鄒 瑋，杜 輝，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)

隨著中共中央、國務院發(fā)布《關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)，國內電力體制改革和電力市場建設正式拉開帷幕[1]。核電機組是重要的清潔能源機組，是建設低碳社會和實現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的重要力量。我國電力市場的建設給核電機組的運營帶來了諸多變化和挑戰(zhàn)，核電機組的電量與電價不再完全由價格主管部門和調度機構決定，增加了營收和運行方式的不確定性，因此有必要研究國內外核電機組參與電力市場的情況，以期為國內核電企業(yè)和電力市場建設提供經驗參考與借鑒。本文首先以美國為例，分析美國電力市場的基本情況和核電機組的參與方式，然后總結國內電力市場建設進程，進而對比核電機組在我國電力現(xiàn)貨試點省份的參與情況和收益方式，最后進行核電機組進入電力市場交易的差異性比較，提出適應國內電力市場規(guī)則的核電機組市場交易建議。

1 國外核電機組參與電力市場情況分析

1.1 美國核電機組參與電力市場現(xiàn)狀

美國是世界上最早進行電力市場改革的國家之一，區(qū)域電力市場主要包括德州電力市場、PJM電力市場和加州電力市場等[2]，市場模式主要是以電力庫為主的集中式市場，存在物理合約和金融合約。2019年美國核電機組發(fā)電量占總發(fā)電量的19.3%[3]，占全球核電發(fā)電量的30%以上[4]，是美國重要的電力來源之一。美國約有54 GW的核電容量處于管制市場中，45 GW的核電容量處于自由市場中[4]，參加現(xiàn)貨市場、合約市場和輔助服務市場等不同類型的市場交易，如表1所示。

表1 美國核電機組參與電力市場情況Table 1 Participation of nuclear power plants in the electricity market in the United States

為應對市場化帶來的經濟性沖擊，美國核電業(yè)界發(fā)起了Delivering the Nuclear Promise倡議，以維持核電行業(yè)運營的安全性和可靠性[9]，并使得核電運行成本降低了30%[4]，但美國核電機組在電力市場中的經營狀況不佳，難以收回資金成本，導致核電企業(yè)減少投資和降低成本，如新澤西州的Oyster Creek核電站已在2018年選擇提前退役[10]。自2013年以來，已有Pilgrim等近10座核電站退休，仍有Diablo Canyon等核電站計劃于2025年之前關閉[11]。

1.2 美國核電機組參與電力市場的補救措施

美國核電機組重點關注在現(xiàn)貨市場和容量市場上的發(fā)電收益，但市場價格壓力及風險較大，主要面臨燃氣價格低廉、負荷需求放緩、可再生能源大量進入市場和負電價等因素的影響[4]。為了緩解核電機組在電力市場中面臨的壓力，美國各州先后出臺了面向核電機組的零碳排放補貼和無碳電力拍賣等清潔能源政策、資金補貼或容量電費等政策等，具體如表2所示。

表2 美國的核電優(yōu)惠政策Table 2 Preferential policies for nuclear power plants in the United States

2 國內核電機組參與電力市場分析

2.1 國內電力市場建設歷程

2015年3月，中共中央、國務院發(fā)布《關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“三放開、一獨立、三加強”的電力體制改革目標[1]。2017年8月，國家能源局印發(fā)《關于開展電力現(xiàn)貨市場建設試點工作的通知》，選擇南方(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)開展第一批現(xiàn)貨市場試點[18]。截止2019年7月，廣東[19]、蒙西[20]、浙江[21]和山東[22]等地區(qū)已公布電力市場建設方案與市場規(guī)則，八個現(xiàn)貨市場試點地區(qū)均已開展模擬試運行[23]。目前全國已成立北京交易中心和廣州交易中心2個國家級交易機構、6個國網(wǎng)經營區(qū)域交易機構和27家省級交易機構，2020年1—8月市場化交易電量13 968億kWh，占國家電網(wǎng)總售電量的47.4%[24]，電力市場建設和交易正如火如荼開展。

2.2 試點省份電力市場建設情況

我國八個現(xiàn)貨市場試點地區(qū)的市場規(guī)則各有不同，差異主要在市場模式、報價方式和價格機制等方面[25]，具體如表3所示。從市場模式來看，采用分散式市場模式的地區(qū)為蒙西和福建，以中長期物理合約為主，現(xiàn)貨市場出清不平衡電量；采用集中式市場模式的地區(qū)為廣東、浙江、山西、山東、四川和甘肅6個地區(qū)，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)電側報價的單邊報價模式，其中蒙西、福建和甘肅的用戶不參與報價，廣東、浙江、山西、山東和四川5個地區(qū)的用戶報量不報價，負荷側價格大多為節(jié)點電價加權平均，發(fā)電側價格多為節(jié)點電價或區(qū)域電價。

表3 我國現(xiàn)貨試點地區(qū)市場規(guī)則對比Table 3 Comparison of market rules between pilot areas

2.3 核電機組參與國內電力市場情況

2019年核電機組發(fā)電量占全國總發(fā)電量的4.6%[30]，是我國重要的電源之一，其中廣東、浙江、山東電力市場已將核電機組納入市場交易中，因此本節(jié)主要分析核電機組在以上三個電力現(xiàn)貨試點地區(qū)的參與方式與收益情況。

