Réacteur AP1000

AP1000 à la centrale nucléaire chinoise de Sanmen

Présentation

Type	réacteur à eau pressurisée
Génération	III+
Utilisation	Production d'électricité
Nombre de réacteurs	6 opérationnels (4 en Chine, 2 aux États-Unis) 7 en projet (2 en Bulgarie, 3 en Pologne, 2 en Ukraine)
Concepteur	Westinghouse Electric Compagny
Constructeur	Westinghouse Electric (en)

Caractéristiques

Combustible	uranium enrichi
Caloporteur	eau légère pressurisée
Modérateur	eau légère
Neutrons	thermiques
Puissance thermique	3 400 MW
Puissance électrique	1 100 MW,

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Le réacteur AP1000 est un réacteur nucléaire de troisième génération, de type réacteur à eau pressurisée (REP). Il est développé par l'entreprise américaine Westinghouse Electric Company.

Le premier AP1000 connecté au réseau est celui de Sanmen-1 en Chine le 30 juin 2018.

En avril 2024, six réacteurs AP1000 sont en exploitation commerciale : deux à la centrale nucléaire de Sanmen en Chine, deux à la centrale nucléaire d'Haiyang en Chine, et deux à la centrale nucléaire de Vogtle aux États-Unis. Plusieurs AP1000 sont en projets ou en cours de construction en Bulgarie, en Pologne, et en Ukraine.

En décembre 2005, une première certification est accordée par l’autorité de sûreté nucléaire américaine (NRC) pour la conception de l'AP1000^[1], mais en août 2011, sa version modifiée fait encore l'objet d'évaluation de sûreté nucléaire^[2] (depuis 2004^[3]), en vue d'une éventuelle certification de la part de la NRC. Il constitue une amélioration de l'AP600^[3], plus puissante à occupation du sol égale, l'AP600 étant présenté depuis son origine (vers 1985) comme un concept révolutionnaire qui n'a pas trouvé depuis d'application concrète.

La NRC a entre-temps mis en question le confinement du réacteur de l'AP1000 face à de graves événements extérieurs tels que tremblements de terre, ouragans ou collisions d'avions. À la suite des remarques de la commission, Westinghouse a modifié la conception du réacteur. En avril 2010, un ingénieur américain consultant dans le domaine du nucléaire, Arnold Gundersen, a également critiqué la conception du confinement de l'AP1000, estimant que la corrosion de l'acier de confinement, en cas d'accident, pourrait libérer des produits ou rayonnements ionisants dans l'environnement, au-delà des normes de la NRC, hypothèse rejetée par Westinghouse qui argue que l'épaisseur d'acier a été renforcée et que la corrosion devrait être détectée lors des inspections de routine^[4],[5].

Le 22 décembre 2011, la Commission de réglementation nucléaire des États-Unis (Nuclear Regulatory Commission) a indiqué dans un communiqué avoir autorisé pour quinze ans la dernière version du réacteur AP1000, sous licence du fabricant américain Westinghouse, estimant qu'elle remplissait ses exigences en matière de sécurité. Deux producteurs d'électricité du sud-est du pays, Southern Company et SCE&G (filiale de Scana (en)), qui veulent bâtir des centrales en Caroline du Sud et en Géorgie, ont déjà annoncé avoir retenu ce modèle^[6],[7]. Quatre exemplaires de l'AP1000 sont déjà en construction en Chine depuis 2009^[8]. En 2013, la Chine fait de ce modèle le principal d'une nouvelle série de constructions de « 3^e génération » avec six unités prévues contre seulement deux sur le modèle local ACP1000^[9].

En 2017, les retards et les dépassements de couts de construction des deux réacteurs aux États-Unis a provoqué la faillite de Westinghouse^[10].

Le premier réacteur AP1000 à diverger le 21 juin 2018, puis à se connecter au réseau le 30 juin 2018 est celui de Sanmen 1 en Chine^[11].

