李永战
三门核电有限公司，浙江省台州市，317112
摘要：随着我国电力现货市场建设的逐步推进，核电机组作为电力现货市场的重要发电侧主体之一，需要调整其参与现货市场的策略，以应对现货市场的风险并保证合理收益。本文首先分析了核电机组的运行特点和典型电力现货市场出清流程，为核电机组制定了现货市场交易策略，提出了核电机组在现货市场中的报价策略建议。
关键词：核电机组；电力现货市场；报价策略
1核电机组的运行特点
１）核电机组的前期建设投资规模大、成本回收周期较长，平均发电成本较高；而边际发电成本主要由日常运行维护成本和燃料成本构成，燃料成本比重约为总成本的２０％～３０％，且日常运行维护成本较低，因此核电的边际成本较低。
２）核电机组的停堆装料大修时间较长，停堆后约需要４～８个星期启动并网。核电机组虽然具备一定的功率调节能力，但频繁调节功率会增加安全风险，综合安全和经济效益因素，核电机组在系统运行中一般作为基荷电源。机组年运行小时数和设备利用小时数高，２０１８年我国核电设备平均利用小时数达７４９９．２２ｈ。
２核电参与应对策略制定
2.1提高核电机组政府授权合约的比例
假设初期市场核电机组政府授权合约比例为90%，以某核电站2台百万机组为例初步测算损失5.549亿元。为有效降低核电机组在现货市场的损失，在初期市场中可提高核电机组政府授权合约的比例。经测算，当政府授权合约电量比例由90%增加至95%时，收益损失将由5.549亿元降低至3.981亿元。
2.2对暴露于现货市场的电量签订双边差价合约
负荷低谷时期的现货市场电价偏低，甚至出现零电价或负电价，导致核电机组在谷荷期间的电能量收益损失较高。在谷荷期间与市场化用户签订双边合约，有利于规避现货市场电价风险和稳定电能量收益。
2.3限制核电机组暴露于现货市场的比例
未来随着用户的逐步放开，核电机组暴露于现货市场的电量规模也将同步增大，由此将给核电机组利润损失也将随之增大。为有效控制核电机组的利润损失，保证电力市场的良性发展，建议未来需要控制核电机组暴露于现货市场电量的比例，即保证核电机组的政府授权合约在70%-90%内。当现货市场电量比例由10%增加至30%时，以某核电站2台百万机组为例测算，收益损失将由5.549亿元增加至11.82亿元。
2.4参与辅助服务市场策略
2.4.1呼吁合理的辅助服务价格与分摊机制
（1）初期市场中，用户暂不参与辅助服务费用的分摊，建议尽快将用户引入辅助服务费用分摊主体中。
（2）由于核电的市场化电量节点电价与全网平均节点电价接近或略低，如果按照市场化电费比例分摊辅助服务费用，核电分摊的辅助服务费用会略有降低。
（3）建议机组先按照政府授权合约电费的一定比例分摊市场化辅助服务费用，逐渐增加至按照全部政府授权合约电费比例分摊辅助服务费用。
2.4.2投资建设储能系统参与辅助服务市场
功率型储能系统的连续储能时长一般在15-30min，例如调频储能场景或平滑间歇性电源功率波动场景。储能系统可为辅助机组AGC调频的补充，可提高机组整体的AGC综合性能指标，降低了机组频繁动作造成的不良损耗。对于电网而言，储能系统响应调频速度快，控制精度高，有利于增强电网的稳定性和灵活性，保证电网安全可靠运行。
2.4.3申请合理的成本补偿测算与分摊机制
在争取机组成本补偿费用方面，核电需要建立合理的发电成本测算模型，考虑一期机组延寿费用，计算边际发电成本和平均发电成本等数据，以作为争取现货市场运行成本补偿的依据，可向浙江省发改委和能源局提议，只补偿政府授权合约电量之外的运行成本，避免运行成本的过补偿现象，以降低核电的成本补偿分摊费用。
2.5突出核电机组清洁能源优势
2.5.1争取碳排放交易权
