全球核电电价有何表现？

全球电改进度参差，核电电价从管制定价到集中竞价。电力系统复杂，各国电力 体制改革，电力市场化建设进度不一，导致核电电价机制产生差异，从较为刚性的管 制电价到灵活配置的市场化电价，均有体现。

1. 美国：竞争、垄断并存，多市场交易+绿色溢价保障核电收益

1.1. 美国电力市场情况复杂，竞争、垄断并存

自由发展→自然垄断→放开市场。一开始，电力市场自由发展。19 世纪后半期大 电力公司不断纵向和横向一体化，形成了自然垄断。为保证发电市场的竞争，美国政 府不断进行改革，鼓励私人企业进入发电市场，增加电力供应。完全放开市场，电力 用户可以在各发电公司之间自由选择。

电力市场化改革后，美国已经建立以 ISO/RTO 为代表的批发电力市场，部分州开 放或部分开放零售电力市场的竞争。（1）以 ISO/RTO 为代表的批发电力市场：每一 个 ISO/RTO 都有电能量和辅助服务市场，买家和卖家可以通过竞价购买或提供电力。 在 ISO/RTO 市场框架下，所有的电量都在实时市场交割，市场参与方都会建立对实时 电价的预期，并基于这一预期进行远期决策，对实时电价的预期决定了日前电价和远 期电价。（2）零售电力市场：美国各州根据自身情况制定零售电力市场的政策法规， 大部分州尚未开放零售竞争，仍以垄断电力供应为主，消费者只能从所在地区的电力 公司购买电力，但零售价格受到政府监管；部分州开放了零售电力市场的竞争，即允 许电力用户在竞争性零售供应商之间进行选择，零售电价会随着电力供需关系变化和 不同的服务计划而不同；还有州部分开放零售电力选择。 美国电力改革形成市场竞争、垄断并存的格局。虽然美国在电力市场化改革上推 行多年，但美国东南部和广大西部地区仍采用发输配售垄断一体化方式运营。从用电 量方面看，全美约 60%的电量通过市场机制竞争形成，其余 40%仍垄断运营。从各州 层面来看，美国约 23 个州（包含华盛顿特区）已先后启动了电力改革，而其余 28 个州 至今仍实行发输配售一体、政府严格监管价格的方式。

1.2. 美国核电多市场交易保障收益

多市场交易保障核电收益。（1）在电能量市场中，核电可以参与合约市场与现货 市场。合约市场中，通过长期合约协议提前锁定一部分核电机组的收益。现货市场中， 核电参与日前市场，通过集中竞价方式形成市场出清。（2）美国允许核电机组参与辅 助服务市场，但只允许部分核电机组根据电网需求参与调峰运行，不参加其他的辅助 服务。（3）在容量市场中，美国允许核电机组通过发电容量拍卖竞标获得发电权，从 而在容量市场获益。 美国是集中竞价机制的代表。美国倾向于将核电无差别纳入现有电力市场体系， 通过集中竞价机制形成核电在多类型交易品种中的价格，实现核电在电力市场背景下 的价值核算。此外，为缓解核电在电力市场中面临的压力，美国各州先后出台了面向 核电的零碳排放补贴、无碳电力拍卖、资金补贴和容量电费等政策，以冲抵核电在电 力市场中潜在的风险，保障核电的合理收益和有序发展。

