1. 引言：“一省一策”差异化电力交易策略的背景与意义

1.1 政策背景与发展历程

中国电力市场化改革自 2015 年《中共中央国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（中发〔2015〕9 号）发布以来，已进入全面深化阶段。随着改革的深入推进，各省根据自身资源禀赋、经济发展水平、能源结构等特点，形成了 "一省一策" 的差异化发展格局。这一格局的形成，既是国家顶层设计的要求，也是各省因地制宜推进改革的必然结果。

国家层面明确提出，要充分发挥省（区、市）市场在全国统一电力市场体系的基础作用，提高省域内电力资源配置效率，保障地方电力基本平衡。在具体实施中，按照 "宜省则省，宜区域则区域" 的原则，稳步推进省（区、市）/ 区域电力市场建设。截至 2026 年，全国 29 省 / 地区发布的交易方案既呼应国家顶层设计，又结合区域资源禀赋形成差异化特色。

在核电领域，"一省一策" 策略的实施具有特殊意义。核电作为清洁、稳定的基荷电源，在 "双碳" 目标背景下承担着重要使命。然而，核电投资巨大、建设周期长、运行成本相对固定的特点，使其在市场化交易中面临诸多挑战。各省基于自身的电力供需结构、核电发展水平、产业布局等因素，制定了差异化的核电交易策略，以实现核电价值的合理体现和电力市场的平稳运行。

1.2 核电行业的特殊性与挑战

核电行业在电力市场中具有显著的特殊性。首先，核电是技术密集型和资金密集型产业，单台机组投资动辄上百亿元，建设周期长达 5-8 年，投资回收期通常在 20 年以上。其次，核电具有高可靠性、高能量密度的特点，是电网的 "压舱石"，能够提供稳定的基荷电力供应。第三，核电是清洁能源，碳排放接近零，在能源转型中发挥着不可替代的作用。

然而，这些特殊性在市场化交易中却成为了 "双刃剑"。在 "价高者得" 或 "低价优先" 的竞价模式下，核电度电成本较高的劣势被放大，而其清洁价值和稳定价值却难以在市场价格中得到充分体现。市场交易规则未能给核电的 "清洁价值" 和 "稳定价值" 合理定价，形成了一个荒诞的局面：一方面，"双碳" 目标下我们急需核电这样的稳定清洁能源；另一方面，市场交易中它因 "不够便宜" 而陷入被动。

此外，核电参与电力市场还面临着技术和运营层面的挑战。核电作为基荷电源，其运行特性决定了它难以像火电、燃气等电源那样灵活调节出力。频繁的功率调节不仅会增加安全风险，还会降低核电站的经济性。同时，核电的选址要求严格，主要集中在沿海地区，这也限制了其在全国范围内的布局和交易灵活性。

2. 中国电力市场化改革与核电交易政策演变

2.1 电力市场化改革的总体进程

中国电力市场化改革经历了从试点到全面推进的发展历程。2015 年 3 月，中共中央、国务院印发《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》，标志着新一轮电力体制改革正式启动。改革的核心是 "管住中间、放开两头"，即管住输配电网环节，放开发电侧和售电侧竞争，形成主要由市场决定能源价格的机制。

在改革推进过程中，国家层面逐步建立了 "1+N" 的政策体系。"1" 是指电改 9 号文，"N" 是指配套文件。2015 年 11 月，国家发改委、国家能源局印发了 6 个配套文件，包括《关于有序放开发用电计划的实施意见》等，为改革的具体实施提供了指导。其中，《关于有序放开发用电计划的实施意见》明确提出，积极推进直接交易，鼓励核电、风电、太阳能发电等尝试参与直接交易；新核准的水电、核电等机组除根据相关政策安排一定优先发电计划外，应积极参与电力市场交易，由市场形成价格。

随着改革的深入推进，电力市场化交易规模持续扩大。据统计，2019 年全国电力市场中长期电力直接交易电量合计为 21771.4 亿千瓦时，同比增长 5.6%，市场交易电量占全社会用电量比重为 30.1%。进入 2020 年代，改革步伐进一步加快。2022 年 1 月，国家发改委、国家能源局发布《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》，明确提出到 2025 年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/ 区域市场协同运行；到 2030 年，全国统一电力市场体系基本建成，新能源全面参与市场交易。

2025 年 2 月，国家发改委、国家能源局发布 136 号文，将此前未完全市场化的新能源电力、小水电、核电、生物质发电等全部推向全国统一电力市场，结束了电网对这类 "优发电力" 的高价收购模式。这一政策的出台，标志着电力市场化改革进入了新的阶段，核电等清洁能源也将面临更加激烈的市场竞争。

2.2 核电参与电力市场交易的政策变迁

核电参与电力市场交易的政策经历了从计划到市场、从单一到多元的演变过程。这一变迁过程可以划分为三个关键阶段。

第一阶段：政府定价时期（2013 年以前）

2013 年以前，我国核电机组实行 "一厂一价" 政策，即政府价格主管部门根据相关法规及具体情况为每个核电站设定上网电价。这种定价方式虽然保证了核电投资的合理回报，但缺乏统一的定价标准，难以体现核电的真实价值。

第二阶段：标杆电价时期（2013-2015 年）

2013 年 6 月，国家发改委发布《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，对 2013 年 1 月 1 日后投产的核电机组实行标杆上网电价政策，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时 0.43 元。同时规定，全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价；低于的地区，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，其上网电价可在全国核电标杆电价基础上适当提高。

