构建可衔接碳市场的模块化核电碳账户理论框架
(1. 中国核电工程有限公司, 北京 100840
2. 北京师范大学环境学院, 区域环境安全全国重点实验室, 北京 100875
3. 中国地质大学 (北京) 经济管理学院, 北京 100083
4. 北京市应对气候变化管理事务中心, 北京 100086)
摘要: 核电碳账户是核电衔接碳市场等低碳转型市场化政策工具和实现核电碳减排效益的微观基础, 构建可衔接碳市场的核电碳账户理论框架是实现核电碳减排效益的科学前提。本研究基于全生命周期, 提出了涵盖建设期、运营期和退役期的模块化核电碳账户框架, 设定了不同模块的核算边界、数据来源、核算方法和评价指标。进一步, 将核电碳账户与区域电网碳账户相嵌套, 分析了纳入核电碳账户对电网碳排放因子的降低效应。最后, 提出了应用“绿色核电证书”衔接碳市场的低碳转型市场化政策工具。本文提出的模块化核电碳账户框架及其与碳市场的衔接机制对于管理我国核电企业碳资产、明晰核电全生命周期减排贡献以及通过市场机制实现减排效益提供了科学依据。
关键词: 核电碳账户, 碳市场, 电网碳账户, 绿色核电证书
引用格式: 刘博杰, 李昊, 钟诚, 等. 构建可衔接碳市场的模块化核电碳账户理论框架[J]. 发展地理学前沿, 2025, 4(2): 39-53.
文章类型: 研究性论文
收稿日期: 2025-05-02
接收日期: 2025-06-09
出版日期: 2025-06-28
引言
核电作为稳定可靠的清洁低碳能源，是保障能源安全和实现全球2050净零排放不可或缺的能源[1]。截至2024年底，全球共有417座在运核电机组，总装机容量达到375GW[2]。世界在运核电机组主要分布在美国、中国、法国、俄罗斯和韩国等，上述国家核电的装机容量占全球核电总装机容量的比例超过70%[3]。美国于2024年7月通过了《加速部署多功能先进核能以实现清洁能源法案》(ADVANCE)，为大规模新建核电和发展新型核电技术提供政策支持[4]。全球核电替代化石能源发电的碳减排量已达到1.5Gt CO2e[5]，中国是世界核电的重要推动者。2024年中国全年核电发电量超过4400亿kWh，等效减少温室气体(GHG)排放约3.2亿吨[6]。中国目前在建核电机组数和装机容量均为全球首位，2024年新核准的核电机组数超过10台[7]。核电碳减排的贡献不仅要核算替代化石能源的相对碳减排量，也应考虑核电建设、运营和退役的全生命周期或部分生命周期的碳排放量[8]，包括化石燃料消耗引发的直接碳排放(范围1)、外购电力和热力引发的间接碳排放(范围2)和资源产品消耗、人员生产生活等引发的间接碳排放(范围3)[9]。
尽管核电具有巨大的碳减排潜力，但核电并没有纳入我国碳市场等低碳转型市场化政策工具体系从而实现其碳减排效益。其根源一方面是对核电安全性的担忧[10];另一方面是缺少适用于核电的完整碳核算与计量方法，也缺乏与碳市场相衔接的政策工具，例如碳账户。电力碳账户是对电力企业碳排放水平及持有的碳资产进行核算、登记、存储和交易的账户[11]。碳账户能够基于数字技术对电力企业产生的碳排放或实现的碳减排数据进行动态采集、核算和评价，形成发电企业的“碳画像”并可进一步开发碳账户金融、用能预算化管理等数字化应用场景[12]。浙江省衢州市于2021年上线碳账户系统，覆盖工业、农业、能源、建筑、交通、居民生活和林业碳汇7大领域。其中，能源生产企业碳账户通过实时采集能源生产过程的化石燃料消费和净购入电力核算企业的碳排放足迹，并根据评价结果进行企业等级的评定。国外也有类似电力碳账户应用的案例，譬如美国Novata公司开发的Carbon Navigator碳核算系统和德国Cozero公司开发的企业碳足迹核算系统。电力碳账户不仅是发电企业碳收支的记录与数据治理工具，同时也是创新的金融工具[13]。