核电电价专题研究

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分析师

金宁登记编号：S1220524110004

韩笑登记编号：S1220525050003

第一部分：中国核电电价机制

核电电价机制：从“一厂一价” 到市场化改革。我国核电电价大致分为三个阶段，2013 年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上述法规及具体情况为每个核电站设定上网电价；2013 年 6 月 15 日，国家发改委颁布了《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，其中指出对 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，该价格与机组所在地燃煤标杆价 “两价取低”，而 2013 年 1 月 1 日前投产的机组继续沿用一厂一价。2019 年，受增值税税率调整影响，部分机组上网电价有所变动。2020 年，国家取消标杆电价，改为 “基准价 + 上下浮动”定价制度，核电电价需根据基准价进行调整。

现行各地电价：市场化进展存在差异，区域电价分化。受各地核电市场化进展以及当地基准电价、电力供需形势等差异影响，我国各地核电电价细则略有差异。

1)广东、广西、浙江：政府授权合约。其中广东省对核电应用政府授权单向差价合约机制，即按照年月中长期市场交易均价(与政府授权合约价格 (0.4153元/千瓦时)之差(为负置零)的 85%对授权合约电量进行单向差价结算回收，授权合约电量为核电当月实际市场电量的 90%；广西省防城港红沙核电 1-4 号机组则按月确定核电政府授权合约价格，取当月市场成交均价与核电核准价中的较低者；浙江则采用一定比例政府授权合约+一定比例现货，即(90 一中长期市场化交易电量比例)%核电电量分配政府授权合约，执行政府定价，10%核电电量则通过现货市场交易。

2)福建、辽宁：全电量参与市场交易。其中福建除华龙一号以外全电量参与市场交易，2025 年福建核电交易电量预测为 500 亿千瓦时，其中参与双边协商交易电量预测为 90 亿千瓦时，总交易电量较 2024 年略有下降；辽宁全电量参与市场交易，并参与电力现货市场结算，此外核电发电企业也可作为买方或卖方参与东北区域的电力互济交易。

3)江苏：核定年度市场化交易电量规模，2025 年约 300 亿千瓦时参与市场化交易，除此以外上网电量均为保量保价电量，核电机组、燃气机组，风电光伏机组的交易价格不设限制；年度交易采用双边协商和挂牌方式，月度交易采用集中竞价、挂牌等方式，月内交易采用挂牌方式，公用核电需报量报价参加年度、月度和月内交易。

1 核电电价机制：从 “一厂一价” 到市场化改革

1.12013 年以前：实行“一厂一价”政策

2013 年前我国核电机组实行 “一厂一价” 政策。我国核电电价的定价依据最早可追溯至《中华人民共和国电力法》，其规定电价应体现对发电成本的合理补偿及收益的合理确定，公平地分担支出并鼓励建设其他发电项目。2005 年 3 月，国家发改委颁布《上网电价管理暂行办法》，该办法指出“对于尚未实施竞价上网机制的区域电网内的发电厂，相关价格主管部门将根据电力项目的经济生命周期并按照合理补偿成本、合理确定收益及税收合规等原则确定上网电价”。2009 年 10 月，国家发改委、原电监会及国家能源局颁布《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》，其中规定除跨省或地区间电能交易以外，所有上网电价均须根据政府价格主管部门设立的价格确定。在此基础上，对于 2013 年 1 月 1 日前投产的核电机组，政府价格主管部门根据上述法规及具体情况为每个核电站设定上网电价，即实施“一厂一价”政策。

图表1：2013 年前我国核电电价相关支持政策与重要细则

发布时间

发布机构

政策名称

政策细则

1995/12/28

全国人民代表大会常务委员会

《中华人民共和国电力法》

电价应体现对发电成本的合理补偿及收益的合理确定，公平地分担支出并鼓励建设其他发电项目；上网电价须经国家发改委及其他价格主管部门核准。

2003/7/9

国务院办公厅

《电价改革方案》

其长期目标旨在为建立规范及透明的上网电力定价机制

2005/3/28

国家发改委

《上网电价管理暂行办法》

尚未实施竞价上网机制的区域电网内的发电厂，根据电力项目的经济生命周期并按照合理补偿成本、合理确定收益及税收合规等原则，确定上网电价；已实施竞价上网机制的区域电网内的发电厂，上网电价包含 1)国家发改委根据同一区域电网内竞争的发电商的平均投资成本而确定的容量电价；2)通过竞价程序而确定的竞争性电价。