En avril 2022, quatre réacteurs Westinghouse AP1000 sont en service commercial à Haiyang et Sanmen en Chine. Le réacteur AP1000 de Vogtle 3 aux États-Unis, a été couplé au réseau en mars 2023^[12], et l’unité 4 en mars 2024. Une étude du Massachusetts Institute of Technology (MIT) estime le coût d’investissement pour Vogtle 3 et 4 à 7 956 USD/kW. Selon cette étude, le coût du prochain AP1000 aux États-Unis devrait être de 4 300 USD/kW et de 2 900 USD/kW pour la 10ème unité suivante (vers 2045), déployée en série. L'AP1000 construit en série serait donc compétitif par rapport aux SMR^[13].

En mai 2023, Westinghouse dévoile l'AP300 une version SMR de l'AP1000 qui aura une puissance de 300 MWe^[14].

L'AP1000 est un réacteur à eau pressurisée prévu pour produire 1154 MWe^[1],[15]. Ce type de réacteur présente une conception organisée autour d'une sûreté ne présentant pas d'appel à des équipements actifs (pompes, vannes, etc.) et donc ne nécessitant pas d'alimentation électrique de secours pendant les 72 premières heures suivant un éventuel accident.

Le design du réacteur vise à en réduire les coûts par l'utilisation de technologies éprouvées et une simplification et réduction du nombre de composants (tuyaux, vannes, etc) et du volume des protections antisismiques (dans le premier projet). Par rapport à son prédécesseur de conception Westinghouse, l'AP1000 vise une réduction de^[16] :

• 50 % pour les vannes de sécurité ;
• 35 % pour les pompes ;
• 80 % tuyauteries liées à la sécurité ;
• 85 % câbles des systèmes de commande ;
• 45 % volume de construction antisismique.

Ce réacteur a un design qui le rend beaucoup plus compact que les autres REP, et qui permet de n'utiliser pour sa construction qu'un cinquième du béton et des ferraillages structurels utilisés pour d’autres modèles de REP^[16].

Selon ses concepteurs, l'AP1000 est conçu pour résister à une perte de refroidissement du cœur ou de la piscine de désactivation^[17], que ce soit par défaut d'alimentation électrique ou par rupture de tuyauteries.

Une cheminée draine vers l'atmosphère l'air chaud accumulé autour du confinement d'acier, et des évents périphériques permettent l'entrée d'air frais. Sur le toit du réacteur, une réserve annulaire d'eau permet un refroidissement d'urgence, avec écoulement gravitaire (système passif de refroidissement), l'ensemble pouvant selon le concepteur stabiliser le réacteur en 36 h et assurer son refroidissement durant 72h, sans aucune intervention humaine et même en cas de défaillance des groupes électrogènes de secours.

Au-delà des 72 h, le refroidissement d'urgence sera maintenu si les réservoirs d'eau de l'enceinte de confinement sont à nouveau remplis.

En cas de défaillance de ce système passif de refroidissement, l'opérateur dispose encore d'un ultime recours : il peut encore ouvrir une vanne qui va inonder la cuve par gravité, permettant d'éviter le percement de cette dernière. Un réservoir spécifique est réservé pour cette manœuvre.

Un système un peu similaire (réservoir d'eau associé à la piscine selon le principe des vases communicants) permet durant quelques dizaines d'heures supplémentaires de refroidir la piscine de désactivation destinée au stockage provisoire de combustible du cœur ou d'anciens combustibles usés.

Le fonctionnement en circulation naturelle du circuit primaire en vue de l'évacuation de la puissance résiduelle - donc en l'absence d'électricité- est assuré de façon très simple par le cheminement à pente continue des boucles primaires (absence de points hauts sur la ligne autres que les épingles des GV où on ne peut guère faire autrement) et la disposition à une altitude plus élevée que la cuve des boites à eau primaires des générateurs de vapeur ^{[Note 1]}

Par différence avec les conceptions antérieures Westinghouse ^{[Note 2]} les lignes d'injections de sécurité de l'AP 1000 vont directement vers la cuve et non point dans les boucles en portion froide. Cette disposition élimine un cas assez évident de mode commun^{[Note 3]} en cas de brèche survenant dans une boucle ou une ligne connectée qui rend par le fait la ligne d'injection associée indisponible. L'injection "en boucle" est une conception un peu contre nature puisque ce qu'il s'agit de noyer ou re-noyer c'est le cœur et non point les boucles. La conception du débouché de la ligne d'injection dans la cuve présente un degré de liberté de dessin que ne procure pas les bossages de boucles froides pour réduire le risque de choc froid sur la paroi de cuve lors de l'injection ce qui est une difficulté importante rencontrée sur les réacteurs à conception "injection en boucles".

