电力市场化参考：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

$三峡能源(SH600905)$  $中国核电(SH601985)$  电力市场化参考：

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。

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。

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。”