第三阶段：市场化改革时期（2015 年至今）

2015 年电改 9 号文发布后，核电开始逐步参与电力市场化交易。根据《关于有序放开发用电计划的实施意见》，新核准的核电机组除安排一定优先发电计划外，应积极参与电力市场交易。这一政策的出台，标志着核电从完全的计划体制开始向市场化转型。

进入 2020 年代，核电市场化进程明显加快。2018 年，国家发改委、国家能源局发布《关于积极推进电力市场化交易进一步完善交易机制的通知》，明确提出在保证安全的情况下，稳妥有序推进核电机组进入市场，在保障优先发电计划外，鼓励核电机组通过参与交易实现多发。

2023 年，山东海阳核电 1、2 号机组自 11 月起参与电力市场交易，创新了 "保留优先发电量、全电量报量报价参与电力现货市场" 的模式，为全国核电机组参与市场交易探索了可行路径。这一模式的成功实践，为其他省份提供了借鉴。

到 2025 年，核电市场化交易比例已从 2020 年的 30% 左右提升至 46.1%，并呈现逐年上升趋势。2026 年，多个省份进一步扩大了核电市场化交易比例，如浙江从 2025 年的 10% 现货交易提升至 10% 现货 + 50% 中长期交易，非市场化电量占比缩减至 40%。

2.3 "一省一策" 策略的形成与发展

"一省一策" 差异化策略的形成，是在国家统一政策框架下，各省因地制宜推进电力市场化改革的结果。这一策略的发展经历了从试点探索到全面推广的过程。

试点探索阶段（2017-2020 年）

2017 年，国家启动电力现货市场建设试点，首批包括广东、浙江、山西、山东、福建、内蒙古西部等 8 个试点地区。各试点地区根据自身资源禀赋和市场特点，探索形成了不同的市场模式。例如，山东依托全国唯一综合改革试点和首批现货试点，创新 "一型两化" 建设路径，探索出了一条具有山东特色的电力市场化改革之路。山西成为全国首个正式运行的省级电力现货市场，首创中长期 24 时段分时交易模式，实现与现货市场无缝衔接。

全面推广阶段（2021 年至今）

2021 年后，随着电力现货市场建设的全面推进，"一省一策" 模式在全国范围内推广。各省在国家 "1+6" 基础规则体系框架内，结合自身实际制定具体实施细则。例如，南方电网构建了区域统一的 "1+N+5X" 规则体系，其中 "1" 为区域电力市场运营规则，"N" 涵盖中长期、现货、辅助服务等区域通用规则，"5X" 则是五省区结合自身资源禀赋制定的省内配套细则。

在核电领域，各省基于核电发展水平、电力供需结构、产业布局等因素，形成了差异化的交易策略。广东、广西、浙江采用政府授权合约模式，部分电量执行政府定价，部分参与市场交易。福建除华龙一号外全电量参与市场交易，2024 年交易规模达 640 亿千瓦时。山东创新了保留优先发电量、全电量参与现货市场的模式。这些差异化策略的形成，既体现了各省的创新精神，也反映了核电市场化改革的复杂性和多样性。

3. 核电企业差异化交易策略的实现机制

3.1 差异化策略的制定原则与框架

核电企业 "一省一策" 差异化交易策略的制定，需要遵循系统性的原则和框架。根据国家政策导向和行业特点，差异化策略的制定应遵循以下原则：

因地制宜原则。各省应根据自身的资源禀赋、电力供需结构、产业布局等因素制定差异化策略。例如，在新能源资源丰富的省份，核电需要与风电、光伏等新能源竞争，策略重点是如何体现核电的稳定性价值；在电力负荷中心省份，核电的清洁性和可靠性更受重视，可以探索与高耗能企业的直供机制。

价值导向原则。核电作为清洁、稳定的基荷电源，其价值不应仅体现在电能量价格上，还应包括容量价值、清洁价值、调峰价值等。各省在制定策略时，应建立多元化的价值评估体系，通过容量市场、辅助服务市场等机制，充分体现核电的综合价值。

风险平衡原则。核电投资大、回收期长，需要在市场化改革中平衡好风险与收益。各省应通过政府授权合约、差价合约等机制，为核电提供一定的收益保障，同时逐步提高市场化程度，推动核电企业提高运营效率。

统筹协调原则。核电交易策略的制定需要统筹考虑发电企业、电网公司、电力用户等各方利益，建立多方参与的协调机制。例如，山东探索建立 "核电厂 + 政府平台 + 长输管网公司 + 供热公司" 的利益协调系统模式，通过市场化、多元化的投融资机制解决跨区域协调难题。

在具体框架设计上，各省普遍采用了 "基准 + 浮动" 的价格机制。基准价格反映核电的基本价值，通过政府核定或长期合约确定；浮动价格反映市场供需变化，通过市场化交易确定。例如，广东采用政府授权单向差价合约机制，90% 的电量按基准价格结算，10% 参与市场交易。浙江 2026 年的交易结构为 40% 政府定价、10% 现货交易、50% 中长期交易。

3.2 各省差异化策略的关键要素分析

各省差异化策略的形成，源于其在资源禀赋、经济发展、市场环境等方面的差异。通过对多个省份的分析，可以识别出以下关键要素：

资源禀赋差异。各省的能源资源结构差异显著，直接影响核电的市场定位。在水电大省如云南、四川，丰水期水电成本极低，核电在丰水期面临较大竞争压力；在新能源大省如宁夏、新疆，风光发电的间歇性和波动性需要稳定电源支撑，核电的基荷价值更加突出；在火电为主的省份如山东、江苏，核电作为清洁能源的替代作用明显。