Par différence avec l'option prise par différents constructeurs l'option retenue pour l'AP 1000 est la rétention en cuve d'un corium formé au moyen de:

• la prévention par l'évacuation entièrement passive de la puissance résiduelle permettant de réduire le risque résiduel "corium"
• le noyage du puits de cuve en ultime secours

La démonstration de la validité de cette option, séduisante et cohérente avec le retour d'expérience concernant les REP, reste cependant à établir et faire accepter par les autorités de sûreté des pays concernés.

La conception AP 1000 / AP 600 élimine les traversées d'instrumentation sous cuve qui représentent une complexité importante de la conception des internes cuve et un risque permanent de fuite à niveau inférieur cuve. La présence de traversées pour instrumentation apparaîtrait également comme non cohérente avec l'option "rétention du corium en cuve "^{[Note 4]}.

Le système AP600 - AP1000 comporte deux boucles ; deux pompes primaires par boucle La puissance unitaire des pompes est rendue compatible avec la conception à étanchéité totale du fait qu'il y a deux pompes en parallèle par boucle et par le dessin simplifié des boucles primaires limitant les pertes de charges dans ces lignes. Une alimentation électrique croisée des pompes primaires entre boucles permet de diminuer d'un facteur d'échelle le cas d'interruption brutale et totale du débit dans une boucle Les pompes primaires sont implantées "tête en bas" sous les générateurs de vapeur, orientation favorable pour l'éventilation de la pompe et la réfrigération des paliers, mais qui rend difficile leur démontage. Cela témoigne de la confiance du constructeur dans leur fiabilité.

La fixation des pompes primaires sous les générateurs de vapeur et solidaire de ceux-ci simplifie la tenue thermomécanique (notamment au séisme) des pompes et des boucles puisqu'un seul gros ensemble (pompes + GV) est à maintenir au lieu de deux

Les pompes primaires principales de l'AP 1000 sont prévues être de conception moteur asynchrone "à rotor noyé" et étanchéité totale ce qui constitue en matière de maintenance et de protection radiologique une avancée, puisque la fuite permanente au niveau de la garniture de l'arbre des pompes en usage sur les REP antérieurs de grande puissance se trouve éliminée. Westinghouse revient à ses conceptions anciennes puisque par exemple la centrale de Chooz A (en démantèlement avancé) de 280 MWe était équipée de 4 pompes de ce type. L'inertie de ralentissement est -semble-t-il- prévue être procurée par celle du rotor noyé et non point par un alternateur dédié comme sur la centrale de Chooz A.

La puissance électrique consommée à froid est réduite par adoption d'une vitesse de rotation moindre dès lors que la température primaire est basse.

Bien que la puissance thermique soit élevée, voisine de 3 200 MWth pour 1 154 MWe, la conception AP1000 retient 2 générateurs de vapeur comme pour l'AP 600 par différence avec le choix souvent fait consistant à augmenter le nombre de boucles pour augmenter la puissance. Avec 1 600 MWth de puissance unitaire les GV de l'AP1000 sont les plus puissants parmi ceux proposés ou réalisés par l'ensemble des constructeurs. Cette option contient en elle-même une source d'économies en matière de nombre d'actionneurs et de vannes, puisque l'augmentation du nombre de boucles conduit immanquablement à des duplications.

D'un point de vue fonctionnel dans un REP électrogène il n' y a guère d’intérêt à augmenter le nombre de générateurs de vapeur au-delà de deux puisque de toute façon;

• il n'y a en règle générale dans les réacteurs électrogènes qu'un seul groupe turbo-alternateur
• les générateurs de vapeur sont des appareils passifs qui ne présentent pas de cas d'avaries assez fréquentes dans lesquels il serait possible et indiqué de poursuivre le fonctionnement à puissance réduite sur les appareils non affectés; la rupture ou fuite importante d'un tube implique inéluctablement l'arrêt complet du réacteur à court terme quel que soit le nombre de GV
• les redondances fonctionnelles en situation normales de fonctionnement pour les fonctions assurées par les appareils telles que la réfrigération normale d'arrêt sont largement suffisantes avec deux générateurs de vapeur.

