電力現(xiàn)貨市場(chǎng)對(duì)核電機(jī)組的影響分析

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(tái)州317112；2.浙江大學(xué)電氣工程學(xué)院，浙江 杭州 310027)

2015年3月，中共中央、國(guó)務(wù)院發(fā)布《關(guān)于進(jìn)一步深化電力體制改革的若干意見(jiàn)》(中發(fā)〔2015〕9號(hào)，以下簡(jiǎn)稱9號(hào)文)，提出了深化電力體制改革的總體思路和基本原則，標(biāo)志著我國(guó)電力市場(chǎng)建設(shè)的初步開(kāi)展[1]。2017年8月，國(guó)家能源局綜合司印發(fā)《關(guān)于開(kāi)展電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)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(gè)地區(qū)作為第一批現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)地區(qū)[2]。截至2019年6月底，第一批8個(gè)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)建設(shè)試點(diǎn)全部進(jìn)入試運(yùn)行階段。

電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的發(fā)用電雙方以“一手交錢、一手交貨”的形式進(jìn)行電力交割，電價(jià)和電量由雙方競(jìng)價(jià)出清決定，如圖1所示。電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的機(jī)制常在交易規(guī)模、報(bào)價(jià)方式和價(jià)格機(jī)制等方面存在差異[4]。從交易規(guī)模來(lái)看，電力市場(chǎng)模式主要有集中式模式和分散式模式[3]，分散式市場(chǎng)模式以中長(zhǎng)期物理合約為主，現(xiàn)貨市場(chǎng)出清不平衡電量；集中式市場(chǎng)模式的全電量在現(xiàn)貨市場(chǎng)集中優(yōu)化出清，中長(zhǎng)期合約電量為金融性質(zhì)的差價(jià)合約。根據(jù)用戶是否參與市場(chǎng)，報(bào)價(jià)方式分為雙邊報(bào)價(jià)模式和僅發(fā)電側(cè)報(bào)價(jià)的單邊報(bào)價(jià)模式。電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中的價(jià)格機(jī)制有節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)、系統(tǒng)邊際電價(jià)和按報(bào)價(jià)支付機(jī)制(pay as bid，PAB)等幾種，其中節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)和系統(tǒng)邊際電價(jià)反映了系統(tǒng)整體或某個(gè)節(jié)點(diǎn)多消費(fèi)一個(gè)單位電能的增量成本。電力市場(chǎng)以市場(chǎng)競(jìng)價(jià)的方式發(fā)現(xiàn)電力商品價(jià)格，有利于發(fā)揮市場(chǎng)配置資源、引導(dǎo)合理建設(shè)與投資的積極作用。

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

不同的電力現(xiàn)貨市場(chǎng)機(jī)制與規(guī)則會(huì)影響市場(chǎng)定價(jià)、市場(chǎng)主體的參與度和收益方式，在集中式的電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中，目前享有優(yōu)先發(fā)電權(quán)的核電機(jī)組是現(xiàn)貨市場(chǎng)的價(jià)格接受者。在計(jì)劃體制下核電機(jī)組全電量核電以上網(wǎng)電價(jià)結(jié)算；在電力市場(chǎng)環(huán)境下，只有政府授權(quán)合約電量以核電上網(wǎng)電價(jià)結(jié)算，現(xiàn)貨市場(chǎng)電量以現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)結(jié)算。由于現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)波動(dòng)性較強(qiáng)，核電機(jī)組還承擔(dān)了輔助服務(wù)和成本補(bǔ)償分?jǐn)傎M(fèi)用，核電機(jī)組在電力市場(chǎng)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(chǎng)對(duì)核電機(jī)組的影響，并制定合理的應(yīng)對(duì)方案以降低損失、擴(kuò)展收益渠道。

本文首先從分析核電機(jī)組的運(yùn)行特點(diǎn)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(chǎng)相關(guān)政策和結(jié)算試運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)，探討核電機(jī)組參與集中式電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的處境，最后總結(jié)核電機(jī)組參與現(xiàn)貨市場(chǎng)應(yīng)對(duì)策略與建議。