电力供需结构差异。各省的电力供需状况不同，影响核电的交易策略选择。在电力供需紧张的省份，核电的保供价值更受重视，可以获得较高的容量补偿；在电力供过于求的省份，核电需要通过提高效率、降低成本来增强竞争力。例如，江浙两省本地火电装机冗余，叠加核电、风电等清洁电源密集投产，2025 年风光新增装机占全国近 30%，电力供给持续宽松，核电面临更大的市场压力。

产业结构差异。各省的产业结构不同，对电力的需求特征也不同。在高耗能产业集中的省份，如山东的化工、钢铁产业，对稳定、低价电力的需求强烈，可以探索核电直供机制；在高技术产业集中的省份，如广东的电子信息产业，对电力可靠性要求高，愿意为清洁、稳定的电力支付溢价。山东省人大代表建议，探索建立核电企业与省内重点高耗能企业、工业园区直接交易或专场交易的机制，确保核电的低成本优势能有效传导至终端工业用户。

市场机制差异。各省的电力市场机制设计存在差异，影响核电的参与方式。例如，在现货市场成熟的省份，核电可以通过现货交易获得更高的峰谷价差收益；在中长期市场为主的省份，核电需要通过签订长期合约来锁定收益。山东创新的 "保留优先发电量、全电量报量报价参与现货市场" 模式，既保证了核电的基础收益，又使其能够参与市场价格发现。

政策环境差异。各省的能源政策导向不同，对核电的支持力度也不同。例如，广东省将核电纳入 "零碳电力认证体系"，允许核电企业通过核发可交易的 "碳减排量凭证" 参与省内碳市场流通，2024 年首批核发凭证达 862 万吨 CO₂当量，按均价 58 元 / 吨计算，为核电运营商创造额外收益约 50 亿元。浙江省则通过政府授权合约机制，为核电提供了较高比例的价格保障。

3.3 核电企业的策略选择逻辑

面对 "一省一策" 的市场环境，核电企业需要建立系统性的策略选择逻辑，以应对不同省份的市场特点和竞争格局。

基于成本优势的策略选择。核电的成本结构具有固定成本高、可变成本低的特点，适合承担基荷电源角色。在制定策略时，核电企业应充分发挥这一优势，通过签订长期合约锁定基荷电量，确保基本收益。同时，在现货市场价格较高的时段，积极参与市场交易，获取超额收益。例如，中国核电建议，应鼓励核电与用户签订 5 年以上的长期合同，通过政府全寿期长期协议、差价合约等方式给予政策支持。

基于技术特性的策略选择。核电的技术特性决定了其运行方式的特殊性。核电机组不宜频繁启停或深度调峰，因此在策略选择上应避免参与需要快速调节的交易品种。同时，可以探索通过技术改造提升核电的灵活性，如参与深度调峰、提供备用服务等，拓展收益来源。山东海阳核电通过技术创新，实现了核电机组在保证安全的前提下参与现货市场交易。

基于市场定位的策略选择。不同省份对核电的市场定位不同，核电企业需要根据当地的市场环境制定相应策略。在清洁能源消纳压力大的省份，核电可以强调其清洁价值，争取纳入绿电交易体系；在电力保供压力大的省份，核电应突出其可靠性优势，争取获得容量补偿。全国政协委员杨长利建议，将核电纳入绿色电力证书体系，为核电的绿色低碳属性提供 "官方证明"。

基于利益相关方博弈的策略选择。核电交易涉及多方利益，企业需要在博弈中寻求平衡。与电网公司的博弈中，核电企业应争取公平的调度权和合理的结算价格；与政府的博弈中，应争取政策支持和补贴；与用户的博弈中，应提供差异化的电力产品和服务。例如，通过 "核电 + 综合利用" 模式，如核能供热、海水淡化等，为用户提供多元化的能源解决方案，提高综合竞争力。

基于风险管控的策略选择。市场化交易增加了核电企业的经营风险，需要建立完善的风险管控体系。价格风险方面，通过签订长期合约、参与套期保值等方式锁定价格；电量风险方面，通过多省份布局分散风险；政策风险方面，密切跟踪政策变化，及时调整策略。中国广核在 2025 年三季报中表示，将深入研究市场政策和交易规则，调整优化电力交易策略，通过 "核电 + 新能源" 协同发展，发挥零碳绿色电力优势。

4. 典型省份案例深度剖析

4.1 广东省：政府授权合约与市场交易结合模式

广东省作为中国经济最发达的省份之一，电力需求旺盛，核电装机规模全国第一。截至 2024 年底，广东核电装机容量达 1614 万千瓦，在建 715.8 万千瓦，合计 2329.8 万千瓦。面对庞大的核电装机和复杂的市场环境，广东省形成了独特的核电交易模式。

政策框架与交易机制

广东省采用政府授权单向差价合约机制，这一机制设计充分考虑了核电的特殊性。根据 2026 年的交易方案，岭澳、阳江核电年度市场化电量约 312 亿千瓦时，较 2025 年的 273 亿千瓦时增加 39 亿千瓦时。在价格机制上，90% 的电量执行政府授权合约，按照年月中长期市场交易均价与政府授权合约价格（核电核定上网电价）之差（为负置零）的 85% 进行单向差价结算回收；10% 的电量参与市场交易，价格随行就市。

