美国核电复兴政策与市场化工具有哪些？

美国通过提升存量/新建市场化核电的经济性，提升核电在 AI 算力-电力 系统中的重要性，同时重新构建起国内核产业链，掌握核电新技术主动权。

1. 电量/容量电价内卷致美国市场化核电承压

回顾美国核电衰落：1990 年后美国核电机组总数下行、市场化核电承压，与电力市 场化推行节奏吻合。

1990 年是美国电力市场化的重要节点，在 1990 年以前，美国电力公用事业公司大多 采取垂直一体化经营方式，发输配售一体因此用户不具有购电选择权。为了使得电价 定价合理，州政府对电价实施监管、基于成本监审及合理收益率行政定价。非市场化 地区为电力基础设施建设提供确定性收益保障，但于用户而言可能承担较大的固定成 本分摊压力（如南卡罗莱纳州电力用户需要为当地未建成的核电分摊前期投资成本）。

1990 年后，美国电力市场化改革开启，竞争加剧。一体化的电力公用事业公司逐步 聚焦于更具规模效应且体现自然垄断的输配环节（继续处于管制），独立发电商掌握 发电资产，七大区域输电组织（RTO）跨州运行、代替州政府实施市场力监管，联邦 能源管理委员会（FERC）监管 RTO 并负责东部和西部两个大区之间的跨区批发交易。

发电侧：自由竞争创造了批发市场——好处是具有更多的电厂投资决策权，区位优势 凸显；坏处是需要承担电厂投资风险，收益率变得不确定。

用户侧：购电选择变多形成了零售市场——好处是可获得更低的电价和符合需求的电 力结构（例如清洁电力），不再承担电厂投资风险；坏处是对未来供需判断不准确导 致签订的长期 PPA 价格与实际存在偏差。

多数在运核电位于管制地区，多数退役核电为市场化地区。传统管制市场上发电成本 由州委员会管制，可以为发电厂提供保护、使其免受成本上涨影响。而在市场化地区 发电资产主要是独立发电商运营，通常无法获得价格保护，在各类电源充分竞争中存 在运营成本无法收回的可能性。根据 EIA 统计的截至 10M24 的在运装机数据，近 6 成在运核电为电力公用事业公司（大部分位于管制地区），4 成为独立发电商。而 2013 年至今共有 13 台退役核电，近 7 成为独立发电商，平均服役年限为 42 年。

电价因素导致关停/计划关停机组增多。根据 MIT 的研究结论，2013~2018 年间（关 停高峰期）关停或计划关停机组大多在放开管制的电力市场，批发侧电价充分竞争。 就 PJM 市场来看，该市场覆盖范围内的核电站电价下降主要归因为气电燃料成本（天 然气价）下降带来的冲击，其次归因于用电需求的下滑，最后归因于可再生能源（主 要为风电）电量的提升。

相比可再生能源度电成本不具备可比优势、前期固定投资成本高是存量机组关停、并 且 2000 年后仅有两台新建的原因。站在当前时点看，考虑核电与新能源享受税收抵 免政策（PTC）后，新建核电 LCOE 仍将接近 71＄/MWh，虽相比超超临界煤电更具有 经济性，但仍高于气机、大幅高于陆上风电和光伏，且高于七大 RTO 批发电价（电量 电价），直接入市无法盈利。

气价下行、电力供需宽松格局下，容量市场价格同样表现萎靡。 开设容量拍卖的电力市场如 PJM，核电中标容量补偿占比在上升。核电机组需要确 保在交付年期间满足容量市场的合规性要求，在电力高峰需求期间提供承诺的 UCAP 容量；遵守 PJM 的调度和运营规则；提供备用支持；必须参与 PJM 的日 前市场和实时市场，并在特殊情况下（如紧急负荷响应）提供服务。 基于可用容量（Unforced Capacity, UCAP）参与容量市场拍卖，核电几近满容量可 用。UCAP=装机容量×(1−EFORd)，其中 EFORd (Equivalent Forced Outage Rate during demand)反映机组在高峰需求期因不可用因素导致的实际出力下降概率。核电 机组的 EFORd 通常较低（1%-3%），因为核电机组具备高稳定性和较少的紧急停机； 而风电/光伏中标的可用容量大约仅总装机的一半。25/26 交付年气机中标容量减少， 核电中标占比上升。