廣東電力市場開展的交易種類包括中長期交易(基數(shù)電量、價差月度交易、絕對價格中長期交易)和現(xiàn)貨交易等；2020年廣東安排市場交易規(guī)模約2600億kWh，約占廣東全社會用電量的37%[31]。2019年廣東省核電機組發(fā)電量占省內用電量的14.8%[32]，核電機組作為A類機組不參與廣東電能量市場化交易，只擁有基數(shù)電量，按照政府下達的年度基數(shù)電量計劃優(yōu)先安排發(fā)電，需要繳納輔助服務費用[19]。

山東電力市場開展的交易種類包括中長期合約交易(雙邊協(xié)商、集中競價、掛牌交易等)和現(xiàn)貨交易等；2020年上半年，山東達成市場交易電量1 537.5億kWh[33]。山東省內核電機組僅有海陽核電2×1250 MW機組，其在年度設計利用小時以內上網(wǎng)電量部分(機組平均可利用率93%，設計利用小時8 146.8 h，對應發(fā)電量203.67億kWh)執(zhí)行政府定價(0.4151元/kWh，含稅)，以外上網(wǎng)電量按照市場價格結算[34]。海陽核電按照每日電量比例分攤輔助服務費用，并分攤第三次結算試運行中的不平衡資金331.63萬元[35]。

浙江電力市場開展的交易種類包括直接交易(普通直接交易和售電市場直接交易)和現(xiàn)貨交易；2020年浙江省電力市場化交易電量將達到2100億kWh[36]?！墩憬‰娏w制改革綜合試點方案》及《浙江電力市場建設方案》明確各類型發(fā)電機組必須參與電力市場[21]，省調核電機組按照實發(fā)電量的90%給予政府授權合約，剩余10%電量按照現(xiàn)貨市場電價結算。此外，省調核電機組需按照政府授權合約電費比例分攤輔助服務和成本補償費用[26]。

由于政府授權合約部分需要承擔輔助服務和成本補償費用的分攤，導致統(tǒng)調核電機組政府授權合約部分電量的收益仍舊無法得到保障，對核電公司的經營帶來風險。

通過對各省核電機組參與電力現(xiàn)貨市場的情況調研分析后，目前國內核電機組參與電力市場存在一下幾個方面的問題：

(1)各類型機組在不同歷史時期的批復上網(wǎng)電價存在差異，目前政府授權合約電量或基數(shù)電量部分按照批復上網(wǎng)電價結算存在不公平性。從1991年秦山一期工程建成投產到2020年3月31日，我國運行核電機組共47臺(不含臺灣地區(qū))[37]，核電的批復價差達到0.04元/kWh。

(2)補償核電機組在電力市場中電能電費損失的配套機制不健全，暴露在現(xiàn)貨市場中的電量部分缺乏合理的發(fā)電成本補償機制。

(3)核電機組應該在電力市場中體現(xiàn)其清潔能源價值，目前國內電力市場未公布針對核電機組的清潔能源補貼政策。核電機組每發(fā)電100億kWh，約相當于減少燃燒標準煤400萬t，減少二氧化碳排放997萬t，減少二氧化硫排放30萬t，減少氮氧化物排放15萬t[38]。核電機組作為清潔能源機組，不僅未獲得清潔能源電源的度電補貼，還承擔了乏燃料處理費用，不利于發(fā)揮核電機組的清潔能源優(yōu)勢。

3 結束語

核電機組在電力市場環(huán)境下的運行方式和營收來源與計劃體制下有諸多不同，為了研究和比較核電機組參與電力市場的方式，本文分別對美國和我國現(xiàn)貨市場試點地區(qū)中核電參與電力市場的現(xiàn)狀進行差異性分析，現(xiàn)總結如下：

(1)美國核電機組可參與現(xiàn)貨市場、合約市場和容量市場，在部分調峰能力有限的區(qū)域電力市場，核電機組也需參與輔助服務市場，參與市場形式較為多樣。在核電機組面臨較高收益損失風險時，美國各州也出臺了相應的清潔能源或容量補貼政策。

(2)國內有核省份的電力市場模式多為集中式市場模式，核電機組如果參與現(xiàn)貨市場，將面臨現(xiàn)貨市場價格偏低和波動的風險，如浙江省省調核電機組在現(xiàn)貨市場中承擔了較高的電能費用損失。在核電機組不參與市場交易的廣東省和山東省，核電機組的電能費用收入與市場化之前基本相同。此外，核電機組在電力市場中都需分攤輔助服務費用，浙江省省調核電機組還需分攤成本補償費用。

(3)美國電力市場建設較為成熟，核電機組的收益方式相較國內更加豐富多樣，也有較為完善的核電優(yōu)惠政策。國內電力市場建設正處于初期階段，輔助服務市場規(guī)則和成本補償機制亟需完善，容量市場和合約市場等市場交易類型正在逐步擴展，核電機組的收益方式比較有限，容易遭受高昂的收益損失。建議國內電力市場針對核電機組高建設成本和清潔能源的共性出臺相應的市場規(guī)則與補貼政策，縮小不同地區(qū)核電機組參與市場的差異性，完善和增加市場交易形式，以實現(xiàn)核電企業(yè)從計劃體制到電力市場的平穩(wěn)過渡，保證市場運行的公平性。