我国电力行业发电量全球第一，以煤电为主，是我国温室气体排放最大的行业, 也是我国大气污染物排放最大的行业之一。2020年，我国总发电量为7.5万亿kW·h，是美国发电量的1.7倍。其中火电、水电、核电、风电和太阳能发电占比分别为69%、17%、4.9%、5.5%和3.7%^[1]。电力行业CO₂排放约为40亿t，占我国碳排放总量的40%左右。同时，燃煤SO₂、氮氧化物(NO_x)和细颗粒物(PM2.5)排放也是我国酸雨和大气污染的主要原因之一。“十三五”期间，核电新增装机量2 460万kW，远低于风电的1.30亿kW和光伏的2.01亿kW^[1]。因此，在全球应对气候变化和可持续发展的要求下，为推动绿色低碳发展，改善环境质量，建设美丽中国，低碳清洁的核电是我国未来电力行业大幅度低碳转型的重要技术选择。

作为负责任的大国，中国积极参与全球气候环境治理，在坚持推进《巴黎协定》全面实施的同时不断加大应对气候变化的力度。2020年9月，习近平主席宣布中国将提高国家自主贡献力度，力争CO₂排放在2030年前达到峰值，2060年前实现碳中和。要实现“碳中和”目标，首先需要在电力行业进行大幅度低碳转型，主要依靠煤电+碳捕获与封存(CCS)技术、可再生能源发电+储能技术，以及核电技术“三驾马车”，并以非化石能源发电为主^[2]。

未来电力供应结构中煤电比重下降，可再生能源发电比例上升已成定局，但核电的装机规模和规划布局存在较大争议，特别是核电放射性排放一直是公众关注的焦点^[3]。就电力供应而言，在未来以非化石能源为主的电力结构下，需要依靠核电解决大规模电力供应的安全稳定问题。核电可以代替煤电在电力系统中作为基础载荷，并参与电网联合调峰。核电也可以提升高比例可再生能源电力供应系统的稳定性和可靠性。虽然我国核电装机容量全球第三，但核电比例远低于全球平均水平，未来还有较大的发展空间。另外，风电、光伏等可再生能源虽然在发电环节几乎不产生温室气体和大气污染物，但是从全生命周期角度来看，在发电设备生产、运输和电厂建设等环节的环境影响不容忽视^[4]。

为了客观量化不同发电方式的温室气体、大气污染物和放射性排放等环境影响，国内外学者开展了大量的研究。研究表明，核电和可再生能源发电碳排放远低于化石能源发电^[5-7]，大气污染物排放主要集中在发电设备生产环节^[8]。此外，核电放射性排放与影响也是公众关心的问题，但其他发电方式的放射性影响常被忽略^[9]。

综上所述，目前研究主要针对单一发电方式或者同种评价指标，缺乏多种发电方式之间各种环境影响的全面综合比较。例如，仅考虑碳排放而忽略了其他污染物排放，不能综合反映不同发电方式的环境影响等。另外，许多电力技术评价边界不一致，或选取的数据时间相差较大，从而导致计算出的环境排放结果差异较大。而且，部分学者对放射性的认识不够，对核电技术了解不充分，夸大了核电放射性排放影响。此外，随着近年来国内产业结构升级和技术进步，各种电力生产的技术参数和生产材料排放因子也需要更新。

为了客观全面地评价不同发电方式的环境影响，本文采用生命周期评价(LCA)方法，构建统一的评价框架，划分一致的评价边界和评价环节，基于中国电力行业实际生产运营情况，采用最新的可获得的各种发电方式的技术参数和各个环节的物料消耗参数，量化测算了各种发电方式的单位发电量的温室气体排放。在详细的文献调研的基础上，估算了各种发电技术的大气污染物排放和放射性排放，并进行了综合比较分析，为电力行业的大幅度低碳转型和实现碳中和目标路径决策提供技术支撑。

1 研究方法和数据来源

本研究采用LCA方法，该评价方法广泛应用于各种技术产品的环境影响评价，允许系统地评估各种产品和服务整个生命周期各阶段的环境影响^[10]。

1.1 评价边界

在本研究中，考虑到各种发电技术的特点和评价框架的一致性和可比性要求，LCA评价边界包括燃料周期和电厂周期2个周期，如图 1所示。其中燃料周期包括燃料开采、燃料运输、发电运行和废弃处理4个环节。电厂周期包括设备生产、设备运输、电厂建造、电厂运行和电厂退役5个环节。其中，风电、光伏、水电等可再生能源发电不涉及燃料周期及其相关环节。对不同发电方式，各环节相关生产活动描述如下。

