从2007年5月成立国家核电技术公司（下称国核技）为标志算起，三代核电技术AP1000正式进入中国已有十年。

该技术依托项目的四台核电机组——三门1、2号机组和海阳1、2号机组，目前还未正式投产。最早开工的三门核电站1号机组离正式发电仍差一步。该机组即将在8月底迎来关键节点——装料，随后便可并网发电。

AP1000是Advanced Passive PWR的简称，是美国西屋电气公司（下称西屋）设计的非能动型压水堆核电技术，是国际公认的在理论上最先进的核电技术之一，也是目前唯一一项通过美国核管理委员会最终设计批准的第三代核电技术。

2006年11月，中国政府决定引进AP1000技术，并确认为未来中国核电发展的主流技术路线。2007年，国核技成立，作为引进、消化、吸收该技术的平台，实施相关工程设计和项目管理，并希望能通过创新形成中国核电技术品牌。

2009年3月31日，三门核电站1号机组开始浇注核岛第一罐混凝土，成为全球首台AP1000核电机组。三门1号机组按计划应在2013年建成投产发电，但由于主泵、爆破阀、飞轮等关键设备出现问题，如今已推迟了四年。

在核电发展史，新技术首台机组的建设进程出现问题，投产时间有所拖延非常普遍。但多位业内人士对界面新闻记者表示，AP1000技术首台机组拖延如此之久的情况，并不多见。

在AP1000机组迟迟未能投产的四年中，中国核电市场及电力市场都发生了巨大的变化。这一拖，将AP1000技术拖进了越来越尴尬的境地，在中国核电技术中的主流地位、大规模批量化建设的前景，都变得扑朔迷离。

这四年中，AP1000技术等来了最直接的竞争者——“华龙一号”技术。“华龙一号”是中国自主研发的三代核电技术，是中核集团（下称中核）ACP1000，和中国广核集团（下称中广核）ACPR1000+两种技术融合的统称。

2013年，在AP1000机组短时间内投产无望的情况下，为了避免内部竞争，增加中国核电“走出去”的竞争实力，中国国家能源局提出将中核ACP1000和中广核ACPR1000+技术进行合并的设想。

在“华龙一号”提出之初，其被定位于“出口国外的核电技术”。中核原董事长孙勤公开声明，“华龙一号”定位出口，在国内只会小批量建设。中广核董事长贺禹也表示，国内的三代核电技术路线是“一主一辅”：AP1000为主，“华龙一号”为辅。

“这是为了刻意淡化与AP1000的竞争，减少‘华龙一号’示范项目在国内落地的阻力。毕竟，此前高层多次确认为中国核电发展的主流技术路线是AP1000。”一不愿具名的核电业内人士对界面新闻记者表示。

随着示范项目中核福清5、6号核电机组和防城港3、4号机组的正式开工建设，中核和中广核对“华龙一号”定位出口的提法发生了转变。两家公司高层此后在不同场合多次表示，希望“华龙一号”能够在国内进行批量化建设。

2016年至今，中国政府未放行任何一台新核电机组的审批。按照此前提出的目标，“十三五”期间，全国核电将投产约3000万千瓦、开工3000万千瓦以上，2020年装机达到5800万千瓦，业内预计每年将要开工6-8台核电机组。

“只有等AP1000首台机组投产后，AP1000才能获得新机组审批；‘华龙一号’要想在国内获得新机组审批，则必须进行真正的融合。”中国核能行业协会一位管理层告诉界面新闻记者。

8月7日，中广核新闻发言人黄晓飞对第一财经记者表示，“华龙一号”的融合方案已上报到主管部委，也得到主管部委的认可。这意味着“华龙一号”新核电机组的审批向前进了一步。

按照原来的核电规划，下一批有望获得审批的核电机组为陆丰、徐大堡、漳州、荣成石岛湾核电的各1、2号机组，三门及海阳核电的各3、4号机组。上述机组中，除荣成石岛湾采用CAP1400技术外，其它10台机组原计划均拟采用AP1000技术。

但形势在悄然发生变化，漳州核电站决定放弃AP1000技术。

在近期多份涉及漳州核电站的公告中，其拟采用的技术已变成了“华龙一号”。6月29日，中国核工业二四建设公司在官方微信上发表的《中核二四公司核电建造厂址再添新成员》一文中也表述称，漳州核电项目规划建设6台百万千瓦三代核电机组，将采用“华龙一号”融合技术。

“漳州核电站的业主是中核集团，中核当然更乐意用自己家的技术。”中核集团一位已退休的工程师对界面新闻记者称。这不免让人担心，其他核电站是否会效仿漳州核电站，对技术选择进行转变？

除了“华龙一号”技术，AP1000技术还面临着CAP1400技术的竞争。

CAP1400技术是国核技在消化、吸收、全面掌握AP1000技术的基础上，通过再创新开发出的具有中国自主知识产权、功率更大的非能动大型先进压水堆核电技术。

作为《国家中长期科学和技术发展规划纲要》确定的16个国家科技重大专项之一，国家特批了山东威海市荣成石岛湾厂址，拟示范建设2台CAP1400型核电机组，单机容量可达150万千瓦。

