连续三年的“新项目零核准”之后，我国核电产业似迎来春天。在“中国核能可持续发展论坛——2019年春季国际高峰会议”上，中国核能行业协会专家委员会副主任、国家原子能机构原副主任徐玉明透露，包括华龙一号、VVER1200在内，预计今年至少有8台机组获批，CAP1400、CAP1000也有可能。

徐玉明谈到，保守估计，到2035年，我国全社会用电量将达到1.0~1.2万亿千瓦时。其中风电、光电将成为主体，核电发电量占比10%以上。相应地，核电装机容量将达到1.38~1.66亿千瓦，平均年利用小时7200左右。由此，接下来每年应新开工总容量约500万千瓦的核电机组。他分析，我国核电处于重要的战略机遇期是由诸多目标因素决定的：满足持续增长的电力需求；优化能源结构，改善生态环境；推进技术进步，增强国家实力等。

与此同时，核电的经济性再度面临考验。近日《国家发展改革委关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》发布，从项目投产之日至2021年底，台山一期、三门一期、海阳一期的试行价格分别按照每千瓦时0.4350元、0.4203元、0.4151元执行。同一通知还提到上述项目“原则性满发”，设计利用小时以内的电量按政府定价执行，以外的电量按照市场价格执行。

为了满足更高的安全标准和60年设计寿命的要求，三代核电采用了更高性能的设备、材料和更高安全水平的系统设计；加上技术引进费用、研发费用和装备制造投入，三代核电首批依托项目单位造价明显高于二代核电，投产后面临的经营压力可想而知。首批如此，之后的定价更加无法令业内乐观。

在确保安全的前提下，核电“要下大力气控制成本”，国家能源局副局长刘宝华在论坛上表示，在全球化石能源价格下行、新能源成本持续下降的大环境下，今后核电发展的市场空间将很大程度上取决于核电的经济竞争力，核电行业要增强成本意识和市场意识，主动适应电力市场化改革要求。

核电的发电成本中固定成本较高，后端的投入也不容忽视，其成本构成中包含了提前提取的乏燃料处理处置和核电站退役费用。

除了大型机组的经济性，小堆的经济性也受到业界关注。中国核电发展中心副主任荣健在论坛中谈到，小型堆研发目前尚未走出“大堆小型化”局限，应用前景不明朗。未来具备固有安全、高度智能、极度简化、工厂预制、模块配置等特征的小型核能装置或可作为分布式能源，实现规模化应用。

近年来，全国电力市场化交易规模和比重逐年攀升。2016年全国市场化交易电量为全部电量的19%，2017年上升到26%，2018年达到30%左右。“核电应与其他电力品种互为补充，相互支撑、协调发展，实现供给充分稳定、安全可靠和经济可行。”荣健说，“核电原则上承担电力基荷，但也要降低对政策的依赖，通过市场机制为调峰调频提供合理补偿，提高电力系统整体运行效益。”

尽管压力重重，对核能的未来发展仍应抱有充分信心。以法国为例，得益于核电，它是欧洲电价最低的国家，也是低碳减排成果显著的国家——最新统计显示法国每度电碳排放70g，而德国是418g。核能是已知最安全的提供稳定电力的能源，能源转型要实现统筹民生、低碳、能源供给安全的目标，核电仍是重要组成，法国电力集团公司原执行副总裁兼亚太区总裁、中欧投资基金Trail Capital合伙人马识路在论坛上表示。

2016年，美国组织开展为期五年的“履行核电承诺”计划，核心内容是降本增效，到2020年实现美国核电总发电量成本下降30%。截至2017年底，累计发布67份行动倡议，其中95%的倡议内容得到推广实施。美国所有核电厂都参与其中并取得显著成效。