1) 核电: 燃料开采包括铀矿开采加工提纯转化，同位素浓缩，燃料元件制造；燃料运输包括铀矿和相关产品的转运；废弃处理包括乏燃料后处理和废物处置。电厂周期包含核电设备的生产和运输，核电站建设、运行与退役。

2) 煤电和气电：燃料周期包括煤(气)开采、加工和运输，以及燃烧发电和废弃物处理。电厂周期包括电厂机组设备生产和运输以及电厂建设、运行、污染控制和退役。

3) 可再生能源发电：不存在燃料周期，电厂周期包括发电设备生产和运输、电厂建设、运营维护和退役处理。

1.2 计算公式

考虑到直观性和可比性，本文评价指标为单位发电量排放强度，包括CO₂、SO₂、NO_x和PM2.5、放射性归一化集体剂量等。计算方法如下。

1) 生命周期总发电量。

利用发电规模C，负荷因子δ和运行寿命T计算该发电技术的生命周期总发电量E，

$ E=C \cdot \delta \times 8760 T . $

(1)

2) 单位发电量碳排放。

发电方式n, 单位发电量碳排放强度c_n为

$ c_{n}=\left\{\begin{array}{l} \frac{\sum\limits_{j=1}^{2} \sum\limits_{k} \sum\limits_{i} m_{i j k} \cdot \sigma_{i}(t)}{E}, \quad n \text { 为化石能源发电或核电; } \\ \; \frac{\sum\limits_{k} \sum\limits_{i} m_{i j k} \sigma_{i}(t)}{E}, \;\;\;\;\;\;\; n \text { 为可再生能源发电，} j=1 . \end{array}\right. $

(2)

其中：m_ijk为物料或者终端能源i在j周期k环节的消耗量，j=1代表电厂周期，j=2代表燃料周期; σ_i(t)为物料或者终端能源i在t期的碳排放因子。

3) 单位发电量大气污染物和放射性排放。

考虑到数据的可获得性，利用文献调研得到不同发电方式各环节大气污染物和放射性排放数据，累加得到单位发电量大气污染物和放射性排放强度p_n，

$ p_{n}=\left\{\begin{array}{c} \sum\limits_{j=1}^{2} \sum\limits_{k} p_{n j k}, \quad n \text { 为化石能源发电或核电; } \\ \;\;\;\; \sum\limits_{k} p_{n j k}, \;\;\;\;\;\;\;\; n \text { 为可再生能源发电, } j=1 . \end{array}\right. $

(3)

1.3 研究对象和数据来源

本文主要考虑煤电、气电、核电、水电、风电和光伏发电。主要案例和数据来源如下。

核电：以中国某百万千瓦级大型商用核电站作为研究对象，两台机组总装机容量为1 968 MW。燃料周期和电厂周期各环节能源和材料消耗清单参考文[11]。

煤电：以华能集团某电厂为例，发电煤耗取2019年全国平均值291 gce/(kW·h)。燃煤开采后通过铁路或者公路运输至电厂，电厂配备超低排放设施，并考虑未来CCS改造等^[12]。

气电：以广州某天然气联合循环发电机组为研究对象，天然气开采后通过管道运输到电厂。燃气电厂对烟气排放进行污染控制，并考虑未来CCS改造的影响^[13]。

水电：以中国西部地区某大型水电站为研究对象^[14]，无燃料周期，考虑水电机组设备生产、电厂建设和运行期间的环境影响。考虑到数据的可获取性，不考虑水电退役阶段带来的排放影响。

光伏：以220 Wp多晶组件组成的10 MW集中式并网光伏发电方阵为研究对象^[15]，无燃料周期，设备生产包括高纯度多晶硅提炼、硅锭生产和光伏组件生产。

风电：以单机1 MW风机组成的50 MW陆上风电项目为研究对象^[16]，无燃料周期，电厂周期包括风机设备生产、运输、装配、电厂运行和退役处理。

不同发电方式的典型案例和基本参数如表 1所示，实际发电小时数取2020年该发电方式全国平均利用小时数。结合不同环节物料、能源消耗的碳排放因子^[17-18]，可以对单位发电量的碳排放进行LCA计算。

