2019年，我国核电打破了三年以来的“零核准”，被业内外视为稳步重启的信号。新核准的机组采用了我国自主核电技术“华龙一号”，内外因之下可以说是很自然的选择，也令人对2020年“华龙一号”首堆的顺利建成更加满怀期待。2020年也是“十四五”的规划之年，“十四五”期间，我们对核电的期望可能并不限于国内，面对复杂多变的国际形势，如何在不确定性中积蓄“走出去”的力量？“风”“光”渐有后来居上之势，承压之下的核电如何破局？作为涉核企业，又是否还要把鸡蛋都放在核电这一个篮子里？回顾2019，展望2020乃至“十四五”，本刊围绕核电相关的诸多话题对话了中国核能行业协会专家委员会常务副主任赵成昆。
（由于原文篇幅较长，本文有删节，详见《中国核工业》杂志2019年第12期）
2035年3倍装机， “十四五”争取内陆开工
Q：2019年我国核电终于打破了三年来的“零核准”，对2020年乃至今后我国核电产业的发展，您有何预判或者期待？
赵成昆（以下简称“赵”）：三年来突破“零核准”，这确实是业界的共同期望，而且盼望了很久。我国自从改革开放以来，特别是近15年以来确立了发展核电方针以后，相关企业发展非常快，能力增长得也非常快。比如机械制造行业的几大重型设备制造厂，包括上海电气、东方电气、哈尔滨电气、一重、二重等，十几年来投入了数百亿元来提升他们的装备和加工能力；很多民营企业也在投入，有些水平很高。所以我们核电设备的国产化率可以达到85%甚至更高，总的设备成套供应能力可以达到每年8～10套。一连几年没有核电开工，这些设备制造企业就很难经营，满足核电设备加工要求的人才队伍也很难稳定。这几年甚至在设计院、核电厂等，人才外流也是值得注意的。
不管是从改善能源结构、改善环境出发，还是从核电自身的发展、能力的维持出发，业界都希望国家能制定一个平稳发展的计划。
近三年没有核准新机组，一个可能原因是除了原来引进的两个项目AP1000和EPR严重拖期，“华龙一号”也正在建，所以我想国家在技术上、特别是在安全方面可能需要观察一段时间；更主要的原因，公众对核电的接受性也是影响中央决策的一个重要方面，社会上比较有名的一些对核能持不同意见的代表人物也对核电发展产生了一定影响，涉及对国家核安全监管机构监管有效性的一些评价，另外企业本身在这个过程中也需要在管理方面进一步提升。
最近批的福建漳州等项目是企业努力了很多年的结果。目前我国在建在运的核电装机容量已有6000多万千瓦，随着新项目的开工，2025年在运核电达到7000万千瓦，我觉得问题不大。近来国内相关研究团体针对2025～2035核电发展目标开展了讨论，多数同意2035年达到1.5亿千瓦装机的目标。从中国能源发展的需求，以及从能源结构调整、能源低碳化的角度看，这一目标是完全必要的，也是经过努力后可以做到的。
2025年7000万千瓦，离2035年1.5亿千瓦还差8000万千瓦，用10年时间来完成，就意味着每年有6～8台左右的新机组要建设。
Q：根据当前我国核电发展的形势，未来我国在内陆发展核电的可能性怎么样？
赵：从地图上看，我国现在60多台在运在建机组都是在沿海，内陆还是空白。虽然沿海的备选厂址还可以用一段时间，但是要支撑核电长远的发展规模，还存在问题。大家都知道，内陆核电厂在国际范围来讲不是个特别的问题，像美国的核电有超过60%建在内陆，法国比例更高。美国的密西西比河、法国的塞纳河上，都建了大量核电厂。在安全标准等方面，内陆与沿海也没有太大的差别。现在国家格外重视内陆的环境，那么内陆核电厂放射性废水处理后排放的标准可以提到更高，比如沿海要求的放射性活度是低于1000Bq/L，那么到内陆就低于100Bq/L。如需要可以做到基本零排放，技术上都没问题。
