避免长距离输电。我国人口分布及用电需求集中在东南沿海地区，而风电、水电和太阳能资源则集中在中西部。远距离传输不但成本高，还伴随着输电损耗。核电站的建立需要具备靠近水源、地质环境稳定等条件。沿海以及长江中下游地区都是核电站的适宜选址区域。
3、核电重启，政策保驾护航
我国核电发展经历了五个阶段：探索起步、规划发展、快速发展、暂缓建设和重启阶段。
近两年核准开工数不及预期。截至2017年9月30日，我国已投运核电机组37台，装机容量3581万千瓦，在建2200.4万千瓦。根据国家能源局规划，到2020年，我国核电运行和在建装机将达到8800万千瓦。“十三五”期间，我国每年至少要开工6台核电机组。2017年原定新核准8台，但目前并没有新核准或新开工机组，不及市场预期。我们认为主要原因有两点：1)国内电力产能总体过剩;2)全球三代技术首堆——三门AP1000机组建设缓慢，三代技术有待验证。
预计2018年建设、核准、开工有望提速。一方面，全球三代技术AP1000的示范首堆——三门核电站首台机组有望于2018年上半年投入商运。一旦运行安全稳定并完成一个换料周期，将为后续同类型机组的核准建设吃下“定心丸”。我国目前使用AP1000技术路线的机组有6台待建，10台待获批。另一方面，核电建设周期长达5年，若2018-2020年不加快在建及开工速度，“十三五”核电规划恐难以完成。
(二)经济性优越
1、盈利能力强
刚性成本模式。核电项目前期投入昂贵。2016年并网的核电项目的单位开发成本均超过12000元/千瓦，约为同期火电项目的3-4倍。折旧是核电成本的重要组成部分。折旧在核电运营商的营业成本中的占比接近40%，而在火电企业营业成本中的比重仅15%左右。
运营成本低。2016年中国核电的度电变动成本约为华能国际的1/4。当上网电量达到盈亏平衡点之后，核电项目的边际利润增长颇为可观。
利用率高。我国核电机组大部分以基荷模式运行，不参与电网调峰，发电量近乎全额上网，近5年平均利用小时数高达7596小时，远高于其他发电类型。
盈利能力占优势。由于运营成本低、利用率高，核电盈利能力较强且稳定。销售净利率多年保持在25%以上，仅次于水力发电;净资产收益率位于中等偏上水平。
2、享受税收优惠
税收优惠提升核电利润。根据财政部《关于核电行业税收政策有关问题的通知》，核电机组正式投产后前5年、6-10年、11-15年分别享受75%、70%、55%的增值税返还。中国核电近5年增值税返还金额均高于18亿元。
