电改冲击波：核电行业需提高市场化应对能力

核电标杆电价的电改电行对出台标志着我国核电市场化进程开始提速，而随后围绕核电资产展开的冲击上市进程，让核电进一步市场化改革成为业内关注的波核焦点。在这样的业需背景下，核电发展又恰逢我国新一轮电力体制改革正式开启。提高

9号文将对电力发展产生深远影响，市场核电当然也不例外。电改电行对直接的冲击体现便是在9号文的第一个配套文件——— 《关于改善电力运行调节促进清洁能源多发满发的指导意见》中提出，“核电在保证安全的波核情况下兼顾调峰需要安排发电”。关于核电规模化发展之后是业需否参与电网调峰，支持与反对者都拥有支撑其观点的提高逻辑。而随着上述文件的市场出台，结论已下。电改电行对对于成本核算普遍以作为基荷电源发电量计算的冲击核电行业，参与调峰的波核影响不可谓不大。更为重要的是，影响远不止如此。新电改管住中间、放开两头的思路，使核电脱离“计划发电”的保护直面市场。而目前的核电发展水平是否能够承受这种市场化压力，值得关注。

核电市场化消纳面临困境

核电的特点是单机容量大、稳定性好，但是调节性差。因此，在核电发展初期，由于机组数量有限，且都处于负荷中心的沿海发达地区，所以核电机组带基荷运行成为惯例。随着新电改对于核电发展提出新的要求，核电发展必须提升应对市场化的能力，如此才能够在未来电力市场化大潮中有更好的发展。

目前，我国大部分核电机组仍然带基荷运行，只有如红沿河核电站等少数机组被要求参与调峰。业内人士表示，红沿河核电站参与调峰之后，经济性与该项目立项之初所设想的差距甚远。据了解，今年一季度红沿河核电站发电小时数只有1097小时，低于火电机组平均数。这与投资量大、建造周期长并且属于清洁能源的“身份”并不相称。

除此之外，新电改方案中要求发电侧竞价上网，这对于目前的核电而言压力是很大的。虽然核电的运行成本低于燃煤、燃气电厂，高于水电。但是，目前国内燃煤机组的利用率很低，燃煤电厂可以通过“薄利多销”的模式参与市场竞争，具有很大的调价空间。而目前核电基本上处于满发状态，标杆电价已经反映出了核电的大体成本，可供回旋的余地很小。因此可以预见，如果不作系统性改变，核电在未来的市场化竞争中是不如煤电和水电的。

对于自主售电而言，核电也不占优势。在经济转型期，供大于求的局面短时难以改变，用户将成为电力市场的重要角色。但是，核电机组的容量很大、调节困难，很难找到合适的用户，因为没有大用户可以消纳掉如此巨大的发电量。

同时，核电机组跟踪负荷变化的能力不足，如果需要其他电源进行辅助调峰，根据配套文件规定，辅助调峰服务费也需要进行市场化调整，这对核电而言，也是一种压力。

现实情况如此，核电想要更好地发展，并不能过度指望外部环境的改善，而应着力提高自身应对市场化的能力。中核集团科技与信息化部主任田佳树表示，核电企业面对电力体制改革新形势，只有去努力适应这一种选项，通过系统性地降低成本来提高经济性，否则会丧失竞争力。

核电发展需探索市场化模式

目前，我国自主研发的三代核电机型均在设计中加强了调峰能力，但是，频繁的调峰对于核电设备是存在损耗的。

因此，支持核电调峰的观点普遍认为应该学习法国的系统性调峰设计，而非过于频繁调整机组运行状态，这种方式有利于机组安全。但是，目前国内调峰普遍以机组为单位，尚没有针对核电特性的调峰方式。

因此，为满足调峰需求，核电机组与其他调峰电源打包是目前可操作性较强的方案，但具体条件的形成仍然需要探索。对此，中国广核集团副董事长张祎清表示，在电源规划方面，有核电的地区，应该统筹配套其他的发电机组，并且要完善辅助服务机制，要确定补偿标准。另外在电源建设方面，允许发电企业建设抽蓄、燃气发电等与核电配套的发电项目。

对于中广核与中核集团这种以核电为主要电源的企业而言，未来的市场竞争中难免会需要和其他企业的调峰电源进行配合，如果配合模式合理稳定，收费合理，那么对于双方而言都是利好因素。如果在一定时间内，这种良性的市场模式难以形成，那么核电企业会存在发展多种电源的内在需求和赢利冲动。张祎清表示，可以尝试改变目前按机组调度的模式，通过企业整体进行调度，并参照国外电力市场价差合约模式，以保证核电企业赢利并激发企业降低成本的动力。

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