核电作为资产密集型行业，扣除其他因素后，发电小时数越高，设备所创造的经济价值就越高。而在近日，继可再生能源之后，核电（核电项目可行性研究报告）的产出销售有望获得政策护航。8月8日，从多位业内人士处获得一份《核电保障性消纳管理办法(征求意见稿)》(以下简称征求意见稿)，该征求意见稿由国家能源局综合司近日下发给中核、中广核、国家电投、华能、国家电网、南方电网以及辽宁、福建在内的7个省、自治区发改委(能源局)，以期解决核电消纳问题。值得注意的是，征求意见稿明确，在市场条件较好的地区，省级政府电力主管部门和电网企业按发电能力满发的运行方式安排核电机组年度计划上网电量指标。这也意味着，在大部分地区，核电保住了基荷电源的地位。
核电作为资产密集型行业，扣除设备检修等必要的停堆时间，发电小时数越高，设备所创造的经济价值就越高，因此发电小时数既影响投资者的经济效益，也是衡量电力行业效率的重要指标。对于市场发电条件受限地区，征求意见稿要求省级政府电力主管部门按照所在地区6000千瓦及以上发电设备之前平均利用小时数的一定倍数，确定核电机组保障利用小时数，保障性电量执行核电机组标杆上网电价。倍数确定公式为：全国前3年核电平均利用小时数/全国前3年6000千瓦及以上电厂发电设备平均利用小时数。
“核电保障性消纳对核电后续发展是至关重要的。”魏其岩介绍说，目前，核电在全国装机容量占比不到2%，发电量占比则不到4%。“我们之前也跟国家有关部委、相关地方政府积极沟通，希望出台核电保障性消纳方面政策，就目前得到信息来看，国家有关部委包括各地地方政府，对核电消纳包括利用小时数等方面是给予积极支持的。”魏其岩表示。多位核电人士认为，核电减载运行、参与调峰甚至停机备用，将带来对安全和环保的不利影响及后果，代价高昂，比如会降低反应性控制系统的可靠性、增加放射性废物的产生和处理量等。对此，征求意见稿提到，核电企业可按直接参与或购买辅助服务方式两种方式参与系统调峰，鼓励核电企业向抽水蓄能、燃气发电、灵活性火电(含热电)等调峰电源购买调峰能力。征求意见稿同时显示，对于不具备日调峰能力的存量机组(实际运行保持在额定功率80%及以上不同功率平台)，要按照“补偿成本、合理收益”的基本原则，向承担辅助服务的发电主体或第三方提供者购买辅助服务或支付辅助服务补偿费用。
一位核电站人士称，从全世界范围来看，美国、日本等国，由于核电装机比例较低，同时调峰电源配置较为充足，基于核电运行安全性、经济性的考虑，这些国家的核电机组均以带基荷运行为主，一般不参与电网负荷跟踪，而是通过电力市场手段，为其他参与调峰的机组提供经济补偿。值得注意的是，征求意见稿也提到，新建核电机组设计要考虑日调峰能力，调峰深度达到额定容量的50%。