隨著新一輪電改深入推進，遼寧、浙江、江蘇、福建、廣西、海南等地的核電企業(yè)逐步參與到電力市場交易中，并建立計劃電量與市場電量的雙軌制模式，上網(wǎng)電價和銷售電價也逐步放開，交易電量呈現(xiàn)逐年增加的趨勢。但是，記者在采訪中了解到，核電在電力市場交易中仍存在經(jīng)濟性待提高、成交電價遠低于標桿電價、輔助服務費用較高、優(yōu)先發(fā)電計劃難落實等諸多掣肘。
市場化交易電量漸增
2015年11月，國家發(fā)改委發(fā)布的《關于有序放開發(fā)用電計劃的實施意見》提到，鼓勵核電參與市場價交易;2018年，核電在電力市場中的“角色”發(fā)生了變化，《關于積極推進電力市場化交易進一步完善交易機制的通知》明確，穩(wěn)妥有序推進核電機組進入市場。
今年6月，國家發(fā)改委《關于全面放開經(jīng)營性電力用戶發(fā)用電計劃的通知》提出，核電機組發(fā)電量納入優(yōu)先發(fā)電計劃，按照優(yōu)先發(fā)電優(yōu)先購電計劃管理有關工作要求做好保障消納工作。
據(jù)中電聯(lián)數(shù)據(jù)統(tǒng)計，截至2018年底，我國核電市場交易電量662億千瓦時，較2017年增加268億千瓦時，核電上網(wǎng)電量市場化率為24.8%;其中跨區(qū)跨省交易電量119億千瓦時，較上年增加98億千瓦時。
國家出臺相關政策支持核電參與電力市場交易的同時，有核電的省份對核電機組參與電力市場交易的規(guī)模、交易方式等內(nèi)容也制定了相關規(guī)則。
“目前從參與市場交易方式來看，核電企業(yè)積極探索電力市場交易模式，參與了雙邊協(xié)商、競價、合同電量轉讓、以及跨省跨區(qū)等多種交易，同時國內(nèi)核電企業(yè)基本都建立了售電公司并完成交易市場準入注冊。”中國電力發(fā)展促進會核能分會(以下簡稱“電促會核能分會”)秘書長汪永平告訴記者。
據(jù)電促會核能分會統(tǒng)計，2016年至2018年間，我國核電參與市場交易電量呈現(xiàn)逐年增加趨勢。其中，2018年，福建、浙江、廣西、遼寧、江蘇五省核電機組參與了市場交易，廣西核電上網(wǎng)電量市場化率73.2%居首、福建達46.%、遼寧為38.3%。
核電企業(yè)面臨經(jīng)營壓力
電促會核能分會提供的信息顯示，2016—2018年，秦山、江蘇、福清、紅沿河、寧德、防城港等核電基地核電平均交易電價均低于上網(wǎng)標桿電價，市場交易電價在0.26—0.37元/千瓦時之間，普遍降幅較大。
“為此，核電企業(yè)合理控制工程造價、降低運維及燃料成本顯得尤為重要。而有關部門考慮調(diào)整優(yōu)化核電財務模型、延長核電經(jīng)濟計算期，以提升核電參與電力市場的競爭力，也十分必要。”相關業(yè)內(nèi)人士表示。
對于各地核電企業(yè)積極參與輔助服務市場交易，汪永平認為，核電參與市場調(diào)峰等存在困難，不少核電機組不具備條件，而且相關核安全規(guī)范標準尚未建立，國內(nèi)也無經(jīng)驗。“從這些方面看，要求核電參與輔助服務市場本身要求并不合理，但為支持電改，促進消納，核電企業(yè)還是參與了輔助服務市場競爭。”
值得注意的是，部分地區(qū)核電采取與煤電相同的規(guī)則參與市場交易安排，未體現(xiàn)核電優(yōu)先發(fā)電原則，難以落實核電優(yōu)先發(fā)電計劃。
電促會核能分會調(diào)研報告(以下簡稱《報告》)指出，核電企業(yè)參與市場受當?shù)厥袌霏h(huán)境及政策要求等影響，部分機組市場化比例過高，如防城港核電2018年市場化率高達73.4%，給核電廠帶來了巨大壓力。
此外，記者梳理各省關于核電參與市場交易的相關文件得知，部分地方政府未能提前明確核電的計劃和市場電量份額，個別地區(qū)甚至到當年5-6月才下達全年計劃和市場電量份額。而核電機組具有帶基荷運行、基本按計劃安排發(fā)電等特點，計劃和市場電量的不確定，導致核電企業(yè)無法統(tǒng)籌安排全年發(fā)電任務。
理順價格完善市場
核電在電力市場交易中應如何定位?
《報告》認為，首先要保障核電基荷運行，積極探索核電優(yōu)價滿發(fā)模式、落實優(yōu)先發(fā)電計劃。“核電是能夠替代化石能源基荷電源的最佳選擇，核電機組基荷滿發(fā)，也有利核電的安全、經(jīng)濟運行。同時，考慮我國核電占比小，實現(xiàn)核電機組基荷滿發(fā)運行具有可操作性。”
也有業(yè)內(nèi)專家認為，理順價格機制才能確保核電在電力市場中健康發(fā)展。“目前，我國核電市場交易電價與當?shù)鼗痣娊灰纂妰r基本保持一致，主要由當?shù)鼗痣姌藯U電價和市場讓利價格共同決定，而市場交易競價并不區(qū)分電源品種，其結果必然是各類電源交易電價趨于一致，建議將火電交易電價作為核電交易價格參考標桿。”
鑒于電力市場讓利價格是由政府主導下的市場所決定，《報告》建議，在明確“核電機組不宜頻繁、深度、長期地參與負荷調(diào)節(jié)，市場競爭中必須通過購買輔助服務來削峰填谷，以維持核電發(fā)電的穩(wěn)定”的同時，政府主管部門應充分考慮核電機組的投運時間、機型以及地區(qū)市場等因素影響。
某核電企業(yè)參與電力市場交易工作的人士告訴記者，核電的全壽期碳排放低于太陽能和風力發(fā)電，后者前期依靠減排行業(yè)政策補貼得到大量電價補貼，后續(xù)補貼減少或不補貼后還會有“綠證”交易支持其持續(xù)發(fā)展。而核電實質(zhì)上承擔了比太陽能和風力發(fā)電更多的減排任務，但沒有電價補貼及后續(xù)“綠證”交易支持，需適當考慮對核電進行一定扶持。
此外，汪永平告訴記者，隨著電力現(xiàn)貨市場的加快建設推廣，建議核電企業(yè)積極參與現(xiàn)階段現(xiàn)貨市場的試運行工作、參加現(xiàn)貨模擬交易以積累經(jīng)驗，提前熟悉現(xiàn)貨市場運營規(guī)則。“同時充分發(fā)揮核電的邊際成本優(yōu)勢，通過合理競價充分爭取基荷電量，爭取市場基荷電量，作為現(xiàn)貨市場的‘壓艙石’發(fā)揮穩(wěn)定供應、平穩(wěn)價格的基礎性支撐作用。”