2009/10/11

国家发改委、原电监会、国家能源局

《关于规范电能交易价格管理等有关问题的通知》

除跨省或地区间电能交易以外，所有上网电价均须根据政府价格主管部门设立的价格确定(国家规定的其他情况除外)。

资料来源：中国广核招股说明书，国家能源局华北监管局，方正证券研究所

2013 年 1 月 1 日前投产的核电机组，上网电价单独核定。根据国家核安全局统计，我国 2013 年 1 月 1 日前投入商运的核电机组主要包括秦山核电站、秦山第二核电站、秦山第三核电站、大亚湾核电站、岭澳核电站以及田湾核电站的 1、 2 号机组。上述核电电站的上网价格均为政府价格主管部门根据“成本加合理利润”原则，采用还本付息电价、经营期电价等测算方法，为每个核电站单独核定。根据中国核电统计，2011 年 1 月 1 日至 2013 年 9 月 24 日，其秦山第二核电站的 1、2 号机组上网电价为 0.393 元/千瓦时，后由物价主管部门批准调整至 0.414 元 /千瓦时，目前上网电价为 0.3998 元/千瓦时；2011 年 1 月 1 日至 2013 年 6 月 30 日，其江苏核电(现田湾核电)1、2 号机组上网电价为 0.445 元/千瓦时，后由物价主管部门批准调整至 0.455 元/千瓦时，目前上网电价为 0.4390 元/千瓦时。 1. 2 2013-2019 年：实行标杆上网电价政策，部分参与市场化交易

2013 年起我国核电电站实行标杆上网电价政策，与火电“两价取低”。2013 年 6 月 15 日，国家发改委颁布了《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，至此我国核电机组开始实行标杆上网电价政策。其中指出对 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；若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 (含脱硫、脱硝加价，下同)，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价；若全国核电标杆上网电价低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价，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。而 2013 年 1 月 1 日及以前投产的核电机组，电价则仍按原规定执行。

2016 年起核电开始部分参与市场化改革，包含核准电价+市场定价。2015 年新一轮电力市场改革以后，核电电价市场化改革逐步推进，逐步引入双边协商定价和市场竞价机制，对核电经济性提出更高要求。2016 年起，部分核电机组开始参与电力市场改革，上网电量分为两个部分，一部分为不参与电力市场的电量，其执行核准电价 (也称计划电价)，另一部分参与电力市场并执行市场定价。2016 年 7 月，发改委发布《关于有序放开发用电计划工作的通知(征求意见稿)》，其中要求 “新投产水电、核电等机组也应积极参与电力市场交易，尽快实现以市场交易为主”。同年，广西防城港核电站和辽宁红沿河核电站陆续参与市场化交易；次年，浙江的秦山核电、三门核电以及福建的宁德核电、福清核电也陆续明确参与比例或参与交易。

图表3：2016-2017 年率先参与核电市场化交易的机组情况

核电站

所在地

所属集团

市场化交易方式

市场化交易情况

防城港核电站

广西

中广核

核电、火电企业单边报价，竞价上网价格为在其上网电价基础上下降 0.10元/千瓦时- 0.15元/千瓦时

防城港核电站参与了广西市场的用电增量交易，与火电同台竞争，度电降价 1毛 5分

红沿河核电站

辽宁

中广核

全省“煤改电”交易

2016年 9月 28日辽宁省物价局确定，辽宁红沿河核电上网电量通过市场交易形成的上网交易电价为 0.18元/千瓦时；2016年 12月下旬辽宁红沿河核电有限公司参加第一次全省“煤改电”交易，成交电量为 2279万千瓦时

秦山核电站

浙江

中核

浙江省电力直接交易

秦山核电公司(一期、二期、方家山)按其 2015年 11月 1日至 2016年 10月 31日实际送浙江省电量的 30%参与，秦山核电三期机组按 2015年 11月 1日至 2016年 10月 31日送浙江上网电量的 20%参与，合计 103. 22 亿千瓦时

三门峡核电

浙江

中核

浙江省电力直接交易

三门核电公司按其 2017年计划电量的 30% 参与，计 16.91亿千瓦时

宁德核电福清核电

福建福建

中广核中核

电力直接交易、跨省集中竞价交易

2017年 3月核电企业首次参与年度直接交易，共达成交易电量 311.97亿千瓦时；4月参与跨省集中竞价交易，宁德核电、福清核电送浙江的发电企业成交电价为 317.23元/千千瓦时

