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中国核能行业智库丛书 （第二卷）

建核电机组实行标杆上网电价政策。根据目前核电社会平均标准成本与电力市场
供需状况，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时 0.43 元人民币；②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）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；③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。
（2）标杆电价 + 市场定价模式

从 2016 年开始，核电参与电力市场改革。参与地方电力直接交易的核电机组，
其上网电价分为两部分，即：原核准上网电价（保障内电量）和市场化上网电价
（保障外电量）。市场定价是在电力供应充裕、电网能力允许的市场环境下，在国家

能源政策指导下，由供需双方协商或在市场竞争确定。这种定价方式主要取决于
不同电源品种的每度电边际成本。目前，部分省市已开始逐步加大市场化交易比

例，电价由市场双方决定。

2.4 我国三代核电面临的市场环境发生变化

（1）部分省市核电消纳出现问题，核电年利用小时仍待更进一步保障
近年来，随着全国电力供需情况从供应偏紧转向平衡有余，部分地区出现过剩

的情况，国内部分在运核电机组不同程度地出现降负荷运行、核电设备利用小时数
减少，如图 1 所示。如 2017 年，辽宁、海南、广西等地，实际发电量只达到可发电能
力的 68.61%、77.5%、83.45%。按照《保障核电安全消纳暂行办法》要求，部分

省份核电消纳仍待更进一步保障。

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