发电行业年度排放达到2.6万吨二氧化碳当量以上的企业，由气候变化主管部门分配一定的碳配额。企业富余配额可向市场出售，不足部分需通过市场购买。碳排放权交易的初期交易产品为配额现货。建议以中核集团名义核电集团，向国家发改委申请核电机组的自愿减排项目备案；并向浙江省发改委和能源局争取建立碳排放交易市场，推动核电碳减排量的市场化交易。
2.5.2申请容量电费
目前燃气机组的上网电价由电量电费和容量电费两部分组成，容量电费在360-680元/千瓦·年不等，某省调燃气机组一年共获得容量电费48.84亿元容量电费，以燃气机组年利用小时数1200小时计算，容量电费相当于0.335元/kWh的电价。核电机组的建设成本约1.5-2万元/kW，远高于燃气机组的建设成本，核电机组无容量电费补贴。核电机组参与电力市场的收益损失需要通过容量电费或度电补贴回收，建议向国家发改委、能源局等部门申请针对核电机组的度电补贴或容量电费等政策。
2.5.3申请度电补贴
燃煤机组一般可获得0.01元/kWh的超低排放电价，核电机组作为清洁能源机组未享受低排放的度电补贴。核电机组参与电力市场的收益损失可通过度电补贴回收，需要积极向国家发改委、能源局等部门申请针对核电机组的补贴政策。
3报价策略制定
在初期现货市场中，核电机组可能与电网公司或其子公司之间签署政府授权合约，由于机组在合约市场中签署的电量需要分解到实时来执行，发电机组的收益按照式（1）
结算：Ｒ＝ＱｃＰｃ＋（Ｑｇ－Ｑｃ）Ｐｍ（1）
式中：Ｒ——发电机组的收益；
Ｑｃ——机组的政府授权合约电量；
Ｐｃ——合约电价；
Ｑｇ——发电机组的实发上网电量；
Ｐｍ——现货市场电价，即发电机组的合约电量部分按照合约价结算，偏差电量部分按照现货市场价格结算。核电机组在现货市场中的报价策略需要考虑授权合约电量的影响，因此可为核电机组制定以下两种报价策略：
3.1报价策略１
从零至授权合约电量段报零价，从授权合约电量段至现货段报大于等于边际成本的价格。如果系统负荷水平较高，核电企业可以确定现货出清电量能够完全覆盖授权合约电量时，可以选择报价策略１。
由于在现货市场建设初期，政府授权合约呈现“计划”特性，现货市场价格很有可能低于授权合约价格，超过合约电量的部分按大于等于边际成本的报价参与博弈竞价，则政府授权合约部分的收益能得到保证，现货段也不会亏损。
3.2报价策略２
从零至最小稳定出力段报零价，从最小稳定出力段至授权合约电量段报边际成本价，从授权合约电量段至现货段报大于等于边际成本的价格，如图４所示。当系统负荷水平较低时，政府授权合约电量部分不一定会全额出清，从零至最小稳定出力段报零价可以保证机组不会停机，超过最小稳定出力段电量以大于等于边际成本报价保证不会亏损，是一种较为通用的报价策略。
４结束语
为了保障核电机组在集中竞价的现货市场中的合理收益，避免不安全地频繁调整出力，需要为核电机组制定合理的报价策略。由于外来电机组在日前市场中产生价格接受者报价，因此本文主要研究省调核电机组的报价策略。本文首先分析了考虑核电机组的电力现货市场出清流程，然后结合运行特点为核电机组制定几种不同的报价策略，分别是“从零至授权合约电量段报零价，从授权合约电量段至现货段博弈竞价”和“从零至最小稳定出力段报零价，从最小稳定出力段至授权合约电量段报边际成本价，从授权合约电量段至现货段博弈竞价”。
参考文献
[1]国家发展改革委,国家能源局.《关于提升电力系统调节能力的指导意见》[EB/OL].[2018-02-28]. http://www.ndrc.gov.cn/gzdt/201803/t20180323_880128.html.
[2]彭波,余文奇,刘云.国外核电机组参与系统调峰情况分析[J].南方电网技术,2011,5(3):23-26.