Il est préférable du point de vue de la conception générale de dégager le pourtour de la cuve du fait du moindre nombre de boucles pour permettre par exemple l'injection directe en cuve.

La limitation à deux du nombre de générateurs procure d'importantes possibilités d'amélioration de l’aménagement des enceintes de confinement.

La pièce de forge importante que constitue la bride de cuve n 'est pas plus aisée de réalisation avec un plus grand nombre de tuyauteries débouchantes de diamètre un peu réduit au point que ceci justifie l'augmentation du nombre de boucles.

Il est prévu un stockage des déchets nucléaires sur site, éventuellement indéfiniment, à sec et au sol ou dans l'eau^[18],[16]. Le traitement ou le stockage définitif des déchets est pour une large part une problématique politique, tous les REP et REB produisent des déchets similaires en quantité et en qualité. Toutefois un meilleur rendement thermodynamique, une gestion optimale du cycle du combustible et une optimisation de la maintenance peuvent améliorer les choses à la marge.

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L'AP1000 est parmi les modèles concurrents au remplacement des réacteurs des centrales nucléaires anglaises qui approchent de leur date de mise à l'arrêt. Après une pause en 2011, le constructeur a repris, en 2014, la certification (nommée GDA Generic Design Assessment^[19]) auprès de l’Office for Nuclear Regulation (ONR), l’autorité de sûreté nucléaire du Royaume-Uni)^[20].

À défaut d'avoir pu trouver un cas d'application aux États-Unis, les premières constructions prévues ou en cours sont en Chine^[16]. Ces premières réalisations sont engagées alors même qu'il n'y a pas de modèle “premier de série“ construit aux États-Unis. Ceci associé au caractère fortement innovant du réacteur dans de nombreux domaines - pompes primaires par exemple - constitue un enjeu relevé. De plus, les quatre premiers réacteurs ont été mis en construction avant les modifications apportées à l'AP1000 pour le rendre résistant à un crash aérien^[21].

La centrale nucléaire de Sanmen dans le Zhejiang prévoit six unités, en construction depuis février 2008 avec une mise en service du premier réacteur initialement prévue en 2013^[22],[23]. Le réacteur de la tranche 1 de Sanmen a divergé pour la première fois le 21 juin 2018. Sanmen 2 a été connecté au réseau à mi-août 2018^[24]. Ces 2 réacteurs sont en exploitation commerciale^[25].

La centrale nucléaire de Haiyang dans le Shandong prévoit également six unités, en construction depuis juillet 2008, pour une mise en service du premier réacteur initialement prévue en novembre 2013^[26]. Haiyang 1 a été connecté au réseau à mi-août 2018, et Haiyang 2 en octobre 2018. Ces 2 réacteurs sont en exploitation commerciale^[27],[24].

Début 2010, une quarantaine de réacteurs AP1000 auraient été commandés à Westinghouse, dont deux pour une construction prochaine aux États-Unis^{[28],[29],[30],[31]}.

Des associations ou groupes de protection de l'environnement s'opposent à la certification de deux nouveaux réacteurs AP1000 devant être construits à la centrale nucléaire de Vogtle en avril 2011 en demandant à la NRC de suspendre son processus de certification tant que l'on n'en saurait pas davantage sur les suites de l'accident nucléaire de Fukushima, ceci alors même que la conception passive de l'évacuation de la puissance résiduelle du cœur rend le concept AP1000 a priori plus résistant à ce type d'évènement ^[32].

La certification de la conception de l'APR1000 par la commission de réglementation nucléaire des États-Unis (NRC) (DC - Design Certification) est publiée le 30 décembre 2011^[33].

Le 10 février 2012, la NRC autorise la construction de deux AP1000 (Vogtle Electric Generating Plant (VEGP), réacteurs N^o 3 et 4)^[34], c'est la première depuis près de 30 ans aux États-Unis. Mi-2023 le réacteur AP1000 de Vogtle-3 est connecté au réseau^[12],[35], c'est le premier de ce type aux États-Unis^[36].