资料来源：北极星核电网，方正证券研究所

2019 年调整增值税税率，部分机组上网电价受到影响。2019 年 4 月，国家发改委发布《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》，其中明确对承担技术引进的首批核电机组予以支持。其中广东台山一期核电项目试行价格按照每千瓦时 0.4350 元执行；浙江三门一期核电项目试行价格按照每千瓦时 0.4203 元执行；山东海阳一期核电项目试行价格按照每千瓦时 0.4151 元执行，试行价格从项目投产之日起至 2021 年底止。2019 年 5 月，国家发改委发布《关于降低一般工商业电价的通知》，其中要求对已核准的核电上网电价(三代核电机组除外)由省级价格主管部门考虑增值税税率降低因素而进行调整，于 2019 年 7 月 1 日起实施。此后，各省发改委陆续发出相关跟进政策，部分机组的上网电价受此影响有所调整。

1.3 2020 年-至今：“基准价+上下浮动”的双轨化机制

国家取消标杆电价，改为“基准价 + 上下浮动” 定价制度。2019 年 10 月 25 日，国家发改委发布《关于深化燃煤发电上网电价形成机制改革的指导意见》，其中要求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。基准价按当地现行燃煤发电标杆上网电价确定，浮动幅度范围为上浮不超过 10%、下浮原则上不超过 15%，对电力交易中心依照电力体制改革方案开展的现货交易，可不受此限制。针对现执行标杆上网电价的燃煤发电电量，意见要求具备市场交易条件的，具体上网电价通过场外双边协商或场内集中竞价等市场化方式在 “基准价+上下浮动”范围内形成，并以年度合同等中长期合同为主确定；暂不具备市场交易条件或没有参与市场交易的，仍按基准价执行。此后，各地陆续出台燃煤上网电价改革方案。

综上，截至 2024 年 12 月 31 日，我国在运核电机组的核准电价变化情况如下：

图表6：我国在运核电机组及其核准电价变化情况

序号

项目名称

机组

控股股东

技术

额定功率(万千瓦)

商运日期

上网电价(含税，元/千瓦时)