关于内陆核电大家可能关注的是两个问题。一个问题是从福岛核事故得到的经验反馈，福岛的海啸引起应急电源失效，堆芯余热导不出来，引发堆芯熔化，造成大量放射性外泄。那么对内陆而言，核电厂一般都靠近江河，可能担心极端条件下的洪水和水库垮坝叠加在一起。我国通过初步可行性研究的内陆厂址基本都属于“干厂址”，也即在极端气候条件、水文条件下，能够保证电厂不被水淹，也就不会发生福岛那样的情况。
第二个问题是说虽然发生严重事故的概率极低，但还是担心一旦发生，大量的放射性污水流入江河，特别是长江流域。社会上对内陆核电很关注的一点也是因为这条母亲河，核行业或者核能开发单位对此也高度重视。按目前的“华龙一号”或者AP1000技术，即使发生严重事故，释放的放射性废水也完全可以封闭在安全壳内，因为我们的安全壳容积有7万～8万立方米，而事故情况下能产生的放射性废水，不到1万立方米。不管导致严重事故发生的原因是什么，最终都因堆内热量导不出来而造成堆芯熔化。作为福岛核事故的一条重要经验反馈，只要有可靠的应急电源和水源就能导出堆内热量，避免堆芯熔化。当然反应堆运行人员的素质和技术水平也十分重要。按照美国提出的“三源保障”理论，即电源、水源、人员这三方面做好的话，不管是在沿海还是在内陆，核电站的安全都可以得到保障。我国核安全局在福岛核事故后提出的八项技术改进要求，就包括了上述内容。
内陆地区的电力供应，特别是华中地区面临压力。为了解决华中地区的电力问题，国家现在采取了特高压输电、修建蒙华铁路输运煤炭等措施。但可能还不能满足进一步发展和最终的需要。而且内陆地区有的本来环境状况就不太好，环境容量也有限，处于缺煤少电少气的局面，核电是其很好的选择。当年周恩来总理决定在上海建“728”工程，是因为当时中国的工业主要是在沿海，用电缺口主要在沿海。
假如中国的核电一开始就是建在内陆，那么发生福岛核事故以后——这一事故是由海上的问题引起的，核电今天面临的局面会是怎样的？这很难说。
我认为“十四五”期间，内陆地区的核电项目应该争取开工。特别是原来说的“两湖一江”的厂址条件比较好，满足安全要求。我去过几次，当地民众也问什么时候开工，看得出公众接受的条件也比较好，加上现在的“华龙一号”或者AP1000技术上完全能够满足要求，而且电力需求较为迫切。不然一直让这些地方做厂址保护，长期下来需要很大投入，三个厂址差不多已投入一百四五十亿元，厂址加上周围5公里的规划限制区，对当地经济发展也有一定压力。所以我想国家应该做出明确的决策。中国核能行业协会通过大量论证工作，提出推进华中地区“十四五”核电发展的建议。
内陆的核电厂址如果能用起来，可以支撑我国2035、2050，甚至更长远核电发展的厂址需求。
“华龙一号”首堆将建成，为国内外提供重要选择
Q：2019年随着张国宝的逝世，行业内又有讨论其在任期间AP1000引入的问题。联系到新获批的几个机组采用了“华龙一号”技术，未来我国核电技术路线的发展和应用趋势是怎样的？
赵：“华龙一号”和AP1000各有各的特点。“华龙一号”安全系统是采用能动和非能动相结合的技术，非常先进和成熟。AP1000的设计理念比较先进，其系统简化得比较理想，设备量大为减少，调试量也相对较少，通过几个机组的运行掌握经验后，应该有发展空间。漳州项目原本选用AP1000，后来基于现实及时地调整了技术方案，选用了“华龙一号”。在目前的国际形势条件下，这是很正确的一个决定。
到2035年之前，就大型核电厂而言，我认为“华龙一号”和CAP1400将是我国核电建造的主力堆型。
我国甚至包括国际上推出更多的百万千瓦级核电型号，从目前的形势来看不是很明显。更大型的核电厂，比如170万千瓦之类，我认为没有太大必要花大力去开发了，要“走出去”的话，电网能承受单机170万千瓦的国家我估计也不多。所以对于现有的核电堆型进一步提升安全水平、进一步优化系统来降低造价，这是我们要做的。
Q：您上面谈到了“华龙一号”的优势，它也是我国“走出去”的主力堆型，“华龙一号”的国际竞争力怎么样?