值得注意的是，2026 年广东取消了核电的变动成本补偿机制。这一变化意味着核电不再享受 "特权"，所有发电企业的卖电最低价都不能低于 0.372 元 / 千瓦时。据估算，取消补偿机制对电价的影响约为 0.04 元 / 千瓦时。

市场表现与成效分析

从市场表现看，广东省核电市场化交易取得了显著成效。根据中国广核的内部调研，广东省内市场化交易电量占比提升约 7.6 个百分点，市场化交易电量的平均含税电价为 0.356 元 / 千瓦时。尽管受整体市场形势影响电价同比下降，但通过优化交易策略，2026 年公司广东市场化交易预计带来约 2.09 亿元的归母净利润增长，10 台市场化机组加权平均综合电价预计同比提升约 5 厘 / 千瓦时。

广东省还创新性地将核电纳入 "零碳电力认证体系"。根据《广东省碳排放权交易实施方案（2024 年修订）》，核电企业可以通过核发可交易的 "碳减排量凭证" 参与省内碳市场流通。2024 年首批核发凭证达 862 万吨 CO₂当量，按均价 58 元 / 吨计算，为核电运营商创造额外收益约 50 亿元。这一机制创新，有效提升了核电的经济竞争力。

经验总结与启示

广东省的成功经验主要体现在三个方面：一是通过政府授权合约机制，在推进市场化的同时保障了核电的基本收益；二是通过扩大市场化交易规模，提高了核电的市场适应能力；三是通过碳交易创新，为核电开辟了新的收益来源。这些经验对其他省份具有重要借鉴意义。

4.2 浙江省：从高比例保障到市场化转型模式

浙江省是中国核电发展最早的省份之一，拥有秦山核电基地。面对电力市场化改革的深入推进，浙江省的核电交易策略经历了从高比例政府保障到逐步市场化的转型过程。

策略演变历程

浙江省核电交易策略的演变体现了渐进式改革的特点。2025 年，浙江核电的交易结构为 90% 政府授权合约 + 10% 现货交易。到 2026 年，这一结构调整为 40% 政府定价 + 50% 中长期交易 + 10% 现货交易，非市场化电量占比从 90% 大幅缩减至 40%。这一调整幅度之大，在全国各省中较为罕见。

在具体实施中，中国核电在浙江控股的 11 台核电机组采取了差异化策略：秦山一期和三门核电共 3 台机组上网电量的 10% 参与浙江省内现货市场交易；其他 8 台机组上网电量的 50% 参与华东电网市场化交易，按照政府授权合约进行定价，实际结算价格与机组核准价格相当。

市场挑战与应对措施

策略调整带来了明显的市场压力。根据市场分析，浙江核电年度长协电价较 2025 年降低了 6 分多 / 千瓦时，影响程度比江苏更为严重。面对这一挑战，浙江省采取了多项应对措施：

一是创新市场机制设计。浙江聚焦高比例外来电与高密度分布式电源并存的复杂系统特征，构建 "区域协同、分层出清" 的现货市场架构，在华东统一市场框架下保留省内调节权限，实现省间送受电与本地现货交易的高效耦合。

二是推进混合所有制改革。浙江积极吸引民营资本参与核电项目。例如，三澳核电项目一期工程中，民营企业吉利科技集团持股 2%；二期工程中，福斯特集团持股 4%，浙江吉利产投控股、浙江青展实业和浙江青山企业管理各持股 2%，四家民企合计持股达 10%。

三是发展综合利用项目。秦山核电根据长三角一体化国家战略和浙江省清洁能源示范省建设规划，着力将秦山核电建设为核、光、热一体化清洁能源示范基地，开展光伏、风电、储能、供汽、供热等综合利用研究。

转型成效评估

尽管面临挑战，浙江省的市场化转型也带来了积极变化。通过提高市场化交易比例，核电企业的市场意识和竞争能力得到提升。同时，通过混合所有制改革和综合利用发展，为核电产业注入了新的活力。2026 年上半年，中国核电在浙江的核电市场化电价与去年相当，显示出策略调整的初步成效。

4.3 福建省：全电量入市的激进探索模式

福建省在核电市场化改革中采取了最为激进的策略—— 除华龙一号外全电量参与市场交易。这一模式在全国具有开创性意义，为核电市场化改革提供了重要的实践样本。

全电量入市的制度设计

根据福建省的交易方案，福清、宁德、漳州核电（除华龙一号外）原则上全部上网电量参与市场交易。2024 年，福清核电 1-4 号机组、宁德核电 1-4 号机组的交易规模约 640 亿千瓦时。2026 年，福建省核电市场化交易电量预计为 700-800 亿千瓦时，约占 2025 年核电总发电量的 70%-80%。

在价格机制上，福建省采用清洁能源挂牌交易模式。未参与市场交易的电量（主要是华龙一号机组）用于保障居民、农业优先购电，执行福建省煤电基准价 0.3932 元 / 千瓦时。市场化交易部分的价格则完全由市场供需决定，与市场供需直接挂钩。

现货市场参与机制

福建省积极推动核电参与现货市场交易。根据《福建省进一步深化双边电力现货市场建设方案 (试行)》，有序推动火电、核电、新能源、抽蓄等电源参与现货市场交易。发电侧主体根据电源品种类别及市场发展情况，采用报量报价、报量不报价、不报量不报价等多种方式参与现货市场。

