核电参与浙江电力市场关键问题分析
2020-04-30姚子麟黄继荣王海帝吴天曈
姚子麟,黄继荣,许 辉,秦 愚,王海帝,吴天曈,丁 一
(1.中核运行管理有限公司,浙江 海盐 314300;2.浙江大学电气工程学院,浙江 杭州 310027)
2017年,浙江省发布《浙江省电力体制改革综合试点方案》(以下简称《试点方案》),确立了初期浙江省电力市场体系和市场建设阶段性目标[1]。2019年5月30日,浙江启动现货市场模拟试运行,发电侧和用户侧主体开始在电力市场中进行交易。核电机组是重要的发电侧市场主体,核电机组的安全稳定运行事关国计民生。在计划体系下,核电机组的发电计划和上网电价由政府制定,主要承担电力系统基荷;在新的市场体系下,发电侧主体在市场中报量报价,发电机组竞价上网,核电机组可能面临频繁调节出力和市场电价波动的风险。浙江省部分核电机组属于外来电机组,包括秦山核电公司二期、三期和方家山机组,由华东电力调度中心负责调度,它们在目前市场中自动创建价格接受者报价。秦山核电公司一期机组和三门核电公司1、2号机组属于省调机组,由浙江省调度中心负责调度,参与现货市场的报价[2]。在合约市场中,《试点方案》指出,初期浙江市场应按煤电、核电、大型水电、气电以及外来电等不同电源属性设计差价合约,以保障各类电源平等参与市场[1]。在保障核电机组安全稳定运行的前提下,如何制定核电机组参与市场交易策略和应对方案,在电力市场中获得稳定收益,是核电机组参与初期浙江电力市场亟待考虑的关键问题。
法国电力集团EDF是法国电力市场的主要参与者,拥有法国所有核电机组。法国70%以上的发电量由核电机组提供[3],为保证系统安全,核电机组需要参与系统调峰。法国绝大部分核电机组具备调峰能力,但优先安排投运时间长、已收回建设成本的核电机组参与调峰,并保持所有机组在2~3个换料周期内参与调峰的次数基本相同[4]。除参与辅助服务市场外,NOME(Nouvelle Organisation du Marché de l'Electricité)法案规定,EDF需要将25%的核电发电量以准入价卖给市场零售商,从而促进电力零售市场的竞争[5]。美国核电机组发电量约占总发电量的20%[6],受运行特性的限制及经济性的要求,基本只参与系统调峰,不提供备用、调频等辅助服务。核电机组根据电网需求参与调峰运行,每天经常实施50%~100%出力变化范围内的调峰运行。美国核电机组也以签订购电协议的方式参与合约市场,至少有6家核电站利用购电协议(Power Purchase Agreement,PPA)覆盖其大部分甚至全部发电容量,以规避现货及容量市场的风险;《核能领导力法案》(S.3422-Nuclear Energy Leadership Act)指示联邦政府可与商业核电站签署长期电力购买协议,将传统的联邦电力购买协议有效期从10年延长至40年,以帮助核电厂收回初期成本[7]。广东省核电机组的装机容量占比9.7%,按照政府下达的年度基数电量计划,在满足系统安全的基础上,优先安排发电,节假日、强降雨和台风等极端天气影响期间参与系统调峰。在2018年电力市场交易中,核电厂按照市场电量的约占全年上网电量的20%的原则安排年度、月度市场化交易[8]。
从国内外的核电参与电力市场的经验来看,核电可参与合约市场、辅助服务市场和零售市场等不同时间尺度、不同交易产品的市场。浙江初期电力市场采用全电力库模式,以电力现货市场为主体,辅以金融合约管理市场风险[1]。初期市场的目标为培育市场参与主体,确保市场转换平稳过渡。电力市场体系下的价格形成机制和收益模式与计划体系下有所不同,发电侧主体需要调整售电方式,制定电力市场应对策略,积极探索在不同市场中的参与方式。本文首先分析核电机组的运行特点,分别讨论浙江初期现货市场、合约市场、辅助服务市场和售电市场的规则与收益方式,并根据核电机组的运行特点,提出核电机组参与电力市场的可行建议。
1 核电机组的特征分析
为了制定核电机组参与浙江电力市场的应对策略,有必要分析核电机组的成本、运行等特征,主要概括为以下4点。
1)核电的边际成本较低,固定投资比重较大:核电站的前期建设投资成本占70%以上[9],燃料费用和日常运行维护费用相对较低,边际发电成本低于传统煤电的发电成本,有利于核电在电力市场中争取发电量。然而,为了收回前期建设成本,核电机组的平均发电成本较高,上网电价普遍高于传统煤电;在市场环境下,较高的发电成本不利于建设成本的回收,增加了核电企业的财务风险。
2)核电是一种环境友好的清洁能源:核电机组在运行过程中不产生二氧化碳、二氧化硫和氮氧化物等温室气体或有害气体,不消耗煤炭或石油等化石能源,有利于降低单位发电量的煤耗量,完成浙江省耗煤量考核指标[10]。
