电力需求持续放缓，电力市场相继出现“弃风光”、“弃水”、“弃核”，并呈现出持续扩大之势。
作为昔日毋庸置疑的基荷电源，核电眼下正面临降功率和低价上网的尴尬，而且动辄处于舆论的风口浪尖，这是安全之外，影响其发展的关键问题。
中国核能行业协会（以下简称“核能协会”）日前发布的“我国2016年核电运行情况报告”显示，2016年，我国共投运7台核电机组，核电累计发电量2105.19亿千瓦时，约占全国累计发电量的3.56%，比2015年同期上升了25.07%；累计上网电量1965.68亿千瓦时，比2015年同期上升了24.65%。与发电量、上网电量上升相反的是，2016年核电设备平均利用小时数为6987.38小时，核电设备平均利用率为79.55%，这是核能协会公示这两项数据以来的最低值。而2014年和2015年的统计显示，这两项数据分别为7561.42小时、86.32%和7279.28小时、83.30%。
2016年，全国12个核电厂共35台运行机组中，红沿河核电厂4台机组的设备平均利用率分别为66.34%、57.56%、59.9%和43.65%，平均数据全国垫底。
上述报告指出，除了换料大修外，包括红沿河核电4台机组、宁德核电2、3号机组以及福清核电2号机组在内的7台机组2016年均不同程度出现“应电网要求降功率运行或临停备用”的状况。。
在经济新常态和电力工业新常态背景下，电力需求持续放缓，电力市场相继出现“弃风光”、“弃水”、“弃核”，并呈现出持续扩大之势。而且，随着新一轮电改的推进和深化，电力产品的商品属性不断强化，核电与其他电源形式在电力市场中的竞争将加剧，必然会带来核电参与调峰运行的压力，“卖电”将面临更大挑战。
以红沿河核电为例。2013年6月，国家发改委发布《关于完善核电上网电价机制有关问题的通知》，对新建核电机组实行标杆上网电价政策，核定全国核电标杆上网电价为每千瓦时0.43元。全国核电标杆上网电价高于核电机组所在地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫、脱硝加价）的地区，新建核电机组投产后执行当地燃煤机组标杆上网电价。2013年同月投产的红沿河核电1号机组根据《通知》最后执行当地火电标杆电价0.422元/千瓦时。而到了2016年10月，辽宁省物价局发布的《关于煤改电供暖项目到户电价的通知》规定，红沿河核电上网电量通过市场交易形成的上网交易电价为0.18元/千瓦时。
0.18元/千瓦时的上网交易电价被外界描述为核电电价的“跳楼价”、核电“大甩卖”，也真实反映了东北“窝电”所带来的市场竞争之“惨烈”。
针对已经很突出的核电消纳问题，国家能源局于2016年8月下发《核电保障性消纳管理办法（征求意见稿）》，对电力供求平衡的地区、电力过剩地区核电发电量作出安排。对保障外发电量，鼓励通过电力直接交易等市场化方式促进消纳。国家能源局核电司司长刘宝华2016年12月公开称，《核电消纳管理办法》将很快发布，方案会设置公式，充分发挥资源效益，实现核电多发满发。同时，实现经济效益最大限度和常规能源共享。
进入2017年，核电的生存“窘境”能否改善？
中电联近日发布的《2016-2017年度全国电力供需形势分析预测报告》预测，2017年全国全社会用电量增速将低于2016年，同比增长约3%。在供需形势方面，预计全年全国电力供应能力总体富余。其中，华北电网区域电力供需总体平衡，华东、华中、南方电网区域电力供需总体宽松，东北、西北电网区域电力供应能力过剩较多。
“从预测形势看，东北、华东、华南地区的核电仍然面临很大消纳挑战。”一位业内专家向记者表示，“这些地区也是新电改实施以来电力直接交易试点中市场活跃度较高的地区，核电企业进入售电侧、新增配电领域、跨省跨区域输电项目及与用户直接交易也有很多机会，但竞争会很激烈。”
同样的担忧，来自世界核协会。该协会今年1月初发布的《核电经济性和项目重组》报告称，核电是一种经济的电力来源，具备可靠性、低温室气体排放和长期经济竞争力。现有核电机组的运行成本通常极具竞争力，能够以很高的可预测度运行。但自由竞争市场导致电厂收入不确定性上升，从而阻碍了对新建核电等资本密集型项目的投资。“此外，化石燃料电厂不愿为其造成的环境损失付出代价，以及有些市场选择性地为可再生能源给予补贴。这些都威胁着现有核电机组的运行以及对新建核电的投资。”
世界核协会总干事丽欣指出，没有能够鼓励正确的长期投资的有效市场，电力市场没有给予核电公平的对待。
记者也了解到，国内核电企业目前正积极采取各种措施，以应对电力过剩、电力市场竞争白热化等各种因素带来的运行成本压力等问题。
对于《核电消纳管理办法》，业内人士认为，相比火电2017年将跌破4000小时的发电小时数，以及各种弃能源现象存在，对核电可能只做到相对“照顾”，毕竟经济效益要实现在各种能源形式之间共享。