2016及以前

2017- 2018

2019至今

秦山核电站

中核集团

CNP300

1994/4/1

0.42

0.4056

大亚湾核电站

1号机组

中广核

M310

98.4

1994/2/1

0.42

0.4056

2号机组

中广核

M310

98.4

1994/5/6

0.42

0.4056

秦山第二核电站

1号机组

中核集团

CNP600

2002/4/15

0.414

0.3998

2号机组

中核集团

CNP600

2004/5/3

0.414

0.3998

3号机组

中核集团

CNP600

2010/10/5

0.43

0.4153

4号机组

中核集团

CNP600

2011/12/30

0.43

0.4153

岭澳核电站

1号机组

中广核

M310

2002/5/28

0.429

0.4143

2号机组

中广核

M310

2003/1/8

0.429

0.4143

3号机组

中广核

CPR1000

108.6

2010/9/15

0.43

0.4153

4号机组

中广核

CPR1000

108.6

2011/8/7

0.43

0.4153

秦山第三核电站

1号机组

中核集团

CANDU-6

72.8

2002/12/31

0.464

0.4481

2号机组

中核集团

CANDU-6

72.8

2003/7/24

0.464

0.4481

田湾核电站

1号机组

中核集团

VVER-1000

106

2007/5/17

0.455

0.439

2号机组

中核集团

VVER-1000

106

2007/8/16

0.455

0.439

3号机组

中核集团

VVER-1000

112.6

2018/2/15

0.401

0.391

4号机组

中核集团

VVER-1000

112.6

2018/12/22

0.401

0.391

5号机组

中核集团

M310 改进型

111.8

2020/9/8

0.391

6号机组

中核集团

M310 改进型

111.8

2021/6/2

0.391

红沿河核电站

1号机组

中广核

CPR1000

111.88

2013/6/6

0.4142

0.3823

2号机组

中广核

CPR1000

111.88

2014/5/13

0.4142

0.3823

3号机组

中广核

CPR1000

111.88

2015/8/16

0.4142

0.3823

正

在你身边

4号机组

中广核

CPR1000

111.88

2016/9/19

0.4142

0.3823

5号机组

中广核

ACPR1000

111.88

2021/7/31

0.3749

6号机组

中广核

ACPR1000

111.88

2022/6/23

0.3749

宁德核电站

1号机组

中广核

CPR1000

108.9

2013/4/15

0.43

0.4153

2号机组

中广核

CPR1000

108.9

2014/5/4

0.43

0.4153

3号机组

中广核

CPR1000

108.9

2015/6/10

0.43

0.4055

0.3916

4号机组

中广核

CPR1000

108.9

2016/7/21

0.43

0.3717

0.359

阳江核电站

1号机组

中广核

CPR1000

108.6

2014/3/25

0.43

0.4153

2号机组

中广核

CPR1000

108.6

2015/6/5

0.43

0.4153

3号机组

中广核

CPR1000

108.6

2016/1/1

0.43

0.4153

4号机组

中广核

CPR1000

108.6

2017/3/15

0.43

0.4153

5号机组

中广核

ACPR1000

108.6

2018/7/12

0.43

0.4153

6号机组

中广核

ACPR1000

108.6

2019/7/24

0.4153

福清核电站

1号机组

中核集团

M310 改进型

108.9

2014/11/22

0.43

0.4153

2号机组

中核集团

M310 改进型

108.9

2015/10/16

0.43

0.4055

0.3916

3号机组

中核集团

M310 改进型

108.9

2016/10/24

0.43

0.3717

0.359

4号机组

中核集团

M310 改进型

108.9

2017/9/17

0.3912

0.3779

5号机组

中核集团

华龙一号

116.1

2021/1/29

0.3932

6号机组

中核集团

华龙一号

116.1

2022/3/25

0.3932

方家山核电站

1号机组

中核集团

M310 改进型

108.9

2014/12/15

0.43

0.4153

2号机组

中核集团

M310 改进型

108.9

2015/2/12

0.43

0.4153

昌江核电站

1号机组

中核集团

CNP600

2015/12/25

0.43

0.4153

2号机组

中核集团

CNP600

2016/8/12

0.43

0.4153

防城港核电站

1号机组

中广核

CPR1000

108.6

2016/1/1

0.414

0.4207

0.4063

2号机组

中广核

CPR1000

108.6

2016/10/1

0.414

0.4207

0.4063

3号机组

中广核

华龙一号

118.76

2023/3/25

0.4063

4号机组

中广核

华龙一号

118.76

2024/5/25

0.4063

三门核电站

1号机组

中核集团

AP1000

125.1

2018/9/21

0.4203

2号机组

中核集团

AP1000

125.1

2018/11/5

0.4203

海阳核电站

1号机组

国家电投

AP1000

125.3

2018/10/22

0.4151

2号机组

国家电投

AP1000

125.3

2019/1/9

0.4151

台山核电站

1号机组

中广核

EPR

175

2018/12/13

0.435

2号机组

中广核

EPR

175

2019/9/7

0.435

石岛湾核电站

1号机组

华能集团

HTR-PM

21.1

2023/12/6

国核示范工程

1号机组

国家电投

国和一号

153.4

漳州核电站

1号机组

中核集团

华龙一号

112.6

2025/1/1

资料来源：国家核安全局，公司公告，方正证券研究所

2 现行各地电价：市场化进展存在差异，区域电价分化

1)广东：政府授权单向差价合约+变动成本补偿机制。

参考价为基准价士20%，执行单向差价合约和变动成本补偿机制。2024 年 11 月 22 日，广东省能源局和南方监管局下发《关于 2025 年电力市场交易有关事项的通知》，其中规定根据燃煤基准价 0.453 元/千瓦时上下浮动 20% 形成年度交易成交均价上下限，即年度交易成交均价上限暂定为 0.554 元/千瓦时，下限暂定为 0.372 元/千瓦时；2025 年市场参考价为 0.463 元/千瓦时。根据通知，继续对核电应用政府授权单向差价合约机制，即按照年月中长期市场交易均价(与政府授权合约价格 (0.4153 元/千瓦时) 之差 (为负置零) 的 85% 对授权合约电量进行单向差价结算回收，授权合约电量为核电当月实际市场电量的 90%，合约价格为核电核定上网电价，其余部分则参与市场化交易。2024 年安排岭澳、阳江核电年度市场化电量约 195 亿千瓦时；2025 年则进一步提升至 273 亿千瓦时。

2)广西：政府授权合约价格机制，月度更新

按月确定核电政府授权合约价格。2025 年初，广西能源局发布《广西壮族自治区能源局关于 2025 年广西电力市场政府授权合约机制有关事项的通知》，文件指出新能源发电政府授权合约价格分为绿电合约价格和常规合约价格，按年确定。其新能源发电覆盖范围包括防城港红沙核电 1 号、2 号、3 号、4 号发电机组，以及广西电网地市级及以上电力调度机构调管的集中式风电(不含海上风电)及集中式光伏发电项目。根据文件，核电实行政府授权合约机制，其合约价格每月更新，取当月市场成交均价与核电核准价中的较低者。具体来看，防城港红沙核电 1 号、 2 号机组在 7000 小时及以内的电量按原核定上网电价执行，超出的电量按 0.30 元/千瓦时执行；3 号、 4 号机组则全电量按核定上网电价 0.4063 元/千瓦时执行。根据中国广核公告，其在广西的防城港 1 号至 4 号机组 2025 年将全电量参与市场交易。

