红沙以及福建福清、宁德、漳州等核电机组也已全面入市。

核电为何被推入市场，逻辑与煤电、新能源入市一脉相承：电量由计划走向市场，价格由市场形成，让电源在统一的交易规则下同台竞价。差别在于核电的属性特殊——投资规模大、建设周期长、燃料成本占比低而固定成本占比高，机组一旦建成，边际发电成本极低，最经济的运行方式是长期稳定满发。这样的资产进入现货市场，遇到低价时段就要面临“发得越多、亏得越多”的尴尬。

定价机制的设计正是为了化解这组矛盾。政府授权合约本质上是一份差价合约：把大部分电量锁定在核准电价附近，把市场波动限制在有限比例内，让机组收益不至于随现货价格大起大落。浙江选择50%的合约电量、广东选择90%的授权电量，比例差异反映出各省电源结构、消纳压力与财政承受能力的不同。

财务侧的另一重变化来自税收政策。按照财政部、税务总局此前发布的公告，2025年10月31日前已商运的核电机组继续执行原有增值税政策；已核准但尚未投产的机组，投产后10年内实行增值税先征后退50%；2025年11月1日之后核准的机组，不再享受先征后退。税收节奏与市场价格机制同步调整，意味着新机组从投产第一天起就要更贴近市场逻辑核算收益。

从更大范围看，核电入市比例的抬升会改变省间电力市场的供需结构。核电集中投运的沿海省份，基荷电力供给增加，会挤压高价时段的火电空间，也会改变新能源消纳的时段价格曲线。核电能否成为继煤电、新能源之后又一个大规模入市的主力电源，取决于两个变量：授权合约比例如何逐年递减，以及辅助服务与容量机制能否为核电的调节价值定价。

对运营方而言，接下来的功课是把机组从“电量生产者”改造成“市场参与者”：通过中长期交易锁定基本盘，用现货市场捕捉高价时段，同时评估降功率运行与检修窗口安排的经济性。对用户侧而言，核电入市带来的价格信号如何传导到终端电价，仍需在各省方案落地后持续观察。

理解核电入市的必要性，要从机组的成本结构说起。核电初始投资规模大，折旧与财务费用在总成本中占比高，燃料成本占比相对较低，这意味着机组一旦投运，每多发一度电的边际成本很低，最经济的运行方式就是长期高负荷稳定运行。放到现货市场里，这种做法会把电量堆到价格最低的时段，反而拉低结算电价，所以核电需要一份相对稳定的收益底盘，政府授权合约正是扮演这个角色。

这也解释了为什么各省的比例差异明显。核电装机占比高、外送规模大的省份，市场承受能力较强，可以给出更高的市场化比例；核电规模小、以省内消纳为主的省份，更倾向于用较高比例的授权合约稳住收益，避免价格波动传导到电价水平。交易规则、电源结构与用户承受能力三者之间的平衡，最终体现为方案中比例数字的取值。

与价格机制同步调整的还有容量与辅助服务安排。核电具备一定的功率调节能力，可以参与调峰，但频繁、深度降功率运行会影响燃料利用效率与经济性，需要相应的补偿机制来覆盖这部分成本。在新能源装机占比不断提升的省份，核电的调节价值与容量价值正在被重新评估，这部分收入未来可能在核电收益结构中占据更重要的位置。

对电力用户而言，核电入市带来的影响是渐进的。核电电量进入中长期市场后，会与煤电、新能源电量在同一平台上形成供给，工商业用户在选择基荷电量时多了一个稳定的选项；若核电合约价格低于同期市场均价，用户的购电成本结构可能因此改善。价格水平最终取决于授权合约的定价方式与市场供需，而非单一电源的意愿。

后续值得跟踪的指标有三个：授权合约电量比例是否逐年递减、核电参与现货交易后的机组利用率变化，以及年度发电量计划与市场交易量之间的衔接方式。比例递减的速度决定了市场化程度，利用率变化反映了核电与市场的磨合成本，而计划与市场的衔接方式，则关系到核电在电力平衡中的定位能否稳定。

从电网调度的角度看，核电入市还带来流程上的调整。中长期交易锁定的合约电量需要与现货曲线对齐，机组实际发电量与合约电量之间的偏差如何考核、如何在结算环节处理，直接影响核电站的收益稳定性。相比火电可以通过调节出力较快跟踪负荷曲线，核电的功率调节幅度与速度相对有限，调度机构在安排运行方式时，需要把核电的稳定出力作为平衡的基准，再让其他电源承担波动调节，这对调度的精细化管理提出了更高要求。

电量计划与市场交易量的衔接同样需要磨合。年度发电计划、机组检修窗口安排与市场化交易电量必须在年初就做好匹配，若三者出现明显错配，可能带来合约履约压力，也会影响后续年度的报价策略。随着入市比例提高，这部分衔接工作的重要性会持续上升。

【文中信息及数据来源于：浙江电力交易中心2026年第6号市场公告、广东省2026年电力市场交易相关公开文件、券商研究报告、新浪财经公开报道】

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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中国能源产业发展网原创

作者：

马行川