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電力產品兼有商品與公共品屬性，其特殊性決定了電力市場需要政府參與宏觀調控，優化資源配置，統籌協調生產消費，實現全社會電力市場有效運轉。核電價格形成機制須綜合考慮國家能源結構安排、產業發展政策、國家能源保障、國家經濟發展階段等多重因素，需持續探索管理體制及市場化的最優平衡點。

世界主要核電國家定價模式

法國

法國自1999年開始逐步走上了電力部門市場化的改革之路，并成立了獨立的能源監管委員會。法國在推進電力市場化改革的同時，仍保留政府管制體系和政府審批電價機制，執行以政府定價為主導、以成本為基礎的政府價格管制模式，逐步建立起一套全國統一的核電定價機制和基于CPI指數調整的核電電價調整機制。統一的定價機制采取成本加利潤方式，電價調整機制是根據每年的物價指數，對運行成本和燃料成本進行調整。

2020年1月，法國政府宣布，計劃為核電批發市場引入“價格區間”，對核電機組(包括正在建設的弗拉芒維爾3號機組)生產的電力設定上限和下限價格。這些價格水平將在法國能源監管委員會的控制下確定并實施。改革將允許法國電力集團（EDF）獲得合理收入，能夠完全覆蓋其成本并獲得適當的利潤。雖然上限和下限價格尚未確定，但估計兩者相差約6歐元/兆瓦時。預計該項改革不會影響歐洲的批發電價，但將為市場帶來更多流動性，使EDF能夠回收成本的同時，防止電價飆升。

英國

英國電力市場是世界上私有化和自由化程度最高的電力市場之一，發電、輸電、配電和供電四個環節相對獨立。發電企業主要通過競價上網，核電企業同其他電力企業一樣在批發交易市場上公布價格，售電商或大用戶可根據價格情況自由選擇發電商并簽訂供電合同，合同期限從一日到幾年不等。為鼓勵核電、風電、太陽能等新能源產業發展，使新能源供電能夠與傳統化石能源在電力市場上進行價格競爭，英國政府先后出臺了設置碳排放價格下限、建立裝機容量交易市場等政策，尤其是引進了差價合同機制，既防止政府過度補貼,又避免消費者承擔過高的電價。

差價合同機制的基本邏輯是：可再生能源項目投資前與能源和氣候變化部（DECC）按照項目投資的成本、預期收益及風險大小協商一個固定的價格（合同價格），一般持續20～30年，機組建成后開發商像其他發電商一樣通過電力市場參與競價上網出售電力，當市場價格低于合同價格時，政府通過專設單位向發電商補足差價，當市場價格高于合同價格時，發電商將高出的部分返還給用戶。差價合約是一種長期合同制度，為低碳電力(包括核電、可再生能源等)投資者提供清晰、穩定的盈利流，核電投資企業在確定投資時就確定了未來的上網合同電價。這種機制有效規避各種風險，抑制電價波動，成為吸引核電電力投資的一項關鍵激勵因素。

美國

美國電力市場主體是以民營為主的混合主體（民營和非民營），美國非民營電力公司不以營利為目標，電價由管理委員會統一制定，民營電力公司的電價由市場競爭形成。民營企業以營利為目標，由獨立的第三方聯邦能源管制委員會和各州公用事業委員會管理，現貨市場的價格由電力市場競爭形成。各發電廠商提前一天將火電機組、核電機組等每半小時機組的運行成本、可發電量等信息上報給電力聯運中心，電力聯運中心將各機組按照成本由低到高排序，直到發電容量滿足負荷需求，最后一個機組上報的發電成本作為系統的邊際成本，成為全網統一的“上網電價”的依據，其余列入發電計劃的機組按統一的上網電價結算。

美國半數以上反應堆處于競爭激烈的批發電力市場，由于電力需求增長緩慢，可再生能源發電可獲得較高的政策補貼，境內天然氣價格處于相對低位，美國電力市場交易價格持續下降，位于自由交易市場上的核電機組生存狀況堪憂。現有的反應堆和擬議項目經濟性下降，近年來半數以上的核電站處于虧損狀態。

俄羅斯

2000年以后，俄羅斯進行電力市場改革，形成電力雙邊交易。市場參與者包括批發市場及地方發電公司、地方供電商和大終端用戶，以及系統運行機構等。俄羅斯電力雙邊交易中，非盈利交易系統管理機構(ATS)作為雙邊交易的中間商，確保交易順利進行。電力雙邊交易合同必須在ATS處登記，ATS將根據區域價格確定雙邊交易合同價格。在俄羅斯電力市場交易中，核電企業與供電企業之間的雙邊合同可以一年一訂，電價的制定可根據燃料成本和通貨膨脹變化進行調整。隨著市場化改革的不斷推進，俄羅斯逐步放開價格管制，適當提高居民電價，減少交叉補貼，由電力買賣雙方自由定價、簽署長期合同。

隨著2008年6月30日俄羅斯統一電力公司（RAO）結束運作，俄羅斯電力市場形成發電領域充分競爭，輸電領域由聯邦電網公司壟斷的格局，核電企業作為為數不多的國有企業在市場中同其他火電、水電競價上網，由于俄羅斯核電成熟的核電技術和大量低成本的燃料供應，俄羅斯核電價格在市場競價中具有較大優勢。

