核電既是高能量密度、高可靠性的基荷電源，同時又是一種清潔能源，其自身技術特點又區別于煤電、風電、光伏發電，在電力市場中的處境也因此變得特殊。核電應該如何參與電力市場?又該如何在參與市場競爭的同時保障合理收益、體現應用價值?

核電經濟性承壓

實際上，我國核電參與電力市場化交易的實例已不在少數。根據中電聯統計，2019年全國核電3263.24億千瓦時的上網電量中，市場交易電量達到了1076億千瓦時，占比已達三成。

“從‘一廠一價’，到后來的標桿電價(0.43元/千瓦時或當地煤電標桿電價)，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。”中核戰略規劃研究總院副院長白云生指出，目前核電行業需要面對的，是包括優先發電合約、市場化中長期交易、現貨市場交易和輔助服務交易等在內的多級市場。

然而，市場化程度提高直接影響了核電的經濟性。

一位與會專家告訴記者，從中核、中廣核旗下核電機組的數據來看，市場化交易電量逐年增加導致交易電價逐年走低。“現有定價機制并未考慮外部性成本因素，而各電源發電成本差異較大，在直接交易中實行‘一刀切’的電價，核電在市場競爭中客觀上處于不利地位。”

不僅如此，目前核電在調峰上面臨的壓力也在增大。“電網峰谷差距日益拉大，電網調峰需求增加，我國核電機組在大部分壽期內具備一定調峰能力，但目前國內在運核電尚未開展以日負荷跟蹤為主的調峰方式運行，缺少實際操作經驗。”白云生表示，“核電機組參與調峰不僅對機組安全運行帶來挑戰，也將對經濟性產生較大影響。”

有必要參與現貨

某發電企業研究人員認為，盡管目前現貨市場激烈的價格競爭使得核電不具備競爭優勢，但從技術層面上講，核電參與電力現貨市場十分必要。

“我們假設某個電網的市場化總電力供應有5000萬千瓦，總負荷有4000萬千瓦，此時供需比是5：4。但如果其中1000萬千瓦核電要優先發電、消納，相當于市場上供需兩側都減少了1000萬千瓦，市場供需比就變為4：3。”這位研究人員進一步解釋稱，如果核電不參加現貨交易，會影響價格對于供需關系的真實反饋，不利于電力市場價格信號的形成，“大家都在一個鍋里吃飯，就要遵守同一個規則，這對整個系統安全、可靠運行是有幫助的。”

中國核能電力股份公司市場開發部主任曾勛指出，目前8個現貨試點中，僅有浙江省統調核電機組實際參與了電力現貨市場交易。“核電企業應加強市場開拓，提高中長期合約的市場份額，同時加強研究以差價合約等形式鎖定中長期電量價格，對沖現貨市場風險，以此來建立健全收益保障機制。”據了解， 中國核能電力股份公司在浙江核電機組裝機910萬千瓦，占公司總裝機容量的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制

多位與會專家在論壇上指出，核電的“弱點”在電力市場中被放大，但其作為穩定電源、清潔能源的價值卻難以“變現”，需要現貨市場以外的機制設計來為其提供保障。

“以容量補償機制為例，有觀點認為，容量補償只應該提供給最困難的煤電，實際上包括核電在內，所有為系統提供容量服務的主體都有資格公平地獲得補償。”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，個人認為，可以考慮在推廣核電的地區適當放寬煤耗指標來體現核電減排價值，再讓地方承擔核電的減排補貼。”

而現實情況是，核電不僅缺乏這些補償機制，而且現有的保障消納也并未全面落實。白云生直言：“以某核電大省為例，2016年核電保障性消納小時數為7221小時，電量落地該省的某核電廠，應參加電力直接交易電量為18.47億千瓦時，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，增加了約3倍。”

白云生指出，核電經濟性失去保障，除了影響電廠運行效益外，還會向下傳導至核燃料循環產業。“目前度電燃料成本、度電乏燃料處置費逐年下降，但仍難滿足核電企業期望;乏燃料處理處置項目資金、核電機組退役費、民用低中放廢物處置資金等后端產業資金需求增加，核電與后端產業協調發展矛盾正在凸顯。”對此，白云生建議，應鼓勵核電與用戶簽訂5年以上的長期合同。通過政府全壽期長期協議、差價合約等方式給予核電政策支持，爭取政府授權合約比例保持較高水平。