1.3. 核电享绿色溢价，政府补贴增厚收益

政府补贴带来溢价收入。（1）零碳排放信用（ZEC）：ZEC 是指补偿核电机组在 发电过程中不排放温室气体而获得的款项，主要针对一些经营不善、即将面临关闭的 核电站。每个公用事业公司都必须从零碳排放的电厂购买一定数量的信用，并将成本 计入用户的账单。从核电的角度来看，ZEC 为以前免费提供的低碳清洁属性提供了绿 色收入。ZEC 价格以 2016 年的碳社会成本（SCC）作为确定信用价值的起点，美国政 府机构的专家估测 SCC 中值约为每吨排放 42 美元，监管机构用 SCC 乘天然气发电/燃 煤发电产生的平均排放量进行单位转换。例如天然气发电的排放率约每兆瓦时 0.5 吨 /MWh，用 SCC 乘排放率即得到以$/MWh 为单位的基准 ZEC。美国目前已有五个州对 其部分核电机组实施了 ZEC 计划（纽约州、伊利诺伊州、新泽西州、康涅狄格州和俄 亥俄州）。美国 ZEC 补贴对核电机组净收入的贡献显著，未来中国核电机组或可争取 绿色溢价。 以纽约州为例：纳入 ZEC 计划的核电厂每发电 1 MWh，即获得一个 ZEC。由纽约 州能源局向核电厂支付其发电量的 ZEC 费用。而纽约的公用事业公司被要求从能源局 购买 ZEC，购买数量由他们消耗的电力份额决定。纽约州政府自 2017 年开始实施 ZEC 计划，政策为期 12 年，每两年调整一次。价格设定从 SCC 开始，据联邦政府估计， 2015 年每吨碳排放量为 42 美元。由于纽约参与了区域温室气体倡议（RGGI）碳定价 系统，因此 RGGI 补贴的预期价格从 ZEC 价值中扣除，剩下的碳成本乘纽约的碳排放 率，以$/MWh来计算 ZEC价值。2017-2018年，ZEC价值为每兆瓦 17.48 $/MWh；2019 年上涨至 19.59 $/MWh，2021 年 21.38 $/MWh，随后 2023 年下降至 18.27 $/MWh。ZEC 计划中同样设定，如果未来电力市场价格反弹（电能量+容量收入超过 39 $/MWh）， ZEC 价值将降低。

（2）清洁电力生产税抵免（PTC）：PTC 是来自联邦政府的一种税收抵免机制， 2022 年美国《通胀削减法案》（IRA）设立了“零碳排放核电生产税收抵免”（核能 PTC），适用于在 2023 年 12 月 31 日- 2032 年 12 月 31 日生产和销售电力的核电厂。 通过在电价较低时提供税收抵免，帮助核电厂维持收入稳定，防止现有核电机组退役。 抵免金额取决于总收入（包含电能量+辅助+容量+任何州立补贴等其他收入来源）：当 总收入降至$25/MWh 及以下时，PTC 提供的最大贡献为$15/MWh，核电含补贴收入可 以达到$40/MWh；对于超过$25/MWh 的收入部分，抵免金额按超额部分的 80%减少。 随着收入的增加，PTC 的贡献逐渐减少。总收入门槛和 PTC 金额每年根据通货膨胀进 行调整（假设2.5%），以2024年为基准，当核电厂的总收入低于$43.75/MWh时，PTC 机制可为核电厂提供税收补贴支持。

2. 法国：政府控制程度高，引入新机制保障核电合理电价

2.1. 法国电力市场相对寡头化，政府监管和控制程度较高

法国电力市场主要依托法国电力集团垂直一体化管理，市场份额超 75%。1946 年， 法国电力集团（EDF）成立，业务涵盖发电、输电、配电、能源交易、能源服务和能 效管理等多个环节，具有鲜明的垂直一体化管理特征。起初，法国电力集团是国有独 资企业。经过股份制改革上市及多次并购重组，成为国有控股企业，目前法国政府持 有其 84.5%的股份，通过绝对控股来实现对国家电力行业的严格控制。俄乌冲突爆发后， 法国政府曾考虑将负债累累的法国电力集团再次 100%国有化，以应对日益严峻的国际 能源挑战。 发电环节结束绝对垄断，输电、配电两个环节仍保持着国有垄断，售电环节形成 竞争关系。1999 年，与欧洲统一电力市场建设相呼应，法国开始电力市场化改革，将 发电、输电、配电和售电四个环节从 EDF垂直一体化管理体制中分离出来。（1）发电： 1999 年 EDF 结束了其在本土发电市场的绝对垄断地位，独立发电商、企业自有电厂等 也可公平接入电网，参与电力批发市场竞争。（2）输电：2005年输电公司 RTE拆分独 立，成为全资子公司，仍然高度垄断。（3）配电：2008年配电运营商 Enedis拆分独立 成为全资子公司，运营法国 95%的配电网。开放程度高于输电领域，但仍高度集中。 （4）售电：市场竞争程度相对较高，主要分为传统售电商和新入市场的自由售电商两 类。Enedis 是用户默认的传统售电商，提供了费率较低的管制型电价，因此拥有大量 用户。

