鄒 瑋，杜 輝，李作德，李永戰(zhàn)，吳天曈

(1.三門核電有限公司，浙江 臺州317112；2.浙江大學電氣工程學院，浙江 杭州 310027)

2015年3月，中共中央、國務院發(fā)布《關(guān)于進一步深化電力體制改革的若干意見》(中發(fā)〔2015〕9號，以下簡稱9號文)，提出了深化電力體制改革的總體思路和基本原則，標志著我國電力市場建設的初步開展[1]。2017年8月，國家能源局綜合司印發(fā)《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》，選擇以廣東起步、蒙西、浙江、山西、山東、福建、四川、甘肅等8個地區(qū)作為第一批現(xiàn)貨市場試點地區(qū)[2]。截至2019年6月底，第一批8個電力現(xiàn)貨市場建設試點全部進入試運行階段。

電力現(xiàn)貨市場的發(fā)用電雙方以“一手交錢、一手交貨”的形式進行電力交割，電價和電量由雙方競價出清決定，如圖1所示。電力現(xiàn)貨市場的機制常在交易規(guī)模、報價方式和價格機制等方面存在差異[4]。從交易規(guī)模來看，電力市場模式主要有集中式模式和分散式模式[3]，分散式市場模式以中長期物理合約為主，現(xiàn)貨市場出清不平衡電量；集中式市場模式的全電量在現(xiàn)貨市場集中優(yōu)化出清，中長期合約電量為金融性質(zhì)的差價合約。根據(jù)用戶是否參與市場，報價方式分為雙邊報價模式和僅發(fā)電側(cè)報價的單邊報價模式。電力現(xiàn)貨市場中的價格機制有節(jié)點邊際電價、系統(tǒng)邊際電價和按報價支付機制(pay as bid，PAB)等幾種，其中節(jié)點邊際電價和系統(tǒng)邊際電價反映了系統(tǒng)整體或某個節(jié)點多消費一個單位電能的增量成本。電力市場以市場競價的方式發(fā)現(xiàn)電力商品價格，有利于發(fā)揮市場配置資源、引導合理建設與投資的積極作用。

圖1 電力現(xiàn)貨市場交易方式Fig.1 The trading mode in electricity spot market

不同的電力現(xiàn)貨市場機制與規(guī)則會影響市場定價、市場主體的參與度和收益方式，在集中式的電力現(xiàn)貨市場中，目前享有優(yōu)先發(fā)電權(quán)的核電機組是現(xiàn)貨市場的價格接受者。在計劃體制下核電機組全電量核電以上網(wǎng)電價結(jié)算；在電力市場環(huán)境下，只有政府授權(quán)合約電量以核電上網(wǎng)電價結(jié)算，現(xiàn)貨市場電量以現(xiàn)貨市場電價結(jié)算。由于現(xiàn)貨市場電價波動性較強，核電機組還承擔了輔助服務和成本補償分攤費用，核電機組在電力市場環(huán)境下可能遭受一定的收益損失，因此有必要研究并分析電力現(xiàn)貨市場對核電機組的影響，并制定合理的應對方案以降低損失、擴展收益渠道。

本文首先從分析核電機組的運行特點和系統(tǒng)地位等出發(fā)，其次結(jié)合集中式電力現(xiàn)貨市場相關(guān)政策和結(jié)算試運行經(jīng)驗，探討核電機組參與集中式電力現(xiàn)貨市場的處境，最后總結(jié)核電機組參與現(xiàn)貨市場應對策略與建議。

1 核電機組的特點分析

1.1 平均發(fā)電成本較高

核電機組的發(fā)電成本主要由建設成本、燃料成本、乏燃料處理成本和日常運維成本等構(gòu)成。建設成本約占發(fā)電成本的60%～70%，由于核電機組對設計、材料、設備制造工藝、安全系統(tǒng)配置等的要求比常規(guī)電廠更高，建設周期相對較長，因此核電機組的建設成本普遍較高，第二代600 MW級核電機組的建設成本可達1萬元/ kW以上，約為同等容量火電機組的3～4倍[5]；第三代核電機組由于采用更高水平的安全系統(tǒng)和更高性能的材料與設備，建設成本將顯著高于第二代核電機組[6]。核電和煤電機組的成本組成比例如圖2所示。

