作為昔日毋庸置疑的基荷電源，核電眼下正面臨降功率和低價上網的尷尬，而且動輒處于輿論的風口浪尖，這是安全之外，影響其發展的關鍵問題。  

中國核能行業協會（以下簡稱“核能協會”）日前發布的“我國2016年核電運行情況報告”顯示，2016年，我國共投運7臺核電機組，核電累計發電量2105.19億千瓦時，約占全國累計發電量的3.56%，比2015年同期上升了25.07%；累計上網電量1965.68億千瓦時，比2015年同期上升了24.65%。與發電量、上網電量上升相反的是，2016年核電設備平均利用小時數為6987.38小時，核電設備平均利用率為79.55%，這是核能協會公示這兩項數據以來的最低值。而2014年和2015年的統計顯示，這兩項數據分別為7561.42小時、86.32%和7279.28小時、83.30%。

2016年，全國12個核電廠共35臺運行機組中，紅沿河核電廠4臺機組的設備平均利用率分別為66.34%、57.56%、59.9%和43.65%，平均數據全國墊底。

上述報告指出，除了換料大修外，包括紅沿河核電4臺機組、寧德核電2、3號機組以及福清核電2號機組在內的7臺機組2016年均不同程度出現“應電網要求降功率運行或臨停備用”的狀況。

在經濟新常態和電力工業新常態背景下，電力需求持續放緩，電力市場相繼出現“棄風光”、“棄水”、“棄核”，并呈現出持續擴大之勢。而且，隨著新一輪電改的推進和深化，電力產品的商品屬性不斷強化，核電與其他電源形式在電力市場中的競爭將加劇，必然會帶來核電參與調峰運行的壓力，“賣電”將面臨更大挑戰。 

以紅沿河核電為例。2013年6月，國家發改委發布《關于完善核電上網電價機制有關問題的通知》，對新建核電機組實行標桿上網電價政策，核定全國核電標桿上網電價為每千瓦時0.43元。全國核電標桿上網電價高于核電機組所在地燃煤機組標桿上網電價（含脫硫、脫硝加價）的地區，新建核電機組投產后執行當地燃煤機組標桿上網電價。2013年同月投產的紅沿河核電1號機組根據《通知》最后執行當地火電標桿電價0.422元/千瓦時。 而到了2016年10月，遼寧省物價局發布的《關于煤改電供暖項目到戶電價的通知》規定，紅沿河核電上網電量通過市場交易形成的上網交易電價為0.18元/千瓦時。

0.18元/千瓦時的上網交易電價被外界描述為核電電價的“跳樓價”、核電“大甩賣”，也真實反映了東北“窩電”所帶來的市場競爭之“慘烈”。

針對已經很突出的核電消納問題，國家能源局于2016年8月下發《核電保障性消納管理辦法（征求意見稿）》，對電力供求平衡的地區、電力過剩地區核電發電量作出安排。對保障外發電量，鼓勵通過電力直接交易等市場化方式促進消納。國家能源局核電司司長劉寶華2016年12月公開稱，《核電消納管理辦法》將很快發布，方案會設置公式，充分發揮資源效益，實現核電多發滿發。同時，實現經濟效益最大限度和常規能源共享。

進入2017年，核電的生存“窘境”能否改善？

中電聯近日發布的《2016-2017年度全國電力供需形勢分析預測報告》預測，2017年全國全社會用電量增速將低于2016年，同比增長約3%。在供需形勢方面，預計全年全國電力供應能力總體富余。其中，華北電網區域電力供需總體平衡，華東、華中、南方電網區域電力供需總體寬松，東北、西北電網區域電力供應能力過剩較多。

“從預測形勢看，東北、華東、華南地區的核電仍然面臨很大消納挑戰。”一位業內專家向記者表示，“這些地區也是新電改實施以來電力直接交易試點中市場活躍度較高的地區，核電企業進入售電側、新增配電領域、跨省跨區域輸電項目及與用戶直接交易也有很多機會，但競爭會很激烈。”

同樣的擔憂，來自世界核協會。該協會今年1月初發布的《核電經濟性和項目重組》報告稱，核電是一種經濟的電力來源，具備可靠性、低溫室氣體排放和長期經濟競爭力。現有核電機組的運行成本通常極具競爭力，能夠以很高的可預測度運行。但自由競爭市場導致電廠收入不確定性上升，從而阻礙了對新建核電等資本密集型項目的投資。“此外，化石燃料電廠不愿為其造成的環境損失付出代價，以及有些市場選擇性地為可再生能源給予補貼。這些都威脅著現有核電機組的運行以及對新建核電的投資。”

世界核協會總干事麗欣指出，沒有能夠鼓勵正確的長期投資的有效市場，電力市場沒有給予核電公平的對待。

記者也了解到，國內核電企業目前正積極采取各種措施，以應對電力過剩、電力市場競爭白熱化等各種因素帶來的運行成本壓力等問題。

對于《核電消納管理辦法》，業內人士認為，相比火電2017年將跌破4000小時的發電小時數，以及各種棄能源現象存在，對核電可能只做到相對“照顧”，畢竟經濟效益要實現在各種能源形式之間共享。