日前，中国核能行业协会副理事长兼秘书长张廷克在第二届核能开云直营官方论坛上指出，面对“新电改”，核电行业应主动研究学习相关政策，积极应对并主动顺应电力市场化发展趋势。
核电既是高能量密度、高可靠性的基荷电源，同时又是一种清洁能源，其自身技术特点又区别于煤电、风电、光伏发电，在电力市场中的处境也因此变得特殊。核电应该如何参与电力市场?又该如何在参与市场竞争的同时保障合理收益、体现应用价值?
核电经济性承压
实际上，我国核电参与电力市场化交易的实例已不在少数。根据中电联统计，2019年全国核电3263.24亿千瓦时的上网电量中，市场交易电量达到了1076亿千瓦时，占比已达三成。
“从‘一厂一价’，到后来的标杆电价(0.43元/千瓦时或当地煤电标杆电价)，再到目前参与电力市场化交易，核电电量市场化水平正在快速提升。”中核战略规划研究总院副院长白云生指出，目前核电行业需要面对的，是包括优先发电合约、市场化中长期交易、现货市场交易和辅助服务交易等在内的多级市场。
然而，市场化程度提高直接影响了核电的经济性。
一位与会专家告诉记者，从中核、中广核旗下核电机组的数据来看，市场化交易电量逐年增加导致交易电价逐年走低。“现有定价机制并未考虑外部性成本因素，而各电源发电成本差异较大，在直接交易中实行‘一刀切’的电价，核电在市场竞争中客观上处于不利地位。”
不仅如此，目前核电在调峰上面临的压力也在增大。“电网峰谷差距日益拉大，电网调峰需求增加，我国核电机组在大部分寿期内具备一定调峰能力，但目前国内在运核电尚未开展以日负荷跟踪为主的调峰方式运行，缺少实际操作经验。”白云生表示，“核电机组参与调峰不仅对机组安全运行带来挑战，也将对经济性产生较大影响。”
有必要参与现货
某发电企业研究人员认为，尽管目前现货市场激烈的价格竞争使得核电不具备竞争优势，但从技术层面上讲，核电参与电力现货市场十分必要。
“我们假设某个电网的市场化总电力供应有5000万千瓦，总负荷有4000万千瓦，此时供需比是5：4。但如果其中1000万千瓦核电要优先发电、消纳，相当于市场上供需两侧都减少了1000万千瓦，市场供需比就变为4：3。”这位研究人员进一步解释称，如果核电不参加现货交易，会影响价格对于供需关系的真实反馈，不利于电力市场价格信号的形成，“大家都在一个锅里吃饭，就要遵守同一个规则，这对整个系统安全、可靠运行是有帮助的。”
中国核能电力股份公司市场开发部主任曾勋指出，目前8个现货试点中，仅有浙江省统调核电机组实际参与了电力现货市场交易。“核电企业应加强市场开拓，提高中长期合约的市场份额，同时加强研究以差价合约等形式锁定中长期电量价格，对冲现货市场风险，以此来建立健全收益保障机制。”据了解， 中国核能电力股份公司在浙江核电机组装机910万千瓦，占公司总装机容量的48%;旗下秦山核电自2016年参与电力交易以来，其市场交易电力占比已从20%提高至50%。
专家呼吁完善保障机制
多位与会专家在论坛上指出，核电的“弱点”在电力市场中被放大，但其作为稳定电源、清洁能源的价值却难以“变现”，需要现货市场以外的机制设计来为其提供保障。
“以容量补偿机制为例，有观点认为，容量补偿只应该提供给最困难的煤电，实际上包括核电在内，所有为系统提供容量服务的主体都有资格公平地获得补偿。”上述研究人员提出，“另一方面，核电能量密度高，减排作用明显，个人认为，可以考虑在推广核电的地区适当放宽煤耗指标来体现核电减排价值，再让地方承担核电的减排补贴。”
而现实情况是，核电不仅缺乏这些补偿机制，而且现有的保障消纳也并未全面落实。白云生直言：“以某核电大省为例，2016年核电保障性消纳小时数为7221小时，电量落地该省的某核电厂，应参加电力直接交易电量为18.47亿千瓦时，但地方管理部门要求其参与直接交易电量为73.38亿千瓦时，增加了约3倍。”
白云生指出，核电经济性失去保障，除了影响电厂运行效益外，还会向下传导至核燃料循环产业。“目前度电燃料成本、度电乏燃料处置费逐年下降，但仍难满足核电企业期望;乏燃料处理处置项目资金、核电机组退役费、民用低中放废物处置资金等后端产业资金需求增加，核电与后端产业协调发展矛盾正在凸显。”对此，白云生建议，应鼓励核电与用户签订5年以上的长期合同。通过政府全寿期长期协议、差价合约等方式给予核电政策支持，争取政府授权合约比例保持较高水平。
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