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核电标杆电价的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上市进程，让核电进一步市场化改革成为业内关注的焦点。在这样的背景下，核电发展又恰逢我国新一轮电力体制改革正式开启。
9号文将对电力发展产生深远影响，核电当然也不例外。直接的体现便是在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否参与电网调峰，支持与反对者都拥有支撑其观点的逻辑。而随着上述文件的出台，结论已下。对于成本核算普遍以作为基荷电源发电量计算的核电行业，参与调峰的影响不可谓不大。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。
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。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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