日前，中國核能行業協會副理事長兼秘書長張廷克在第二屆核能智庫論壇上指出，面對“新電改”，核電行業應主動研究學習相關政策，積極應對并主動順應電力市場化發展趨勢。

　　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。