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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?
(来源:微信公众号“享能汇”,作者: 享能汇工作室)
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。
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