核電參與浙江電力市場關鍵問題分析

姚子麟，黃繼榮，許 輝，秦 愚，王海帝，吳天曈，丁 一

(1.中核運行管理有限公司，浙江 海鹽 314300；2.浙江大學電氣工程學院，浙江 杭州 310027)

2017年，浙江省發(fā)布《浙江省電力體制改革綜合試點方案》(以下簡稱《試點方案》)，確立了初期浙江省電力市場體系和市場建設階段性目標[1]。2019年5月30日，浙江啟動現(xiàn)貨市場模擬試運行，發(fā)電側和用戶側主體開始在電力市場中進行交易。核電機組是重要的發(fā)電側市場主體，核電機組的安全穩(wěn)定運行事關國計民生。在計劃體系下，核電機組的發(fā)電計劃和上網電價由政府制定，主要承擔電力系統(tǒng)基荷；在新的市場體系下，發(fā)電側主體在市場中報量報價，發(fā)電機組競價上網，核電機組可能面臨頻繁調節(jié)出力和市場電價波動的風險。浙江省部分核電機組屬于外來電機組，包括秦山核電公司二期、三期和方家山機組，由華東電力調度中心負責調度，它們在目前市場中自動創(chuàng)建價格接受者報價。秦山核電公司一期機組和三門核電公司1、2號機組屬于省調機組，由浙江省調度中心負責調度，參與現(xiàn)貨市場的報價[2]。在合約市場中，《試點方案》指出，初期浙江市場應按煤電、核電、大型水電、氣電以及外來電等不同電源屬性設計差價合約，以保障各類電源平等參與市場[1]。在保障核電機組安全穩(wěn)定運行的前提下，如何制定核電機組參與市場交易策略和應對方案，在電力市場中獲得穩(wěn)定收益，是核電機組參與初期浙江電力市場亟待考慮的關鍵問題。

法國電力集團EDF是法國電力市場的主要參與者，擁有法國所有核電機組。法國70%以上的發(fā)電量由核電機組提供[3]，為保證系統(tǒng)安全，核電機組需要參與系統(tǒng)調峰。法國絕大部分核電機組具備調峰能力，但優(yōu)先安排投運時間長、已收回建設成本的核電機組參與調峰，并保持所有機組在2～3個換料周期內參與調峰的次數(shù)基本相同[4]。除參與輔助服務市場外，NOME(Nouvelle Organisation du Marché de l'Electricité)法案規(guī)定，EDF需要將25%的核電發(fā)電量以準入價賣給市場零售商，從而促進電力零售市場的競爭[5]。美國核電機組發(fā)電量約占總發(fā)電量的20%[6]，受運行特性的限制及經濟性的要求，基本只參與系統(tǒng)調峰，不提供備用、調頻等輔助服務。核電機組根據電網需求參與調峰運行，每天經常實施50%～100%出力變化范圍內的調峰運行。美國核電機組也以簽訂購電協(xié)議的方式參與合約市場，至少有6家核電站利用購電協(xié)議(Power Purchase Agreement，PPA)覆蓋其大部分甚至全部發(fā)電容量，以規(guī)避現(xiàn)貨及容量市場的風險；《核能領導力法案》(S.3422-Nuclear Energy Leadership Act)指示聯(lián)邦政府可與商業(yè)核電站簽署長期電力購買協(xié)議，將傳統(tǒng)的聯(lián)邦電力購買協(xié)議有效期從10年延長至40年，以幫助核電廠收回初期成本[7]。廣東省核電機組的裝機容量占比9.7%，按照政府下達的年度基數(shù)電量計劃，在滿足系統(tǒng)安全的基礎上，優(yōu)先安排發(fā)電，節(jié)假日、強降雨和臺風等極端天氣影響期間參與系統(tǒng)調峰。在2018年電力市場交易中，核電廠按照市場電量的約占全年上網電量的20%的原則安排年度、月度市場化交易[8]。

從國內外的核電參與電力市場的經驗來看，核電可參與合約市場、輔助服務市場和零售市場等不同時間尺度、不同交易產品的市場。浙江初期電力市場采用全電力庫模式，以電力現(xiàn)貨市場為主體，輔以金融合約管理市場風險[1]。初期市場的目標為培育市場參與主體，確保市場轉換平穩(wěn)過渡。電力市場體系下的價格形成機制和收益模式與計劃體系下有所不同，發(fā)電側主體需要調整售電方式，制定電力市場應對策略，積極探索在不同市場中的參與方式。本文首先分析核電機組的運行特點，分別討論浙江初期現(xiàn)貨市場、合約市場、輔助服務市場和售電市場的規(guī)則與收益方式，并根據核電機組的運行特點，提出核電機組參與電力市場的可行建議。