2 计算结果 2.1 碳排放

图 2展示了不同发电方式在实际发电小时数运行条件下，生命周期单位发电量碳排放测算结果和各环节排放贡献的占比。可以看出，化石能源的单位发电量碳排放量显著高于核电和可再生能源发电。其中煤电最高，超过800 gCO₂/(kW·h)；气电次之，超过400 gCO₂/(kW·h)。核电和可再生能源发电均低于50 gCO₂/(kW·h)，其中水电的碳排放相对偏高，高于40 gCO₂/(kW·h)，主要来自于水电大坝的建设环节排放。光伏发电碳排放在30 gCO₂/(kW·h)左右，核电和风电则低于20 gCO₂/(kW·h)。煤电、气电在采用CCS技术(碳捕集率90%)后，单位发电量碳排放量大幅度下降，但仍然大于100 gCO₂/(kW·h)，明显高于核电和可再生能源发电。实际发电小时数与设计小时数的差距几乎不影响化石能源发电碳排放强度，因为其碳排放主要来自燃料周期发电运行环节，与发电效率密切相关；而这个差距会影响可再生能源发电碳排放强度，其中光伏发电的实际运行小时数是设计小时数的一半，其生命周期单位发电量实际碳排放也上升了近一倍。

从分环节碳排放来看，化石能源发电95%以上来自于发电运行阶段含碳化石燃料燃烧，可再生能源发电主要来自设备生产和电厂建设环节，核电主来自燃料开采和废弃处理环节。

为了验证本文计算结果的可信度，与国内外LCA评价结果进行了详细比较，如表 2所示，本研究计算结果为，发电方式在设计年发电小时和实际年发电小时的排放区间。可以看出，本研究计算结果与国内外研究较为一致，计算结果是科学可信的。另外，本研究中煤电碳排放较低，原因在于随着中国近年来先进煤电技术的推广，平均发电煤耗不断下降，对应的CO₂排放也逐渐下降。可再生能源发电的碳排放略低，原因在于，本研究使用的物料消耗和碳排放因子来源于中国最新的生产技术数据，更好地反映了最近几年相关的技术进步。

2.2 大气污染物排放

考虑到数据的可获得性，通过详细文献调研的方式对不同发电方式各环节大气污染物排放量进行收集和计算，如图 3所示。

从单位发电量大气污染物排放强度来看，煤电远高于其他发电方式，核电和可再生能源发电接近，水电和风电最低。近年来煤电在经历超低排放改造之后^[23]，大气污染物排放强度已有明显下降，但仍然较高^[24]，气电氮氧化物的排放强度接近于煤电，排放强度高于0.3 g/(kW·h)^[12]。

从单位发电量大气污染物排放分环节来看，煤电和气电主要来自燃料开采和发电运行环节；核电主要来自燃料开采、核电厂建设和退役环节^[25]。水电和风电主要来自机组设备生产和电厂建设环节^[26-27]。光伏发电主要来自光伏组件设备生产环节，高纯硅提炼贡献了90%以上的SO₂和NO_x排放^[15]。

2.3 放射性排放(归一化集体剂量)

各种发电技术的单位发电量的放射性排放主要基于现有文献调研并进行合理估算得到。考虑到可比性，评价指标为：归一化集体剂量(人·Sv /GWa)。

煤电对公众的放射性影响，主要来自电厂烟囱排出飞灰携带的放射性物质，它们通过外照射、吸入空气内照射等途径对公众造成影响。煤电对公众的放射性影响与电厂发电量、除尘率以及当地人口密度相关。若煤灰渣作填埋处理，小煤电机组所产生的归一化集体剂量约为6.46人·Sv/GWa，主流大煤电机组则为2.26~2.66人·Sv/GWa。若煤灰渣作为住房建筑材料再利用，其持续照射对居民的剂量还要增加2个量级以上^{[9, 28]}。

核电对公众的放射性影响，主要来自于燃料周期的燃料开采环节和废弃处理环节，核电运行环节对公众产生的剂量很少，仅占总放射性排放的4%以下。核电对公众产生的归一化集体剂量总计1.70~4.63人·Sv/GWa，比2003年、2008年和2013年分别下降了约60%、50%和30%^[28]。随着燃料开采环节的技术进步，该环节放射性排放将进一步下降。总之，核电与煤电的单位发电量的放射性影响大致相当，或者低于煤电。并且由于铀矿开采和废弃物处理环节，通常远离公众居住区域，对公众的实际影响非常有限。

天然气发电的放射性影响，主要来自甲烷气体中含有的少量²²²Rn及其短寿命子体，因为它们的半衰期很短，所以气电对公众产生的放射性影响有限。可再生能源发电的放射性主要来自设备生产和电厂建设环节，在发电运行时不产生放射性排放。气电、水电、风电和光伏发电所导致公众归一化集体剂量分别为0.10、0.022、0.172和0.248人·Sv/GWa^[28]，单位发电量放射性排放远低于煤电和核电。