赵：现在参加国际核电市场竞争的有这么几家，美国的、法国的、日本的、韩国的、俄罗斯的、中国的，但是近十来年做得最成功的还是俄罗斯。俄罗斯的成功，首先是靠它的技术，特别是比较完善的严重事故预防和缓解的措施，完全符合三代的要求；第二，俄罗斯的装备制造能力比较强；第三，俄罗斯机组的价格和AP1000、EPR相比具有较强的竞争力。所以俄罗斯近几年在国际核电市场上已经拿到了20多个机组合同。与之对照的是，AP1000除了在中国以外，可能也就是在英国还有一些；EPR也是在英国，可能以后在欧洲一些国家还会有，但不会太多。韩国凭借举国体制，其APR1400以价格上的优势赢得了在阿联酋的4台机组，或许也是我们潜在的一个竞争对手。
要参与国际市场竞争，关键是产品要有竞争力。“华龙一号”是我国具有完整自主知识产权的三代核电技术，到现在为止国内外首堆工程进展顺利，有可能在2020年内投入商业运行。中国能按期建成华龙首堆并实现安全可靠运行，不仅对我国今后核电发展有利，对我国核电“走出去”也是一个很好的示范。中国出口“华龙一号”的一个期望在英国，目前正在接受英国的标准设计审查。
2020年稳扎稳打地把“华龙一号”顺利建成发电，证明其安全性、先进性，那么可能不光是对英国，更主要是对其他需要核电的发展中国家，都将提供非常重要的一种选择。
“华龙一号”出口还有一个价格上的竞争优势。像AP1000是6000～8000美元每千瓦的造价，EPR与之差不多，甚至更贵一点。俄罗斯VVER大概是4000多美元每千瓦，而“华龙一号”的价格要低一些。当然，出口的话可能还有其他一些成本，但不管怎么说，我们从技术到价格都是很有竞争力的。“华龙一号”还将在现有基础上继续加以优化，进一步提升竞争力。
中国还能够提供核工业全产业链的支持，这对一些发展中国家会有较大的吸引力，因为他们自己可能缺少燃料生产、工程技术服务等方面能力。特别是我们的核电建造力量，我2019年11月初到了芬兰，芬兰的EPR从2005年批准到现在还没有建成，对比能看出我国工程建设管理方面的能力是非常强大的。
中国能够同时建设30台左右核电机组，这是实践证明了的。EPR跟AP1000首堆在中国的建成也是有力的例证。
核电拿什么争？
Q：与其他清洁能源相比，核电的市场竞争力怎么样？电力市场化交易给核电产业带来什么影响？
赵：回顾起来，现在核电不像10年前或者更远一些的时候，可以关起门来自说自话。那时风电和太阳能还没怎么发展，而核电已经在技术上、安全上经过验证，又可以稳定提供大规模的电力，为大家所公认，国家的政策也很明确。但眼下却受到挑战。我们知道风电和太阳能是间歇性的能源，但随着储能技术等进步，这些问题将逐步得到解决。现在就要看客观上国家怎么来平衡这些低碳能源。
从造价来说，国内的机组可以分为两类，一类是安全性能好、技术很成熟的二代改进型，整体建造成本可控，经济指标很好。对于这一类机组，按0.43元每度的标杆电价应该没有问题。另一类是如“华龙一号”、“国和一号”三代核电技术，为满足更高的安全目标，每千瓦造价可能要比二代改进型高出20%左右。之前核电厂是40年寿期，还款期限是15年，现在可达到60年，还款还是15年，那么前期的价格显然就提高了。这也不是很合理，假如政策上能调整还款期限，电价特别是前期电价就可以降低。
另外一个变化是，此前核电占比不大，又是特殊行业，可以保证基荷运行。但是随着核电的发展，其占的分量越来越大，所以对核电也参与调峰调频的呼声也越来越高。参与调峰调频，在安全性方面就要采取更多措施来满足这样一种高低起伏的运行模式的需要，从技术上看是没问题的，但由于核电大投资、长周期的特性，不能保证基荷运行的话在经济效益上就很不利。目前的方式是给核电保留一定的份额，比如70%或80%，拿出剩下20%左右的份额参与电力市场交易。
