近日，国家发展改革委发布消息表示，下一步，国家发展改革委将以完善主要由市场决定价格的机制为目标，把价格改革向纵深推进，而重点方向则落在了电力以及天然气等领域。
然而在电力体制改革的大环境下，“电价高”不再会是一件值得骄傲的事情。在消费者面前，水电、核电、火电都只是电而已。
如何才能保持市场竞争性，是核电企业不得不考虑的问题。
核电价格受标杆电价影响
据了解，由于核电的特殊性，2013年6月15日之前，核电上网电价曾以“一厂一价”的机制单独核定。
但是很显然，由于最终的上网电价是基于实际发生的建设成本、再考虑“保证一定的收益率”来核定的，所以业主对于项目成本会有控制。随着核电发展的规模化和逐步市场化，核电定价机制也开始变革。
2013年6月15日，国家发展改革委出台了核电标杆电价政策规定，将核电标杆电价定为0.43元/千瓦时。若核电标杆电价高于所在地燃煤标杆电价，新建核电机组执行当地燃煤标杆电价;若核电标杆电价低于所在地燃煤标杆电价，承担核电技术引进、自主创新、重大专项设备国产化认为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提高。
在核电行业快速发展之时，核电标杆电价政策可保证已有核电机组投资的收益，同时也给新型核电机组和核电技术留出了空间。但无论如何，燃煤标杆电价对核电电价有重要影响。近年来，燃煤发电标杆电价持续下调，但核电标杆电价自出台后暂未调整过。目前涉核省份燃煤电价与标杆电价的差额不一。
以核电大省福建省为例，目前的煤电标杆电价为0.4075元/千瓦时，低于全国核电标杆电价。根据核电标杆电价政策，就意味着：在尚未定价的在建二代加 机组商运后，其电价就要执行相对较低的燃煤标杆电价。
同样低于核电标杆电价的山东海阳核电站，由于采用AP1000技术，AP1000机组投产后，作为首批机组，可以沿用“一厂一价”的机制争取到较高的电价。但是按照现行的核电标杆电价的政策，后续建设的同类机组将执行核电标杆电价。
降低成本需从自主创新入手
根据我国在巴黎气候大会上的承诺，2030年前我国将实现碳排放的零增长，非化石能源消费在一次能源中的比重将迅速提升到20%，其中核电将占到6~8%。如何进一步降低成本，是核电企业在未来更加市场化的电力行业立足、竞争和发展所必须要做的功课。
除此之外，参与调峰之后，核电的经济性也受到一定影响。全国政协委员、中国广核集团有限公司董事长贺禹在今年两会的提案中表示，核电的换料周期相对固定，一般都是连续运行12个月或18个月换一次料。
在这个周期中，无论机组满发、降功率运行或停机备用，到期后都要求更换核燃料。在运行过程中频繁降升功率会导致燃料燃耗不充分而产生弃料。同时，弃料的增加，也加大了后端乏燃料处理的难度和成本。如果参与调峰是不得不面对的事实，核电将如何提高自身经济性呢?降低自身成本无疑是最好的选择。
以设备国产化为例。虽然目前我国百万千瓦级核电机组国产化率已达85%，但是在其余的尚未国产化的“15%”里，大多是“卡脖子”的关键、重大装备或者其他关键零部件，例如：主泵、燃料组件和核级仪表等，这些“卡脖子”的设备或部件不仅直接影响采购价格，更会对核电项目工期造成重大影响，更大程度上拉高工程造价。
而燃料组件、运行模式等因素均会在一定程度上影响核电成本，若想提高自身的经济性，中国核电还需在研发创新上下功夫。
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