电力现货市场对核电机组的影响分析

邹 玮，杜 辉，李作德，李永战，吴天曈

(1.三门核电有限公司，浙江 台州317112；2.浙江大学电气工程学院，浙江 杭州 310027)

2015年3月，中共中央、国务院发布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号，以下简称9号文)，提出了深化电力体制改革的总体思路和基本原则，标志着我国电力市场建设的初步开展[1]。2017年8月，国家能源局综合司印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择以广东起步、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区作为第一批现货市场试点地区[2]。截至2019年6月底，第一批8个电力现货市场建设试点全部进入试运行阶段。

电力现货市场的发用电双方以“一手交钱、一手交货”的形式进行电力交割，电价和电量由双方竞价出清决定，如图1所示。电力现货市场的机制常在交易规模、报价方式和价格机制等方面存在差异[4]。从交易规模来看，电力市场模式主要有集中式模式和分散式模式[3]，分散式市场模式以中长期物理合约为主，现货市场出清不平衡电量；集中式市场模式的全电量在现货市场集中优化出清，中长期合约电量为金融性质的差价合约。根据用户是否参与市场，报价方式分为双边报价模式和仅发电侧报价的单边报价模式。电力现货市场中的价格机制有节点边际电价、系统边际电价和按报价支付机制(pay as bid，PAB)等几种，其中节点边际电价和系统边际电价反映了系统整体或某个节点多消费一个单位电能的增量成本。电力市场以市场竞价的方式发现电力商品价格，有利于发挥市场配置资源、引导合理建设与投资的积极作用。

图1 电力现货市场交易方式Fig.1 The trading mode in electricity spot market

不同的电力现货市场机制与规则会影响市场定价、市场主体的参与度和收益方式，在集中式的电力现货市场中，目前享有优先发电权的核电机组是现货市场的价格接受者。在计划体制下核电机组全电量核电以上网电价结算；在电力市场环境下，只有政府授权合约电量以核电上网电价结算，现货市场电量以现货市场电价结算。由于现货市场电价波动性较强，核电机组还承担了辅助服务和成本补偿分摊费用，核电机组在电力市场环境下可能遭受一定的收益损失，因此有必要研究并分析电力现货市场对核电机组的影响，并制定合理的应对方案以降低损失、扩展收益渠道。

本文首先从分析核电机组的运行特点和系统地位等出发，其次结合集中式电力现货市场相关政策和结算试运行经验，探讨核电机组参与集中式电力现货市场的处境，最后总结核电机组参与现货市场应对策略与建议。

1 核电机组的特点分析

1.1 平均发电成本较高

核电机组的发电成本主要由建设成本、燃料成本、乏燃料处理成本和日常运维成本等构成。建设成本约占发电成本的60%～70%，由于核电机组对设计、材料、设备制造工艺、安全系统配置等的要求比常规电厂更高，建设周期相对较长，因此核电机组的建设成本普遍较高，第二代600 MW级核电机组的建设成本可达1万元/ kW以上，约为同等容量火电机组的3～4倍[5]；第三代核电机组由于采用更高水平的安全系统和更高性能的材料与设备，建设成本将显著高于第二代核电机组[6]。核电和煤电机组的成本组成比例如图2所示。

图2 核电和煤电机组的成本组成占比Fig.2 The cost composition of nuclearpower and coal power plants

由于高昂的建设投资，核电机组的成本在还贷期内居高不下，同时核电机组还需要承担乏燃料处理费用，进一步提高了核电机组的发电成本。在还贷期内，核电机组经营困难，市场竞争力较弱。

但在还贷期后，核能机组成本将会有较大幅度的下降，发电经济性凸显，在市场中具备较强的竞争力。折旧期结束后，市场竞争力还可以进一步提升。

核电机组单电成本变化如图3所示。

图3 核电机组单电成本变化图Fig.3 The change of single power cost of nuclear power plants

1.2 缺乏政策优惠的清洁能源

核电机组的发电过程几乎不产生二氧化碳、二氧化硫和氮氧化物等温室气体或污染气体，核电机组每发电100亿千瓦时，约相当于减少燃烧标准煤400万吨，减少二氧化碳排放 997万吨，减少二氧化硫排放30万吨，减少氮氧化物排放15万吨[7]，核电机组在节能减排效果方面优势明显。国家发展改革委先后指出，“重点考虑核电、水电、风电、太阳能发电等清洁能源的保障性收购”[8]、“鼓励水电、风电、太阳能发电、核电等清洁能源发电机组替代常规火电机组发电”[9]，“核电标杆上网电价不应低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价”[10]。然而目前燃煤机组的上网电价采用“基准价+上下浮动”模式，燃煤机组的平均基准价高于大部分核电机组的上网电价。此外，燃煤机组可获得额外的超低排放价格。核电机组作为清洁能源机组，并不获得清洁能源电源的度电补贴，还需承担乏燃料处理费用，不利于发挥核电机组的清洁能源优势。