在具体实施中，福建核电企业通过强化政策营销，成功推动了一些有利条款纳入交易方案。例如，推动热电联产 4500 保底小时等条款纳入年度交易方案，年度合约覆盖率达 82%；8 台热电机组、2 台百万千瓦和 1 台 30 万千瓦机组纳入电网必开机组，占比 73%，位居全省第一。

风险与机遇分析

全电量入市模式给福建核电带来了巨大挑战。首先是价格风险，市场化交易增加了辅助服务费用（如调峰分摊）、偏差考核成本（广东考核系数 1.1）等，推高了核电入市成本。其次是电量风险，在电力供过于求的情况下，核电可能面临发电量受限的风险。

但同时，这一模式也带来了机遇。通过完全参与市场竞争，核电企业的经营效率得到提升；通过灵活的交易机制，核电可以在电力紧缺时段获得更高收益。2023-2024 年，尽管市场化电价同比降幅约 1-3 分 / 千瓦时，但福建核电综合电价仍稳定在 0.39-0.43 元 / 千瓦时区间。

4.4 山东省：创新现货市场参与模式

山东省在核电参与电力市场交易方面进行了大胆创新，形成了全国独有的 "保留优先发电量、全电量报量报价参与电力现货市场" 模式，为核电市场化改革提供了新的思路。

创新模式的形成背景

山东是中国重要的工业大省，电力需求旺盛。截至 2024 年底，山东核电装机容量 418 万千瓦，在建 526 万千瓦。面对电力市场化改革的要求，山东省没有简单地将核电推向市场，而是在保证核电安全稳定运行的前提下，探索出了一条创新之路。

2023 年 11 月，海阳核电 1、2 号机组正式参与电力市场交易。这一模式的核心是：保留核电的优先发电量，保障其基本收益；同时允许核电机组全电量报量报价参与现货市场，让其能够分享市场价格上涨的收益。

具体实施机制

在具体实施中，山东核电参与市场的方式具有以下特点：

一是保留优先发电量。山东批复的核电上网电价是 0.4151 元 / 兆瓦时，比煤电标杆电价高出 2 分。这部分电量按照批复价格结算，为核电提供了基本的收益保障。

二是全电量参与现货市场。海阳核电一台机组部分电量参与了约 10 天的现货结算试点，可以算是 "核电现货初体验"。通过全电量报量报价，核电可以根据市场价格信号调整发电策略，提高经济性。

三是建立容量补偿机制。2021 年，山东率先提出市场化容量补偿机制，有效解决了市场化机组固定成本回收问题。这一机制为包括核电在内的基荷电源提供了容量价值补偿。

综合利用的创新实践

山东在推动核电参与电力市场的同时，积极探索核能综合利用。海阳核电 "暖核一号" 实现了全国首个跨地级市核能供热，供暖区域从海阳市延伸至威海乳山市。通过 "双场景" 布局（发电 + 供热），有效摊薄了核电机组的固定成本，将能源利用率从 36.69% 提升至 55.9%。

山东省还在《山东省核能综合开发利用行动方案（2026-2030 年）》中提出，探索建立 "市场化、多元化的投融资机制" 和 "利益共享机制"，通过 "核电厂 + 政府平台 + 长输管网公司 + 供热公司" 的利益协调系统模式，解决跨区域协调难题。

经验与启示

山东模式的成功经验在于：一是在市场化改革中充分考虑了核电的特殊性，通过保留优先发电量保障了核电的基本收益；二是通过技术创新实现了核电在保证安全前提下参与现货市场；三是通过综合利用拓展了核电的价值空间。这些经验为其他省份提供了有益借鉴。

4.5 其他代表性省份案例

除了上述四个重点省份外，其他省份也形成了各具特色的核电交易策略，共同构成了 "一省一策" 的多元化格局。

江苏省：价格机制创新模式

江苏省在 2026 年的电力市场交易方案中实现了重大突破，对核电机组、燃气机组、风电光伏机组的中长期交易价格全面 "松绑"，不设价格限制。这一政策在全国范围内具有开创性意义。

江苏的这一创新基于其独特的市场环境。作为经济发达省份，江苏的电力需求结构复杂，工商业用户对电力价格的敏感度较高。通过放开价格限制，核电可以与用户或售电公司签订更符合其发电特性的长期合约，提高交易的灵活性和经济性。

同时，江苏还保留了对核电的保量保价政策。省电力公司根据每月优发优购电量匹配预测情况，核定每月核电保量保价小时数，由电力交易中心在年度交易公告里发布。这种 "保量保价 + 市场定价" 的混合模式，既保证了核电的基本收益，又给予了其参与市场竞争的空间。

广西壮族自治区：全电量入市的另一种路径

广西在核电市场化改革中采取了与福建类似但又有所不同的全电量入市模式。防城港红沙核电一至四号机组全部上网电量进入市场，但与福建不同的是，广西设置了一些特殊安排。

根据 2026 年的交易方案，广西鼓励签订多年合同，核电仅允许挂牌交易。这种限制反映了广西对核电市场风险的审慎态度。通过限制交易方式，降低了核电参与市场的复杂性，有利于维护市场稳定。

广西还建立了溢价回收机制。虽然防城港机组全电量参与市场，但存在溢价回收机制，在一定程度上保障了核电的收益。这种机制设计体现了在推进市场化的同时兼顾风险控制的思路。

