【体量小，责任则小；体量大，责任变大；风光如此，核电也是如此。】
——来源：享能汇工作室
*文中出现的采访人物皆为化名。
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1.山东核电正式入市
连续运行的山东电力现货市场又纳入新的市场主体——核电！
根据国家能源局山东监管办消息10月30日消息：近日，山东省发展改革委、山东省能源局、山东能源监管办联合印发《关于明确海阳核电1、2号机组参与市场交易有关事项的通知》，明确海阳核电1、2号机组自2023年11月起参与电力市场交易。
而山东核电参与市场的方式也是全国首创——核电机组保留优先发电量、全电量报量报价参与电力现货市场模式，为山东即将陆续投产的核电项目参与电力市场交易探索了可行路径。
就在该消息发布的同一天下午，山东能源监督办公室网站还发出另一条通知，宣布再次组织开展电力市场交易规则修订工作，修订聚焦的要点和难点，则主要围绕在新能源入市、新型主体参与市场、市场力监管、发电成本补偿、阻塞盈余分配、中长期市场运营机制、零售市场运营机制等7个方面的。
两条消息在同一天齐发，一来暗示着核电进入市场之路并不轻松，二来也意味着，山东电力市场所应对的挑战越来越大。
那么山东核电进入市场，面临什么难点？又有哪些看点？
2.现状：核电优发优购，结算价格却不理想
2018年10月、2019年1月，海阳核电1、2号机组分别正式投入运行，装机容量共250万千瓦，是山东省唯一在运核电机组和单机最大的清洁基荷电源，年发电约200亿千瓦时，隶属于国家电投集团。
山东省内的有一句说法，“山东的第一度核电从海阳发出”。而进入电力市场之前，海阳的每一度电都算到优发优购范围——发电量按照批复价格结算、优先消纳，作为电力市场边界运行。
根据山东省《关于做好2023年全省电力市场交易有关工作的通知》：未参与电力市场交易的“三余”发电、生物质发电、小水电、核电、分布式新能源和部分省外来电等电量，按价格由低到高优先匹配居民、农业等保障性电量。结合国家关于可再生能源消纳责任权重有关要求，将匹配保障性电量之余的优先发电量打包作为政府授权中长期合同，由全体工商业用户（含电网企业代理购电用户）认购。
据悉，山东批复的核电上网电价是0.4151元/兆瓦时，比煤电标杆电价高出2分。
不过，从结算山东披露的月度信息看，今年核电实际度电结算价格仅在0.38-0.39元/千瓦时水平，远低于火电机组，甚至比一些地方公用机组还低。
从下图1可见，与未进入市场的地方公用机组比，今年核电每度电的结算价格要低2分以上。
（享能汇工作室整理制图1:核电与其他机组结算电价比较）
结算价格低的主要原因就是分摊费用。
据了解，山东核电分摊费用高达3分以上，因此拉低了度电收入。
有业内人士阿B评价说：“再不入市的话，明年肯定还要承担更多的分摊费用。”
3.核电分摊费用高昂的原因
据测算，山东的整个市场的分摊费用水平大概在7-8厘/千瓦时，比较下来，核电的分摊费用确实高了不是一星半点。
阿B认为，核电分摊费用高，原因有三：
首先，山东核电不参与电网调频，是辅助服务的单纯受益者，因此需要在两个细则部分交钱。相反，火电却是省内辅助服务的主要提供者，不少大容量火电机组在辅助服务部分是有收入的。因此，由于提供辅助服务能力的不同，核电和火电的分摊费用差距很大。
其次，近年来，由于大量新投产的风光机组尚未入市，山东省内政府授权合约体量已经逐渐增大，市场不平衡分摊费用也随之增加，核电作为优发电源，需要承担一部分费用。
第三，核定发电曲线是一条直线，需要分摊的市场运行费用就多。
也就是说，既不进入市场，又不参与调节，造成核电分摊费用高出火电数倍。
身为核电人士的南方省份Q先生提出见解：“核电的调节能力是比较弱的，不像火电可以一会儿顶峰，一会儿填谷，调节能力弱，就必须承担市场风险，如果没有调节能力，则必然要承受价格上的波动。”
4.山东电网面临挑战：核电和风光装机都剧增
海阳核电2台机组是全网唯二投运机组，仅占直调总装机量的3.3%。但根据省内人士透露：“山东在未来四年每年都有核电机组投产计划，而且都是百万以上的大机组。”
2022年7月印发的《山东省核能发展建设工程行动方案》明确提出，到2025年，山东省在运核电装机570万千瓦，到2030年，山东省在运核电装机1300万千瓦以上。
意味着，在未来7年的时间里，核电要继续增加1000万以上装机。而另一方面，今年9月底，山东光伏、风电等新能源装机达8414万千瓦，位居全国第一，2024年，大量的新风光也等着投产。
尽管山东近两年已经开始了经济性的弃风弃光，可供需形势变化太快，日调节矛盾日益突出。
阿B介绍：“山东电网现在的主要矛盾发生在冬季供暖期——平时若有弃风弃光的情况要发生，煤电、抽蓄和电化学储能、核电按顺序调整，最后则选择弃风弃光，一旦遇到冬季供暖期，煤电因为保民生供热，弃负荷顺序则必须晚于核电和风光机组。”