1.3 受电力市场影响较大

首先，核电机组相较其他可再生能源具有出力和成本稳定性的优势，单台核电机组的容量可达1 000 MW级，能提供大量稳定电力，在电力系统中常满功率运行并承担基荷。在我国现货市场试点省份中，可再生能源往往不参与现货市场，核电机组作为较早进入电力现货市场交易的发电侧电源，比可再生能源机组更早遭受现货市场价格引起的收益损失。其次，核电机组调节出力的安全性和经济性不佳，一般维持恒定功率运行，在零电价甚至负电价时期较难快速降低功率，可能会导致发电越多亏损越多的现象；相比之下，燃煤、燃气机组的功率调节能力优于核电机组，可及时响应现货市场的电价波动，参与电力市场的收益损失常低于核电机组。最后，当前省间壁垒较为突出，仅依靠地区消纳的现状容易导致核电受当地电力市场的供需关系、地方政策法规等因素的影响，承担较大的市场竞争压力。

2 核电机组在现货市场的处境

2.1 市场份额不高

以浙江省为例，浙江省统调机组中，核电的机组的装机占比仅为4.5%，发电量占比仅为10%左右，无论是装机容量还是发电量，核电机组在浙江省各类机组中占比都不高，远低于燃气、燃煤等火电机组。核电机组自身的收益波动对整个市场体量的影响不大，规则设计时对核电参与市场合理性的重视程度不如火电机组。

2.2 现货市场电价较低

现货市场的价格长期来看应该与电力中长期合约价格接近，目前现货市场价格大幅低于合约价格且波动较大，现货市场价格出现一定程度的失真。根据目前集中式电力现货市场结算试运行的规则，发电机组的发电量按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算，因此核电机组的现货市场电量以现货市场的节点边际电价结算。从目前试点省份的结算结果来看，现货市场平均价格在0.198～0.327元/kWh，现货市场价格远低于核电机组的现行上网电价，甚至在负荷低谷阶段市场还会出现负电价，核电机组暴露在现货市场中的电量部分将面临大幅亏损。目前全国经济发展已经由高速发展转变为高质量发展，各省的用电增速都有所下降，市场在大部分时间段处于供需富裕阶段，现货市场价格将在大多数时段低于和核定上网电价，核电机组将持续在现货市场面临亏损的局面。

2.3 分摊费用较高

在电力现货市场中，核电由于其自身机组特性，不参与调频等辅助服务的交易，而是按照一定的比例分摊市场中辅助服务的费用。相对于计划模式下核电机组缴纳“两个细则”的费用，现货市场中核电机组的市场化辅助服务分摊费用数倍增加。辅助服务需要按照“谁受益、谁承担”的原则分担成本，现阶段市场化用户作为辅助服务的受益方却不承担分摊费用，导致市场化辅助服务费用缺乏有效的传导机制，且在计划模式和市场模式并存的双轨制结算模式下，辅助服务成本也存在重复补偿的问题。

成本补偿费用设置的初衷是为了补偿发电收入覆盖不了发电成本的部分电量，在现货市场中，燃煤和燃气机组政府授权合约的电量电价已经考虑了其所有发电成本，市场运行时不应再对授权合约的电量的运行成本进行补偿，否则会增加总补偿费用和增加其他类型机组的分摊费用负担。而核电机组在现货市场中得不到成本补偿费用，却要参与补偿费用的分摊。

3 核电机组的应对措施

3.1 有效控制核电成本

如第1.1节所述，核电机组的平均发电成本较高，为了增强核电机组的价格竞争力、提高度电收益水平，需要加强从核电机组设计、建设、运维等一系列环节的成本控制，具体措施包括：1)加强核电站设计的规范化管理，形成体系化、制度化的设计流程，避免因设计阶段返工引起的工期延长；2)优化核电站建设进度控制，尽可能的缩短核电的建设周期；3)持续优化核电站的成本管控，降低核电站经营成本。

