邹 玮，杜 辉，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)
随着中共中央、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)，国内电力体制改革和电力市场建设正式拉开帷幕[1]。核电机组是重要的清洁能源机组，是建设低碳社会和实现可持续发展的重要力量。我国电力市场的建设给核电机组的运营带来了诸多变化和挑战，核电机组的电量与电价不再完全由价格主管部门和调度机构决定，增加了营收和运行方式的不确定性，因此有必要研究国内外核电机组参与电力市场的情况，以期为国内核电企业和电力市场建设提供经验参考与借鉴。本文首先以美国为例，分析美国电力市场的基本情况和核电机组的参与方式，然后总结国内电力市场建设进程，进而对比核电机组在我国电力现货试点省份的参与情况和收益方式，最后进行核电机组进入电力市场交易的差异性比较，提出适应国内电力市场规则的核电机组市场交易建议。
1.1 美国核电机组参与电力市场现状
美国是世界上最早进行电力市场改革的国家之一，区域电力市场主要包括德州电力市场、PJM电力市场和加州电力市场等[2]，市场模式主要是以电力库为主的集中式市场，存在物理合约和金融合约。2019年美国核电机组发电量占总发电量的19.3%[3]，占全球核电发电量的30%以上[4]，是美国重要的电力来源之一。美国约有54 GW的核电容量处于管制市场中，45 GW的核电容量处于自由市场中[4]，参加现货市场、合约市场和辅助服务市场等不同类型的市场交易，如表1所示。
表1 美国核电机组参与电力市场情况Table 1 Participation of nuclear power plants in the electricity market in the United States
为应对市场化带来的经济性冲击，美国核电业界发起了Delivering the Nuclear Promise倡议，以维持核电行业运营的安全性和可靠性[9]，并使得核电运行成本降低了30%[4]，但美国核电机组在电力市场中的经营状况不佳，难以收回资金成本，导致核电企业减少投资和降低成本，如新泽西州的Oyster Creek核电站已在2018年选择提前退役[10]。自2013年以来，已有Pilgrim等近10座核电站退休，仍有Diablo Canyon等核电站计划于2025年之前关闭[11]。
1.2 美国核电机组参与电力市场的补救措施
美国核电机组重点关注在现货市场和容量市场上的发电收益，但市场价格压力及风险较大，主要面临燃气价格低廉、负荷需求放缓、可再生能源大量进入市场和负电价等因素的影响[4]。为了缓解核电机组在电力市场中面临的压力，美国各州先后出台了面向核电机组的零碳排放补贴和无碳电力拍卖等清洁能源政策、资金补贴或容量电费等政策等，具体如表2所示。
表2 美国的核电优惠政策Table 2 Preferential policies for nuclear power plants in the United States
2.1 国内电力市场建设历程
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“三放开、一独立、三加强”的电力体制改革目标[1]。2017年8月，国家能源局印发《关于开展电力现货市场建设试点工作的通知》，选择南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等8个地区开展第一批现货市场试点[18]。截止2019年7月，广东[19]、蒙西[20]、浙江[21]和山东[22]等地区已公布电力市场建设方案与市场规则，八个现货市场试点地区均已开展模拟试运行[23]。目前全国已成立北京交易中心和广州交易中心2个国家级交易机构、6个国网经营区域交易机构和27家省级交易机构，2020年1—8月市场化交易电量13 968亿kWh，占国家电网总售电量的47.4%[24]，电力市场建设和交易正如火如荼开展。
2.2 试点省份电力市场建设情况
我国八个现货市场试点地区的市场规则各有不同，差异主要在市场模式、报价方式和价格机制等方面[25]，具体如表3所示。从市场模式来看，采用分散式市场模式的地区为蒙西和福建，以中长期物理合约为主，现货市场出清不平衡电量；
采用集中式市场模式的地区为广东、浙江、山西、山东、四川和甘肃6个地区，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，其中蒙西、福建和甘肃的用户不参与报价，广东、浙江、山西、山东和四川5个地区的用户报量不报价，负荷侧价格大多为节点电价加权平均，发电侧价格多为节点电价或区域电价。