从长远看，假如核电总规模达到1000万千瓦以上，却总是受优发电量保护的话，那么调节出力就成了让电网头痛的难题。
体量越大，责任越大。
5.山东能不能指望核电调节出力？
当然，对核电来说，满负荷运行是最安全和最经济的选项。
由于核电的燃料成本近0，主要成本是建设、运维成本等固定成本，因此，电量越多，度电成本则越低，越能减少投入冷却液，核燃料棒的寿命也越长。
那么核电本身是不是毫无调节能力呢？工作室询问了国内外相关人士，有人站Yes，也有人站No。
接近美国电力市场的专家站P先生首先站边No：
“核电调整出力要比常规火电复杂的多，由于设备条件不允许，普通核电不能随便调节，核电即使参与调节，爬坡率也很低。”
在美国，弃风弃光的时候，有足够的燃机去调节，所以不需要核电参与。只有法国的核电是参与辅助服务的，因为核电装机占到了40%，但那需要使用额外的技术设备。”
山东X先生站Yes：“单从核电角度看，弃核的确不经济，但从整个大电网的角度看，向新型电力电网转型后，如果核电一点都不能弃，就有些说不过去了。”
南方核电人士Q先生则表达中立，他认为：“装机只有2-3百万的时候，参与调节的必要性不大，但是后面陆陆续续有新基地投产的话，就应该在市场上承担应有的责任。”
但X先生则觉得：“山东核电是有日调节能力的，对标法国的潜力很大。”
6.核电8月现货“首秀”，容量补偿争议摆上桌面
今年8月，两台海阳机组已经完成了电力现货试点。
根据山东8月电力电力市场信息披露情况，当月，省内核电总上网电量约16.69亿千瓦时，优先合约电量占比96.92%。据省内相关人士介绍，海阳核电一台机组部分电量参与了共10天左右的现货结算，可以算是“核电现货初体验”。
（享能汇工作室整理制图2:核电8月参与电力现货结算）
随着核电进入市场交易，围绕价格机制的讨论摆上桌面。
由于山东是国内首个执行容量电价补偿机制的省份，那么入市之后，核电应该享受多少容量补偿呢？
对核电人士来说，核电和火电的成本构成完全不一样，和风光的情况也不一致，如果采用同一套模式，容量补偿过少的话，进入市场交易就不划算。
而对火电人士来说，核电根本没有尽到市场调节的义务，又凭什么拿和火电一样的容量补偿呢？
从8月试点，到《关于明确海阳核电1、2号机组参与市场交易有关事项的通知》印发，几个月来，容量补偿机制明显经过了反复的讨论。从新的文件看，核电的容量补偿比8月终于得到“优待”，较8月获得提升，补偿算法与地方公用电厂一致。
7.核电应该怎么报价？
核电参与现货，应该报直线，还是报曲线。
从山东最新文件看，优先消纳电量事前给定、分月调整，分时曲线结合核电机组运行特性，原则上按照全天一条直线的方式分解。
美国市场人士P先生告知：“在美国市场里，核电就是按直线发，核电的投资成本很高，但变动成本就是核燃料，很便宜，所以接受市场价格就行。”
核电人士H解释：“欧洲国家也是有区别的，比如英国市场采用差价合约；而法国作为核电大国，已经建立了比较完善的核电电价管理体系，包括全国统一的核电定价机制和基于CPI指数调整的核电电价调整机制，国内的核电国采用‘成本+利润’的统一定价方式，参与调峰，并不按直线成交，按市场价格出清。
而目前，国内的广东和浙江两省也出现不一样的报价方式：
广东的核电已经进入电力现货市场申报直线，而浙江核电，在参与现货试运行期间，则是根据预测的发电能力申报曲线。
8.核电进入电力市场，收入会涨吗？
核电进入市场，会不会影响营收？
对此，南方省份核电人士Q先生提出远见：
“不论核电是按多少比例进入电力市场，10%也好，或者50%，甚至是90%，核电本身都要以长远的比较看待此事，如果整个市场是涨价的环境，那么作为业主方来说，参与市场的量肯定越多越好；但如果市场是下行的环境，那么业主肯定想把风险控制到最小，最好一度电都别参与市场。
所以，核电按多少比例参与市场，还是基于顶层对整个宏观经济形势、甚至是全球经济形势的长远判断，最终才形成结论。”
9.核电入市，对明年山东长协影响几何？
有省内人士指出，核电入市，将对山东中长期市场造成挺大的冲击。
“核电30%容量进入市场的话，对火电影响很大。因为核电运行成本低，追求发电稳定，肯定需要在中长期上锁定收益。而火电则不一样，如果中长期电价偏低，不能保证收益，那就在现货市场博取更高的价格。”
10.小记
从与省内外业内人士的交流情况看，山东核电入市之路的确不轻松，要攻破的难点诸多，海阳核电的入市，既是明年现货市场的一大看点，也将为未来投产的山东核电项目参与电力市场交易打好前站，探索可行路径。
（本文来源：微信公众号“享能汇”，作者: 享能汇工作室）
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