电价机制从监管走向市场。在市场化改革实施前，法国实施政府管制体系和政府 审批电价机制。电力市场改革后，电价设置也发生了变化，市场上出现了两种电价： 监管价和市场价。（1）监管价基本沿袭了改革前的定价方式，只能由传统售电商提供， 由政府经济与能源部门根据能源监管委员会的建议来制定。2006 年后的监管价只针对 认购容量小于36千伏安的用户。（2）市场价则由供电商自行制定，传统售电商和自由 售电商均可提供市场价。市场价由用户电费、售电费、输配电费、税与分担额组成， 主要包括三类：一是固定价，在合同期内保持不变，不受电力市场的影响；二是参考价，在合同期内无论监管价上涨还是下跌，总以一定比例低于监管价；三是绿色电价， 即所涉电力百分百来源于新能源发电。

2.2. 核电定价新机制下的超额收益将由政府部分征收并再分配

2010 年法国为促进竞争而建立“现有核电受管制获取”（Accès Régulé à l'Electricité Nucléaire Historique , ARENH）机制。根据该机制，在 2011 年 7 月-2025 年 12 月期间，每年 EDF 以 42 欧元/MWh 的监管价格将 100 TWh 电力（约占其产量的 四分之一）出售给批发市场上的竞争电力供应商。2022 年 1 月，法国政府为限制电价 上涨，要求以 46.2 欧元/MWh 的监管价格向竞争供应商额外出售 20 TWh 电力。为了以 监管价格履行电力合同，EDF 必须从其他供应商处高价购买，从而造成利润损失。 2026 年起执行新机制，控制核电平衡均价 70 欧元/MWh 。2023 年 11 月，法国政 府和 EDF 就核电电价达成协议，规定从 2026 年起，核电平衡均价控制在 70 欧元/MWh， 定价考虑了未来核电运行及新核电（EPR2）建设的成本，将使 EDF 有足够盈利空间推 动新项目。新机制下，当 EDF 因市场价格飙升而利润超预期时，将需要把部分的额外 盈利还给国家来补贴终端用户。

考虑 2026-2030 年期间每年核电发电量 361.5TWh，2031-2035 年为每年 360.2TWh， 2036-2040 年为每年 344.1TWh，法国能源监管委员会 CRE 核算了现有核电厂的全部成 本，在 2026-2030 年/2031-2035 年/2036-2040 年分别为 60.7/59.1/57.3 欧元每兆瓦时。同 时，通过扣除非会计成本来计算生产会计成本，在 2026-2030 年/2031-2035 年/2036- 2040 年分别为 57.8/56.6/54.9 欧元每兆瓦时，若价格低于此成本，EDF 将面临亏损。 新机制保障合理电价，超额收益再分配。我们取销售价格区间 70-120€/MWh 进行 分析，假设以最大成本 60.7€/MWh（2026-2030 年全部成本）测算：销售价格在 70-78 区间时，EDF 收益率为 13%-22%；销售价格在 78-110 区间时，EDF 收益率为 22%-35%， 边际增量减少；销售价格在 110-120 区间时，EDF 收益率为 35%-36%，边际增量再次 显著减少。与之相反，由政府征收并向终端用户再分配的超额收益出现加速增长，将 在用户账单中扣除部分电费，实现抑制电价增长过快的目的。

3. 日本： 五轮改革实现全面市场化，核电重振兴信号发出

3.1. 日本是典型的区域垄断型电力市场，五轮改革实现全面市场化

日本电力市场呈现典型的区域垄断特征。日本有十大电力公司，是集发、输、配、 售电于一体的垂直化通用电力公共事业公司，基本垄断所在地区的电力供应。十大通 用电力公司外，日本电力供应商还包括特定规模电力公司、独立发电商、批发电力公 用事业公司等，共同提供电力保障。 日本电网格局特殊， “一网两频”共存。大致以本州岛静冈县的富士川为界，东 西两部分采用不同的工作频率。富士川以东的部分，电网工频为 50Hz，该区域内有东 京电力、东北电力、北海道电力 3 家通用电力公司；富士川以西的部分，电网工频为 60Hz，该区域内有中部电力、北陆电力、关西电力、中国电力、四国电力、九州电力、 冲绳电力 7 家通用电力公司。