1 核電機組的特征分析

為了制定核電機組參與浙江電力市場的應對策略，有必要分析核電機組的成本、運行等特征，主要概括為以下4點。

1)核電的邊際成本較低，固定投資比重較大：核電站的前期建設投資成本占70%以上[9]，燃料費用和日常運行維護費用相對較低，邊際發(fā)電成本低于傳統(tǒng)煤電的發(fā)電成本，有利于核電在電力市場中爭取發(fā)電量。然而，為了收回前期建設成本，核電機組的平均發(fā)電成本較高，上網電價普遍高于傳統(tǒng)煤電；在市場環(huán)境下，較高的發(fā)電成本不利于建設成本的回收，增加了核電企業(yè)的財務風險。

2)核電是一種環(huán)境友好的清潔能源：核電機組在運行過程中不產生二氧化碳、二氧化硫和氮氧化物等溫室氣體或有害氣體，不消耗煤炭或石油等化石能源，有利于降低單位發(fā)電量的煤耗量，完成浙江省耗煤量考核指標[10]。

3)與其他可再生能源相比，核電的出力穩(wěn)定性較高：風電、光伏等可再生能源發(fā)電具有較強的間歇性與波動性，核能作為唯一可大規(guī)模替代化石能源的穩(wěn)定低碳能源，在能源轉型中可發(fā)揮較大優(yōu)勢。

4)頻繁調整出力的安全性和經濟性不佳：從安全性角度來看，核電機組頻繁改變出力會影響調節(jié)系統(tǒng)的控制安全，降低核島和常規(guī)島的一些關鍵設備可靠性。對于頻繁的負荷變化，由于包殼應力頻繁變化，可能導致包殼局部疲勞破損，并增加機組控制難度，加大人因失誤風險，影響設備的可靠性，導致非計劃性停機停堆概率增加。從經濟性角度來看，核電機組在運行過程中頻繁降升功率會導致燃料燃耗不充分而產生棄料，同時棄料的增加也會增加后端乏燃料處理的難度和成本[11-12]。

2 現(xiàn)貨市場的參與策略

現(xiàn)貨市場交易是指實際運行前一天到運行前數(shù)小時，市場參與者之間進行的電力商品交易[9]。浙江市場由日前市場和實時市場組成，市場成員的日前交易電量以日前價格結算，只有實時與日前的偏差部分才會暴露在實時價格中。在現(xiàn)貨市場中，發(fā)電側采用節(jié)點邊際電價(LMP)作為經濟調度和定價的基礎，市場用戶采用對節(jié)點價格加權平均確定的統(tǒng)一價格來支付。核電機組在現(xiàn)貨市場中獲得的收益，主要是通過合理的報價策略參與現(xiàn)貨市場，獲得相應的發(fā)電量和市場電價，并使自身收益最大化。在不發(fā)生阻塞的情況下，每單位電量獲得的收益為節(jié)點邊際電價與機組發(fā)電成本之差。如圖1所示，階梯狀遞增曲線為發(fā)電機組的報價曲線，水平線為負荷曲線，兩條曲線的交點確定了現(xiàn)貨市場的出清電量和出清電價。每臺發(fā)電機組的收益等于出清電價和報價的差與出清電量的乘積，如圖中陰影部分所示。浙江部分核電機組屬于外來電機組，它們在日前市場中自動創(chuàng)建價格接受者報價，其價格等于允許的最低報價，下文不再對屬于外來電的核電機組的現(xiàn)貨市場報價策略進行討論。省調核電機組需要在日前市場中參與報價，報價形式為在其所在節(jié)點上一個交易時段內的價格-數(shù)量(遞增)對。為了盡可能獲得最大收益，發(fā)電機組在現(xiàn)貨市場中的報價策略需要考慮負荷情況制定，核電機組的報價策略也需要對發(fā)電和負荷的關系進行分情況討論。

