中国储能网讯：在电力市场化改革纵深推进的背景下，新能源、核电等非调节性电源逐步参与现货市场交易，其成本回收矛盾日益凸显。此类电源是我国能源保供与低碳转型的核心载体，具备高固定成本、低边际成本，出力难以根据价格信号主动调节等特征，与纯电能量现货市场的盈利逻辑适配性不足。

国内实践与海外成熟市场经验表明：单一纯电能量市场难以支撑核电的可持续运营，完善场外机制是弥补电能量市场固有缺陷、保障电力系统安全稳定的关键举措。

本文以浙江电力市场、美国得克萨斯州ERCOT市场为例，从成本逻辑、海外教训、国情约束三个维度，剖析以核电为代表的非调节电源场外机制的必要性与核心价值。

理想市场：放开限价，核电无需场外机制

在理想的纯电能量市场中，非调节电源无需场外机制即可实现盈亏平衡。其核心定价逻辑为：常规电价贴近边际成本，电力紧缺时，稀缺定价机制将电能价格提高到明显高于边际机组成本的水平，以短期超高电价覆盖长期固定成本。

以浙江为例，作为东部负荷中心，该省电力供需常年偏紧。剔除需求响应、有序用电等市场及行政干预后，年度极端紧缺尖峰时长约20小时，具备稀缺定价基础。

参照国际成熟市场稀缺定价水平，极端供需缺口下现货电价最高可达65元/千瓦时。假如浙江电力现货市场采用该电价上限，核电凭借高可用率与稳定出力，可在尖峰时段持续满发，充分获取稀缺电价收益。浙江二、三代核电项目造价普遍在1.3万至2.1万元/千瓦之间，按20年折旧期计算，年均固定成本约为650至1050元/千瓦。在年度20小时的极端高价窗口中，核电机组可获取的稀缺收入约为1300元/千瓦。因此，在无限价的理想场景下，浙江核电仅靠稀缺价格带来的电能量交易收入，即可覆盖全周期成本，并实现合理投资回报。

这种理想市场模式至少要满足三个条件，一是开放现货价格上限，二是市场区域电力供需偏紧，三是核电能够在市场竞争中实现高价期满发，则核电可以依托纯电能量市场实现自主盈利，无需场外机制兜底。

海外镜鉴：纯市场模式无解，得州核电同样难以为继

美国得州（ERCOT）市场是典型的纯电能量交易市场，无容量补偿机制，依托运行储备需求曲线（ORDC）实现稀缺定价，电价上限高达5000美元/兆瓦时（折合人民币约34元/千瓦时），是全球市场化程度最高的电力市场之一。

极端电力缺口可短时推高电价，为核电带来超额收益。2021年冬季风暴“尤里”期间，市场电价持续锁定上限，核电机组凭借稳定出力获得高额收益，单日盈利远超常规周期。

然而，该盈利模式具有极强的偶然性与不可持续性。极端稀缺行情属于小概率事件，市场常态下电价偏低，难以覆盖核电重资产模式下的固定投资与运维成本。长期收益缺口导致区域核电项目持续亏损，多台机组面临提前退役风险，纯电能量市场缺乏长效成本回收机制的制度缺陷充分显现。

为化解核电退出风险、保障电力供给安全，美国通过机制改革构建了多元化场外支撑体系：一方面，依托零排放信用、生产税抵免、投资抵免、低息贷款等专项财税与金融政策提供政策兜底；另一方面，引导算力企业、大型数据中心等刚性用电主体，与核电签订15至20年长期溢价购电协议（PPA），通过场外长期交易锁定其稳定收益。

得州实践充分证明：新能源蓬勃发展下的电能量市场，无法独立支撑核电这类重投入、长周期的非调节性电源可持续发展，场外配套机制是弥补市场制度缺陷的必要支撑。

国内现状：国情约束，纯现货市场存在缺陷

理想化的纯市场化定价模式，同样与我国电力行业现实国情存在偏差。我国电力系统兼具商品与公共属性，是保障民生、支撑实体经济发展的基础载体，电价波动需维持在可控区间，无法复制海外完全依赖稀缺高价出清的模式。

从产业发展看，制造业对电价稳定性高度依赖。频繁、大幅的尖峰波动将导致工业用电成本失控，干扰企业正常经营，不利于实体经济平稳运行。

从政策规制看，国内已形成明确的电价约束边界。我国电力现货市场尚处起步阶段，为抑制电价大幅波动、确保市场平稳运行，各省现货市场均设置常态化价格上限，当前限价普遍不高于1.5元/千瓦时。

在刚性限价约束下，市场凸显“资金缺失”（missing money）与“市场缺失”（missing market）两大结构性问题。前者直指收入端：价格上限锁死现货收益天花板，核电无法通过短时稀缺高价摊销高额固定投资，叠加新能源低边际成本持续压低均价，盈利空间被双向挤压。后者则直指定价端：受限价压制的现货市场，从根本上丧失了对非调节型机组可靠容量的足额定价能力；而长期充裕性机制又未同步建立，市场中缺少一个能为容量价值买单的环节。

上述矛盾形成显著的成本回收困境：核电参与现货市场无法回收高额初始投资、折旧及运维固定成本，加之国内缺乏长周期远期交易工具及适配核电保供价值的交易品种，其系统价值难以通过市场化渠道充分体现。在市场建设初期，为保障用电稳定而设置的必要价格约束机制下，核电的长期收益失衡将抑制新增投资意愿，威胁存量机组稳定运营，对电力保供与能源安全形成潜在冲击。

路径选择：场外机制是核电市场化的最优解

结合我国国情，可行的场外补偿路径主要有两种：容量补偿与机制电价（差价合约）。

发改价格〔2026〕114号文提出按统一原则对发电侧可靠容量进行补偿，补偿标准以弥补市场边际机组在电能量和辅助服务市场不能回收的固定成本为基础。从国际经验看，边际机组通常选择安全性高、可规模化投产的煤电机组，而核电单位千瓦投资是超超临界煤电的4-5倍。若按同一容量标准补偿，难以弥补核电高昂的投资成本。

综合国内电价管控要求、能源发展战略、调节灵活性受限电源特点及国际电力市场建设经验，“市场化交易+场外差价兜底”是兼顾电力市场化改革、电价稳定与能源安全的最优路径。

该机制遵循“市场为主、兜底为辅”原则，坚守市场化改革主线。核电机组绝大部分电量参与市场化交易，真实传导供需与价格信号；同时通过科学核定保障电量与机制电价，依托场外差价“多退少补”结算模式，弥补纯现货市场的收益缺口，保障核电项目的固定成本回收。

该机制具有阶段性与过渡性特征，并非永久性政策兜底。在核电20至30年折旧周期完成后，固定成本充分摊销、单位发电成本大幅压降，核电将具备完全市场化盈利的能力，可自主退出保障机制，持续为电力保供与电力市场平稳运行做出贡献。同时，机制电量可采用自愿参与模式，不强制绑定场外保障政策，充分保障市场主体的自主选择权。

电力市场化改革并非要求所有电源在纯能量市场中“裸奔”。对于以核电为代表的调节灵活性受限却能承担基荷作用的电源，单一电能量市场难以解决成本回收问题。得州市场的实践充分证明，即便将现货上限提高至65元/千瓦时，纯能量市场依然无法独立支撑核电的可持续发展，仍需场外机制保障。“市场化交易+场外差价兜底”并非改革退让，而是基于电源特性与系统安全的理性选择。