核電參與電力市場的現(xiàn)狀分析

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(xué)電氣工程學(xué)院，浙江 杭州 310027)

隨著中共中央、國務(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》(中發(fā)〔2015〕9號，以下簡稱9號文)，國內(nèi)電力體制改革和電力市場建設(shè)正式拉開帷幕[1]。核電機(jī)組是重要的清潔能源機(jī)組，是建設(shè)低碳社會和實(shí)現(xiàn)可持續(xù)發(fā)展的重要力量。我國電力市場的建設(shè)給核電機(jī)組的運(yùn)營帶來了諸多變化和挑戰(zhàn)，核電機(jī)組的電量與電價不再完全由價格主管部門和調(diào)度機(jī)構(gòu)決定，增加了營收和運(yùn)行方式的不確定性，因此有必要研究國內(nèi)外核電機(jī)組參與電力市場的情況，以期為國內(nèi)核電企業(yè)和電力市場建設(shè)提供經(jīng)驗(yàn)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(jī)組的參與方式，然后總結(jié)國內(nèi)電力市場建設(shè)進(jìn)程，進(jìn)而對比核電機(jī)組在我國電力現(xiàn)貨試點(diǎn)省份的參與情況和收益方式，最后進(jìn)行核電機(jī)組進(jìn)入電力市場交易的差異性比較，提出適應(yīng)國內(nèi)電力市場規(guī)則的核電機(jī)組市場交易建議。

1 國外核電機(jī)組參與電力市場情況分析

1.1 美國核電機(jī)組參與電力市場現(xiàn)狀

美國是世界上最早進(jìn)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(jī)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(wù)市場等不同類型的市場交易，如表1所示。

表1 美國核電機(jī)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(yīng)對市場化帶來的經(jīng)濟(jì)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(yùn)營的安全性和可靠性[9]，并使得核電運(yùn)行成本降低了30%[4]，但美國核電機(jī)組在電力市場中的經(jīng)營狀況不佳，難以收回資金成本，導(dǎo)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(guān)閉[11]。

1.2 美國核電機(jī)組參與電力市場的補(bǔ)救措施

美國核電機(jī)組重點(diǎn)關(guān)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(fēng)險較大，主要面臨燃?xì)鈨r格低廉、負(fù)荷需求放緩、可再生能源大量進(jìn)入市場和負(fù)電價等因素的影響[4]。為了緩解核電機(jī)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(jī)組的零碳排放補(bǔ)貼和無碳電力拍賣等清潔能源政策、資金補(bǔ)貼或容量電費(fèi)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(nèi)核電機(jī)組參與電力市場分析

2.1 國內(nèi)電力市場建設(shè)歷程

2015年3月，中共中央、國務(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》(中發(fā)〔2015〕9號，以下簡稱9號文)，提出“三放開、一獨(dú)立、三加強(qiáng)”的電力體制改革目標(biāo)[1]。2017年8月，國家能源局印發(fā)《關(guān)于開展電力現(xiàn)貨市場建設(shè)試點(diǎn)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(diǎn)[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(shè)方案與市場規(guī)則，八個現(xiàn)貨市場試點(diǎn)地區(qū)均已開展模擬試運(yùn)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(jī)構(gòu)、6個國網(wǎng)經(jīng)營區(qū)域交易機(jī)構(gòu)和27家省級交易機(jī)構(gòu)，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(shè)和交易正如火如荼開展。

2.2 試點(diǎn)省份電力市場建設(shè)情況

我國八個現(xiàn)貨市場試點(diǎn)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(jī)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(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，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(fù)荷側(cè)價格大多為節(jié)點(diǎn)電價加權(quán)平均，發(fā)電側(cè)價格多為節(jié)點(diǎn)電價或區(qū)域電價。