3.2 提升运行管理水平

为了充分发挥核电机组的发电能力，落实核电机组在电力系统中的基荷地位，需要提升核电站运行管理水平，降低非计划检修与故障概率，具体措施包括：1)加强核电站一线运行操控人员培训，增强操作人员的运行经验和对核电设备的认知，降低人因失误概率；2)建立大数据汇总与分析系统，收集、诊断同类核电机组的数据和经验信息，有利于更全面地反映核电运行情况，为操纵人员提供技术支持。

3.3 延续合理的上网电价

目前核电的政府授权合约电量比例为90%，电价以批复上网电价结算，政府授权合约将成为核电机组主要的收益和成本回收来源。为了维持核电机组在政府授权合约电量部分的收益，核电企业需申请合理的上网电价，具体措施包括：1)落实“核电标杆上网电价不应低于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价”的原则，从核电机组的成本构成与回收周期、当地燃煤机组的上网电价水平等出发，向物价部门与能源部门争取合理的上网电价，至少需维持现阶段的上网电价；2)联合相同周期建设的核电机组，提高上网电价争取的话语权，阐明核电机组在电力市场环境下回收成本的劣势出发，争取高于现阶段上网电价的价格。

3.4 争取有利的现货市场规则

核电机组在市场环境下的收益主要由政府授权合约电费、现货市场电费、辅助服务与成本补偿分摊费用构成，为了控制和稳定核电机组在市场环境下的损失，需要研判对核电机组不公平的市场规则，争取对各方公平且有利于核电机组的现货市场规则，具体措施包括：1)维持较高比例的政府授权合约电量，合理制定核电参与市场交易比例，对于新建核电机组应保持较低的市场化电量比例，在收回部分建设成本后再逐步增加市场化电量；2)争取更加合理的辅助服务与成本补偿费用分摊机制，用户作为辅助服务的受益方同样需按照比例或定额分摊辅助服务费用，燃煤和燃气机组的运行成本不应由政府授权合约和市场化成本补偿重复支付。

3.5 进入售电市场交易

售电市场的交易前景日渐广阔，国家发展改革委印发《关于做好2020年电力中长期合同签订工作的通知》，鼓励市场主体签订较高比例中长期合同、鼓励大水电、大核电、高效清洁煤电等跨省跨区优先发电电源与受电省份签订5年或10年以上的长期合同。在售电市场中核电机组可采取以下措施：1)寻找优质客户签订长期售电协议，或直接参与月度集中竞价交易和平台挂牌交易，以规避现货市场价格波动风险；2)开展用能咨询、节能改造和综合能源服务等业务，扩展盈利与收入渠道。

3.6 申请清洁能源政策

广义来看，排放量符合一定排放标准的能源可归为清洁能源，包括光伏、风电等可再生能源和核电等。核电机组是唯一出力稳定的清洁能源，可兼顾可再生能源的清洁优势与常规火电机组出力稳定的特点。我国为鼓励风电、光伏等可再生能源发展，建立了可再生能源电力消纳保障机制[11]、绿色电力证书[12]、碳排放权交易[13]、可再生能源电价附加资金补贴[14]等，核电机组与风电、光伏等具有相同的零排放优势，可以通过申请绿证、度电补贴等方式，打造核电作为清洁能源品牌的形象，获得清洁能源在市场交易中的优先权或优势。

4 结论

电力现货市场环境对核电机组的收益方式和收益水平产生了诸多影响，为了积极应对现货市场环境，制定核电机组参与现货市场的方案与策略，本文分析了核电机组的特点与参与电力现货市场的处境，并提出了核电机组可能的应对策略与建议，总结如下：

1)核电的平均发电成本较高，但作为零排放的清洁能源缺乏相关政策支持，更容易受电力现货市场的影响。

2)现货市场电价远低于核电机组的上网电价，核电机组还需承担高于合理水平的分摊费用，在电力市场环境下将持续面临收益损失。

3)为了稳定和降低核电机组的收益损失，核电企业可采取控制成本、提升运行管理水平、延续合理的上网电价、争取有利的现货市场规则、扩展售电市场交易和申请清洁能源政策等措施，尽快适应电力市场交易环境。