整個“十三五”期間，我國核電經歷了三年“零核準”，于2019年迎來重啟，新項目陸續核準、開工，后續項目開啟“排隊”模式。同時，引進三代核電陸續投產，實現良好運行，自主三代核電在建設、設計、裝備制造、運營管理方面積累經驗的基礎上，進入批量化建設。
核電全壽期碳排放水平與風電相當，大能量密度與低邊際成本更使其成為目前可大規模替代煤電的最優選擇。“重啟”為三代核電批量化建設創造了機會，
但較長的建設周期、巨額的前期投資、產業政策起伏以及公眾接受，決定了核電企業必須穩扎穩打，在安全的前提下實現高質量發展。
多個三代項目核準落地
相關統計顯示，截至2019年11月底，我國在運核電機組達47臺，裝機規模全球第三，在建機組12臺，在建規模世界第一，擁有多種堆型的三代核電項目。其中，AP1000自主化依托項目三門核電1、2號機組，海陽核電1、2號機組，以及EPR全球首堆臺山核電1號機組、臺山核電2號機組，滿足三代核電標準的陽江核電5、6號機組，均于2018—2019年實現投運。
此外，華龍一號全球首堆——福清5號機組已于2019年4月底完成冷試，待熱試完成后即可開展裝料工作，預計將于今年實現并網發電，福清6號機組將于2021年并網。屆時，福清核電站全面建成，年發電量可達500億千瓦時。
2019年，漳州核電一期、太平嶺核電一期等項目先后獲批，首個模塊化小型堆啟動建設。
2019年10月，漳州核電1號機組開工，標志著華龍一號進入批量化建設階段。公開信息顯示，采用華龍一號技術的海南昌江核電二期也于2019年12月啟動。
此外，根據中俄雙方簽訂的工程合同，
擬采用俄羅斯VVER-1200技術的田灣7、8號三代核電機組，預計分別于2021年5月和2022年3月開工建設；同樣選擇VVER-1200技術的徐大堡核電站3、4號機組，也將于2021年10月和2022年8月開工。
市場考驗核電競爭力
重啟大幕拉開的同時，也有核電項目選擇了“等待”。
2019年12月27日，中國廣核以公告形式公布紅沿河核電機組建設進展，表示紅沿河5、6號機組預計投入運行時間將分別調整至2021年下半年及2022年上半年，較原先規劃投運時間延后一年。
分析人士指出，這一決策可能與紅沿河核電站近年來的“消納”難題有關。根據中國核能行業協會相關統計，2019年第一季度，紅沿河核電4號機組1月25日至30日應電網要求降功率運行，1月30日至3月15日應電網要求進入季節性停運狀態。
維持基荷運行最能充分發揮核電高效優勢的狀態，但受電力供需形勢、新能源電量增長等因素影響，
電網要求核電降負荷運行的情況普遍存在，紅沿河核電站的情況并非個例。中國核能行業協會此前發布的2019年1-6月全國核電運行情況顯示，2019年上半年我國核電設備利用小時數3480.65小時，比2018年同期下降1.51%。
除自身運行情況外，電力市場化交易也對核電企業經營產生不小影響。
根據中電聯統計，截至2018年底，核電市場交易電量662億千瓦時，比2017年同比大幅增長68%，核電上網電量市場化率已達到24.8%。
目前電力供應整體寬松，決定了市場交易以降價為主，而核電因自身發電原理等特性，為保證盡可能高的負荷水平，可接受較大的降價幅度，這也對核電企業降本增效提出了更高要求。
隨著電力市場化建設推進，各類電源逐漸增加市場化交易的趨勢基本定型。今年1月1日起，燃煤發電“基準價+上下浮動”的新價格機制開始實施，有分析認為，煤電價格新政將給其他電源尤其大水電、大核電的市場化交易提供參考，電力市場未來要滿足用戶交易量的需求，勢必需要各類電源的共同參與。
中長期發展可期
今年是“十三五”收官之年，根據《電力發展“十三五”規劃》，“十三五”期間我國核電開工建設規模3000萬千瓦以上，今年年底核電運行裝機應達5800萬千瓦，
但目前來看，這一目標顯然無法如期達成。有統計顯示，隨著在建核電項目陸續投產，今年年底核電裝機將達到5103萬千瓦。
核電重啟，為“十四五”創造了更好的發展空間，但因項目核準、建造周期較長，“十四五”期間啟動的項目或許要等到“十五五”才能投產。而未來十年，電力體制改革進程、電力供需形勢變化、核電技術與其他電源及電網技術的發展，又將給核電產業的發展帶來多元影響。因此，平穩推進項目，做好人才隊伍建設，提升技術與管理水平，是核電企業迎接挑戰的必要準備。
中國核電發展中心和國網能源研究院日前發布的《我國核電發展規劃研究》預測，
在基準方案下，到2030年、2035年和2050年，我國核電機組規模達到1.3億千瓦、1.7億千瓦和3.4億千瓦；發電量占全國總發電量的比例將相應達到10%、13.5%、22.1%；2030年前、2031-2050年兩個階段，應分別保持每年6臺、每年8臺的核電機組投產規模。相比之下，2019年我國僅投產3臺核電機組，距離該預測情況要求的投產速度仍顯不足。