3)浙江：保障性电量与市场电量共存。

一定比例政府授权合约+一定比例现货。(90- 中长期市场化交易电量比例) % 核电电量分配政府授权合约，执行政府定价，10%核电电量则通过现货市场交易。

4)福建：除华龙一号以外全电量参与市场交易

福建核电参与电力中长期市场交易。根据《2025 年福建省电力中长期市场交易方案》，福清、宁德、漳州核电已注册生效并投入商业运营的发电企业可参与市场交易，具体包括福清、宁德、漳州核电等。交易规模方面，2025 年福建核电交易电量预测为 500 亿千瓦时，其中参与双边协商交易电量预测为 90 亿千瓦时，总交易电量较 2024 年略有下降。

5)辽宁：同时参与市场交易

同时参与电力现货市场结算。2025 年辽宁省核电机组参与的年度挂牌交易(不含 “煤改电”供暖交易)，批发侧主体按照与燃煤火电年度双边成交电量比例参与，核电、新能源等发电企业中长期市场平均交易价格不超过同类电源省内中长期交易历史成交最高价 (不含绿色电力环境价格)。辽宁省的核电已全部电量参与市场交易。作为全国电力现货市场第二批试点省份，辽宁电力现货市场已于 2025 年 3 月起进入连续结算试运行阶段。从结算情况看，2025 年 3 月辽宁核电的现货结算均价为 0.3741 元/千瓦时，较当月中长期同类合同加权均价增长 1.35%。此外，根据《东北电力互济交易实施办法(征求意见稿)》，核电发电企业也可作为买方或卖方参与东北区域的电力互济交易。

6) 江苏：核定年度市场化交易电量规模

江苏核电交易价格不设限，2025 年约 300 亿千瓦时参与市场化交易。江苏核电有限公司所属核电机组全年市场交易电量 300 亿千瓦时左右(其中 1-2 号机组 100 亿千瓦时)，除此以外上网电量均为保量保价电量。省电力公司需要结合优发优购申量情况和核电机组发电运行安排，合理确定核电机组每月保量保价小时数。价格方面，核电机组、燃气机组，风电光伏机组的交易价格不设限制。年度交易采用双边协商和挂牌方式，月度交易采用集中竞价、挂牌等方式，月内交易采用挂牌方式，公用核电需报量报价参加年度、月度和月内交易。

第二部分：中国电力体制改革的发展历程

任何社会制度的变革都不是凭空产生的，而是特定历史条件下社会基本矛盾运动的必然结果。中国的电力体制改革，同样经历了一个充满矛盾、曲折探索、否定之否定的辩证发展过程。本部分将改革历程划分为四个主要阶段，并运用马克思主义的观点，分析每个阶段生产力与生产关系的主要矛盾、改革的核心任务及其历史意义。

第一章：奠基与探索：计划经济下的“政企合一”时代（1949-1978）

1.1 时代背景与生产力状况

新中国成立之初，电力工业基础极为薄弱，是一个典型的落后农业国。为了迅速建立独立的、比较完整的工业体系，服务于国家安全和重工业优先发展的战略，生产力要素的全面短缺是当时最主要的矛盾。在这种背景下，学习苏联模式，建立高度集中的计划经济体制，成为当时唯一现实和必然的选择。

在电力领域，这表现为国家对所有电力生产资料（电厂、电网）实行单一的社会主义全民所有制，由中央政府（电力工业部）统一负责规划、投资、建设、生产和管理。这种“政企合一”的体制，将有限的资本、技术和人才资源高度集中起来，实现了“集中力量办大事”的优势。在当时的历史条件下，这种生产关系基本适应了恢复国民经济、支持“一五”计划等大规模工业建设的生产力发展要求。

1.2 生产关系的特征及其历史作用

•所有制：单一的全民所有制。

•管理体制：政府即企业，企业即政府。电力工业部不仅是行政管理机构，也是全国最大的电力企业。各省设立电力局，垂直管理本地区的电厂和电网。

•分配关系：国家统收统支，电价由国家物价部门统一制定，严重脱离成本，主要作为计划核算的工具，而非资源配置的信号。电厂没有经营自主权，发电量、燃料供应、人员薪酬等均由国家计划决定。