3)与其他可再生能源相比,核电的出力稳定性较高:风电、光伏等可再生能源发电具有较强的间歇性与波动性,核能作为唯一可大规模替代化石能源的稳定低碳能源,在能源转型中可发挥较大优势。
4)频繁调整出力的安全性和经济性不佳:从安全性角度来看,核电机组频繁改变出力会影响调节系统的控制安全,降低核岛和常规岛的一些关键设备可靠性。对于频繁的负荷变化,由于包壳应力频繁变化,可能导致包壳局部疲劳破损,并增加机组控制难度,加大人因失误风险,影响设备的可靠性,导致非计划性停机停堆概率增加。从经济性角度来看,核电机组在运行过程中频繁降升功率会导致燃料燃耗不充分而产生弃料,同时弃料的增加也会增加后端乏燃料处理的难度和成本[11-12]。
2 现货市场的参与策略
现货市场交易是指实际运行前一天到运行前数小时,市场参与者之间进行的电力商品交易[9]。浙江市场由日前市场和实时市场组成,市场成员的日前交易电量以日前价格结算,只有实时与日前的偏差部分才会暴露在实时价格中。在现货市场中,发电侧采用节点边际电价(LMP)作为经济调度和定价的基础,市场用户采用对节点价格加权平均确定的统一价格来支付。核电机组在现货市场中获得的收益,主要是通过合理的报价策略参与现货市场,获得相应的发电量和市场电价,并使自身收益最大化。在不发生阻塞的情况下,每单位电量获得的收益为节点边际电价与机组发电成本之差。如图1所示,阶梯状递增曲线为发电机组的报价曲线,水平线为负荷曲线,两条曲线的交点确定了现货市场的出清电量和出清电价。每台发电机组的收益等于出清电价和报价的差与出清电量的乘积,如图中阴影部分所示。浙江部分核电机组属于外来电机组,它们在日前市场中自动创建价格接受者报价,其价格等于允许的最低报价,下文不再对属于外来电的核电机组的现货市场报价策略进行讨论。省调核电机组需要在日前市场中参与报价,报价形式为在其所在节点上一个交易时段内的价格-数量(递增)对。为了尽可能获得最大收益,发电机组在现货市场中的报价策略需要考虑负荷情况制定,核电机组的报价策略也需要对发电和负荷的关系进行分情况讨论。
图1 发电机组在现货市场的收益
在市场的电力需求旺盛时,核电运营商可以调大经营风险因子,提高报价成本,在获得满功率稳定运行的前提下,争取成为边际机组,提高市场出清价格,获得更大的利益。为防止报价过高导致核电机组被排除出日前市场机组组合,核电运营商需要加强调查和研究有关竞争对手的成本和报价策略,跟踪以后电力市场日交易的成交情况,确定核电机组的有效报价策略[13]。
在电力市场的电力供需总体平衡时,会存在部分区域的供需不平衡问题。如果核电机组所在电网区域内供大于求,核电运营商可以与电网公司和大用户签订直购电协议,降低在现货市场中参与竞价的风险,确保核电机组满功率运行,保证一定的稳定收益。
在电力市场的电力供需总体呈供大于求时,核电机组的满功率运行模式会受到较大挑战。此时,核电运营商需降低报价,采取边际成本报价或零价,以保证核电机组不停机,保持在可以长期稳定运行的功率,进入日前市场机组组合。在长期稳定运行功率至满功率段,核电运营商可以通过向政府有关机构申请保护政策,或采用边际成本报价。由于核电机组的边际成本较低,在负荷高峰时,核电机组的价格优势更加明显,有可能实现满功率运行,获得相应的收益;在负荷较低时,核电机组以边际成本报价保证不会亏损。
3 合约市场的参与策略
中长期合约主要用于市场主体控制现货市场价格或电量波动的风险[14],浙江初期电力市场的中长期合约分为双边合约和政府授权合约,形式为差价合约,买卖双方签订的合约量按合约价格结算,合约电量的偏差部分按照现货价格结算[1]。双边合约为两个交易对手方之间的合约,由双方管理信用风险。政府授权合约由浙江省政府确定,交易对手方为电网公司或其子公司,由交易中心根据市场规则集中管理和结算政府授权合约。
制定双边合约要求核电机组能选择优质的客户或者售电公司,与其签署双边合约,保障自己的收益。相对于其余电源来说,核电机组最大的优势在于其发电量较为平稳,合约签署较为方便并且对于用户的吸引力度较大。核电机组可部署与售电公司、大用户间的双边合约的签订,结合自己的发电曲线与用户的用电特性确定合约的电力曲线及对应的价格,紧急抢占市场、提前布局。
合约市场的引入的关键是保证电力改革平稳过渡,将现阶段的计划电量转化为政府授权合约,通过政府授权的方式给核电机组一定基础电量。为此,政府授权合约的电力曲线的量和价的确定对于核电机组的收益至关重要,政府一般会根据现阶段的上网电价来确定初期电力市场中的合约价格,有可能以此为基础降部分电价。核电机组应首先进行成本测算,结合核电机组的建设成本、运行成本等计算每单位电力的生产成本,以此作为谈判的基础。若政府制定的电价偏低,与生产成本较为接近,则需要与政府进行沟通协调,以使企业能获得平稳收益。