Le 30 mars 2012, la NRC autorise la construction de deux autres AP1000 (centrale nucléaire de Virgil Summer), réacteurs N^o 2 et 3^[37].

Sites concernés par la construction de l'AP1000 aux États-Unis :

• Centrale nucléaire de Levy County, unités 1 et 2 (nouveau site)
• Centrale nucléaire de Shearon Harris, unités 2 et 3
• Centrale nucléaire de Turkey Point, unités 6 et 7
• Centrale nucléaire de Virgil Summer, unités 2 et 3 (projet abandonné)
• Centrale nucléaire de Vogtle, unités 3 et 4
• Centrale nucléaire William States Lee III, unités 1 et 2 (nouveau site)

En février 2017, Toshiba, maison mère à 87 % de Westinghouse, annonce une dépréciation de 5,9 milliards de dollars découlant de l'acquisition, fin 2015, de CB&I Stone & Webster par Westinghouse ; cette acquisition avait pour but d'éteindre les contentieux juridiques sur la construction des réacteurs AP1000 en chantier aux États-Unis ; mais fin 2016 Westinghouse a revu en très forte hausse la charge de travail restante. Ces déboires dans la construction des premiers réacteurs de troisième génération sont très similaires à ceux d'Areva en Finlande et d'EDF à Flamanville^[38].

En janvier 2018, le fonds d'investissement canadien Brookfield Asset Management rachète Westinghouse pour 4,6 milliards de dollars^[39],[40].

La construction des réacteurs AP1000 de la centrale nucléaire de Virgil Summer est abandonnée en août 2017 à cause des coûts de construction^[41]. La construction des réacteurs 6 et 7 de la centrale de Turkey Point est reportée, leur mise en service est prévue en 2032^[42]. Les projets de Levy et de Shearon Harris ont été abandonnés^{[réf. souhaitée]}.

En octobre 2020, un accord de coopération est signé entre les États-Unis et la Pologne pour définir les contours d'un programme nucléaire et d'un potentiel financement. L'administration Trump pousse l'offensive de Westinghouse et du groupe Bechtel. Après l'élection de Joe Biden, le ministre du climat polonais, Michal Kurtyka, interrogé par le Financial Times, déclare : « Il y a des discussions avancées avec les États-Unis sur ce sujet et je pense qu'elles sont très prometteuses. Je n'attends pas de changement de cap sur cette décision stratégique ». Le vaste plan d'investissement annoncé à l'automne 2020 par Varsovie dans les énergies renouvelables et nucléaires pour tourner la page du charbon prévoit que six réacteurs (6 à 9 GW) seront construits d'ici à 2040, le lancement de la construction du premier est prévu en 2026^[43].

Le 31 août 2021, un protocole de coopération prévoyant le déploiement de cinq réacteurs Westinghouse AP1000 est signé à Washington avec l'entreprise ukrainienne Energoatom. Le coût du projet est estimé à 30 milliards de dollars américains^[44].

Le déclenchement de l'invasion de l'Ukraine par la Russie en février 2022, entraine la perte pour l'Ukraine de la centrale nucléaire de Zaporijjia, la plus grande d'Europe^[45]. Un projet de complétion des réacteurs VVER-1000 inachevés est initié avec la fin de construction des unités 3 et 4 de la centrale nucléaire de Khmelnitski ; associé à un programme de construction de neuf nouveaux réacteurs AP1000^[46]. Les deux premiers AP1000 seront construit à la centrale de Khmelnitski^[47].

Les caractéristiques des réacteurs sont données dans les tableaux ci-après ; les données sont principalement issues de la base de données PRIS (Power Reactor Information System) de l’Agence international de l'énergie atomique (AIEA) qui définit ainsi les termes^[48] :

• la puissance nette correspond à la puissance électrique délivrée sur le réseau et sert d'indicateur en termes de puissance installée ;
• la puissance brute correspond à la puissance délivrée par l'alternateur (soit la puissance nette augmentée de la consommation interne de la centrale) ;
• la puissance thermique correspond, à la puissance délivrée par la chaudière nucléaire.