辽宁省：区域协同的探索

辽宁省作为东北地区的重要省份，其核电交易策略具有区域特色。辽宁核电全电量参与市场交易，并参与电力现货市场结算。此外，核电发电企业还可作为买方或卖方参与东北区域的电力互济交易。

这种区域协同模式的优势在于：一是可以通过区域市场分散风险；二是可以利用区域内的电力供需差异获得套利机会；三是有利于东北地区电力系统的整体优化。辽宁的实践为跨区域核电交易提供了有益探索。

海南省：高比例政府定价模式

海南省由于特殊的地理位置和经济结构，在核电交易中采取了高比例政府定价的模式。海南核电项目政府定价程度很高，市场化交易比例相对较低。

这种模式的形成有其客观原因：一是海南电力市场规模较小，市场化程度有限；二是海南作为国际旅游岛，对电力供应的稳定性要求极高；三是海南的产业结构以服务业为主，对电价的承受能力有限。在这种情况下，高比例政府定价模式有利于保障电力供应安全和社会稳定。

5. 争议焦点与各方立场分析

5.1 核电企业的核心诉求与策略考量

核电企业作为 "一省一策" 差异化交易策略的直接参与者，其核心诉求集中在保障合理收益、体现综合价值和降低经营风险三个方面。

保障合理收益的诉求

核电企业普遍认为，当前的市场化交易机制未能充分体现核电的真实价值。中国核能行业协会副理事长兼秘书长张廷克指出，新一轮电力市场化改革给核电企业的经营理念、管理模式、营销能力、机组性能等带来了一系列挑战。在 "价高者得" 或 "低价优先" 的竞价模式下，核电度电成本较高的劣势被放大，而其清洁价值和稳定价值却难以在市场价格中得到体现。

为保障合理收益，核电企业提出了多项诉求：一是建议国家层面及各省在电力市场规则设计中，充分考虑核电的成本特性，支持核电以具有竞争力的价格直接参与电力中长期交易和现货市场；二是探索建立核电企业与省内重点高耗能企业、工业园区直接交易或专场交易的机制，确保核电的低成本优势能有效传导至终端工业用户；三是设计合理的核电直供电定价机制，如参考 "成本 + 合理收益" 模式，结合核电项目投资回收周期、运营成本及合理利润率协商定价。

体现综合价值的诉求

核电企业认为，核电的价值不应仅体现在电能量价格上，还应包括容量价值、清洁价值、调峰价值等。全国政协委员杨长利建议，将核电纳入绿色电力证书体系，为核电的绿色低碳属性提供 "官方证明"，实现绿证对非化石能源电力的全覆盖。

在具体实践中，核电企业积极探索多元化的价值实现路径。例如，通过参与辅助服务市场提供调频、备用等服务；通过发展核能综合利用，如核能供热、海水淡化、制氢等，拓展收益来源；通过参与碳交易市场，实现碳减排价值的货币化。广东省的实践表明，通过将核电纳入 "零碳电力认证体系"，2024 年为核电运营商创造额外收益约 50 亿元。

降低经营风险的诉求

市场化交易给核电企业带来了多重风险，包括价格风险、电量风险、政策风险等。中国广核和中国核电在 2024 年三季报中均表示，由于参与市场化交易电量增加，市场电价下降，导致业绩承压。

为降低经营风险，核电企业采取了多项策略：一是通过签订长期合约锁定部分收益，中国核电建议应鼓励核电与用户签订 5 年以上的长期合同；二是通过政府全寿期长期协议、差价合约等方式获得政策支持，争取政府授权合约比例保持较高水平；三是通过多省份布局分散区域风险；四是通过技术创新提高运营效率，降低度电成本。

5.2 电网公司的调度权与收益平衡考量

电网公司作为电力系统的运营者，在 "一省一策" 框架下面临着调度权与收益平衡的双重挑战。

调度权的挑战与应对

随着核电市场化程度的提高，电网公司的调度权受到一定影响。在传统模式下，电网公司可以根据系统需要调度核电机组；在市场化模式下，核电机组有了更多的自主决策权，可以根据市场价格信号调整发电策略。

山东的实践提供了一种平衡方案。海阳核电在参与现货市场的同时，仍需服从电网调度。当出现系统安全需要（如安全稳定断面越限、配合低负荷期频率稳定控制等）或电力平衡需要（如节假日、极端天气影响期、配合可再生能源消纳等调峰需要）时，电网可以根据需要安排核电减载乃至停机。这种机制既保证了电网的调度权，又给予了核电参与市场的灵活性。

收益平衡的考量

电网公司在核电交易中面临着购电成本上升与售电收入受限的双重压力。随着新能源全面入市，水电、核电逐步被推向市场，电网的代理购电来源更多依赖市场化交易，购电成本逐渐向市场均价靠拢。

为应对这一挑战，电网公司采取了多种措施：一是通过优化调度策略，提高系统运行效率；二是通过需求侧管理，引导用户合理用电；三是通过储能等新技术应用，提高系统调节能力；四是通过参与电力市场交易，优化购电结构。

同时，电网公司也认识到核电作为基荷电源的重要性。在制定交易规则时，需要在保证电网安全稳定运行的前提下，为核电提供合理的市场空间。例如，江苏保留了对核电的保量保价政策，省电力公司根据每月优发优购电量匹配预测情况，核定每月核电保量保价小时数。