1 核電機(jī)組的特點(diǎn)分析

1.1 平均發(fā)電成本較高

核電機(jī)組的發(fā)電成本主要由建設(shè)成本、燃料成本、乏燃料處理成本和日常運(yùn)維成本等構(gòu)成。建設(shè)成本約占發(fā)電成本的60%～70%，由于核電機(jī)組對(duì)設(shè)計(jì)、材料、設(shè)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(shè)周期相對(duì)較長(zhǎng)，因此核電機(jī)組的建設(shè)成本普遍較高，第二代600 MW級(jí)核電機(jī)組的建設(shè)成本可達(dá)1萬(wàn)元/ kW以上，約為同等容量火電機(jī)組的3～4倍[5]；第三代核電機(jī)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(shè)備，建設(shè)成本將顯著高于第二代核電機(jī)組[6]。核電和煤電機(jī)組的成本組成比例如圖2所示。

圖2 核電和煤電機(jī)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(shè)投資，核電機(jī)組的成本在還貸期內(nèi)居高不下，同時(shí)核電機(jī)組還需要承擔(dān)乏燃料處理費(fèi)用，進(jìn)一步提高了核電機(jī)組的發(fā)電成本。在還貸期內(nèi)，核電機(jī)組經(jīng)營(yíng)困難，市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力較弱。

但在還貸期后，核能機(jī)組成本將會(huì)有較大幅度的下降，發(fā)電經(jīng)濟(jì)性凸顯，在市場(chǎng)中具備較強(qiáng)的競(jìng)爭(zhēng)力。折舊期結(jié)束后，市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)力還可以進(jìn)一步提升。

核電機(jī)組單電成本變化如圖3所示。

圖3 核電機(jī)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(jī)組的發(fā)電過(guò)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(jī)組每發(fā)電100億千瓦時(shí)，約相當(dāng)于減少燃燒標(biāo)準(zhǔn)煤400萬(wàn)噸，減少二氧化碳排放 997萬(wàn)噸，減少二氧化硫排放30萬(wàn)噸，減少氮氧化物排放15萬(wàn)噸[7]，核電機(jī)組在節(jié)能減排效果方面優(yōu)勢(shì)明顯。國(guó)家發(fā)展改革委先后指出，“重點(diǎn)考慮核電、水電、風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電等清潔能源的保障性收購(gòu)”[8]、“鼓勵(lì)水電、風(fēng)電、太陽(yáng)能發(fā)電、核電等清潔能源發(fā)電機(jī)組替代常規(guī)火電機(jī)組發(fā)電”[9]，“核電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)不應(yīng)低于核電機(jī)組所在地燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)”[10]。然而目前燃煤機(jī)組的上網(wǎng)電價(jià)采用“基準(zhǔn)價(jià)+上下浮動(dòng)”模式，燃煤機(jī)組的平均基準(zhǔn)價(jià)高于大部分核電機(jī)組的上網(wǎng)電價(jià)。此外，燃煤機(jī)組可獲得額外的超低排放價(jià)格。核電機(jī)組作為清潔能源機(jī)組，并不獲得清潔能源電源的度電補(bǔ)貼，還需承擔(dān)乏燃料處理費(fèi)用，不利于發(fā)揮核電機(jī)組的清潔能源優(yōu)勢(shì)。

1.3 受電力市場(chǎng)影響較大

首先，核電機(jī)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(shì)，單臺(tái)核電機(jī)組的容量可達(dá)1 000 MW級(jí)，能提供大量穩(wěn)定電力，在電力系統(tǒng)中常滿功率運(yùn)行并承擔(dān)基荷。在我國(guó)現(xiàn)貨市場(chǎng)試點(diǎn)省份中，可再生能源往往不參與現(xiàn)貨市場(chǎng)，核電機(jī)組作為較早進(jìn)入電力現(xiàn)貨市場(chǎng)交易的發(fā)電側(cè)電源，比可再生能源機(jī)組更早遭受現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格引起的收益損失。其次，核電機(jī)組調(diào)節(jié)出力的安全性和經(jīng)濟(jì)性不佳，一般維持恒定功率運(yùn)行，在零電價(jià)甚至負(fù)電價(jià)時(shí)期較難快速降低功率，可能會(huì)導(dǎo)致發(fā)電越多虧損越多的現(xiàn)象；相比之下，燃煤、燃?xì)鈾C(jī)組的功率調(diào)節(jié)能力優(yōu)于核電機(jī)組，可及時(shí)響應(yīng)現(xiàn)貨市場(chǎng)的電價(jià)波動(dòng)，參與電力市場(chǎng)的收益損失常低于核電機(jī)組。最后，當(dāng)前省間壁壘較為突出，僅依靠地區(qū)消納的現(xiàn)狀容易導(dǎo)致核電受當(dāng)?shù)仉娏κ袌?chǎng)的供需關(guān)系、地方政策法規(guī)等因素的影響，承擔(dān)較大的市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)壓力。