Le début de construction correspond à la date de coulage des fondations du bâtiment réacteur. Une tranche (nom utilisé pour un réacteur complet) est considérée comme opérationnelle après son premier couplage au réseau électrique. La mise en service commerciale est le transfert contractuel de l’installation du constructeur vers le propriétaire ; intervenant en principe après réalisation des tests réglementaires et contractuels, et après fonctionnement continu à 100 % pendant une durée définie au contrat de construction.

Réacteurs AP1000 en projet, en construction et opérationnels

Pays	Centrale	Unité	Statut	Puissance			Début de construction	Raccordement au réseau	Mise en service commercial	Coûts (estimé)
				Nette (MWe)	Brute (MWe)	Thermique (MWth)
Bulgarie	Kozlodouy	7[49],[50]	En projet	~1 150	~1 250	~3 400			2033	6 milliards d'€
		8[49],[50]	En projet	~1 150	~1 250	~3 400			2035-2036	6 milliards d'€
Chine	Sanmen	1[51]	Opérationnel	1 157	1 251	3 400	19 avril 2009	30 juin 2018	21 septembre 2018	7,12 milliards de $[52]
		2[53]	Opérationnel	1 157	1 251	3 400	15 décembre 2009	24 août 2018	5 novembre 2018	7,12 milliards de $[52]
	Haiyang	1[54]	Opérationnel	1 170	1 250	3 415	24 septembre 2009	17 août 2018	22 octobre 2018
		2[55]	Opérationnel	1 170	1 250	3 415	21 juin 2010	13 octobre 2018	9 janvier 2019
États-Unis	Vogtle	3[56]	Opérationnel	1 117	1 250	3 400	2 mars 2013	31 mars 2023	31 juillet 2023	25 milliards de $[57]
		4[58]	Opérationnel	1 117	1 250	3 400	19 novembre 2013	6 mars 2024	29 avril 2024[59]
Pologne	Lubiatowo-Kopalino	1[60]	En projet	~1 150		~3 400
		2[60]	En projet	~1 150		~3 400
		3[60]	En projet	~1 150		~3 400
Ukraine	Khmelnitski	5[47]	En projet	~1 150		~3 400
		6[47]	En projet	~1 150		~3 400

Projets de réacteurs AP1000 abandonnés

Pays	Centrale	Unité	Puissance			Début de construction	Date d'abandon
			Nette (MWe)	Brute (MWe)	Thermique (MWth)
États-Unis	V.C. Summer	2	~1 117	~1 250	~3 400	9 mars 2013	août 2017, réacteurs terminés à 65%[41]
		3	~1 117	~1 250	~3 400	4 novembre 2013

Le coût de construction par kW installé des réacteurs AP1000 ou EPR construits en Chine serait deux fois moindre que celui de l'EPR de Flamanville ou des AP1000 en construction aux États-Unis^[61]. Réacteurs de troisième génération concurrents^{[62],[63],[64]}:

• L'EPR du français Framatome (ex-Areva NP).
• L'APR-1400 du sud-coréen KEPCO^[65] (réacteur à eau pressurisée).
• L'ESBWR développé par l'américain General Electric et le japonais Hitachi^[66] (réacteur à eau bouillante).
• Le Hualong chinois, développé par la China General Nuclear Power Corporation (CGNPC) et la China National Nuclear Corporation (CNNC)^[67] ;
• L'AES 2006 (ou VVER-1200), du russe Rosatom^[68], dont le premier exemplaire, Novovoronezh II, de modèle V-392M, est mis en service en 2016^{[69],[70],[71]}.

Le réacteur CAP1000 (pour Chinese AP1000) est une version sinisée de l'AP1000, de puissance équivalente et développée pour le marché chinois par les entreprises chinoises CNNC et CGN. Ce développement est rendu possible par un important transfert de technologie de Westinghouse, acté lors de la décision de construction des quatre AP1000 des centrales de Sanmen et Haiyang. Les quelques différences avec l'AP1000 consistent en une mise aux standards chinois, l'application de modifications post-accident de Fukushima et des modifications de modularité. Après les difficultés de construction des quatre AP1000 chinois, tous les projets de construction de réacteurs AP1000 en Chine sont remplacés par des réacteurs CAP1000^[72].