5.3 地方政府的能源安全与产业发展权衡

地方政府在 "一省一策" 策略中扮演着关键角色，需要在能源安全、产业发展、环境保护等多重目标之间寻求平衡。

能源安全的考量

保障电力供应安全是地方政府的首要职责。核电作为清洁、稳定的基荷电源，在保障能源安全方面发挥着不可替代的作用。地方政府普遍认为，在推进市场化改革的同时，必须确保核电的基本发电空间。

山东省在《关于依托核电产业优势优化工业电价机制赋能山东高质量发展的建议》中指出，山东作为经济大省、能源消费大省，已成功构建以核能、风电、光伏为主的多元清洁能源体系，核电装机规模位居全国前列，具备显著的低成本发电优势。然而，山东省内高耗能企业仍面临工业电价偏高压力，甚至出现因电价竞争力不足导致产业外流的风险。

产业发展的权衡

地方政府需要在保障能源安全的同时，促进产业发展。核电产业不仅能够提供清洁电力，还能带动装备制造、技术研发等相关产业发展。山东省提出，到 2030 年核电在运装机容量将超过 1300 万千瓦，核能供暖面积瞄准 2 亿平方米，一个五千亿级的核能产业集群正从蓝图走向现实。

为促进产业发展，地方政府采取了多项措施：一是通过政策支持吸引核电项目落地；二是通过基础设施建设配套核电发展；三是通过产业政策引导相关产业集聚；四是通过人才政策支持核电技术创新。

环境保护的要求

在 "双碳" 目标背景下，地方政府面临着越来越大的环保压力。核电作为清洁能源，在碳减排方面贡献巨大。地方政府需要通过政策设计，充分发挥核电的环保价值。

广东省的做法值得借鉴。通过将核电纳入 "零碳电力认证体系"，不仅为核电企业带来了经济收益，也推动了全省的碳减排工作。2024 年首批核发的 862 万吨 CO₂当量碳减排量凭证，相当于减少了大量的碳排放。

5.4 电力用户的成本与供应稳定性需求

电力用户作为电力市场的终端需求方，对 "一省一策" 策略的关注点集中在用电成本和供应稳定性两个方面。

工业用户的诉求

工业用户特别是高耗能企业，对电力价格的敏感度极高。山东省人大代表李慧涛指出，山东作为中国重要的工业大省，拥有众多化工、钢铁、电解铝、建材等高耗能企业，这些企业在推动经济增长、带动就业方面发挥着重要作用，是山东经济的压舱石。然而，随着产业结构的转换，上述传统产业面临着工业用电价格高昂的经营挑战。

为降低用电成本，工业用户提出了多项诉求：一是希望能够与核电企业直接交易，减少中间环节；二是希望获得稳定的电力供应和优惠的电价；三是希望参与电力市场交易，自主选择电力供应商；四是希望获得绿色电力，满足企业社会责任要求。

居民用户的关切

居民用户更关注电力供应的稳定性和价格的合理性。在市场化改革中，居民用户通常被列为优先保障对象，享受政府定价的优惠政策。

根据国家政策，居民生活用电获得优先用电保障，执行政府定价，这是保障基本公共服务供给的 "兜底" 政策，能够确保居民有电可用，并维持合理的价格。在各省的交易方案中，居民用电通常不参与市场化交易，或仅承担少量的交叉补贴。

不同类型用户的差异化需求

除了工业和居民用户外，还有商业用户、公共服务用户等不同类型，他们对电力的需求各有特点。商业用户对电力可靠性要求高，愿意为高质量电力服务支付溢价；公共服务用户如医院、学校等，对电力供应的连续性要求极高，价格敏感度相对较低。

面对多元化的用户需求，各省在制定策略时需要充分考虑不同用户群体的特点，提供差异化的电力产品和服务。例如，通过峰谷分时电价引导用户合理用电；通过绿电交易满足用户的环保需求；通过直供机制为大用户提供个性化服务。

5.5 监管机构的公平性与效率平衡

监管机构在 "一省一策" 策略的实施中承担着维护市场秩序、保障各方利益的重要职责，需要在公平性与效率之间寻求平衡。

维护市场公平性的职责

监管机构的首要职责是确保市场公平竞争。2026 年广东取消核电变动成本补偿机制，正是为了营造更加公平的市场环境。官方表述为："核电机组不再执行变动成本补偿机制，市场竞争环境更加公平。" 这意味着所有发电企业，包括核电、煤电等，卖电的最低价都不能低于 0.372 元 / 千瓦时。

为维护市场公平，监管机构采取了多项措施：一是制定统一的市场规则，确保所有市场主体平等参与；二是加强市场监管，防范市场操纵和不正当竞争；三是建立信息披露制度，提高市场透明度；四是完善投诉处理机制，及时化解市场纠纷。

提高市场效率的目标

在维护公平的同时，监管机构还需要推动市场效率的提升。这包括提高电力资源配置效率、降低交易成本、促进技术创新等多个方面。

国家能源局提出建立适应新型储能、虚拟电厂广泛参与的市场机制，同时推动核电参与市场化交易，完善核电价格形成机制。这些措施都是为了提高市场的整体效率。

协调各方利益的机制

监管机构还承担着协调各方利益的重要职责。在 "一省一策" 的实施中，不同利益相关方之间难免存在分歧，需要监管机构进行协调。

例如，在山东海阳核电参与市场交易的过程中，监管机构会同省发展改革委、省能源局指导市场运营机构做好规则宣贯执行，督促制定配套落实执行细则，持续优化业务流程并完善系统功能。同时密切关注市场运行情况，组织评估市场运行效果，持续优化市场机制，维护电力市场秩序，保障交易主体合法权益。