假如下一步改革到完全按照市场竞价上网，核电就要亏损。甚至到时候像有的国家那样隔夜购买，比如说明天电网需要多少电，什么价格，企业自己来投，核电承受的压力就更大了。
国内外涉核企业在这方面处境不同。在我国电力体系里，核电企业基本上是纯核电，包括中核集团，虽然也有风电和太阳能，但总体是一个核电企业，中广核也是一样。而国外单独的核电企业很少，比如美国的一个企业集团可能既有核电又有水电或火电，在多元的结构下，集团通过自己的调整可以实现利益最大化。韩国也是这样，核电水电放在一起，企业的调控能力比较大。
而中国基本上还是单个大型的核电企业，自身调控能力有限。
要强调的是，发展核电不光是电价问题，还关系到国家发展战略。因为核不光是发电，而且是国家的一种资源。像美国尽管这几年新建核电厂不多，却一直没有放弃研发，准备在下一轮核能竞争中占据世界主导地位。
Q：小堆是现在国际核能界关注的热点，关于小堆的经济性存在一些讨论，您怎样看待其发展前景？
赵：我国小堆的设计采用了包括非能动在内的很多先进理念，但是总体上还是“大堆缩小”，在系统简化等方面还有进一步改进的空间。
假如设计理念没有较大调整，价格要下来还是有很大的挑战。美国的NuScale、韩国的SMART等在非能动方面做得比较多，然后在能动性系统方面做了大量简化。30万千瓦以下的反应堆原则上都是小堆，假如功率接近30万千瓦而采用完全非能动的安全系统，可能不太让人放心，但是10万千瓦及以下的小堆加大非能动的分量、简化系统，就比较可行。
再者要有一定的市场规模，小堆的价格才能降下来。有了市场规模，才能考虑怎样达到一个批量化，怎样进行工厂模块化制造、现场安装，缩短建造周期，很快实现资本回收。所以要重点关注小堆的市场在哪里，需求方到底是哪些。如果是单纯用来发电，我国电网很发达，遍布全国各地，除边远地区的特殊需要，小堆的意义不见得有多大，更多还是用来热电联供、区域供热、海水淡化等。目前我国的小堆开发还是功能单一化的比较多，多功能的结合更加有利于小堆的市场拓展。
我国北方的一些大城市污染较严重，假如利用核能供热，可以代替现在的煤和天然气。2019年海阳核电实现了核能供热，当然海阳不是利用小堆，而是将核电厂里面一部分蒸汽抽出来，通过管道输送到20多公里外的海阳市，惠及海阳的大概70多万人口。这是很好的一个办法，不过也不具有普适性，它要求城市离核电厂不能太远，因为沿途管道会损失热量。但对离核电厂较近的城市，提供了一种选择，不一定走小堆路子。对于北方大部分内陆的一些地区特别是大城市，像北京或石家庄，附近没有大型的核电厂，小堆供热是一个重要选项。
核能区域供热在技术上没有太大问题，有问题的主要在于两方面。一是从经济方面，专门供热一年只需要不到半年时间，剩下的半年它的出路何在？必须在用途方面进一步扩展，冬天能供热，夏天能供工艺蒸汽或者其他产品，这就需要设计者作出进一步努力。另一方面是由于供热堆一般靠近用户，还有公众接受性问题。
所以核能供热要在北方九省大面积推开的话，最大挑战是研究设计单位要拿出安全性和经济性满足要求、能为公众接受的一种技术。
Q：对于像“华龙一号”这样的大型核电技术，接下来优化改进的方向在哪？
赵：这个问题应由设计研究单位来回答。据我所知，他们已经在开展这方面工作。我认为优化改进应重点放在进一步提高安全性和经济性两个目标上。优化改进的工作中，核燃料很重要，它既直接关系到安全，也关系到经济性。要提升芯块和燃料包壳的性能，特别在失水事故情况下的性能。现在国家鼓励容错燃料或者叫耐事故燃料的研发，我认为是很有远见也很重要的。国际上西屋公司在这方面走得比较靠前。
我们国家成立了先进核燃料元件研发中心，集合相关单位的力量在抓紧推动这方面的研究开发。