圖2 核電和煤電機組的成本組成占比Fig.2 The cost composition of nuclearpower and coal power plants

由于高昂的建設投資，核電機組的成本在還貸期內(nèi)居高不下，同時核電機組還需要承擔乏燃料處理費用，進一步提高了核電機組的發(fā)電成本。在還貸期內(nèi)，核電機組經(jīng)營困難，市場競爭力較弱。

但在還貸期后，核能機組成本將會有較大幅度的下降，發(fā)電經(jīng)濟性凸顯，在市場中具備較強的競爭力。折舊期結(jié)束后，市場競爭力還可以進一步提升。

核電機組單電成本變化如圖3所示。

圖3 核電機組單電成本變化圖Fig.3 The change of single power cost of nuclear power plants

1.2 缺乏政策優(yōu)惠的清潔能源

核電機組的發(fā)電過程幾乎不產(chǎn)生二氧化碳、二氧化硫和氮氧化物等溫室氣體或污染氣體，核電機組每發(fā)電100億千瓦時，約相當于減少燃燒標準煤400萬噸，減少二氧化碳排放 997萬噸，減少二氧化硫排放30萬噸，減少氮氧化物排放15萬噸[7]，核電機組在節(jié)能減排效果方面優(yōu)勢明顯。國家發(fā)展改革委先后指出，“重點考慮核電、水電、風電、太陽能發(fā)電等清潔能源的保障性收購”[8]、“鼓勵水電、風電、太陽能發(fā)電、核電等清潔能源發(fā)電機組替代常規(guī)火電機組發(fā)電”[9]，“核電標桿上網(wǎng)電價不應低于核電機組所在地燃煤機組標桿上網(wǎng)電價”[10]。然而目前燃煤機組的上網(wǎng)電價采用“基準價+上下浮動”模式，燃煤機組的平均基準價高于大部分核電機組的上網(wǎng)電價。此外，燃煤機組可獲得額外的超低排放價格。核電機組作為清潔能源機組，并不獲得清潔能源電源的度電補貼，還需承擔乏燃料處理費用，不利于發(fā)揮核電機組的清潔能源優(yōu)勢。

1.3 受電力市場影響較大

首先，核電機組相較其他可再生能源具有出力和成本穩(wěn)定性的優(yōu)勢，單臺核電機組的容量可達1 000 MW級，能提供大量穩(wěn)定電力，在電力系統(tǒng)中常滿功率運行并承擔基荷。在我國現(xiàn)貨市場試點省份中，可再生能源往往不參與現(xiàn)貨市場，核電機組作為較早進入電力現(xiàn)貨市場交易的發(fā)電側(cè)電源，比可再生能源機組更早遭受現(xiàn)貨市場價格引起的收益損失。其次，核電機組調(diào)節(jié)出力的安全性和經(jīng)濟性不佳，一般維持恒定功率運行，在零電價甚至負電價時期較難快速降低功率，可能會導致發(fā)電越多虧損越多的現(xiàn)象；相比之下，燃煤、燃氣機組的功率調(diào)節(jié)能力優(yōu)于核電機組，可及時響應現(xiàn)貨市場的電價波動，參與電力市場的收益損失常低于核電機組。最后，當前省間壁壘較為突出，僅依靠地區(qū)消納的現(xiàn)狀容易導致核電受當?shù)仉娏κ袌龅墓┬桕P(guān)系、地方政策法規(guī)等因素的影響，承擔較大的市場競爭壓力。

2 核電機組在現(xiàn)貨市場的處境

2.1 市場份額不高

以浙江省為例，浙江省統(tǒng)調(diào)機組中，核電的機組的裝機占比僅為4.5%，發(fā)電量占比僅為10%左右，無論是裝機容量還是發(fā)電量，核電機組在浙江省各類機組中占比都不高，遠低于燃氣、燃煤等火電機組。核電機組自身的收益波動對整個市場體量的影響不大，規(guī)則設計時對核電參與市場合理性的重視程度不如火電機組。