Les deux premiers réacteurs CAP1000 « démonstrateurs », d'une puissance nette de 1 161 MW, sont en construction à la centrale nucléaire de Haiyang : Haiyang-3, en construction depuis le 7 juillet 2022^[73] et Haiyang-4, en construction depuis le 22 avril 2023^[74].

Liste des CAP1000 dans le monde

Pays	Centrale	Unité	Statut	Puissance			Constructeur	Début de construction	Raccordement au réseau	Mise en service commercial
				Nette (MWe)	Brute (MWe)	Thermique (MWth)
Chine	Haiyang	3[75]	En construction	1 161	1 253	3 400	State Power Investment Corp	7 juillet 2022
		4[76]	En construction	1 161	1 253	3 400		22 avril 2023
	Lianjiang	1[77]	En construction	1 224	1 224	3 400	State Power Investment Corp	27 septembre 2023		~2028
		2[78]	En construction	1 224	1 224	3 400		26 avril 2024
		3[79]	En projet	~1 224	~1 224	~3 400
		4[79]	En projet	~1 224	~1 224	~3 400
		5[79]	En projet	~1 224	~1 224	~3 400
		6[79]	En projet	~1 224	~1 224	~3 400
	Lufeng	1[80]	En projet	~1 160	~1 250	~3 400	CGN
		2[80]	En projet	~1 160	~1 250	~3 400
		3[80]	En projet	~1 160	~1 250	~3 400
		4[80]	En projet	~1 160	~1 250	~3 400
	Sanmen	3[81]	En construction	1 163	1 251	3 400	CNNC	28 juin 2022
		4[82]	En construction	1 163	1 251	3 400		22 mars 2023
	Xudabao	1[83]	En construction	1 000	1 200	2 905	CNNC	3 novembre 2023		~2028
		2[84]	En construction	1 000	1 200	2 905		17 juillet 2024		~2029
		5[84]	En projet	~1 000	~1 200	~2 905
		6[84]	En projet	~1 000	~1 200	~2 905

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En 2008 et 2009, Westinghouse a conclu des accords pour travailler avec la société d'État Nuclear Power Technology Corporation (SNPTC) et d'autres instituts pour concevoir un réacteur plus important, probablement de 1 400 MWe de capacité, suivie éventuellement d'un modèle produisant 1 700 MWe. La Chine possédera les droits de propriété intellectuelle pour ces designs plus grands, qui pourraient aussi être exportés ailleurs avec la coopération de Westinghouse^[85].

En décembre 2009, une coentreprise chinoise a été créée pour construire un réacteur CAP1400 initial près du site de Shidaowan, pour une construction qui pourrait commencer en 2013, et une exploitation dès 2017^[85].

En 2012, Dongfang Electric Corporation annonce maîtriser la fabrication d'une pièce importante du refroidissement qui sera installée dans les 2 réacteurs de Haiyang. Les analystes estiment cependant que la construction du premier réacteur CAP1400 est repoussée au plus tôt à 2015 ou 2016^[86]. En 2013, Dongfang annonce un partenariat avec Alstom pour la fourniture des turbines et alternateurs de ses projets AP1000^[87].

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• (en), Robynne Boyd. Safety Concerns Have Delayed Approval of First U.S. Nuclear Reactor in Decades Scientific American, July 29, 2010.
• (en) « AP1000 », sur Westinghouse, 15 juin 2008 ― brochure de présentation de l'AP1000
• The AP1000 advanced 1000 MWe nuclear power plant
• Advanced Pressurized Water Reactor (APWR) simulator
• AP1000 design review documents
• Fairewinds Associates Presentation

• (en) Division of New Reactor Licensing ; Office of Nuclear Reactor Regulation, Final safety evaluation Report related to certification of the AP1000 standard plant design docket No. 52-006 Ref : NUREG-1793Supplement 2 ; ce document est un supplément au Rapport final safety evaluation report (FSER) for the AP1000 standard plant design, PDF, 1578 pages.
• (en) Division of New Reactor Licensing ; Office of Nuclear Reactor Regulation, Final Safety Evaluation Report Related to Certification of the AP1000 Standard Design, NUREG-1793, Commission de réglementation nucléaire des États-Unis, Washington.

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