对于合约的签订,除了需要明确电力曲线和对应的价格外,还需要进一步确定合约的合约结算方式、交易量、价格精度、合约期限、合约价格参考点、最终结算等内容。
4 辅助服务市场的参与策略
浙江电力市场中,需要从市场中采购的辅助服务包括调频(AGC)、一级备用和二级备用,它们在实时市场中进行出清。合约型辅助服务包括无功补偿和黑启动,以合同的形式在提供辅助服务的机组之间进行竞争性采购。
核电机组的功率调节能力较差,尤其是部分老旧机组,因此核电机组很有可能不参与辅助服务市场。核电的存量资产成本高,决定了核电提供辅助服务的成本也高。除非市场能够全额补偿核电提供辅助服务的成本,否则核电提供专门的辅助服务具有较大的财务风险。未来,随着市场建设的逐步推进,核电机组还需要探索参与辅助服务的方式,主要存在以下几种方案。
1)改造核电机组回路,提高核电机组功率调整的灵活性。法国核电机组经过技术改造后,可以提供一次调频、二次调频和负荷跟踪等服务,其中一次调频指核电机组能够在±2%-±5%额定容量内,以每秒钟1%额定容量的调节速率调整出力,使得电网频率稳定在标准频率±200 mHz范围内至少15 min;二次调频指核电机组能够在±10%额定容量范围内,以每分钟1%~5%额定容量的调节速率调整出力[15];负荷跟踪指的是根据需求调整电力供应(功率从白天100%减少到夜间50%或更少,并对进入电网的可再生能源的变化做出反应)。
2)核电机组与抽水蓄能机组联合调度,充分发挥水电、抽水蓄能机组的调峰能力,尽量使核电机组带基本负荷,有效降低发电成本。通过抽水蓄能的灵活性,保证核电厂能提供一次调频、二次调频等辅助服务,获得相应的补偿。
3)探讨核电机组和电网调度的最佳配合模式,如合理安排核电站换料大修事件、跟踪负荷调峰、极端日压出力运行等方式,探索核电机组与电力系统中其他调峰电源的联合调峰运行、风光储核联合发电系统的协同调度和智能控制,以提升核电的经济效益[16]。
5 售电市场的参与策略
《试点方案》提出,初期电力市场允许售电公司代表110千伏及以上电压等级用户参与市场,符合条件的发电企业可投资和组建售电主体进入售电市场,从事售电业务。核电企业可探索成立售电公司,具有发电企业背景的售电公司本身具有先天竞争优势和客户资源,同时与电网企业有长期良好的合作基础,熟悉电力系统网架及各项电力技术,其他欲进入售电市场的售电主体若与其竞争,在技术、人员、线路、成本等方面明显处于劣势。核电企业还可以探索进入售电市场的多种形式,比如技术合作、参股售电公司、提供创新服务(向用户提供合同能源管理、综合节能和用能咨询等增值服务[17])等,以提升盈利空间。
6 结束语
通过分析核电机组的特性和浙江初期电力市场的规则,可发现核电机组盈利的主要方式是参与现货市场和合约市场,售电市场也有可能成为核电运营商新的利润增长点,如果参与辅助服务市场,则需投资改造核电机组回路或配套抽水蓄能机组等措施,在收回改造与建设成本后,有可能在辅助服务市场中获得一定收益,核电机组在浙江电力市场的参与策略可总结为图2。为了适应新的市场体系,保障核电机组安全稳定运行和合理收益,建议核电企业采取以下措施。
1)进行成本测算。核电机组的发电成本包括投资建设成本、燃料成本、运行维护成本、退役成本和乏燃料处置成本等强制性成本,发电成本的构成比例比较特殊。同时,核发电技术仍处在不断更新换代的发展进程中,不同技术路线的核电站成本差异也较大。核电机组的研发成本、建设投入、运维成本、定价模式等均与常规电源极为不同,因此,在核电企业参与市场前,应充分考虑核电的成本构成、工业体系特点、堆型特点等多重因素,相应开展成本测算,以规避核电企业潜在收入风险。
2)开展仿真试验。为防范和避免市场风险,提高市场意识,可选择在市场试运行期间或企业内部开展市场博弈竞价模拟。依托电力市场仿真系统平台,开展市场规则对电厂商报价策略的影响等仿真试验研究分析,根据结果提前预估市场出清和企业收益情况。主要分析内容可以涵盖竞价结果的评价分析、企业效益的评价分析以及企业竞价策略的评价分析等方面。
3)调整或重构配套业务流程。作为发电侧参与市场的重要主体之一,核电企业需要调整或重构部门业务流程,以适应浙江电力市场发展。这不仅要求企业内部各个部门间能够有效协调,形成切合浙江市场运行的配套业务流程;也要求企业能够对外与电网公司、电力用户、交易中心等其他市场主体有效交互。
图2 核电机组参与浙江电力市场的应对策略