日本

日本電力定價體系依據《電力工業法》和《公用事業法》，實行混合電價制度，即受管制和自由化用戶(協商談判)兩種電價機制并行。所謂受管制電價是在保留成本核算框架內，附以評定機制，以鼓勵電力企業自覺提高效率、節省一次能源、降低電價成本；而自由化用戶電價，則是通過用戶與供應商之間談判確定的電價。

政府主導的電價（受管制的電價）是指政府按照10大區域電力公司各自的綜合成本，考慮促進電力公司自主性地提高效率要求批準的電價。協議定價（自由化用戶的電價）是客戶和供應商之間通過談判來確定的電價，各電力公司列出自己的標準電價表，并提供特定的選擇項目對應不同的客戶需求。在日本推行的電價機制可隨燃料費用浮動，其上限由政府規定，一次上調最多不得超過150%。

經驗與啟示

主要世界經濟體高度重視核能開發

核能開發是高科技領域的典型代表，是制造業皇冠上的明珠。核電產業一定程度上反映了國家的科技研發能力、制造業水平。產業鏈對社會經濟的帶動影響極為明顯。以我國自主的三代核電機型“華龍一號”為例，出口一臺“華龍一號”相當于出口30萬輛轎車。英國核行業協會(NIA)在2017年發布的《2016年活動報告》中宣布，民用核工業2016年為英國經濟體貢獻了64億英鎊，與航空航天制造業相當，如果將供應鏈各環節相關產品和服務以及雇員工資支出均考慮在內，核行業的經濟影響將增加至124億英鎊和15.5萬個就業崗位。

隨著能源消費引發全球氣候變暖、極端氣候災難、環境質量下降等問題，各國將環境保護納入能源政策與戰略之中，高度重視核能作為低碳清潔能源的優越性。2019年英國通過《氣候變化法案》明確了2050年實現碳中和的目標，2020年又發布了《綠色工業革命十點計劃》，將核電放在重要位置，擬定投入近11億英鎊資金支持核技術研發和建設。2022年英國政府提出2050年核電裝機增加3倍達到24GW，核電在發電量中的比例要從15%提高到25%。

各國核電價格確定同其他政策相互協同

電力產品價格是效率經營狀態下合理成本與適當利潤的加總，是保障電力資源收益的重要組成部分。核電價格確定從系統性、全局性、歷史性多維度綜合考慮，屬于“一攬子”工程。

核電機組負荷因子處于較高水平。核電投資比重大，燃料成本低，從社會整體看，核電調峰的機會成本高，因此各國監管機構都最大化利用核能機組，保持核電負荷因子處于高水準，世界核學會統計數據顯示近年來全球核電負荷因子都保持在80%以上。

各國為核電提供有利的金融、財政稅收政策。核電機組的投資總額大，建設投產周期長，占用資金壓力巨大。為緩解核電企業的融資壓力，各國常采用提供低息貸款，對核電項目貸款進行貼息。特別是在核電企業投產商運初期，提供稅收減免等各種政策，保障企業現金流，增強核電企業的經濟性。如法國政府召集各大電力公司和電力密集型企業共同商討成立Exeltium公司，與法國電力公司達成協議，由Exeltium公司籌資為法電新建電廠提供資金支持，有效控制法國電力公司融資費用，也有效應對核電電價長期不確定性問題。長期以來，俄羅斯原子能公司在運作上以及財政方面獲得了政府的大力扶助。

存在其他多種支持方式。例如在20世紀70年代，為了保障核電站企業運行穩定收益，法國政府同時審批20臺90MW的壓水堆核電站，允許法國電力公司保持每年開工建設6臺機組。雖然沒有直接的低息貸款或信用擔保，但是穩定的審批政策如同給核電市場注入“強心劑”。

核電價格的確定影響因素眾多

核電電價受多種因素影響，主要有不同投資方、管理機構、電力市場差異的制約；其次是核電廠建造、機組選型、設備供應、運行管理對發電成本的影響。一種電價機制的確立和正常運作，在一定程度上還與所在國或地域電力市場的供求平衡有關。此外，成本、合理利潤、對用戶公平的原則及其權重的差異，電力公司與發電廠商的關系以及各地物價、消費水平的不同等，都是造成多電價的因素，我國分省電力標桿電價也是一種突出的例證。

長期看，核電具有較強的經濟性

從歐美等國的經驗來看，核電在一定的邊界條件上具有很強的經濟性，是替代傳統化石能源的有效選擇。以法國為例，法國核電電價僅是傳統煤電電價的60%。由于大量使用核電，法國早已實現能源獨立，而且每年輸送約18%～20%的電力到荷蘭、德國、意大利和比利時等國，電力出口實現收入近30億歐元。法國溫室氣體排放量相對較低，發展核電使法國減少排放約3.45億噸二氧化碳，而其度電的碳排放量僅是英國或者德國的1/10。對于法國而言，較低的核電電價是防止本國工業外遷的一個重要砝碼。此外，在福島核事故發生之后，日本核能發電量的降低導致國內電價上漲，政府逐步重啟核電后，電力價格穩步下降。