第二是应用数字化核电技术实现核电智能化研究，建立高保真的数字化反应堆，应用开发核电人工智能控制系统，实现核电站设备系统智能化维护，在高放射性区域应用机器人维护。美国的核电价格与页岩气相比缺乏竞争力，一个重要因素是人工成本太大，所以它提出借助人工智能或者先进的测量仪器等技术，将运行人员减少一半，电价降低25%。当然要这样做本身也需要投入成本，需要综合考虑投入和回报之间的关系。
还有通过进一步的技术改造来优化和简化系统，其中也有很多问题值得进一步思考。比如抗大飞机撞击的要求，我们新建核电厂目前是用双层安全壳来实现，增加了不少成本。国际上新的机组也都是用双层安全壳。但是真的只能这样吗？是否还有别的选择？还有现在我国核电厂大部分是二代改进型，都没有双层安全壳，这是既定事实，对新的机组提出了新的要求，原来这些机组该如何处理？
日本已有10来个压水堆在福岛核事故以后又重新批准启动，我2018年到日本，对方告诉我这10个压水堆按照福岛以后最严格的安全标准审查通过，而且特别强调了包括抗大飞机撞击。我一看，不是像我理念当中的，安全壳外面加装很多混凝土结构，显然他们采用了别的技术来达到抗大飞机撞击的目标。
国家核安全局的要求里，是要每个电厂结合自己的具体厂址情况来具备抗大飞机撞击的能力，并没有要求一定是双层安全壳。
所以我想针对我们国家的情况，可以在思路上做一些调整，采用可行且比较经济的技术，能同时解决新老电厂的问题，当然这需要包括政府部门在内各方共同努力。对出口核电站可根据采购方的需要提供相应技术。
Q：在中美贸易摩擦长期持续的背景下，中国核行业的发展及“走出去”面临哪些潜在的挑战和风险，可以怎样未雨绸缪？
赵：不管是核电“走出去”，还是美国将AP1000卖给我们，都是符合双方利益的行为。AP1000的首4台机组由中国建造，我们承担了很大的风险，包括经济上的损失。假如没有中国来承担AP1000的首4台机组，AP1000面临什么局面还很难说。IAEA在最近一篇关于核电经验的总结里说，中国的EPR、AP1000项目都是备受瞩目的旗舰项目，两种堆型在很大程度上都依赖于这些项目的成功。所以美国在AP1000这块应该感谢中国，中国通过自身努力消化了首堆建造过程中的大量风险，也为西屋公司反馈了可贵的经验。
不管出于何种动机，2019年美国调整了中美核能合作的政策，对中美核能之间的合作施加了一些限制。这些限制在短期内可能会对某些企业带来一定影响，但就目前中国核工业的整体水平和研发能力而言，
这些影响不仅会很快消除，而且会进一步激发我们的创新热情。我始终认为，不管与哪一个国家，合作是双赢的。
回顾前面这30余年，我国核电起步较晚，主要是在国外技术的基础上通过消化吸收再创新，形成完整的核电产业，开发出了具有完全自主产权的“华龙一号”，实现了二代向三代过渡。客观来看，与国际上特别是和美国相比还有差距，基本上是和俄罗斯的产品一起作为第一梯队。我国目前建的核电厂基本上还是在国外的堆型基础上发展起来的。从技术的角度讲，美国能够提出来AP1000这种设计理念，用完全非能动的安全系统加上模块化建造、简化系统，在安全和造价两个方面下了功夫，是革命性的一种核电设计技术。当然后来建造过程中碰到很多问题，需要进一步的改进和优化。这样的创新，国内还需要加强。对于核电，不管是四代堆还是小堆，从安全角度、经济角度，或者公众接受的角度，都需要在设计上采用比较革命性的一些创新，满足既安全、价格又媲美其他能源、资源充分利用、废物产生得少等要求。
中国真正要成为核电强国，不光是在建造能力、供货能力等方面，更主要还得体现在技术上。美国为什么要遏制我们，可能主要是怕我们赶上它。
而真的要赶上的话，必须发挥我们内在的创新能力，包括将现在一些前沿技术有机有效地融入核电领域，提升我国核电的整体水平。