日本电力市场历经五轮改革，实现全面市场化。日本电力市场改革始于上世纪 90 年代中期，当时，日本电价高于正在进行电力市场改革的英国、美国、澳大利亚等国 电价。为抑制过高电价，日本开始讨论在电力市场引入竞争机制。到目前为止，日本 电力市场改革共进行了五轮。前四轮改革初步建立了售电侧竞争机制，电力市场主体 多元化，电价也有所下降。但电力市场化程度仍未达到预期，售电侧与发电侧之间的 结构性矛盾突出，以及福岛核事故中暴露出电力供应的脆弱等问题有待解决。2013 年， 日本开始第五轮改革：（1）全面放开电力零售市场；（2）确保电网在法律层面的中 立，向发电商、售电商公平放开；（3）加强对电网的监管，禁止发电业务与电网环节 互通。 2020 年取消电价监管，市场主导电价。经过前四轮的电改，日本已建立起了竞争 性的电力批发市场（JEPX），形成了日前市场、日内市场以及远期市场的多市场交易 体系。而福岛核事故以来的第五轮电改又创建了非化石电力交易市场、基荷电力市场、 间接输电权市场、容量市场、供需调节市场5类新市场。近年来，日本电力批发市场现 货交易量节节攀升。同时，随着新设电力公司不断涌入市场并展开技术战与价格战， 以及 2020 年十家电力公司逐步完成法律分离，市场对电价起主导作用。

3.2. 核电发展受到福岛事故重创，重振核电信号已发出

日本核电受福岛核事故影响发展滞缓。日本第一座商用核反应堆于 1966 年中期开 始运行，自 1973 年以来，核能一直是日本的战略重点。然而，2011 年福岛核事故后， 日本核电受到安全性舆论的影响遭受重创。截至 2024 年 1 月，日本多台可运行机组中 只有 12 台核电机组在运。 发出重振核电信号，最大限度利用核电。2022 年 8 月，日本首相岸田在绿色转型 执行会议中要求重新研究核电政策，会上提出了核电重启全国总动员、延长核电机组 运行期限、开发和建设新一代创新反应堆、加快核废物处理进程等议题，将自福岛核 事故发生以来日本政府长期坚持的“尽可能降低核电依存度”原则，转变为“最大限 度利用核电”的新方针。

4. 中国：深化电改持续中，核电市场化率逐年提升

4.1. 中国电力市场从发输配售一体化到管住中间、放开两端

多轮电改推进，已形成“管住中间、放开两端”局面。2002 年前，中国电力发输 配售一体化，国家电力集团是全环节覆盖的一体化大型电力集团。随着独立电厂与国 电系统矛盾激化，2002 年首轮电改落地，厂网分离，发电侧、电网侧实现独立。2015 年电改 9 号文落地，管住输配电环节，逐步开发发电侧与售电侧的市场竞争，全国电 力市场建设开始启动，开启深化电改。

4.2. 核电定价执行“两价孰低”政策，市场化交易比例提升

核电上网电价定价机制可分为两个阶段。1）2013 年以前：一厂一价，按成本+利 润定价；2）2013 年以后：对新投产项目实行核电标杆（0.43/千瓦时）与燃煤标杆电价 孰低政策，但 2013 年以前项目按照原有规则。承担核电技术引进、自主创新、重大专 项设备国产化任务的首台或首批核电机组或示范工程可在核电标杆电价基础上适当提 高。 2019 年以后，燃煤标杆电价改革为“基准价+上下浮动”机制。2019 年 10 月发布 的《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》指出，为稳步实现全面放 开燃煤发电上网电价目标，将燃煤发电标杆上网电价机制改为“基准价+上下浮动”的市 场化价格机制。2021 年将燃煤发电市场交易价格浮动范围由上浮不超过 10%、下浮原 则上不超过 15%，扩大为上下浮动原则上均不超过 20%。

鼓励核电参与市场化，市场化比例持续提升。核电逐步参与市场化，除去保障性 电量按照核电机组核准电价上网，还有部分电量通过上网竞价模式消纳。机组所在省 的《电力市场化交易方案》会划定当年的交易量或交易比例的方式，以此确定核电市 场化交易量。2019 年以来中国核电、中国广核上网电量中市场化比例持续提升。