2.2 現(xiàn)貨市場電價較低

現(xiàn)貨市場的價格長期來看應該與電力中長期合約價格接近，目前現(xiàn)貨市場價格大幅低于合約價格且波動較大，現(xiàn)貨市場價格出現(xiàn)一定程度的失真。根據(jù)目前集中式電力現(xiàn)貨市場結(jié)算試運行的規(guī)則，發(fā)電機組的發(fā)電量按照“日前基準、實時差量、合約差價”的原則進行結(jié)算，因此核電機組的現(xiàn)貨市場電量以現(xiàn)貨市場的節(jié)點邊際電價結(jié)算。從目前試點省份的結(jié)算結(jié)果來看，現(xiàn)貨市場平均價格在0.198～0.327元/kWh，現(xiàn)貨市場價格遠低于核電機組的現(xiàn)行上網(wǎng)電價，甚至在負荷低谷階段市場還會出現(xiàn)負電價，核電機組暴露在現(xiàn)貨市場中的電量部分將面臨大幅虧損。目前全國經(jīng)濟發(fā)展已經(jīng)由高速發(fā)展轉(zhuǎn)變?yōu)楦哔|(zhì)量發(fā)展，各省的用電增速都有所下降，市場在大部分時間段處于供需富裕階段，現(xiàn)貨市場價格將在大多數(shù)時段低于和核定上網(wǎng)電價，核電機組將持續(xù)在現(xiàn)貨市場面臨虧損的局面。

2.3 分攤費用較高

在電力現(xiàn)貨市場中，核電由于其自身機組特性，不參與調(diào)頻等輔助服務的交易，而是按照一定的比例分攤市場中輔助服務的費用。相對于計劃模式下核電機組繳納“兩個細則”的費用，現(xiàn)貨市場中核電機組的市場化輔助服務分攤費用數(shù)倍增加。輔助服務需要按照“誰受益、誰承擔”的原則分擔成本，現(xiàn)階段市場化用戶作為輔助服務的受益方卻不承擔分攤費用，導致市場化輔助服務費用缺乏有效的傳導機制，且在計劃模式和市場模式并存的雙軌制結(jié)算模式下，輔助服務成本也存在重復補償?shù)膯栴}。

成本補償費用設置的初衷是為了補償發(fā)電收入覆蓋不了發(fā)電成本的部分電量，在現(xiàn)貨市場中，燃煤和燃氣機組政府授權(quán)合約的電量電價已經(jīng)考慮了其所有發(fā)電成本，市場運行時不應再對授權(quán)合約的電量的運行成本進行補償，否則會增加總補償費用和增加其他類型機組的分攤費用負擔。而核電機組在現(xiàn)貨市場中得不到成本補償費用，卻要參與補償費用的分攤。

3 核電機組的應對措施

3.1 有效控制核電成本

如第1.1節(jié)所述，核電機組的平均發(fā)電成本較高，為了增強核電機組的價格競爭力、提高度電收益水平，需要加強從核電機組設計、建設、運維等一系列環(huán)節(jié)的成本控制，具體措施包括：1)加強核電站設計的規(guī)范化管理，形成體系化、制度化的設計流程，避免因設計階段返工引起的工期延長；2)優(yōu)化核電站建設進度控制，盡可能的縮短核電的建設周期；3)持續(xù)優(yōu)化核電站的成本管控，降低核電站經(jīng)營成本。

3.2 提升運行管理水平

為了充分發(fā)揮核電機組的發(fā)電能力，落實核電機組在電力系統(tǒng)中的基荷地位，需要提升核電站運行管理水平，降低非計劃檢修與故障概率，具體措施包括：1)加強核電站一線運行操控人員培訓，增強操作人員的運行經(jīng)驗和對核電設備的認知，降低人因失誤概率；2)建立大數(shù)據(jù)匯總與分析系統(tǒng)，收集、診斷同類核電機組的數(shù)據(jù)和經(jīng)驗信息，有利于更全面地反映核電運行情況，為操縱人員提供技術(shù)支持。

