根据中国核能行业协会发布的《中国核能发展报告（2019）》蓝皮书（下称《蓝皮书》），截至2018年12月底，中国在运核电机组44台，装机容量达到4464.516万千瓦，全年核能发电量为2944亿千瓦时，同比增长约为18.96%，创造历史最高水平。
但中国核电装机和发电量在总装机和总发电量中的占比较低，与全球平均水平相比仍有距离。
中国电力企业联合会专职副理事长魏昭峰介绍称，截至2018年底，中国核电机组装机容量约占全国总装机的2.3%，发电量占比仅为4.2%，远低于全球核电发电量平均占比。
截至2018年底，全球在运核电机组454台，总装机容量超过4亿千瓦，核电占全球总发电量约10%。
根据国际原子能机构（IAEA）统计，2017年，核电发电量占比超过10%的有20个国家，超过25%的有13个国家，超过50%的有4个国家。
《蓝皮书》显示，2018年，中国福建、海南、广东、辽宁、浙江五省的核电发电量在本省总发电量中的占比，均超过全球核电发电量平均占比。
魏昭峰指出，当前利用小时数、交易电价下降给核电发展带来压力。
近年来，随着竞价上网、限制上网电量等措施的实施，核电设备利用小时数下降，核电的高效利用面临挑战。
国网能源研究院提供的数据显示，2017年，红沿河、昌江、防城港等核电机组设备利用率较低，部分机组设备利用率低于70%。
2018年，核电设备利用小时数有所提高，达7184小时，同比提高95小时。与2017年相比，去年大部分省份核电利用小时有所提高，但江苏和广东分别下降268和1053小时。
另一方面，当前核电与其他形式电源在电力市场中竞争激烈。
“部分核电企业2017年市场电量为20%左右，个别省份接近50%。核电交易电价既低于核电标杆电价，也低于煤电标杆电价，企业盈利能力下降。”魏昭峰说道。
核电过度参与调峰也存在一定程度的风险。
核电带基荷运行，可提高燃料利用效率，有利于节能减排，是各国通行的做法。魏昭峰表示，中国核电机组原则上以带基荷为主，但在目前电力系统供应多元化、供大于求的实际情况下，部分核电机组适度参与系统调峰运行也是应该的。但调峰幅度的一般不低于85%,。
国网能源研究院能源战略与规划研究所所长鲁刚指出，核电调峰的风险主要来自长期低功率运行和频繁调峰。核电参与系统调峰成本较高。根据2010年国际原子能机构数据，负载率由90%降至70%时，核电度电成本（LCOE）上升约35%，远高于煤电的10%和气电的7%。
魏昭峰建议，核电机组应以基荷运行为主，要增加电力系统的调峰能力，来缓解核电参与调峰的压力。
他认为，投资主体的局限性也是制约核电发展的因素之一，应加快推进核电投资主体多元化、市场化。
“除中核、中广核之外，国内五大发电集团或多或少涉足核电产业，开发了不少核电厂址，但仍未实现控股压水堆项目的突破，耗费的财力是巨大的”。
设备、技术“卡脖子”的瓶颈制约同样不容忽视。
中核集团总经理、党组副书记顾军指出，当前，三代核电、四代核电的一些关键设备、核心技术，还存在研发制造、试验验证受制于人的棘手问题，不利于核电的商业化、规模化推广和“走出去”。
据《蓝皮书》预测，2030年前，中国核电发电量将有望超过美国和其他国家；核电在发电量中的占比将从目前的4.22%上升到2035年的10%左右。