3 综合评价

本节将上文提到的各种指标测算结果按照式(4)进行归一化评价，以便直观比较不同发电方式的综合环境影响。

$\operatorname{rank}_{n}=\frac{\text { maximum }-\operatorname{method}_{n}}{\text { maximum }} \times 10 . $

(4)

各项指标归一化评价的评分范围在0~10之间，10分代表零排放的理想情况，排放强度越高，得分越低，0分被分配给排放强度最高的发电方式，例如煤电在CO₂、SO₂和PM2.5的单位发电量排放最高，被评为0分。图 4展示了不同发电方式环境影响的综合评价结果，内圈和外圈虚线分别代表 0分和10分。考虑数据的可获取性，假设CCS改造不影响煤电和气电的大气污染物排放。可以看出，煤电的各项评分偏低，反映了煤电对环境造成的负面影响较大。气电在NO_x排放的评分略低于煤电，在其他环境影响上的表现均优于煤电，所以气电是一种比煤电更环保的化石能源发电方式。煤电和气电采用CCS技术之后，在CO₂排放上的得分明显提升。核电在放射性排放上与煤电基本相当，其他环境影响评分明显高于煤电，与可再生能源发电基本相当。可再生能源发电的各项得分普遍较高，其中风电和水电表现最佳。

4 结论和建议

本研究应用LCA方法并结合文献调研，量化测算了中国核电和其他电力全生命周期的单位发电量碳排放、大气污染物排放(SO₂、NO_x和PM2.5)和放射性排放，得到不同发电方式环境影响的综合评价。研究表明，核电的放射性排放强度与煤电相当，或者低于煤电。核电碳排放和大气污染物排放与可再生能源发电相当。因此，大规模发展核电可以推动能源系统清洁低碳转型，有效降低碳排放，减少大气污染物排放，改善空气质量，助力我国2060年“碳中和”目标实现。主要结论如下:

1) 从单位发电量碳排放来看，中国煤电、煤电+CCS、气电、气电+CCS、核电、水电、光伏发电和风电分别为839、144、452、118、11、41、29和9 gCO₂/(kW·h)。化石能源发电主要来自发电运行环节，可再生能源发电主要来自设备生产和电厂建设环节，核电主要来自燃料开采和废弃处理环节。化石燃料发电+CCS技术虽然可以显著降低碳排放，但单位发电量碳排放强度依旧偏高。

2) 从单位发电量大气污染物排放来看，化石能源发电远高于核电和可再生能源发电。化石能源发电主要来自燃料开采和发电运行环节；核电主要来自燃料开采、退役和电厂建设环节；可再生能源发电主要来自设备生产和电厂建设环节。

3) 从单位发电量生命周期放射性排放看，核电对公众产生的归一化集体剂量很低，和目前主流煤电厂产生的放射性集体剂量强度大致相当。若煤灰渣作为住房建筑材料再利用，核电甚至远低于煤电。考虑到核电主要排放环节远离公众居住区域，核电站对公众健康产生影响有限，公众不必担忧核电站建设和运行产生的放射性影响。

4) 从环境影响综合评价来看，煤电得分最低，气电是一种较为环保的化石能源发电方式；核电在CO₂、SO₂和NO_x上的评分与可再生能源发电接近；水电和风电在所有发电方式中综合评分较高。

基于上述分析，未来电力行业清洁低碳转型和可持续发展对策和政策建议如下：

1) 积极部署制定中长期核能和可再生能源发电协同发展战略，推动电力行业清洁低碳转型。加快核电和风电光伏发展，对火电进行CCS示范、改造和推广，并逐步启动煤电退出机制。不断增大非化石电力比重，促进中国电力行业尽早实现碳排放达峰和“碳中和”目标。

2) 电力部门需要针对排放产生的主要环节做好减排控制。对化石能源发电，做好燃料开采环节的减排，提高电厂能效，配备CCS技术和加强对烟气的污染控制。对可再生能源发电，需要在材料和设备生产环节、电厂建设环节做好节能减排。对核电而言，在核燃料开采和废弃处理环节，通过技术进步和升级来削减排放。

3) 做好核电的科普工作，提高公众对核电的接受度，在确保核安全前提下为核电大规模发展扫清障碍。由于公众缺乏全面专业的核安全知识，对发展核电的抵触情绪更多来自于主观判断而不是科学依据。因此，需要增加核能科普，让公众了解放射性相关知识，理性认识核电的放射性影响，提升核电发展的公众支持，增强核电技术在电力行业低碳转型中的竞争力。