表3 我国现货试点地区市场规则对比Table 3 Comparison of market rules between pilot areas
2.3 核电机组参与国内电力市场情况
2019年核电机组发电量占全国总发电量的4.6%[30]，是我国重要的电源之一，其中广东、浙江、山东电力市场已将核电机组纳入市场交易中，因此本节主要分析核电机组在以上三个电力现货试点地区的参与方式与收益情况。
广东电力市场开展的交易种类包括中长期交易(基数电量、价差月度交易、绝对价格中长期交易)和现货交易等；
2020年广东安排市场交易规模约2600亿kWh，约占广东全社会用电量的37%[31]。2019年广东省核电机组发电量占省内用电量的14.8%[32]，核电机组作为A类机组不参与广东电能量市场化交易，只拥有基数电量，按照政府下达的年度基数电量计划优先安排发电，需要缴纳辅助服务费用[19]。
山东电力市场开展的交易种类包括中长期合约交易(双边协商、集中竞价、挂牌交易等)和现货交易等；
2020年上半年，山东达成市场交易电量1 537.5亿kWh[33]。山东省内核电机组仅有海阳核电2×1250 MW机组，其在年度设计利用小时以内上网电量部分(机组平均可利用率93%，设计利用小时8 146.8 h，对应发电量203.67亿kWh)执行政府定价(0.4151元/kWh，含税)，以外上网电量按照市场价格结算[34]。海阳核电按照每日电量比例分摊辅助服务费用，并分摊第三次结算试运行中的不平衡资金331.63万元[35]。
浙江电力市场开展的交易种类包括直接交易(普通直接交易和售电市场直接交易)和现货交易；
2020年浙江省电力市场化交易电量将达到2100亿kWh[36]。《浙江省电力体制改革综合试点方案》及《浙江电力市场建设方案》明确各类型发电机组必须参与电力市场[21]，省调核电机组按照实发电量的90%给予政府授权合约，剩余10%电量按照现货市场电价结算。此外，省调核电机组需按照政府授权合约电费比例分摊辅助服务和成本补偿费用[26]。
由于政府授权合约部分需要承担辅助服务和成本补偿费用的分摊，导致统调核电机组政府授权合约部分电量的收益仍旧无法得到保障，对核电公司的经营带来风险。
通过对各省核电机组参与电力现货市场的情况调研分析后，目前国内核电机组参与电力市场存在一下几个方面的问题：
(1)各类型机组在不同历史时期的批复上网电价存在差异，目前政府授权合约电量或基数电量部分按照批复上网电价结算存在不公平性。从1991年秦山一期工程建成投产到2020年3月31日，我国运行核电机组共47台(不含台湾地区)[37]，核电的批复价差达到0.04元/kWh。
(2)补偿核电机组在电力市场中电能电费损失的配套机制不健全，暴露在现货市场中的电量部分缺乏合理的发电成本补偿机制。
(3)核电机组应该在电力市场中体现其清洁能源价值，目前国内电力市场未公布针对核电机组的清洁能源补贴政策。核电机组每发电100亿kWh，约相当于减少燃烧标准煤400万t，减少二氧化碳排放997万t，减少二氧化硫排放30万t，减少氮氧化物排放15万t[38]。核电机组作为清洁能源机组，不仅未获得清洁能源电源的度电补贴，还承担了乏燃料处理费用，不利于发挥核电机组的清洁能源优势。
核电机组在电力市场环境下的运行方式和营收来源与计划体制下有诸多不同，为了研究和比较核电机组参与电力市场的方式，本文分别对美国和我国现货市场试点地区中核电参与电力市场的现状进行差异性分析，现总结如下：
(1)美国核电机组可参与现货市场、合约市场和容量市场，在部分调峰能力有限的区域电力市场，核电机组也需参与辅助服务市场，参与市场形式较为多样。在核电机组面临较高收益损失风险时，美国各州也出台了相应的清洁能源或容量补贴政策。
(2)国内有核省份的电力市场模式多为集中式市场模式，核电机组如果参与现货市场，将面临现货市场价格偏低和波动的风险，如浙江省省调核电机组在现货市场中承担了较高的电能费用损失。在核电机组不参与市场交易的广东省和山东省，核电机组的电能费用收入与市场化之前基本相同。此外，核电机组在电力市场中都需分摊辅助服务费用，浙江省省调核电机组还需分摊成本补偿费用。
(3)美国电力市场建设较为成熟，核电机组的收益方式相较国内更加丰富多样，也有较为完善的核电优惠政策。国内电力市场建设正处于初期阶段，辅助服务市场规则和成本补偿机制亟需完善，容量市场和合约市场等市场交易类型正在逐步扩展，核电机组的收益方式比较有限，容易遭受高昂的收益损失。建议国内电力市场针对核电机组高建设成本和清洁能源的共性出台相应的市场规则与补贴政策，缩小不同地区核电机组参与市场的差异性，完善和增加市场交易形式，以实现核电企业从计划体制到电力市场的平稳过渡，保证市场运行的公平性。
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