规则修订拉高 25/26 交付年容量价格，度电补偿预计从 4.6＄/MWh（100＄/MW·天） 升至 12.3＄/MWh（270＄/MW·天）。容量市场的拍卖（基本拍卖市场和追加拍卖市 场）价格高低取决于：（1）市场供需关系：若市场容量紧缺，价格上升；若过剩，价 格下降。（2）区域差异：在输电约束较大的区域，中标价格更高。25/26 交付年针对 可用容量的计算规则变更、供给收缩，价格大幅上升。根据清华大学能源互联网创新 研究院的规则总结，在 24/25 交付年及过往交付年，PJM 通过机组等效强迫停运率 转换火电机组的装机容量得到可用自然容量；而从 25/26 交付年起，PJM 将通过等 效带载能力求取所有发电机组的可用自然容量，这也是导致 25/26 交付年的有效供给 大幅降低的原因。

值得注意的是，虽然电价跟降导致利润空间压缩，但核电电量始终表现稳健、未体现 消纳压力，突出基荷电源定位。美国核电于 1985~2000 年期间容量因子得到大幅提升， 换料大修工期缩短、利用效率提升，2000 年后平均利用小时数维持在 8000h 的高位， 在各类电源中电量占比稳定约 20%。在面对全社会用电量需求增长乏力、风光可再生 能源冲击之下，核电电量消纳仍有保障，突出基荷电源的角色定位。

客观来看，借助可靠性溢价/零碳环境溢价弥补核电在电能量市场不占优的局面，成 为美国自由竞争电力市场里核电复兴的必然选择。实现途径上既可以来自行政命令方 式（包括联邦 IRA 法案为收益托底、各州 ZEC 补贴提供两类溢价），也可以来自市场 化方式（与 AI 数据中心签订长期 PPA）。COP28 以来联邦政府表态积极、24 年内核电 与 AI 数据中心供电协议落地，两方因素共振下美国核电公司于资本市场受到青睐。

2.ZEC/IRA 补贴:零碳价值为由、弥补亏损为实

零碳环境价值。ZEC/CEC 零碳补贴逐步铺开。美国针对可再生能源转型及对应的可再 生能源环境溢价变现主要以可再生能源配额制 RPS 为抓手。与欧盟直接以碳市场 EU ETS 为抓手、不单设绿电交易市场、碳-电高度耦合的设计有所不同，美国模式与国 内现状更为接近。

美国的 RPS 与 REC 体系分别对应强制市场与自愿市场，各州制定的可再生能源配额目 标仅可通过“证电合一”的绿电绿证交易市场（强制市场）完成，“证电分离”的绿 证交易为绿证管理资源缺乏而又有环保意愿的公司和个人提供购买途径（自愿市场）。 针对两类绿证形式，衍生出的不同交易形式做出了更进一步划分，PPA 与 vPPA 分别 对应了强制市场和自愿市场。

核电并非可再生能源，美国截至目前并未向核电核发绿证（RECs）,因此无法像风电 光伏那样通过绿电交易/绿证交易作为可再生能源配额制（包括 RPS 强制市场与自愿 市场）的履约途径。甚至由于 RPS 体系的存在，风光可再生能源对电能量电价的诉求 进一步降低，这对核电电价不利。

核电环境价值目前主要从零碳角度变现。由于美国尚未形成全国统一的强制碳市场， 仅以区域性市场为主，典型包括区域温室气体倡议 (简称 RGGI)、加州碳排放交易体 系(简称 CCTP)。因此核电的零碳价值一方面体现为相比煤电/气电节省的发电碳成本， 另一方面通过各州发放核电零碳补贴的行政方式落实。

RGGI 碳价走高，煤机未进行 CCS 改造或拉高发电成本近 16＄/MWh，核电相对优势凸 显。RGGI 市场目前主要覆盖 25MW 以上的火电发电机组，在创立之时便明确了 90%的 配额通过有偿拍卖发放，并通过拍卖底价、成本控制储备（CCR）、排放控制储备（ECR） 工具控制碳价稳定。由于 2021~2030 年间配额上限年降幅度扩大至 3%，加速了碳价 上涨。我们以前文所述的煤机/气机碳排 820/490 吨/GWh 测算，20＄/吨的碳价将对 应 16.4/9.8＄/MWh 的碳成本。