2 核電機(jī)組在現(xiàn)貨市場(chǎng)的處境

2.1 市場(chǎng)份額不高

以浙江省為例，浙江省統(tǒng)調(diào)機(jī)組中，核電的機(jī)組的裝機(jī)占比僅為4.5%，發(fā)電量占比僅為10%左右，無(wú)論是裝機(jī)容量還是發(fā)電量，核電機(jī)組在浙江省各類機(jī)組中占比都不高，遠(yuǎn)低于燃?xì)狻⑷济旱然痣姍C(jī)組。核電機(jī)組自身的收益波動(dòng)對(duì)整個(gè)市場(chǎng)體量的影響不大，規(guī)則設(shè)計(jì)時(shí)對(duì)核電參與市場(chǎng)合理性的重視程度不如火電機(jī)組。

2.2 現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)較低

現(xiàn)貨市場(chǎng)的價(jià)格長(zhǎng)期來(lái)看應(yīng)該與電力中長(zhǎng)期合約價(jià)格接近，目前現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格大幅低于合約價(jià)格且波動(dòng)較大，現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)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(chǎng)結(jié)算試運(yùn)行的規(guī)則，發(fā)電機(jī)組的發(fā)電量按照“日前基準(zhǔn)、實(shí)時(shí)差量、合約差價(jià)”的原則進(jìn)行結(jié)算，因此核電機(jī)組的現(xiàn)貨市場(chǎng)電量以現(xiàn)貨市場(chǎng)的節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)結(jié)算。從目前試點(diǎn)省份的結(jié)算結(jié)果來(lái)看，現(xiàn)貨市場(chǎng)平均價(jià)格在0.198～0.327元/kWh，現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格遠(yuǎn)低于核電機(jī)組的現(xiàn)行上網(wǎng)電價(jià)，甚至在負(fù)荷低谷階段市場(chǎng)還會(huì)出現(xiàn)負(fù)電價(jià)，核電機(jī)組暴露在現(xiàn)貨市場(chǎng)中的電量部分將面臨大幅虧損。目前全國(guó)經(jīng)濟(jì)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(chǎng)在大部分時(shí)間段處于供需富裕階段，現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格將在大多數(shù)時(shí)段低于和核定上網(wǎng)電價(jià)，核電機(jī)組將持續(xù)在現(xiàn)貨市場(chǎng)面臨虧損的局面。

2.3 分?jǐn)傎M(fèi)用較高

在電力現(xiàn)貨市場(chǎng)中，核電由于其自身機(jī)組特性，不參與調(diào)頻等輔助服務(wù)的交易，而是按照一定的比例分?jǐn)偸袌?chǎng)中輔助服務(wù)的費(fèi)用。相對(duì)于計(jì)劃模式下核電機(jī)組繳納“兩個(gè)細(xì)則”的費(fèi)用，現(xiàn)貨市場(chǎng)中核電機(jī)組的市場(chǎng)化輔助服務(wù)分?jǐn)傎M(fèi)用數(shù)倍增加。輔助服務(wù)需要按照“誰(shuí)受益、誰(shuí)承擔(dān)”的原則分擔(dān)成本，現(xiàn)階段市場(chǎng)化用戶作為輔助服務(wù)的受益方卻不承擔(dān)分?jǐn)傎M(fèi)用，導(dǎo)致市場(chǎng)化輔助服務(wù)費(fèi)用缺乏有效的傳導(dǎo)機(jī)制，且在計(jì)劃模式和市場(chǎng)模式并存的雙軌制結(jié)算模式下，輔助服務(wù)成本也存在重復(fù)補(bǔ)償?shù)膯?wèn)題。