6. 未来发展趋势预测

6.1 政策环境变化趋势分析

基于当前的政策导向和市场发展态势，"一省一策" 差异化策略在未来几年将呈现以下发展趋势：

市场化程度持续提高

随着全国统一电力市场体系的建设推进，各省核电市场化交易比例将进一步提高。根据中国核能发展报告，核电市场化交易电量比例已从 2020 年的 30% 左右提升至 2024 年的 46.1%，并呈现逐年上升趋势。预计到 2027-2028 年，大部分省份的核电市场化交易比例将超过 60%，部分省份可能实现全电量入市。

2025 年 2 月发布的 136 号文明确要求，将此前未完全市场化的新能源电力、小水电、核电、生物质发电等全部推向全国统一电力市场。这一政策将加速核电市场化进程，各省需要在 2025-2026 年完成相关政策调整。

差异化策略更加精细化

各省将基于自身特点制定更加精细化的差异化策略。例如，在清洁能源消纳压力大的省份，核电将更多地参与绿电交易和碳交易；在电力保供压力大的省份，核电将获得更多的容量补偿和优先调度权；在工业发达省份，核电将探索与高耗能企业的直供机制。

浙江省 2026 年的策略调整就是一个典型案例，从 90% 政府授权合约调整为 40% 政府定价 + 50% 中长期交易 + 10% 现货交易，体现了在市场化和风险控制之间的动态平衡。

区域协同机制逐步建立

随着跨省跨区电力交易的发展，区域协同机制将逐步建立。未来可能出现以下趋势：一是建立区域统一的核电交易规则，减少省间壁垒；二是推动核电参与跨区域电力交易，优化资源配置；三是建立区域核电应急互济机制，提高系统安全性。

南方电网的 "1+N+5X" 规则体系为区域协同提供了范例，既保证了区域市场的统一性，又兼顾了各省区的个性化发展。

6.2 技术发展对交易策略的影响

技术进步将深刻影响核电 "一省一策" 差异化交易策略的制定和实施：

核电技术创新提升灵活性

新一代核电技术的发展将提升核电机组的运行灵活性。例如，小型模块化反应堆（SMR）具有启停灵活、负荷跟随能力强的特点，更适合参与电力市场交易。山东招远核电项目采用的华龙一号配置了 203 米高的自然通风冷却塔，使核电站告别了依赖海水冷却的老办法，为内陆核电发展开辟了新路径。

这些技术创新将使核电在保持清洁、稳定优势的同时，获得更好的市场适应性，有助于其在市场化交易中获得更有利的地位。

数字化技术赋能交易策略优化

数字化技术的应用将帮助核电企业更好地制定和执行差异化交易策略。通过大数据分析，企业可以更准确地预测市场价格走势，优化交易时机；通过人工智能算法，可以实现发电计划的智能优化，提高经济性；通过区块链技术，可以提高交易的透明度和安全性。

山东在核电参与现货市场的实践中，就充分利用了数字化技术，实现了核电机组在保证安全的前提下参与复杂的现货市场交易。

储能技术改变市场格局

储能技术的快速发展将改变电力市场格局，对核电交易策略产生深远影响。储能可以实现 "低买高卖"，在电力富余时段储存电能，在电力紧缺时段释放，这种特性使其在市场竞争中具有优势。

面对储能的竞争，核电需要通过技术创新和策略调整来应对。例如，通过发展 "核电 + 储能" 一体化项目，提高能源利用效率；通过参与辅助服务市场，提供调峰、调频等服务；通过发展综合能源服务，拓展业务范围。

6.3 市场环境演变对策略调整的要求

未来市场环境的变化将对核电差异化交易策略提出新的要求：

新能源占比提升带来的挑战

随着风电、光伏等新能源装机的快速增长，电力系统的运行特性发生了深刻变化。新能源的间歇性和波动性对电网稳定运行提出了更高要求，也为核电提供了新的市场机会。

在这种背景下，核电需要调整策略：一是强化基荷电源定位，为系统提供稳定支撑；二是提升灵活性，参与调峰、调频等辅助服务；三是探索与新能源的协同发展模式，如 "核电 + 新能源" 一体化项目；四是在新能源富集地区，强调核电的容量价值和可靠性优势。

碳市场与电力市场融合发展

碳达峰碳中和目标的推进将加速碳市场与电力市场的融合。核电作为零碳电源，将在碳市场中获得更大优势。广东省的实践表明，通过将核电纳入碳交易体系，可以为企业带来可观的额外收益。

未来，各省可能普遍建立类似机制，核电企业需要提前布局：一是积极参与碳交易市场，获得碳减排收益；二是开发碳资产管理业务，为用户提供碳减排解决方案；三是参与绿电交易，满足用户的碳中和需求；四是推动碳交易与电力交易的深度融合。

电力需求结构变化的影响

随着经济结构调整和技术进步，电力需求结构将发生变化。高耗能产业占比下降，服务业和高新技术产业占比上升，电动汽车、数据中心等新兴负荷快速增长。这些变化将影响核电的市场定位和交易策略。

核电企业需要适应这种变化：一是开发针对新兴负荷的电力产品，如为数据中心提供高可靠性电力；二是参与需求侧管理，通过智能调度优化电力供需；三是发展综合能源服务，为用户提供一站式能源解决方案；四是探索虚拟电厂等新模式，提高资源配置效率。

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