圖1 發(fā)電機組在現(xiàn)貨市場的收益

在市場的電力需求旺盛時，核電運營商可以調大經營風險因子，提高報價成本，在獲得滿功率穩(wěn)定運行的前提下，爭取成為邊際機組，提高市場出清價格，獲得更大的利益。為防止報價過高導致核電機組被排除出日前市場機組組合，核電運營商需要加強調查和研究有關競爭對手的成本和報價策略，跟蹤以后電力市場日交易的成交情況，確定核電機組的有效報價策略[13]。

在電力市場的電力供需總體平衡時，會存在部分區(qū)域的供需不平衡問題。如果核電機組所在電網區(qū)域內供大于求，核電運營商可以與電網公司和大用戶簽訂直購電協(xié)議，降低在現(xiàn)貨市場中參與競價的風險，確保核電機組滿功率運行，保證一定的穩(wěn)定收益。

在電力市場的電力供需總體呈供大于求時，核電機組的滿功率運行模式會受到較大挑戰(zhàn)。此時，核電運營商需降低報價，采取邊際成本報價或零價，以保證核電機組不停機，保持在可以長期穩(wěn)定運行的功率，進入日前市場機組組合。在長期穩(wěn)定運行功率至滿功率段，核電運營商可以通過向政府有關機構申請保護政策，或采用邊際成本報價。由于核電機組的邊際成本較低，在負荷高峰時，核電機組的價格優(yōu)勢更加明顯，有可能實現(xiàn)滿功率運行，獲得相應的收益；在負荷較低時，核電機組以邊際成本報價保證不會虧損。

3 合約市場的參與策略

中長期合約主要用于市場主體控制現(xiàn)貨市場價格或電量波動的風險[14]，浙江初期電力市場的中長期合約分為雙邊合約和政府授權合約，形式為差價合約，買賣雙方簽訂的合約量按合約價格結算，合約電量的偏差部分按照現(xiàn)貨價格結算[1]。雙邊合約為兩個交易對手方之間的合約，由雙方管理信用風險。政府授權合約由浙江省政府確定，交易對手方為電網公司或其子公司，由交易中心根據市場規(guī)則集中管理和結算政府授權合約。

制定雙邊合約要求核電機組能選擇優(yōu)質的客戶或者售電公司，與其簽署雙邊合約，保障自己的收益。相對于其余電源來說，核電機組最大的優(yōu)勢在于其發(fā)電量較為平穩(wěn)，合約簽署較為方便并且對于用戶的吸引力度較大。核電機組可部署與售電公司、大用戶間的雙邊合約的簽訂，結合自己的發(fā)電曲線與用戶的用電特性確定合約的電力曲線及對應的價格，緊急搶占市場、提前布局。

合約市場的引入的關鍵是保證電力改革平穩(wěn)過渡，將現(xiàn)階段的計劃電量轉化為政府授權合約，通過政府授權的方式給核電機組一定基礎電量。為此，政府授權合約的電力曲線的量和價的確定對于核電機組的收益至關重要，政府一般會根據現(xiàn)階段的上網電價來確定初期電力市場中的合約價格，有可能以此為基礎降部分電價。核電機組應首先進行成本測算，結合核電機組的建設成本、運行成本等計算每單位電力的生產成本，以此作為談判的基礎。若政府制定的電價偏低，與生產成本較為接近，則需要與政府進行溝通協(xié)調，以使企業(yè)能獲得平穩(wěn)收益。

對于合約的簽訂，除了需要明確電力曲線和對應的價格外，還需要進一步確定合約的合約結算方式、交易量、價格精度、合約期限、合約價格參考點、最終結算等內容。

4 輔助服務市場的參與策略

浙江電力市場中，需要從市場中采購的輔助服務包括調頻(AGC)、一級備用和二級備用，它們在實時市場中進行出清。合約型輔助服務包括無功補償和黑啟動，以合同的形式在提供輔助服務的機組之間進行競爭性采購。

核電機組的功率調節(jié)能力較差，尤其是部分老舊機組，因此核電機組很有可能不參與輔助服務市場。核電的存量資產成本高，決定了核電提供輔助服務的成本也高。除非市場能夠全額補償核電提供輔助服務的成本，否則核電提供專門的輔助服務具有較大的財務風險。未來，隨著市場建設的逐步推進，核電機組還需要探索參與輔助服務的方式，主要存在以下幾種方案。