1.3 马克思主义视角下的评价

从历史唯物主义的角度看，这一时期的“政企合一”体制，是特定历史阶段的产物，具有其历史的合理性和必然性。它有效地将电力工业作为国家机器的一部分，为社会主义工业化提供了基础性的动力支持，体现了社会主义公有制在动员资源方面的优越性。

然而，这种体制的弊端也随着时间的推移日益显现。由于缺乏外部竞争和内部激励，企业普遍存在效率低下、技术更新缓慢的问题。电价的扭曲导致电力行业自身缺乏造血功能，完全依赖国家财政“输血”，发展后劲不足。更重要的是，这种僵化的生产关系压抑了地方、企业和劳动者的积极性，当国民经济对电力的需求开始呈现多样化、快速增长的趋势时，其对生产力的束缚作用便开始暴露无遗。

第二章：破冰与松动：改革开放初期的增量改革（1978-1997）

2.1 主要矛盾的转化：从“有没有”到“够不够”

1978年，党的十一届三中全会开启了改革开放的伟大历史进程。国民经济从“以阶级斗争为纲”转向“以经济建设为中心”，乡镇企业异军突起，外资涌入，整个社会的生产力被极大地激发出来。此时，电力工业的落后与国民经济高速发展之间的矛盾，迅速激化为全局性的主要矛盾。全国性的严重“电荒”成为常态，“开三停四”甚至“开二停五”的拉闸限电，严重制约了生产力的发展。问题的根源，在于旧有的国家独家办电的生产关系，已无法满足电力生产力（装机容量）快速扩张的客观要求。

2.2 生产关系的变革：“集资办电”与初步的“政企分开”

面对严峻的缺电形势，改革势在必行。这一时期的改革，具有鲜明的“增量改革”特征，即在不触动原有国有电力系统存量的基础上，通过引入新的投资主体和新的办电模式来做大“增量”。

•“集资办电”政策的推出（1985年）‍：国务院发布《关于鼓励集资办电和实行多种电价的暂行规定》，核心是打破国家独家办电的格局，允许多渠道、多层次、多种形式筹集资金办电。这在所有制层面，意味着允许地方政府、大企业，甚至在特定条件下允许外资进入发电领域，形成了国家、地方、企业、外资“四轮驱动”办电的生动局面。与此相配套，还实行了“还本付息电价”和“上网电价”，使得投资能够获得回报，这在分配关系上是一个重大突破，初步承认了电力生产的商品属性和资本的逐利性。

•“政企分开”的初步探索：随着电力系统规模的扩大和市场因素的增多，电力工业部既当“裁判员”又当“运动员”的弊端日益突出。1997年，在电力工业部基础上，组建了国家电力公司，并在1998年撤销电力工业部。这标志着电力行业在中央层面首次实现了形式上的“政企分开”，政府的行业管理职能与企业的生产经营职能开始分离。这是上层建筑为适应经济基础变化而进行的一次重要调整。

2.3 马克思主义视角下的评价

这一阶段的改革，深刻体现了辩证唯物主义的智慧。它没有采取“休克疗法”式的激进方式，而是通过“增量”带动“存量”，用“老人老办法，新人新办法”的策略，巧妙地绕开了改革的深水区和既得利益的巨大阻力。

从生产力与生产关系的角度看，“集资办电”极大地调动了社会各方面的积极性，通过生产关系的局部调整（所有制和分配关系），有效解决了电力建设的资金来源问题，推动了电力生产力在数量上的高速增长，基本缓解了“电荒”的燃眉之急。这是生产关系反作用于并促进生产力发展的典型案例。

然而，这种增量改革也带来了新的矛盾。首先，“政企分开”不彻底，新成立的国家电力公司继承了原电力部的全部企业资产，形成了一个集发、输、配、售于一体的全国性超级垄断巨头，既不利于公平竞争，也存在巨大的经营风险。其次，各省电力公司“诸侯化”倾向严重，省间壁垒森严，不利于电力资源在更大范围内的优化配置。再次，电价形成机制依然以行政审批为主，缺乏透明度和市场竞争。这些新矛盾的积累，预示着一场更为深刻、触及体制核心的改革即将来临。

第三章：攻坚与重构：市场化改革的全面启动（1997-2015）

3.1 主要矛盾的转化：从“够不够”到“好不好”

