Page 247 - 智库丛书第五卷
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站容量电价时相应扣减。电力现货市场及辅助服务市场收益未来有望助力抽蓄电
站获得更高项目回报。
2.4 核电
辅助服务市场、容量成本回收机制、绿电交易将利好核电。全国统一电力市
场体系是现货交易、中长期交易、辅助服务交易和容量成本回收机制组成的综合
体。《指导意见》中提出，有序放开发用电计划，分类推动热电联产、新能源、核电
等优先发电主体参与市场，推动将优先发电、优先购电计划转化为政府授权的中长
期合同。目前，我国多省区辅助服务市场是发电侧承担调峰费用，也就是说核电不
参与调峰需承担火电调峰费用；未来电力辅助服务市场由发电侧与用户侧共同承
担，且辅助服务费用规模大。可以减轻核电的分摊压力，核电厂盈利能力进一步增
强。此外，核电未来参与电力市场交易的份额将进一步提高。核电在容量市场
中的基荷能源地位将得到进一步显现。《指导意见》指出将因地制宜建立发
电容量成本回收机制。容量补偿机制、容量市场、稀缺电价等多种方式，保障
核电固定成本回收和长期电力供应安全。绿电交易有望为核电带来新收益。
《指导意见》中提出要探索开展绿色电力交易。以市场化方式发现绿色电力的
环境价值，体现绿色电力在交易组织、电网调度等方面的优先地位。核电是零碳电
源，虽然目前尚未纳入绿电交易范围，但未来有望纳入绿电交易范围，这将为核电
带来较大收益。
西部地区核电建设或将提速。随着风电、光伏、水电等清洁能源的大规模开发
利用，西部地区已经成为我国经济发展的重要能源引擎。然而，2/3 以上能源需求
集中在中东部，主要能源基地距离负荷中心约 800 ～ 2 000 千米，我国能源资源与
目前的能源需求呈典型的逆向分布态势。根据《指导意见》，我国将逐步推动跨省
跨区市场间的开放合作，大量风光等能源将在全国范围内流通和配置。我国西部
地区风光等可再生能源输送的支撑电源已基本用尽，未来一段时期可再生能源的
输送难以保障，西部地区启动核电建设预期将提前。
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