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。