3.3 延續(xù)合理的上網(wǎng)電價

目前核電的政府授權(quán)合約電量比例為90%，電價以批復上網(wǎng)電價結(jié)算，政府授權(quán)合約將成為核電機組主要的收益和成本回收來源。為了維持核電機組在政府授權(quán)合約電量部分的收益，核電企業(yè)需申請合理的上網(wǎng)電價，具體措施包括：1)落實“核電標桿上網(wǎng)電價不應低于核電機組所在地燃煤機組標桿上網(wǎng)電價”的原則，從核電機組的成本構(gòu)成與回收周期、當?shù)厝济簷C組的上網(wǎng)電價水平等出發(fā)，向物價部門與能源部門爭取合理的上網(wǎng)電價，至少需維持現(xiàn)階段的上網(wǎng)電價；2)聯(lián)合相同周期建設的核電機組，提高上網(wǎng)電價爭取的話語權(quán)，闡明核電機組在電力市場環(huán)境下回收成本的劣勢出發(fā)，爭取高于現(xiàn)階段上網(wǎng)電價的價格。

3.4 爭取有利的現(xiàn)貨市場規(guī)則

核電機組在市場環(huán)境下的收益主要由政府授權(quán)合約電費、現(xiàn)貨市場電費、輔助服務與成本補償分攤費用構(gòu)成，為了控制和穩(wěn)定核電機組在市場環(huán)境下的損失，需要研判對核電機組不公平的市場規(guī)則，爭取對各方公平且有利于核電機組的現(xiàn)貨市場規(guī)則，具體措施包括：1)維持較高比例的政府授權(quán)合約電量，合理制定核電參與市場交易比例，對于新建核電機組應保持較低的市場化電量比例，在收回部分建設成本后再逐步增加市場化電量；2)爭取更加合理的輔助服務與成本補償費用分攤機制，用戶作為輔助服務的受益方同樣需按照比例或定額分攤輔助服務費用，燃煤和燃氣機組的運行成本不應由政府授權(quán)合約和市場化成本補償重復支付。

3.5 進入售電市場交易

售電市場的交易前景日漸廣闊，國家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于做好2020年電力中長期合同簽訂工作的通知》，鼓勵市場主體簽訂較高比例中長期合同、鼓勵大水電、大核電、高效清潔煤電等跨省跨區(qū)優(yōu)先發(fā)電電源與受電省份簽訂5年或10年以上的長期合同。在售電市場中核電機組可采取以下措施：1)尋找優(yōu)質(zhì)客戶簽訂長期售電協(xié)議，或直接參與月度集中競價交易和平臺掛牌交易，以規(guī)避現(xiàn)貨市場價格波動風險；2)開展用能咨詢、節(jié)能改造和綜合能源服務等業(yè)務，擴展盈利與收入渠道。

3.6 申請清潔能源政策

廣義來看，排放量符合一定排放標準的能源可歸為清潔能源，包括光伏、風電等可再生能源和核電等。核電機組是唯一出力穩(wěn)定的清潔能源，可兼顧可再生能源的清潔優(yōu)勢與常規(guī)火電機組出力穩(wěn)定的特點。我國為鼓勵風電、光伏等可再生能源發(fā)展，建立了可再生能源電力消納保障機制[11]、綠色電力證書[12]、碳排放權(quán)交易[13]、可再生能源電價附加資金補貼[14]等，核電機組與風電、光伏等具有相同的零排放優(yōu)勢，可以通過申請綠證、度電補貼等方式，打造核電作為清潔能源品牌的形象，獲得清潔能源在市場交易中的優(yōu)先權(quán)或優(yōu)勢。

4 結(jié)論

電力現(xiàn)貨市場環(huán)境對核電機組的收益方式和收益水平產(chǎn)生了諸多影響，為了積極應對現(xiàn)貨市場環(huán)境，制定核電機組參與現(xiàn)貨市場的方案與策略，本文分析了核電機組的特點與參與電力現(xiàn)貨市場的處境，并提出了核電機組可能的應對策略與建議，總結(jié)如下：

1)核電的平均發(fā)電成本較高，但作為零排放的清潔能源缺乏相關(guān)政策支持，更容易受電力現(xiàn)貨市場的影響。

2)現(xiàn)貨市場電價遠低于核電機組的上網(wǎng)電價，核電機組還需承擔高于合理水平的分攤費用，在電力市場環(huán)境下將持續(xù)面臨收益損失。

3)為了穩(wěn)定和降低核電機組的收益損失，核電企業(yè)可采取控制成本、提升運行管理水平、延續(xù)合理的上網(wǎng)電價、爭取有利的現(xiàn)貨市場規(guī)則、擴展售電市場交易和申請清潔能源政策等措施，盡快適應電力市場交易環(huán)境。