核電既是高能量密度、高可靠性的基荷電源，同時(shí)又是一種清潔能源，其自身技術(shù)特點(diǎn)又區(qū)別于煤電、風(fēng)電、光伏發(fā)電，在電力市場中的處境也因此變得特殊。核電應(yīng)該如何參與電力市場?又該如何在參與市場競爭的同時(shí)保障合理收益、體現(xiàn)應(yīng)用價(jià)值?
核電經(jīng)濟(jì)性承壓
實(shí)際上，我國核電參與電力市場化交易的實(shí)例已不在少數(shù)。根據(jù)中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)，2019年全國核電3263.24億千瓦時(shí)的上網(wǎng)電量中，市場交易電量達(dá)到了1076億千瓦時(shí)，占比已達(dá)三成。
“從‘一廠一價(jià)’，到后來的標(biāo)桿電價(jià)(0.43元/千瓦時(shí)或當(dāng)?shù)孛弘姌?biāo)桿電價(jià))，再到目前參與電力市場化交易，核電電量市場化水平正在快速提升。”中核戰(zhàn)略規(guī)劃研究總院副院長白云生指出，目前核電行業(yè)需要面對的，是包括優(yōu)先發(fā)電合約、市場化中長期交易、現(xiàn)貨市場交易和輔助服務(wù)交易等在內(nèi)的多級(jí)市場。
然而，市場化程度提高直接影響了核電的經(jīng)濟(jì)性。
一位與會(huì)專家告訴記者，從中核、中廣核旗下核電機(jī)組的數(shù)據(jù)來看，市場化交易電量逐年增加導(dǎo)致交易電價(jià)逐年走低。“現(xiàn)有定價(jià)機(jī)制并未考慮外部性成本因素，而各電源發(fā)電成本差異較大，在直接交易中實(shí)行‘一刀切’的電價(jià)，核電在市場競爭中客觀上處于不利地位。”
不僅如此，目前核電在調(diào)峰上面臨的壓力也在增大。“電網(wǎng)峰谷差距日益拉大，電網(wǎng)調(diào)峰需求增加，我國核電機(jī)組在大部分壽期內(nèi)具備一定調(diào)峰能力，但目前國內(nèi)在運(yùn)核電尚未開展以日負(fù)荷跟蹤為主的調(diào)峰方式運(yùn)行，缺少實(shí)際操作經(jīng)驗(yàn)。”白云生表示，“核電機(jī)組參與調(diào)峰不僅對機(jī)組安全運(yùn)行帶來挑戰(zhàn)，也將對經(jīng)濟(jì)性產(chǎn)生較大影響。”
有必要參與現(xiàn)貨
某發(fā)電企業(yè)研究人員認(rèn)為，盡管目前現(xiàn)貨市場激烈的價(jià)格競爭使得核電不具備競爭優(yōu)勢，但從技術(shù)層面上講，核電參與電力現(xiàn)貨市場十分必要。
“我們假設(shè)某個(gè)電網(wǎng)的市場化總電力供應(yīng)有5000萬千瓦，總負(fù)荷有4000萬千瓦，此時(shí)供需比是5：4。但如果其中1000萬千瓦核電要優(yōu)先發(fā)電、消納，相當(dāng)于市場上供需兩側(cè)都減少了1000萬千瓦，市場供需比就變?yōu)?：3。”這位研究人員進(jìn)一步解釋稱，如果核電不參加現(xiàn)貨交易，會(huì)影響價(jià)格對于供需關(guān)系的真實(shí)反饋，不利于電力市場價(jià)格信號(hào)的形成，“大家都在一個(gè)鍋里吃飯，就要遵守同一個(gè)規(guī)則，這對整個(gè)系統(tǒng)安全、可靠運(yùn)行是有幫助的。”
中國核能電力股份公司市場開發(fā)部主任曾勛指出，目前8個(gè)現(xiàn)貨試點(diǎn)中，僅有浙江省統(tǒng)調(diào)核電機(jī)組實(shí)際參與了電力現(xiàn)貨市場交易。“核電企業(yè)應(yīng)加強(qiáng)市場開拓，提高中長期合約的市場份額，同時(shí)加強(qiáng)研究以差價(jià)合約等形式鎖定中長期電量價(jià)格，對沖現(xiàn)貨市場風(fēng)險(xiǎn)，以此來建立健全收益保障機(jī)制。”據(jù)了解， 中國核能電力股份公司在浙江核電機(jī)組裝機(jī)910萬千瓦，占公司總裝機(jī)容量的48%;旗下秦山核電自2016年參與電力交易以來，其市場交易電力占比已從20%提高至50%。
專家呼吁完善保障機(jī)制
多位與會(huì)專家在論壇上指出，核電的“弱點(diǎn)”在電力市場中被放大，但其作為穩(wěn)定電源、清潔能源的價(jià)值卻難以“變現(xiàn)”，需要現(xiàn)貨市場以外的機(jī)制設(shè)計(jì)來為其提供保障。
“以容量補(bǔ)償機(jī)制為例，有觀點(diǎn)認(rèn)為，容量補(bǔ)償只應(yīng)該提供給最困難的煤電，實(shí)際上包括核電在內(nèi)，所有為系統(tǒng)提供容量服務(wù)的主體都有資格公平地獲得補(bǔ)償。”上述研究人員提出，“另一方面，核電能量密度高，減排作用明顯，個(gè)人認(rèn)為，可以考慮在推廣核電的地區(qū)適當(dāng)放寬煤耗指標(biāo)來體現(xiàn)核電減排價(jià)值，再讓地方承擔(dān)核電的減排補(bǔ)貼。”
而現(xiàn)實(shí)情況是，核電不僅缺乏這些補(bǔ)償機(jī)制，而且現(xiàn)有的保障消納也并未全面落實(shí)。白云生直言：“以某核電大省為例，2016年核電保障性消納小時(shí)數(shù)為7221小時(shí)，電量落地該省的某核電廠，應(yīng)參加電力直接交易電量為18.47億千瓦時(shí)，但地方管理部門要求其參與直接交易電量為73.38億千瓦時(shí)，增加了約3倍。”
白云生指出，核電經(jīng)濟(jì)性失去保障，除了影響電廠運(yùn)行效益外，還會(huì)向下傳導(dǎo)至核燃料循環(huán)產(chǎn)業(yè)。“目前度電燃料成本、度電乏燃料處置費(fèi)逐年下降，但仍難滿足核電企業(yè)期望;乏燃料處理處置項(xiàng)目資金、核電機(jī)組退役費(fèi)、民用低中放廢物處置資金等后端產(chǎn)業(yè)資金需求增加，核電與后端產(chǎn)業(yè)協(xié)調(diào)發(fā)展矛盾正在凸顯。”對此，白云生建議，應(yīng)鼓勵(lì)核電與用戶簽訂5年以上的長期合同。通過政府全壽期長期協(xié)議、差價(jià)合約等方式給予核電政策支持，爭取政府授權(quán)合約比例保持較高水平。