进入21世纪，随着电力供应紧张局面的基本扭转，社会的主要矛盾从解决电力短缺，转向了如何提高电力系统的运行效率、优化资源配置、降低用电成本，即从追求数量转向追求质量。此时，国家电力公司“一龙管天下”的垂直一体化垄断体制，成为阻碍效率提升和市场竞争的最大障碍。这种高度垄断的生产关系，与特高压技术发展、西电东送等更大范围资源配置的生产力要求，以及全社会对降低要素成本、提升经济竞争力的普遍诉求，构成了新的主要矛盾。

3.2 生产关系的革命性变革：2002年“5号文”

2002年，国务院发布《电力体制改革方案》（业界俗称“5号文”），标志着中国电力市场化改革的正式启动，其核心是对原国家电力公司进行“伤筋动骨”的拆分重组。这是一次对电力生产关系的革命性变革。

•“厂网分开”‍：这是“5号文”的灵魂。原国家电力公司的发电资产被剥离出来，重组为五大全国性发电集团（华能、大唐、华电、国电、中电投）和四大辅业集团，而电网资产则重组为国家电网公司和南方电网公司两大电网企业。这一举措，从根本上打破了发输一体的垄断格局，在发电侧（生产环节）人为地创造出了多个相互竞争的市场主体。这是运用上层建筑的力量，强制改变生产关系，为在发电环节引入市场机制、发挥价值规律作用扫清了最大的障碍。

•“主辅分离”‍：将电网企业中的电力设计、设备修造、施工等辅助性业务剥离，使其走向市场，与主营的输配电业务分开。这旨在让电网企业更加专注于公共电网的运营，同时培育一个有竞争的电力服务市场。

•“输配分开”‍：作为改革的长远目标被提出，即在输电和配电环节之间也建立起“防火墙”，进一步打破垄断。但在当时及之后很长一段时间，由于其复杂性和巨大阻力，并未得到实质性推进。

•“竞价上网”‍：作为“厂网分开”的配套机制，方案提出要建立市场化的电价形成机制，即发电企业通过竞争的方式向电网售电。这是试图将价值规律引入电力定价核心环节的开创性尝试。

3.3 改革的进展与新矛盾的出现

“5号文”改革深刻地改变了中国电力工业的版图。发电侧的竞争格局初步形成，极大地促进了发电领域的投资和技术进步，电力装机容量继续保持高速增长，彻底告别了缺电时代。

但是，改革也陷入了“行至半途”的困境。预想中的“竞价上网”并未在全国范围内有效建立起来。由于电网公司依然是唯一的购电方和售电方，处于“两头受挤”的发电企业和“别无选择”的终端用户，都必须与处于垄断地位的电网进行交易。电网公司凭借其对输配环节的绝对控制，事实上成为了市场的“守门人”，改革的红利很大一部分被截留在中间环节。同时，销售电价仍然由政府严格管制，未能与发电成本形成有效的联动机制，导致在煤价高企时，发电企业普遍陷入亏损，即所谓的“市场煤、计划电”的矛盾。

从马克思主义的观点看，2002年的改革成功地解决了发电环节的竞争问题，但新的矛盾焦点转移到了电网的自然垄断和行政垄断上。生产关系中的“网”的环节，成为了束缚生产力进一步发展（特别是资源优化配置效率）的新瓶颈。这说明，生产关系的变革是一个持续的过程，解决一个旧矛盾，往往会催生一个新矛盾。

第四章：深化与突破：新电改“9号文”引领下的全面市场化（2015-2026）

4.1 新时代的背景与主要矛盾

2015年，中国经济发展进入“新常态”，面临着结构调整、动力转换的艰巨任务。同时，生态文明建设被提升到前所未有的战略高度，“能源革命”和“双碳”目标被提上日程。在电力领域，主要矛盾表现为：

1.体制性矛盾：电网垄断中间环节、阻碍市场化交易、影响资源配置效率的问题日益突出。

2.结构性矛盾：传统火电产能过剩，而风光等新能源的消纳成为难题，“弃风弃光”现象严重，这反映了现有的电力生产关系（调度机制、市场模式、电价政策）已无法适应以新能源为主体的新型电力生产力的发展要求。

3.经济性矛盾：全社会对于降低实体经济用能成本的呼声高涨，要求改革释放更多红利。

4.2 生产关系的再次深刻调整：2015年“9号文”

为解决上述矛盾，2015年，中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》（简称“9号文”），启动了新一轮电力体制改革。与“5号文”的“破”相比，“9号文”更侧重于“立”，即建立起有效的市场体系。其核心思路是“管住中间、放开两头”。

