虽然核电项目的建设势必会在今年内重启，但实际重启的步伐可能与业内的预期相距甚远。
2014年7月14日，一则关于中国广核集团有限公司（下称中广核）拟投资380亿元在贵州建核电站迎来了的消息引起业内关注，消息一经刊出，便被认为内陆核电项目建设曙光。
但次日中广核便公开表示，合作协议只是意向性的，目前还在开展前期选址工作，国家对于发展内陆核电已经做了相应的政策安排，中广核将按照国家统一部署推进核电新项目的开发和建设工作。
事实上，不仅是内陆核电，即使是已经屡获高层表态，要加速核准的沿海核电项目，现实的情况是，到目前为止依然未有任何一个沿海核电项目通过核准。
随后，记者从国家核安全局处了解到，虽然核电项目的建设势必会在今年重启，但实际重启的步伐可能与业内的预期相距甚远。
下半年重启
自2014年4月18日，国务院总理李克强在新一届国家能源委员会首次会议上对核电做出明确表态以来。短短的三个月时间里，中国政府已经对“适时重启沿海核电”的重要性进行了多次重申。
特别是在6月13日召开的中央财经领导小组第六次会议上，习近平总书记要求，要在采取国际最高安全标准、确保安全的前提下，抓紧启动东部沿海地区新的核电项目建设。随后6月24日，国家发改委再次重申将加快步伐核准一批核电项目。这意味，在中央多次表示“将适时重启沿海核电”之后，核电项目的核准工作将进入倒计时。
记者从国家核安全局了解到，在东部沿海地区，目前正处在审查中的项目共有5个，分别是徐大堡1、2号机组，海阳3、4号机组，三门3、4号机组，陆丰1、2号机组，山东荣成1、2号机组。
其中，徐大堡1、2号机组和海阳3、4号机组的厂址选择审查意见，已通过国家核安全局批复。只待获得国家发改委的核准后就可正式开工。
按照每台机组装机容量为100万千瓦推算，以上5个项目的总装机容量大约1000万千瓦以上。截至2014年3月末，中国已建和在建核电装机容量约为4870万千瓦。换言之，如果上述项目在2015年前能够陆续开工，则刚好满足2015年全国已建和在建核电装机容量5800万千瓦的核电发展目标。
“重启东部沿海地区核电项目建设将会是目前核电重启的第一步。但这些项目多是在福岛核事故之前就已获批的待建项目，只因受福岛核事故的影响，而成为遗留项目。”国家核安全局内部人士向记者表示。
该人士还进一步透露， 由于内陆核电的重启，在福岛核事故之后一直遥遥无期，被为了避免更大的损失，中国核工业集团公司（下称中核）和中广核将原本用于桃花江和咸宁两个内陆核电项目的核电设备，转用于了辽宁徐大堡1、2号机组和广东陆丰1、2号机组。
为此徐大堡和陆丰项目也由原计划的“二代加”技术，换成了“三代”核电技术的AP1000。
“然而值得注意的是，由于AP1000与‘华龙一号’这两个‘三代’核电技术的进展都不尽如人意，眼下中国核电发展可能不得不面对没有合适机型可建的尴尬局面”。业界普遍预期的新一轮建设高潮将因此而推迟。
核电建设阻碍
根据福岛核事故之后中国核电政策的变化，核电发展需要同时满足三方面的要求。
首先，2012年10月24日国务院常务会议提出“十二五”时期新建核电机组，除少数获得国家认可的遗留项目外，新项目必须采用“三代”核电技术。其次，能够实现我国核电发展规划目标，即2020年实现核电装机发电容量5800万千瓦，同时在建3000万千瓦左右。最后还需落实核电“走出去”的国家战略。
而能够满足这些条件的“三代”核电技术，只有国家核电技术公司（下称国核技）的AP1000，以及由中核和中广核联合开发的“华龙一号”。
而记者从国核技了解到，眼下首批在建的4台AP1000机组，不同程度地都陷入了工程延期的风险中，工期或将从此前预期的56个月延长至80个月。
目前我国首台AP1000机组是2009年4月开工的浙江三门核电站一号机组。按照当时的计划，工期为56个月，到2013年年底完成项目。而根据记者了解的最新情况，该机组或将推迟到2015年年底完工。
“在国际上，新核电技术的首批建设项目，一般的建设周期都在60至80个月。对于当时西屋公司提出的56个月的承诺，我们研究后认为，这个承诺也并不是完全没有可能实现。而且根据合同，如果出现超期，则可以根据合同向西屋公司提出相关的索赔。”国核技专家委委员林诚格告诉记者。
据了解，根据相关合同规定，向西屋公司的索赔有额度限制，可能是总合同款的10%。目前赔款已封顶，如果后续再次出现延期将不会再有索赔。
而工期延长带来建设成本的上涨不容忽视。据三门核电一号机组的可研报告显示，其上网电价只有高于0.5元/千瓦时，方能覆盖成本。这一定价明显高于去年国家发改委发布的0.43元/千瓦时的全国统一核电标杆电价。
这意味着，如果后续新建的AP1000无法解决好超期问题，将很可能无法满足核电标杆电价，从而存在被市场淘汰的风险。尽管三门核电站一号机组作为AP1000的首台示范机组，并不受核电标杆电价的约束。
