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，Vogtel核电项目仍在建设中。但Vogtel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Vogtel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”。