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

2.3 核電機(jī)組參與國內(nèi)電力市場情況

2019年核電機(jī)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(jī)組納入市場交易中，因此本節(jié)主要分析核電機(jī)組在以上三個電力現(xiàn)貨試點(diǎn)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(jī)組發(fā)電量占省內(nèi)用電量的14.8%[32]，核電機(jī)組作為A類機(jī)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(dá)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(wù)費(fèi)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(dá)成市場交易電量1 537.5億kWh[33]。山東省內(nèi)核電機(jī)組僅有海陽核電2×1250 MW機(jī)組，其在年度設(shè)計利用小時以內(nèi)上網(wǎng)電量部分(機(jī)組平均可利用率93%，設(shè)計利用小時8 146.8 h，對應(yīng)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(jié)算[34]。海陽核電按照每日電量比例分?jǐn)傒o助服務(wù)費(fèi)用，并分?jǐn)偟谌谓Y(jié)算試運(yùn)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(dá)到2100億kWh[36]?！墩憬‰娏w制改革綜合試點(diǎn)方案》及《浙江電力市場建設(shè)方案》明確各類型發(fā)電機(jī)組必須參與電力市場[21]，省調(diào)核電機(jī)組按照實(shí)發(fā)電量的90%給予政府授權(quán)合約，剩余10%電量按照現(xiàn)貨市場電價結(jié)算。此外，省調(diào)核電機(jī)組需按照政府授權(quán)合約電費(fèi)比例分?jǐn)傒o助服務(wù)和成本補(bǔ)償費(fèi)用[26]。

由于政府授權(quán)合約部分需要承擔(dān)輔助服務(wù)和成本補(bǔ)償費(fèi)用的分?jǐn)?，?dǎo)致統(tǒng)調(diào)核電機(jī)組政府授權(quán)合約部分電量的收益仍舊無法得到保障，對核電公司的經(jīng)營帶來風(fēng)險。

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

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

(2)補(bǔ)償核電機(jī)組在電力市場中電能電費(fèi)損失的配套機(jī)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(bǔ)償機(jī)制。

(3)核電機(jī)組應(yīng)該在電力市場中體現(xiàn)其清潔能源價值，目前國內(nèi)電力市場未公布針對核電機(jī)組的清潔能源補(bǔ)貼政策。核電機(jī)組每發(fā)電100億kWh，約相當(dāng)于減少燃燒標(biāo)準(zhǔn)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(jī)組作為清潔能源機(jī)組，不僅未獲得清潔能源電源的度電補(bǔ)貼，還承擔(dān)了乏燃料處理費(fèi)用，不利于發(fā)揮核電機(jī)組的清潔能源優(yōu)勢。

3 結(jié)束語

核電機(jī)組在電力市場環(huán)境下的運(yùn)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(jī)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(diǎn)地區(qū)中核電參與電力市場的現(xiàn)狀進(jìn)行差異性分析，現(xiàn)總結(jié)如下：

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

(2)國內(nèi)有核省份的電力市場模式多為集中式市場模式，核電機(jī)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(fēng)險，如浙江省省調(diào)核電機(jī)組在現(xiàn)貨市場中承擔(dān)了較高的電能費(fèi)用損失。在核電機(jī)組不參與市場交易的廣東省和山東省，核電機(jī)組的電能費(fèi)用收入與市場化之前基本相同。此外，核電機(jī)組在電力市場中都需分?jǐn)傒o助服務(wù)費(fèi)用，浙江省省調(diào)核電機(jī)組還需分?jǐn)偝杀狙a(bǔ)償費(fèi)用。

(3)美國電力市場建設(shè)較為成熟，核電機(jī)組的收益方式相較國內(nèi)更加豐富多樣，也有較為完善的核電優(yōu)惠政策。國內(nèi)電力市場建設(shè)正處于初期階段，輔助服務(wù)市場規(guī)則和成本補(bǔ)償機(jī)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(kuò)展，核電機(jī)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(nèi)電力市場針對核電機(jī)組高建設(shè)成本和清潔能源的共性出臺相應(yīng)的市場規(guī)則與補(bǔ)貼政策，縮小不同地區(qū)核電機(jī)組參與市場的差異性，完善和增加市場交易形式，以實(shí)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(yùn)行的公平性。