核电全寿期碳排放水平与风电相当，大能量密度与低边际成本更使其成为目前可大规模替代煤电的最优选择。“重启”为三代核电批量化建设创造了机会，但较长的建设周期、巨额的前期投资、产业政策起伏以及公众接受，决定了核电企业必须稳扎稳打，在安全的前提下实现高质量发展。

　　相关统计显示，截至2019年11月底，我国在运核电机组达47台，装机规模全球第三，在建机组12台，在建规模世界第一，拥有多种堆型的三代核电项目。其中，AP1000自主化依托项目三门核电1、2号机组，海阳核电1、2号机组，以及EPR全球首堆台山核电1号机组、台山核电2号机组，满足三代核电标准的阳江核电5、6号机组，均于2018—2019年实现投运。

　　此外，华龙一号全球首堆——福清5号机组已于2019年4月底完成冷试，待热试完成后即可开展装料工作，预计将于今年实现并网发电，福清6号机组将于2021年并网。届时，福清核电站全面建成，年发电量可达500亿千瓦时。

　　2019年，漳州核电一期、太平岭核电一期等项目先后获批，首个模块化小型堆启动建设。2019年10月，漳州核电1号机组开工，标志着华龙一号进入批量化建设阶段。公开信息显示，采用华龙一号技术的海南昌江核电二期也于2019年12月启动。

　　此外，根据中俄双方签订的工程合同，拟采用俄罗斯VVER-1200技术的田湾7、8号三代核电机组，预计分别于2021年5月和2022年3月开工建设；同样选择VVER-1200技术的徐大堡核电站3、4号机组，也将于2021年10月和2022年8月开工。

　　重启大幕拉开的同时，也有核电项目选择了“等待”。

　　2019年12月27日，中国广核以公告形式公布红沿河核电机组建设进展，表示红沿河5、6号机组预计投入运行时间将分别调整至2021年下半年及2022年上半年，较原先规划投运时间延后一年。分析人士指出，这一决策可能与红沿河核电站近年来的“消纳”难题有关。根据中国核能行业协会相关统计，2019年第一季度，红沿河核电4号机组1月25日至30日应电网要求降功率运行，1月30日至3月15日应电网要求进入季节性停运状态。

　　维持基荷运行最能充分发挥核电高效优势的状态，但受电力供需形势、新能源电量增长等因素影响，电网要求核电降负荷运行的情况普遍存在，红沿河核电站的情况并非个例。中国核能行业协会此前发布的2019年1-6月全国核电运行情况显示，2019年上半年我国核电设备利用小时数3480.65小时，比2018年同期下降1.51%。

　　除自身运行情况外，电力市场化交易也对核电企业经营产生不小影响。

　　根据中电联统计，截至2018年底，核电市场交易电量662亿千瓦时，比2017年同比大幅增长68%，核电上网电量市场化率已达到24.8%。

　　目前电力供应整体宽松，决定了市场交易以降价为主，而核电因自身发电原理等特性，为保证尽可能高的负荷水平，可接受较大的降价幅度，这也对核电企业降本增效提出了更高要求。

　　随着电力市场化建设推进，各类电源逐渐增加市场化交易的趋势基本定型。今年1月1日起，燃煤发电“基准价+上下浮动”的新价格机制开始实施，有分析认为，煤电价格新政将给其他电源尤其大水电、大核电的市场化交易提供参考，电力市场未来要满足用户交易量的需求，势必需要各类电源的共同参与。

　　今年是“十三五”收官之年，根据《电力发展“十三五”规划》，“十三五”期间我国核电开工建设规模3000万千瓦以上，今年年底核电运行装机应达5800万千瓦，但目前来看，这一目标显然无法如期达成。有统计显示，随着在建核电项目陆续投产，今年年底核电装机将达到5103万千瓦。

　　核电重启，为“十四五”创造了更好的发展空间，但因项目核准、建造周期较长，“十四五”期间启动的项目或许要等到“十五五”才能投产。而未来十年，电力体制改革进程、电力供需形势变化、核电技术与其他电源及电网技术的发展，又将给核电产业的发展带来多元影响。因此，平稳推进项目，做好人才队伍建设，提升技术与管理水平，是核电企业迎接挑战的必要准备。

　　中国核电发展中心和国网能源研究院日前发布的《我国核电发展规划研究》预测，在基准方案下，到2030年、2035年和2050年，我国核电机组规模达到1.3亿千瓦、1.7亿千瓦和3.4亿千瓦；发电量占全国总发电量的比例将相应达到10%、13.5%、22.1%；2030年前、2031-2050年两个阶段，应分别保持每年6台、每年8台的核电机组投产规模。相比之下，2019年我国仅投产3台核电机组，距离该预测情况要求的投产速度仍显不足。