目前造成AP1000项目延期的直接原因，在于美国EMD公司制造的关键设备主泵存在设计缺陷。2013年1月美国专业反应堆操作员协会（Professional Reactor Operator Society）就曾在一份内部文件中指出，AP1000主泵在测试过程中发现其叶轮的叶片存在缺陷，彼时部分主泵已经运抵三门核电站。
一位曾考察过三门核电的专家向记者介绍，首批AP1000工程难度很大，不仅需要在工程实践中不断固化现有设计，同时由于设计一直未能固化，也给相关设备的制造增加了难度，从而影响了建设周期。设备在制造过程中的报废率过高，也使得成本大幅增加。
“AP1000的主泵问题，已经成为国家能源局对其放行的重要条件，”一位接近国家能源局的人士对记者说。
但此前在4月15日举行的第十三届中国国际核工业展览会上，西屋公司副总裁兼中国总经理高礼霆在回答媒体有关提问时，对何时解决主泵问题仍未能给出明确的时间。
而“三代”核电的另一重头——“华龙一号”，其进展的情况也颇为不顺。而其不顺利则源自于中核与中广核的战略分岔，即使在国家能源局的撮合下，也依然没能最终消除。
环境保护部核与辐射安全中心总工程师柴国旱曾向记者介绍，在中核和中广核联合开发的“华龙一号”技术中，中广核在合作中的“让步较大”，堆芯设计将采用与中核ACP1000技术一样的177堆芯，但其他的技术参数，两家仍然坚持各自的技术路线。而战略分歧的结果则是“华龙一号”的难产。
“因为‘三代’核电的上述问题一直无法得到解决，那么势必会对未来核电建设形成肘掣，核电也就无法顺利重启。”一位核电领域的专家表示。
为了打破这样的僵局，国家能源局对AP1000和“华龙一号”分别采取了不同的安排。据中国核学会理事长李冠兴院士的介绍，国家能源局将以2015年底发电为期限，对正在建设的首台AP1000依托项目倒排计划，以此加快推动AP1000的进展。“对于‘华龙一号’，则以技术融合获得认可为前提条件，批准其示范项目的建设。”中广核内部人士告诉记者。
核电重启变局
其实，自“华龙一号”揭开其面纱以来，就意味着由AP1000一统中国“三代”核电技术的设想成为泡影。
2006年经由国家拍板决定引进AP1000技术，按照原本的打算是希望借此来统一国内的核电技术路线，解决国内核电发展过程中多头引进，技术路线、标准不统一，自主化、国产化进展迟缓等问题。
但AP1000的进展不顺，给“华龙一号”提供了重新上位的机会。将中国“三代”核电技术原本由AP1000“一枝独秀”的格局，变成了当下“一主一辅”的格局，其中AP1000为主线，“华龙一号”为辅线。
福岛核事故发生后，面对“二代”加技术被国家全面否定，中核和中广核不得不在原有技术的基础上，开始下大力气开发“三代”技术。为了避免多种技术路线之争，在国家能源局的协调下，两家联合开发出同属“三代”技术的“华龙一号”。
一直以来“华龙一号”都一直对外宣称，其主要定位是出口，在国内，只是希望建设小批量的示范堆，以便在核电“走出去”的过程更有说服力。但是在不少专家看来，在国内建设少量的示范堆可能并不能够满足中核和中广核对于收回前期成本和获得更大收益的胃口。
同时，“华龙一号”也并非中国政府主推出口的唯一技术路线。由AP1000消化、吸收再创新而来的具有自主知识产权的CAP1400，也将会成为未来中国核电“走出去”的另一发力点。
“CAP1400走向海外的步伐甚至有可能先于其在国内的后续项目，” 国家核电技术公司专家委委员林诚格说。目前，CAP1400示范项目的前期工作进展顺利，1号核岛的负挖工作已经完成。
一位核电领域的专家向记者指出，眼下摆在AP1000和“华龙一号”面前的问题是，谁能在当前的困局中率先破局。如果AP1000能尽快解决主泵问题，那么就可以进一步巩固其在国内市场中的先发优势，而如果是“华龙一号”先获认可，则可以以此来继续“卡位”，进一步撬动国内核电市场的格局。
环境保护部核安全总工程师、国家核安全局副局长刘华曾向记者表示：“AP1000和‘华龙一号’的设计本身没有问题，关键是对它们工程风险的考虑。”
事实上，随着我国核电“走出去”已上升为国家战略，更多考验来自中国是否已成为名副其实的核电强国，是否能够打造有国际竞争力的核电品牌。
目前中国核电装备企业的供货能力，可支撑每年建设6-8台核电机组建设。虽然在数量上已经颇具规模，但是如主管道等核心设备的质量还不够稳定，废品率相对较高。
为了实现“中国核电走出去”的战略目标，很多企业也在积极寻求走出国门为世界核电发展提供装备的途径。
2014年初，由中核、国核技及中广核等三家核电企业联合发起，核电技术开发、工程建设、运营管理、装备制造、工程咨询以及相关金融机构等14家单位参加的，中国核电技术装备“走出去”产业联盟成立。
联盟旨在以“统一思想、把握市场、资源共享、互惠共赢”的原则，通过有效的联盟机制，做好海外核电开发项目的沟通协调，加强日常经验反馈和信息共享，高质量、高水平建设好海外核电项目。