近日，國家發展改革委發布消息表示，下一步，國家發展改革委將以完善主要由市場決定價格的機制為目標，把價格改革向縱深推進，而重點方向則落在了電力以及天然氣等領域。
然而在電力體制改革的大環境下，“電價高”不再會是一件值得驕傲的事情。在消費者面前，水電、核電、火電都只是電而已。
如何才能保持市場競爭性，是核電企業不得不考慮的問題。
核電價格受標桿電價影響
據了解，由于核電的特殊性，2013年6月15日之前，核電上網電價曾以“一廠一價”的機制單獨核定。
但是很顯然，由于最終的上網電價是基于實際發生的建設成本、再考慮“保證一定的收益率”來核定的，所以業主對于項目成本會有控制。隨著核電發展的規模化和逐步市場化，核電定價機制也開始變革。
2013年6月15日，國家發展改革委出臺了核電標桿電價政策規定，將核電標桿電價定為0.43元/千瓦時。若核電標桿電價高于所在地燃煤標桿電價，新建核電機組執行當地燃煤標桿電價;若核電標桿電價低于所在地燃煤標桿電價，承擔核電技術引進、自主創新、重大專項設備國產化認為的首臺或首批核電機組或示范工程，其上網電價可在全國核電標桿電價基礎上提高。
在核電行業快速發展之時，核電標桿電價政策可保證已有核電機組投資的收益，同時也給新型核電機組和核電技術留出了空間。但無論如何，燃煤標桿電價對核電電價有重要影響。近年來，燃煤發電標桿電價持續下調，但核電標桿電價自出臺后暫未調整過。目前涉核省份燃煤電價與標桿電價的差額不一。
以核電大省福建省為例，目前的煤電標桿電價為0.4075元/千瓦時，低于全國核電標桿電價。根據核電標桿電價政策，就意味著：在尚未定價的在建二代加 機組商運后，其電價就要執行相對較低的燃煤標桿電價。
同樣低于核電標桿電價的山東海陽核電站，由于采用AP1000技術，AP1000機組投產后，作為首批機組，可以沿用“一廠一價”的機制爭取到較高的電價。但是按照現行的核電標桿電價的政策，后續建設的同類機組將執行核電標桿電價。
降低成本需從自主創新入手
根據我國在巴黎氣候大會上的承諾，2030年前我國將實現碳排放的零增長，非化石能源消費在一次能源中的比重將迅速提升到20%，其中核電將占到6~8%。如何進一步降低成本，是核電企業在未來更加市場化的電力行業立足、競爭和發展所必須要做的功課。
除此之外，參與調峰之后，核電的經濟性也受到一定影響。全國政協委員、中國廣核集團有限公司董事長賀禹在今年兩會的提案中表示，核電的換料周期相對固定，一般都是連續運行12個月或18個月換一次料。
在這個周期中，無論機組滿發、降功率運行或停機備用，到期后都要求更換核燃料。在運行過程中頻繁降升功率會導致燃料燃耗不充分而產生棄料。同時，棄料的增加，也加大了后端乏燃料處理的難度和成本。如果參與調峰是不得不面對的事實，核電將如何提高自身經濟性呢?降低自身成本無疑是最好的選擇。
以設備國產化為例。雖然目前我國百萬千瓦級核電機組國產化率已達85%，但是在其余的尚未國產化的“15%”里，大多是“卡脖子”的關鍵、重大裝備或者其他關鍵零部件，例如：主泵、燃料組件和核級儀表等，這些“卡脖子”的設備或部件不僅直接影響采購價格，更會對核電項目工期造成重大影響，更大程度上拉高工程造價。
而燃料組件、運行模式等因素均會在一定程度上影響核電成本，若想提高自身的經濟性，中國核電還需在研發創新上下功夫。
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