成本補(bǔ)償費(fèi)用設(shè)置的初衷是為了補(bǔ)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(chǎng)中，燃煤和燃?xì)鈾C(jī)組政府授權(quán)合約的電量電價(jià)已經(jīng)考慮了其所有發(fā)電成本，市場(chǎng)運(yùn)行時(shí)不應(yīng)再對(duì)授權(quán)合約的電量的運(yùn)行成本進(jìn)行補(bǔ)償，否則會(huì)增加總補(bǔ)償費(fèi)用和增加其他類型機(jī)組的分?jǐn)傎M(fèi)用負(fù)擔(dān)。而核電機(jī)組在現(xiàn)貨市場(chǎng)中得不到成本補(bǔ)償費(fèi)用，卻要參與補(bǔ)償費(fèi)用的分?jǐn)偂?/p>

3 核電機(jī)組的應(yīng)對(duì)措施

3.1 有效控制核電成本

如第1.1節(jié)所述，核電機(jī)組的平均發(fā)電成本較高，為了增強(qiáng)核電機(jī)組的價(jià)格競(jìng)爭(zhēng)力、提高度電收益水平，需要加強(qiáng)從核電機(jī)組設(shè)計(jì)、建設(shè)、運(yùn)維等一系列環(huán)節(jié)的成本控制，具體措施包括：1)加強(qiáng)核電站設(shè)計(jì)的規(guī)范化管理，形成體系化、制度化的設(shè)計(jì)流程，避免因設(shè)計(jì)階段返工引起的工期延長(zhǎng)；2)優(yōu)化核電站建設(shè)進(jìn)度控制，盡可能的縮短核電的建設(shè)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(yíng)成本。

3.2 提升運(yùn)行管理水平

為了充分發(fā)揮核電機(jī)組的發(fā)電能力，落實(shí)核電機(jī)組在電力系統(tǒng)中的基荷地位，需要提升核電站運(yùn)行管理水平，降低非計(jì)劃?rùn)z修與故障概率，具體措施包括：1)加強(qiáng)核電站一線運(yùn)行操控人員培訓(xùn)，增強(qiáng)操作人員的運(yùn)行經(jīng)驗(yàn)和對(duì)核電設(shè)備的認(rèn)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(jī)組的數(shù)據(jù)和經(jīng)驗(yàn)信息，有利于更全面地反映核電運(yùn)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(jià)

目前核電的政府授權(quán)合約電量比例為90%，電價(jià)以批復(fù)上網(wǎng)電價(jià)結(jié)算，政府授權(quán)合約將成為核電機(jī)組主要的收益和成本回收來(lái)源。為了維持核電機(jī)組在政府授權(quán)合約電量部分的收益，核電企業(yè)需申請(qǐng)合理的上網(wǎng)電價(jià)，具體措施包括：1)落實(shí)“核電標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)不應(yīng)低于核電機(jī)組所在地燃煤機(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價(jià)”的原則，從核電機(jī)組的成本構(gòu)成與回收周期、當(dāng)?shù)厝济簷C(jī)組的上網(wǎng)電價(jià)水平等出發(fā)，向物價(jià)部門與能源部門爭(zhēng)取合理的上網(wǎng)電價(jià)，至少需維持現(xiàn)階段的上網(wǎng)電價(jià)；2)聯(lián)合相同周期建設(shè)的核電機(jī)組，提高上網(wǎng)電價(jià)爭(zhēng)取的話語(yǔ)權(quán)，闡明核電機(jī)組在電力市場(chǎng)環(huán)境下回收成本的劣勢(shì)出發(fā)，爭(zhēng)取高于現(xiàn)階段上網(wǎng)電價(jià)的價(jià)格。

