东吴证券研报系统梳理了全球主要核电国家电价机制。美国通过电能量市场、容量市场、辅助服务市场等多市场交易叠加ZEC/PTC绿色溢价保障核电收益；法国2026年起执行新机制控制核电均价70欧元/MWh；中国核电市场化交易比例持续提升，从2019年约33%升至2023年44%-52%。市场化背景下核电通过多市场交易及合理补贴仍可保障合理收益。
美国——23州完成电改，核电多市场交易+绿色溢价
美国电力市场竞争与垄断并存，23州已完成电力市场化改革。核电（1）在电能量市场通过合约（长期协议锁价）+现货（日前市场集中竞价）交易；（2）可参与辅助服务市场调峰；（3）通过容量市场拍卖竞标获发电权（PJM电力市场中核电机组容量收益占经营收入约20%）。政府补贴方面，ZEC（零碳排放信用）为核电低碳属性提供绿色收入——纽约州2023年ZEC价格为18.27美元/MWh；IRA法案设立的核能PTC以2024年为基准，当核电总收入低于43.75美元/MWh时提供最高15美元/MWh的税收抵免。2022年美国核电总发电成本已降至20年最低30.92美元/MWh，多市场交易和绿色溢价共同保障核电在市场化环境下的合理收益。
法国——政府控制程度高，2026年新机制保障合理电价
法国电力市场高度集中，EDF国有控股（政府持股84.5%），输电RTE、配电Enedis均为EDF全资子公司保持垄断。2010年建立ARENH机制，EDF以42欧元/MWh监管价将100TWh电力出售给竞争供应商。2026年起执行新机制——核电平衡均价控制70欧元/MWh（为期15年），定价考虑了未来核电运行及新核电EPR2建设成本，使EDF有足够盈利空间推动新项目。CRE核算2026-2030年现有核电厂全部成本60.7欧元/MWh。新机制下当EDF因市场价格飙升利润超预期时，需将部分额外盈利返还国家补贴终端用户——售价78-110欧元/MWh时政府征收超额收益50%，超110欧元/MWh时征收90%，有效抑制电价过快增长。
中国——深化电改持续，市场化比例逐年提升
中国核电电价分两阶段：2013年前“一厂一价”（成本+利润）；2013年后新投产项目实行核电标杆（0.43元/KWh）与燃煤标杆电价孰低，承担自主创新任务的机组可适当提高。2019年燃煤标杆改为“基准价+上下浮动”，2021年浮动范围扩大至±20%。各省通过年度《电力市场化交易方案》划定核电市场化交易量，中国核电市场化交易比例从2019年约33%升至2023年约44%，中国广核从约32%升至约52%。2024年广东/广西/福建/浙江/江苏/辽宁等省份均有明确的核电市场化交易量安排。随2030年前新能源电力全部入市目标的推进，核电市场化比例有望持续提升，核电通过多市场交易及政府补贴机制将保障合理收益水平。
表格：
主要核电国家电力市场特征与核电定价机制| 国家 | 电力市场特征 | 电改进度 | 核电定价机制 | 补贴/保障机制 |
|---|
| 美国 | 竞争、垄断并存 | 23州完成电改 | 集中竞价（合约+现货+容量） | ZEC（~18美元/MWh）+PTC（最高15美元/MWh） |
| 法国 | 相对寡头（EDF主导） | 发电开放，输配国有垄断 | 2026年起均价≤70欧元/MWh | 超额收益再分配补贴终端 |
| 日本 | 区域垄断（十家电力公司） | 五轮改革全面市场化 | 市场主导电价（JEPX+多市场） | 容量市场、非化石交易市场 |
| 中国 | 因地制宜市场化改革 | 管住中间、放开两端 | 2013年后“两价取低” | 保障性电量+市场化交易并行 |