前一批 5 州的 ZEC 项目进入执行末期，ZEC 项目补贴亏损属性较强。2016 年，美国伊 利诺伊和纽约州先后通过立法对核电提供补贴。2019 年，新泽西和俄亥俄州也通过 类似的法案，为州内核电站提供补贴。横向比较来看，补贴均针对经营困难机组，设 置一定的价格帽，以弥补未收回成本为目的。成本由当地负责售电的公用事业公司承 担，最终体现在电力用户的附加费中、或允许参与以前仅限于可再生能源的清洁能源 市场提供资金。其中康涅狄格州采取 PPA 方式，伊利诺伊州 CMC 补贴采用中标价倒减 算法而非固定金额补偿。

ZEC 补贴相比绿证价格波动性更小，占综合电价比例提升、稳定了收益预期。根据 Constellation 公司对体内机组的梳理：IL CMC 补贴机组基本顶格签订综合电价；NY ZEC 补贴价在 23~25 周期因电量/容量市场电价上升而下调至 18＄/MWh、仍占预测综 合电价的 30%；剩余机组享受 IRA 补贴、综合电价预期随通胀率稳步上升。

联邦 IRA 补贴推出，为其余各州市场化核电贡献了托底收益，避免了仅对新能源补贴 带来的市场失灵问题。 

拜登时期发布的 IRA 法案旨在一方面削弱中国新能源产品出口竞争力，另一方面通过 补贴刺激本国清洁能源转型。正如前文所述，不止低碳，维护国家能源安全与核电技 术领先优势地位的目标驱动美国核电复兴计划，这使其对核电的战略定位高于风电/ 光伏。我们预计 IRA 法案中针对本国核电发展的相关支持条例或能得到延续或避免出 现补贴大幅削弱的情景。

现行 IRA 法案下核电市场电价位于目标价区间时触发补贴机制，补贴差价。24 年为 市场电价处于 25~43.75＄/MWh 的机组提供至多 15＄/MWh 的补贴，补贴后最高价为 45＄/MWh，后续随通胀率调整。这意味着 IRA 法案为核电电价提供托底保障。考虑到 新建核电成本显著更高，补贴金额上升至 27.5＄/MWh（PTC）或补贴投资金额的 30% （ITC），有效期为项目投产后 10 年内，且不随市场电价波动退坡。

3.借助数据中心供电 PPA，可靠性/环境溢价再提升

伴随数据中心对用电需求的增长，24 年 PJM 市场上已有两例数据中心与核电签订供 电协议的案例，协议为长期 PPA，相比直接参与市场具有更高的确定性以及更高的溢 价。通过区位比对可见，萨斯奎哈纳核电（Susquehanna)与三哩岛核电（Three Mile Island）均处于 PJM 市场价格相对较低地区，独立发电商签订长期 PPA 锁定收益的意 愿更强。

两处核电站背后的运营商发电资产多元化。萨斯奎哈纳核电（Susquehanna)与三哩岛 核电（Three Mile Island）分别由 Talen、Constellation 两家美股上市公司运营， Susquehanna为Talen旗下唯一的核电场站，Talen主营为气电与煤电；Constellation 则以市场化核电运营为主，核电场站分布于 PJM 区域内的纽约州、伊利诺伊州及其他 不含 ZEC 补贴地区。

Talen-Amazon 协议：计划直连供电+签订 10 年 PPA，合同参考 PJM 电能量/容量价格， 25 年价格预计为 65~80＄/MWh，高出 PTC 价格约 20~35$/MWh，并额外签署 carbon-free energy 协议（CFE）。未来若发电许可证续期成功，AWS 拥有两个 10 年的续期选择。 该模式下不会触发 PTC 补贴，测算 PTC 价格以外部分将贡献 40%~50%的收入，体现核 电的可靠性溢价和环境溢价。

Microsoft-Constellation Energy 协议 ：计划并网运行+签订 20 年 PPA。计划重启 三哩岛核电并于 28 年并网，并网前 10 年享受 IRA 法案中对重启/新建核电的 PTC 固 定补贴 27.5＄/MWh。目前 Constellation 公司在运核电年发电量约 1.8 万亿 KWh，受 IRA 法案托底的电量占 60%、剩余 40%享受额外溢价（主要为纽约州/伊利诺伊州/新 泽西州 ZEC 补贴，体现可靠性、零碳、高负荷曲线匹配度等电能量市场无法体现的价 值），根据其规划享受溢价的电量比例会随着 AI 数据中心的兴起、清洁能源政策的推 广而逐年上升。