1)改造核電機組回路，提高核電機組功率調整的靈活性。法國核電機組經過技術改造后，可以提供一次調頻、二次調頻和負荷跟蹤等服務，其中一次調頻指核電機組能夠在±2%-±5%額定容量內，以每秒鐘1%額定容量的調節(jié)速率調整出力，使得電網頻率穩(wěn)定在標準頻率±200 mHz范圍內至少15 min；二次調頻指核電機組能夠在±10%額定容量范圍內，以每分鐘1%～5%額定容量的調節(jié)速率調整出力[15]；負荷跟蹤指的是根據需求調整電力供應(功率從白天100%減少到夜間50%或更少，并對進入電網的可再生能源的變化做出反應)。

2)核電機組與抽水蓄能機組聯(lián)合調度，充分發(fā)揮水電、抽水蓄能機組的調峰能力，盡量使核電機組帶基本負荷，有效降低發(fā)電成本。通過抽水蓄能的靈活性，保證核電廠能提供一次調頻、二次調頻等輔助服務，獲得相應的補償。

3)探討核電機組和電網調度的最佳配合模式，如合理安排核電站換料大修事件、跟蹤負荷調峰、極端日壓出力運行等方式，探索核電機組與電力系統(tǒng)中其他調峰電源的聯(lián)合調峰運行、風光儲核聯(lián)合發(fā)電系統(tǒng)的協(xié)同調度和智能控制，以提升核電的經濟效益[16]。

5 售電市場的參與策略

《試點方案》提出，初期電力市場允許售電公司代表110千伏及以上電壓等級用戶參與市場，符合條件的發(fā)電企業(yè)可投資和組建售電主體進入售電市場，從事售電業(yè)務。核電企業(yè)可探索成立售電公司，具有發(fā)電企業(yè)背景的售電公司本身具有先天競爭優(yōu)勢和客戶資源，同時與電網企業(yè)有長期良好的合作基礎，熟悉電力系統(tǒng)網架及各項電力技術，其他欲進入售電市場的售電主體若與其競爭，在技術、人員、線路、成本等方面明顯處于劣勢。核電企業(yè)還可以探索進入售電市場的多種形式，比如技術合作、參股售電公司、提供創(chuàng)新服務(向用戶提供合同能源管理、綜合節(jié)能和用能咨詢等增值服務[17])等，以提升盈利空間。

6 結束語

通過分析核電機組的特性和浙江初期電力市場的規(guī)則，可發(fā)現(xiàn)核電機組盈利的主要方式是參與現(xiàn)貨市場和合約市場，售電市場也有可能成為核電運營商新的利潤增長點，如果參與輔助服務市場，則需投資改造核電機組回路或配套抽水蓄能機組等措施，在收回改造與建設成本后，有可能在輔助服務市場中獲得一定收益，核電機組在浙江電力市場的參與策略可總結為圖2。為了適應新的市場體系，保障核電機組安全穩(wěn)定運行和合理收益，建議核電企業(yè)采取以下措施。

1)進行成本測算。核電機組的發(fā)電成本包括投資建設成本、燃料成本、運行維護成本、退役成本和乏燃料處置成本等強制性成本，發(fā)電成本的構成比例比較特殊。同時，核發(fā)電技術仍處在不斷更新?lián)Q代的發(fā)展進程中，不同技術路線的核電站成本差異也較大。核電機組的研發(fā)成本、建設投入、運維成本、定價模式等均與常規(guī)電源極為不同，因此，在核電企業(yè)參與市場前，應充分考慮核電的成本構成、工業(yè)體系特點、堆型特點等多重因素，相應開展成本測算，以規(guī)避核電企業(yè)潛在收入風險。

2)開展仿真試驗。為防范和避免市場風險，提高市場意識，可選擇在市場試運行期間或企業(yè)內部開展市場博弈競價模擬。依托電力市場仿真系統(tǒng)平臺，開展市場規(guī)則對電廠商報價策略的影響等仿真試驗研究分析，根據結果提前預估市場出清和企業(yè)收益情況。主要分析內容可以涵蓋競價結果的評價分析、企業(yè)效益的評價分析以及企業(yè)競價策略的評價分析等方面。

3)調整或重構配套業(yè)務流程。作為發(fā)電側參與市場的重要主體之一，核電企業(yè)需要調整或重構部門業(yè)務流程，以適應浙江電力市場發(fā)展。這不僅要求企業(yè)內部各個部門間能夠有效協(xié)調，形成切合浙江市場運行的配套業(yè)務流程；也要求企業(yè)能夠對外與電網公司、電力用戶、交易中心等其他市場主體有效交互。

圖2 核電機組參與浙江電力市場的應對策略