3.4 爭(zhēng)取有利的現(xiàn)貨市場(chǎng)規(guī)則

核電機(jī)組在市場(chǎng)環(huán)境下的收益主要由政府授權(quán)合約電費(fèi)、現(xiàn)貨市場(chǎng)電費(fèi)、輔助服務(wù)與成本補(bǔ)償分?jǐn)傎M(fèi)用構(gòu)成，為了控制和穩(wěn)定核電機(jī)組在市場(chǎng)環(huán)境下的損失，需要研判對(duì)核電機(jī)組不公平的市場(chǎng)規(guī)則，爭(zhēng)取對(duì)各方公平且有利于核電機(jī)組的現(xiàn)貨市場(chǎng)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(chǎng)交易比例，對(duì)于新建核電機(jī)組應(yīng)保持較低的市場(chǎng)化電量比例，在收回部分建設(shè)成本后再逐步增加市場(chǎng)化電量；2)爭(zhēng)取更加合理的輔助服務(wù)與成本補(bǔ)償費(fèi)用分?jǐn)倷C(jī)制，用戶作為輔助服務(wù)的受益方同樣需按照比例或定額分?jǐn)傒o助服務(wù)費(fèi)用，燃煤和燃?xì)鈾C(jī)組的運(yùn)行成本不應(yīng)由政府授權(quán)合約和市場(chǎng)化成本補(bǔ)償重復(fù)支付。

3.5 進(jìn)入售電市場(chǎng)交易

售電市場(chǎng)的交易前景日漸廣闊，國(guó)家發(fā)展改革委印發(fā)《關(guān)于做好2020年電力中長(zhǎng)期合同簽訂工作的通知》，鼓勵(lì)市場(chǎng)主體簽訂較高比例中長(zhǎng)期合同、鼓勵(lì)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(zhǎng)期合同。在售電市場(chǎng)中核電機(jī)組可采取以下措施：1)尋找優(yōu)質(zhì)客戶簽訂長(zhǎng)期售電協(xié)議，或直接參與月度集中競(jìng)價(jià)交易和平臺(tái)掛牌交易，以規(guī)避現(xiàn)貨市場(chǎng)價(jià)格波動(dòng)風(fēng)險(xiǎn)；2)開(kāi)展用能咨詢、節(jié)能改造和綜合能源服務(wù)等業(yè)務(wù)，擴(kuò)展盈利與收入渠道。

3.6 申請(qǐng)清潔能源政策

廣義來(lái)看，排放量符合一定排放標(biāo)準(zhǔn)的能源可歸為清潔能源，包括光伏、風(fēng)電等可再生能源和核電等。核電機(jī)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(shì)與常規(guī)火電機(jī)組出力穩(wěn)定的特點(diǎn)。我國(guó)為鼓勵(lì)風(fēng)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(jī)制[11]、綠色電力證書(shū)[12]、碳排放權(quán)交易[13]、可再生能源電價(jià)附加資金補(bǔ)貼[14]等，核電機(jī)組與風(fēng)電、光伏等具有相同的零排放優(yōu)勢(shì)，可以通過(guò)申請(qǐng)綠證、度電補(bǔ)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(chǎng)交易中的優(yōu)先權(quán)或優(yōu)勢(shì)。

4 結(jié)論

電力現(xiàn)貨市場(chǎng)環(huán)境對(duì)核電機(jī)組的收益方式和收益水平產(chǎn)生了諸多影響，為了積極應(yīng)對(duì)現(xiàn)貨市場(chǎng)環(huán)境，制定核電機(jī)組參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的方案與策略，本文分析了核電機(jī)組的特點(diǎn)與參與電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的處境，并提出了核電機(jī)組可能的應(yīng)對(duì)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(chǎng)的影響。

2)現(xiàn)貨市場(chǎng)電價(jià)遠(yuǎn)低于核電機(jī)組的上網(wǎng)電價(jià)，核電機(jī)組還需承擔(dān)高于合理水平的分?jǐn)傎M(fèi)用，在電力市場(chǎng)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(jī)組的收益損失，核電企業(yè)可采取控制成本、提升運(yùn)行管理水平、延續(xù)合理的上網(wǎng)電價(jià)、爭(zhēng)取有利的現(xiàn)貨市場(chǎng)規(guī)則、擴(kuò)展售電市場(chǎng)交易和申請(qǐng)清潔能源政策等措施，盡快適應(yīng)電力市場(chǎng)交易環(huán)境。