•“管住中间”‍：对具有自然垄断属性的输配电网，从过去以“购销差”为主要盈利模式，改为“准许成本加合理收益”的监管模式。这意味着电网公司不再是“电力批发商”，而是提供输配电服务的“过路公司”，收取固定的“过网费”。这一变革，旨在切断电网公司利用垄断地位赚取不合理利润的途径，使其回归公共服务平台的本位。

•“放开两头”‍：

￮放开上网侧：在发电侧，进一步推行市场化交易，鼓励发电商与大用户直接交易，绕开电网的统购统销。

￮放开销售侧：这是本轮改革最大的亮点。有序向社会资本放开售电业务，培育多元化的售电主体。用户获得了选择供电商的权利，理论上可以“货比三家”。这在电力生产关系的“消费”环节引入了竞争，是电力市场化改革的“最后一公里”。

4.3 截至2026年初的改革成就与挑战

“9号文”发布至今已逾十年，改革取得了显著成效。全国统一电力市场体系建设加快，市场化交易电量占比大幅提高，2023年已达61.4%，有效降低了工商企业的用电成本。售电侧改革催生了数以千计的售电公司，市场活力显著增强。电价形成机制市场化程度不断提高，中长期、现货、辅助服务等多样化的市场品种逐步建立。改革有力地促进了新能源的消纳和能源结构的优化。

然而，截至2026年初，改革依然面临深刻的挑战，新的矛盾不断涌现：

•市场体系尚不完善：省间壁垒依然存在，全国统一大市场建设任重道远。电力现货市场建设仍在试点阶段，价格发现和风险对冲功能有待健全。

•价格机制仍需理顺：居民、农业用电等交叉补贴问题尚未根本解决。容量电价机制刚刚起步，如何保障系统的长期容量充裕性和火电的生存发展，仍是巨大挑战。

•新能源带来的系统性挑战：新能源的大规模并网对电力系统的安全稳定运行、灵活性资源的需求提出了前所未有的考验。如何通过市场机制和价格信号，引导储能、需求侧响应等灵活性资源的投资和发展，是当前改革的重中之重。

•政府与市场的关系：在极端天气频发、能源安全风险加大的背景下，如何平衡市场的效率与政府的保供责任，防止市场失灵和价格恶性波动，考验着监管者的智慧。

4.4 历史总结

回顾中国电力体制改革的四个阶段，我们可以清晰地看到一条遵循历史唯物主义规律的脉络：生产力的不断发展，是推动改革的根本力量；生产关系必须适应生产力发展的要求，是改革的客观规律；上层建筑（政府决策）在变革中发挥着至关重要的能动作用。改革的每一步，都是对当时社会基本矛盾的回应，是一个不断发现问题、解决问题，在否定之否定中螺旋式上升的过程。从“政企合一”到“厂网分开”，再到“管住中间、放开两头”，改革的广度和深度不断拓展，其核心始终围绕着如何在坚持社会主义公有制为主体的前提下，更好地处理政府与市场、计划与价值规律的关系，以解放和发展电力生产力。

分析中国核电、中国广核和美国 CEG 的度电成本，2023 年中国核电、中国广核度电成本约 0.2 元/KWh，而美国 CEG 约 0.265 元/KWh。
从结构看：2019-2023 年中国核电燃料成本/运维成本/折旧及摊销平均占比为 22%/39%/39%，中国广核燃料成本/运维成本/折旧及摊销平均占比为 26%/42%/32%，美国 CEG 燃料成本/运维成本/折旧及摊销平均占比为13%/65%/22%。
其中，1）燃料成本：美国燃料成本略低于中国，主要系美国购铀价格较低所致。2）运维成本：中国核电和中国广核运维成本比较稳定，且具备低成本优势。考虑美国人工成本较高等因素影响，CEG 运维成本约为中国 2 倍。3）折旧及摊销：中国核电和中国广核每年折旧及摊销比较稳定，中国核电略高主要因两家折旧年限存在差异。
美国 CEG 折旧及摊销存在波动，主要系 2020-2021 年公司计划提前退役个别核电机组带来一次性的折旧计提。
对比 2022-2023 年，美国 CEG 度电折旧及摊销仅为中国核电运营商一半左右，主要因为 CEG 几乎所有机组均进入延寿折旧。未来中国核电机组进入延寿期后，折旧具备下行空间。假设度电折旧与美国 CEG 目前水平相当，约 0.04 元/KWh，总度电成本将下行 10-20%左右。

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