根据当初国核技与西屋公司签订的合同，AP1000技术只能用于国内电站建设，并不能用于出口。CAP1400则不同，它是国核技拥有自主知识产权的技术，在今后主推的技术中，国核技当然更愿意选择该技术路线。

目前，国核技正在积极争取石岛湾核电项目的开工。但AP1000首台机组投产时间的拖延，也延误了石岛湾项目的开工。

在国内AP1000机组即将迎来投产曙光，装料在即之时，海外又传来美国国内建设的首个AP1000项目暂停建设的消息。

7月31日，美国V.C Summer核电项目的两大业主，SCANA与Santee Cooper公司同时发表声明，表示停止建设该项目。

美国国内原本也在建4台AP1000机组，除了V.C Summer项目，Vogtle核电项目仍在建设中。但Vogtle核电项目也将面临停建的可能。该项目最大股东Southern Company将在8月底召开董事会，决定是否继续建设。

上述中核已退休工程师对界面新闻记者称，因Vogtle项目稍晚于V.C Summer项目，后续工程建设存在不确定性，停建的可能性很大。

西屋公司表示，V.C. Summer项目停建，不会对三门、海阳核电站现阶段到最终商运的工作产生任何影响。

AP1000技术的提供方——西屋公司，于今年3月29日宣布破产重组，其母公司东芝为其负担相应债务和责任。这更加剧了AP1000技术后续发展的不确定性。

中广核一位工程师告诉界面新闻记者，西屋并不是三门、海阳核电项目的总包方，只负责核岛的工程设计和部分设备的供货。相比美国V.C Summer项目，受到西屋破产的影响相对较小，但对国内后续项目仍有一定影响。

美国SCANA与Santee Cooper两家公司在声明中均表示，暂停V.C Summer核电项目的主要原因是成本太高，以及后期带来的不确定风险太大，为避免更大的损失，做出停止建设的决定。

中国四台AP1000机组的高昂成本，也一直被业内诟病。“拖延了这么多年，光财务成本就很高。”上述中核退休工程师对界面新闻记者表示。

根据环境保护部关于2017年8月7日拟作出的建设项目环境影响评价文件审批意见的公示，三门核电1、2号机组项目总投资达到了约525亿元。按照最初的预算，该项目一期工程的总投资为250亿元，如今已翻倍。

这让业内怀疑，三门核电站投产后的发电量，能否覆盖建设时期的资金投入以及由其产生的贷款利息。

雪上加霜的是，AP1000机组拖延的四年中，中国电力市场上，电力过剩日益突出，核电出现停堆、降负荷运行的情况，也成为中国政府不急于放行审批新核电机组的原因之一。加上新一轮电力体制改革的启动，核电也加入竞价上网的队伍中，中国核电的经济性受到挑战。

核电的消纳矛盾，在辽宁红沿河核电站表现的尤为突出。这座东北地区的第一座核电站，2014-2016年的设备平均利用小时数分别为6220、5026和4518小时，呈现逐年下降之势。

“今年上半年全社会用电量出现较快增长，全国核电设备利用小时情况有所好转，但红沿河核电站电力消纳形势仍不容乐观。四台机组中，有三台被电网要求降功率运行。”红沿河核电站一位工作人员告诉界面新闻记者。

国内其他核电机组近几年的发电小时数也出现下降。福建、海南的核电消纳也存在问题，宁德核电、海南昌江核电，均有机组被电网要求降负荷运行。

2014年，全国核电设备平均利用率为86.32%，到了2016年，下降到79.55%。根据中国电力企业联合会统计的数据，2016年，全国核电设备利用小时数为7042小时，同比下降361小时，已是连续3年下降。

除了发电量降低，核电电价失去了原有的竞争力。2013年6月，国家发改委下发通知，对新建核电机组实施统一标杆上网电价政策，全国核电标杆电价最终核定为0.43元/千瓦时，这对核电厂的投资形成了约束。过去根据各核电厂成本核算，“一厂一价”的电价机制宣告结束。

此外，随着中国有序放开发用电计划，核电需加入竞价上网。2016年6月，广西壮族自治区发布《2016年广西第二批电力直接交易实施方案》，以集中挂牌竞价方式开展电量直接交易，首次引入了核电机组参与竞价。为了争取发电量，防城港核电站与火电同台竞争，最终报价为0.264元/千瓦时。

2016年9月，辽宁省物价局发布《关于煤改电供暖项目到户电价的通知》，确定红沿河核电通过市场交易形成的上网交易电价仅为0.18元/千瓦时。这与红沿河1号机组在2013年投入运行时批复的0.427元/千瓦时的上网电价相比，相差甚远。

面对这种日趋激烈的市场竞争，新建核电站的成本控制显得尤为重要。从目前已经在建的AP1000核电机组而言，成本控制并不容易。“即使之后批量化建设能降低部分成本，但由于其非能动等方面的设计，成本依然较高，面临的竞争压力很大。”上述中核退休工程师对界面新闻记者说。

“毕竟，AP1000是国家投入了巨大的人力、物力成本引进的技术，后续项目应该还是要再建设。”上述中国核能行业协会人士称，“但最后还是要看企业自己的选择”。