具备首堆示范意义且因工期延误导致成本上升的项目，上网电价不仅未享受到政策“照顾”，跌破了“0.5元/千瓦时以上”的行业预期，两个AP1000项目的电价甚至低于6年前国家核定的0.43元/千瓦时的核电标杆电价。首批项目尚且如此，释放出重要信号：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，电力市场需要更清洁和廉价的电力，各种电源不仅比规模，更要比经济性。
核电项目投资大、建造周期长，加之近年来为不断提高安全标准，新建核电项目主要制造工艺日趋复杂、材料标准要求越来越高，核电安全冗余随之增加，进一步抬高了项目建造、运行和相关设备制造成本，核电因此正在逐步丧失对传统基荷能源的价格竞争力。研究数据显示，目前我国二代改进型核电项目单位造价为12038元/千瓦，首批三代核电项目单位造价均超过2万元/千瓦，均高于火电、水电、风电和光伏发电的单位造价。而造价直接与电价挂钩，一旦造价高企，再执行市场化电价，核电便无法在电力市场“立足”。
在新一轮电改“管住中间、放开两头”的体制架构下，输配电以外的竞争性环节电价、公益性和调节性以外的发用电计划将有序放开，配售电业务也正向社会资本有序开放。2015年，国家发改委、国家能源局发布《关于有序放开发用电计划的实施意见》，鼓励核电参与电力市场竞争和开展辅助服务交易，核电也因此被推至市场的“风口浪尖”。
近年来，在经济新常态背景下，全国电力供需形势从偏紧转向平衡有余，局部地区出现电力过剩，全国范围内的市场化交易步伐正不断提速。数据显示，我国电力市场化交易规模和比重正在不断提升。2018年，全国市场化交易电量达2.1万亿千瓦时，在全部发电量中的比重提升至30%。在此过程中，核电经历了前所未有的降负荷运行等消纳问题，不得不直面市场。2017年，核电企业全年市场电量普遍达到20%左右，个别省份甚至接近50%。
造价过高的核电站，更无法在国际核电市场“立足”。
作为衡量核电技术核心竞争力的关键指标，经济性已成为各国技术“角力”的重点。芬兰和法国的EPR项目、美国和中国的AP1000项目，均因工期延误和预算超支抬高了成本。因此，除了目前在运在建的项目，这两个技术并未真正打开国际市场。有鉴于此，法国电力公司于2016年年底推出新型欧洲压水堆EPR NM，其造价将比目前在建的EPR低25%—30%。相反，俄罗斯凭借VVER三代核电技术的造价、提供建设资金等优势，目前已斩获40多台海外核电机组订单，尤其是2018年到手的10年期海外订单高达1300亿美元，牢牢掌控了国际市场话语权。
当前中国核电已经进入了市场化“摔打”的关键阶段，如何在确保安全的前提下，实现高质量发展，在市场中争得一席之地，需要核电行业积极想办法、谋出路，核心要义在于练好“内功”。
首先，核电企业需要进一步优化设计具有自主知识产权的核电技术，在提升安全性的同时降低造价，提高商业竞争力。其次，核电企业要认真研判国家政策，跳出一味追求“满发”的思维定势，积极主动参与并融入电力市场，促进核电价优消纳。第三，全行业需要进一步加强内部成本管控，全产业链，尤其是设备制造和建造、运维环节，要通过管理优化和创新，进一步降本增效，让核电兼具安全与经济性，实现可持续发展。
