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　　核電標桿電價的出臺標志著我國核電市場化進程開始提速，而隨后圍繞核電資產展開的上市進程，讓核電進一步市場化改革成為業內關注的焦點。在這樣的背景下，核電發展又恰逢我國新一輪電力體制改革正式開啟。

　　9號文將對電力發展產生深遠影響，核電當然也不例外。直接的體現便是在9號文的第一個配套文件——— 《關于改善電力運行調節促進清潔能源多發滿發的指導意見》中提出，“核電在保證安全的情況下兼顧調峰需要安排發電”。關于核電規模化發展之后是否參與電網調峰，支持與反對者都擁有支撐其觀點的邏輯。而隨著上述文件的出臺，結論已下。對于成本核算普遍以作為基荷電源發電量計算的核電行業，參與調峰的影響不可謂不大。更為重要的是，影響遠不止如此。新電改管住中間、放開兩頭的思路，使核電脫離“計劃發電”的保護直面市場。而目前的核電發展水平是否能夠承受這種市場化壓力，值得關注。

　　核電市場化消納面臨困境

　　核電的特點是單機容量大、穩定性好，但是調節性差。因此，在核電發展初期，由于機組數量有限，且都處于負荷中心的沿海發達地區，所以核電機組帶基荷運行成為慣例。隨著新電改對于核電發展提出新的要求，核電發展必須提升應對市場化的能力，如此才能夠在未來電力市場化大潮中有更好的發展。

　　目前，我國大部分核電機組仍然帶基荷運行，只有如紅沿河核電站等少數機組被要求參與調峰。業內人士表示，紅沿河核電站參與調峰之后，經濟性與該項目立項之初所設想的差距甚遠。據了解，今年一季度紅沿河核電站發電小時數只有1097小時，低于火電機組平均數。這與投資量大、建造周期長并且屬于清潔能源的“身份”并不相稱。

　　除此之外，新電改方案中要求發電側競價上網，這對于目前的核電而言壓力是很大的。雖然核電的運行成本低于燃煤、燃氣電廠，高于水電。但是，目前國內燃煤機組的利用率很低，燃煤電廠可以通過“薄利多銷”的模式參與市場競爭，具有很大的調價空間。而目前核電基本上處于滿發狀態，標桿電價已經反映出了核電的大體成本，可供回旋的余地很小。因此可以預見，如果不作系統性改變，核電在未來的市場化競爭中是不如煤電和水電的。

　　對于自主售電而言，核電也不占優勢。在經濟轉型期，供大于求的局面短時難以改變，用戶將成為電力市場的重要角色。但是，核電機組的容量很大、調節困難，很難找到合適的用戶，因為沒有大用戶可以消納掉如此巨大的發電量。

　　同時，核電機組跟蹤負荷變化的能力不足，如果需要其他電源進行輔助調峰，根據配套文件規定，輔助調峰服務費也需要進行市場化調整，這對核電而言，也是一種壓力。

　　現實情況如此，核電想要更好地發展，并不能過度指望外部環境的改善，而應著力提高自身應對市場化的能力。中核集團科技與信息化部主任田佳樹表示，核電企業面對電力體制改革新形勢，只有去努力適應這一種選項，通過系統性地降低成本來提高經濟性，否則會喪失競爭力。

　　核電發展需探索市場化模式

　　目前，我國自主研發的三代核電機型均在設計中加強了調峰能力，但是，頻繁的調峰對于核電設備是存在損耗的。

　　因此，支持核電調峰的觀點普遍認為應該學習法國的系統性調峰設計，而非過于頻繁調整機組運行狀態，這種方式有利于機組安全。但是，目前國內調峰普遍以機組為單位，尚沒有針對核電特性的調峰方式。

　　因此，為滿足調峰需求，核電機組與其他調峰電源打包是目前可操作性較強的方案，但具體條件的形成仍然需要探索。對此，中國廣核集團副董事長張祎清表示，在電源規劃方面，有核電的地區，應該統籌配套其他的發電機組，并且要完善輔助服務機制，要確定補償標準。另外在電源建設方面，允許發電企業建設抽蓄、燃氣發電等與核電配套的發電項目。

　　對于中廣核與中核集團這種以核電為主要電源的企業而言，未來的市場競爭中難免會需要和其他企業的調峰電源進行配合，如果配合模式合理穩定，收費合理，那么對于雙方而言都是利好因素。如果在一定時間內，這種良性的市場模式難以形成，那么核電企業會存在發展多種電源的內在需求和贏利沖動。張祎清表示，可以嘗試改變目前按機組調度的模式，通過企業整體進行調度，并參照國外電力市場價差合約模式，以保證核電企業贏利并激發企業降低成本的動力。