可以预期的是，随着国电投的成立，其核电资产的上市将成定局。通过与资本市场的对接，核电企业获得了开启新项目的
所需资金。但要满足核电重启后的有序发展，内陆核电何时放行成为首要问题。
2012年10月，国务院常务会议作出部署，“十二五”时期不安排内陆核电项目。但随着“十二五”进入尾声，呼吁内陆核电尽快重启的声音渐强。
环保部核与辐射安全中心的相关人士介绍，近期，国家发改委委托中国工程院对中国内陆核电站厂址进行了调研，即安全性上是否符合开工建设的条件，这被认为是内陆核电放行的前奏。考虑到核电审批周期较长，保守估计启动的时间点可能会在“十三五”中期。湖南桃花江、湖北咸宁和江西彭泽这三大内陆核电项目，或成为第一批启动的内陆核电站。
一直以来，核电厂址作为一种稀缺资源，被各大核电公司所看重，甚至不惜重金抢占。尤其是沿海核电厂址，经过多年的开发及眼下这一波沿海核电的开工建设，其稀缺性更是明显，所以内陆核电厂址早已成为各大公司的储备目标。根据《核电中长期发展规划》，到2020年要实现在运核电装机达到5800万千瓦、在建3000万千瓦。
值得一提的是，内陆核电能否启动的最大难点不在建设的硬指标，而是取决于公众能否接受这一软条件。
能否保持经济性?
据中电联2014年全国电力工业运行简况显示，全国商运核电设备利用小时数为7489小时，同比降低385小时，降幅为全部电源中最大的。在很长一段时间里，核电的这一数值普遍是8000小时左右，这也被认为是核电经济性最为突出的体现。
高利用小时数是核电经济性的最大倚仗，但当经济进入新常态，电力供需宽松，下降趋势成为可能后，核电发展还能 保持优势吗?尤其是，在新电改配套文件里，“核电在保证安全的情况下兼顾调峰需要安排发电”，相比“风电、光伏发电、 生物质发电按照本地区资源条件全额安排发电”的待遇，已远不如从前。
2015年第一季度，红沿河核电发电小时数只有1097小时，比全国火电发电小时数还低9小时，且出现非节假日停机。
如果这成为常态，那么在外部条件都在改变的情况下，核电机组打破过去不参与调峰的惯例将成为可能。核电机组的经济性势必受到影响，后续建设的核电机组在前期工作、建设周期、运维等环节都将面临巨大的成本压力。
目前，国内三大核电巨头，只有国电投的电源组合相对优化，传统能源、新能源和核电兼而有之，而中核与中广核，都面临电量消纳的配套机制的问题。
不可忽视的第二梯队
第二梯队的发力，或将部分程度改变核电格局。
当下，中国核电业由“华龙一号”和AP1000/CAP1400组成两驾技术马车(均为第三代核电技术)。其中，“华龙一号”示范工程的开建，更是对中国核电出口产生实质性的推动。据悉，泰国、印度尼西亚等国已对“华龙一号”表示出浓厚兴趣，泰国已启动了对“华龙一号”的独立评审，今年内有望将“华龙一号”作为可选技术纳入泰国发展核电的“短名单”。
与此同时，在土耳其国家核电联合美国西屋公司正在进行7个月排他期谈判：计划2017年开工，建设两台AP1000，两台CAP1400，2023年投产。
公开资料显示，全球目前14个国家正在建设核电机组，40多个国家正在积极谋划发展核电。而“一带一路”沿线有核电国家19个，计划发展核电的国家25个，规划机组现在有140台左右，总投资规模超过1.2万亿美元。
不可忽视的是，在“三巨头+两驾马车”的格局下，还存在着由华能和中核建组成的第二梯队，而第四代核电技术高温气冷堆则是其依仗的马车。
2006年，高温气冷堆核电站示范工程被列入国家重大专项，并由清华大学、中核建、华能联合出资建设。其中，清华大学负责技术研发、提供设计和技术支持;中核建作为重大专项的工程实施主体，负责示范工程核岛及其辅助系统的设计、采购、建造总承包;华能负责示范工程的投资运营。
2012年12月底，示范工程开工建设。随着该项目的推进，目前已有新加坡、瑞士、沙特等国家表示，愿意在高温气冷堆核电站建设成功之后向中国购买该技术。
这也意味着，中国核电出口将再多一个支点，华能和中核建或可借此跻身于中国核电第一阵营。中国核电业将再度洗牌。
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