特别是对于以碳减排为突出属性的核电企业，碳账户能够记录核电企业的碳资产，可以作为碳资产的交易账户实现核电的碳减排效益。2023年以来我国发布的一系列政策规定，包括《绿色低碳先进技术示范工程实施方案》(发改环资〔2023〕1093号)、《关于加强绿色电力证书与节能降碳政策衔接 大力促进非化石能源消费的通知》(发改环资〔2024〕113号)和《碳排放权交易管理暂行条例》(国令第775号)分别提出将核电纳入源头减碳类的非化石能源先进示范项目、核电的消费量不计入能源消费总量以及重点排放单位消费核电可以对其碳排放配额和温室气体排放量予以相应调整。上述政策的发布说明国家已经探索将核电与碳市场等低碳转型市场化政策工具相衔接从而实现核电的碳减排效益。建立模块化的核电碳账户系统是实现核电碳减排效益的微观基础，还需要研究如何将核电碳账户纳入碳市场，设计有关机制并提出相应的管理模式。
与煤电等传统能源企业碳账户不同，核电企业碳账户不仅仅要关注核电企业替代燃煤发电实现的碳减排量，同时也应关注核电生产过程中的碳排放量。随着我国核电积极安全有序的发展以及“十四五”以来国家对核电低碳属性的逐渐关注，亟待通过核电碳账户准确核算并清晰展示核电企业的碳收支状况，包括替代燃煤发电的相对碳减排量以及相对碳减排量扣除碳排放量的净碳减排量[8]。然而，简单套用已有企业或电力碳账户方法来构建核电碳账户还存在一定问题，首先是核电不是零碳排，需要核算其碳排放。但核电企业的碳排放核算是仅考虑项目边界内范围1的直接碳排放(类似目前国内的电力碳账户)，还是在范围1的基础上是否需要同时考虑外购电力、蒸汽、热力和冷却的范围2间接碳排放(类似目前国内的企业碳账户)，还是需要同时考虑核电企业价值链中属于范围3的其他间接碳排放(类似目前国外的企业碳账户);其次由于核电项目复杂程度高，仅通过活动数据和碳排放因子相乘的方法是否能满足准确计量核电碳排放的要求;最后是碳账户的评价指标，传统能源企业碳排放强度的指标能否满足核电碳账户与碳市场衔接的客观要求，其他表征核电碳减排能力和贡献的指标都有哪些以及如何准确核算。
本文将构建全新核电碳账户框架，构建生命周期模块账户，明确其核算范围、边界和方法。进一步，作为电网碳账户的其中一个模块，提出核电与电网碳账户的模块化衔接逻辑。最后提出核电碳账户衔接碳市场的政策建议。本文构建的模块化核电碳账户可作为核电精准碳计量和碳管理的重要工具，提出的核电碳账户与碳市场的衔接机制可为实现核电碳减排效益提供科学支撑。
1 文献综述
1.1 核电碳账户中核算边界的设定问题
核电碳账户的本质是以核电的碳资产为核心，并赋予碳资产货币属性的一项金融基础设施[11]。构建核电碳账户的最终目的是帮助核电企业发现自身的碳资产，并通过碳账户链接到碳市场最终获得碳减排效益。然而，设计核电碳账户链接到碳市场的机制首先要设计一套能用于准确计量核电碳排放与减排量的核电碳账户框架，明确核算的边界以及账户需要记录的信息;其次是分析核电碳账户与碳市场衔接时的碳减排范围。
已有不少研究是基于核电运营期的发电量，通过替代煤电的相对碳减排量评估核电对全球或区域碳减排的贡献[23]。例如，Hao等[24]得出核电发电比例(%)与人均CO2e排放量(吨/人)具有显著负相关关系，核电发电比例提高1%，人均CO2e排放降低0.017%。类似的，Naimoglu[25]研究了全球十个核能发电国家核电对本国碳排放的影响，发现核电发电量提高1%，碳排放量显著降低0.04%，碳减排能力与可再生能源相当(0.025%~0.99%)。然而，仅研究核电替代燃煤发电的相对碳减排量而忽视核电生命周期的范围1~范围3碳排放将会高估核电的碳减排能力[8]。此外，核电生命周期GHG排放的研究不仅仅要核算建设期钢材、混凝土、铜和水泥消耗以及运营期外购电力引发的GHG排放[26,27]，也要关注建设和运营过程化石燃料消耗引发的直接碳排放以及资源产品和大量设备制造引发的间接碳排放[28,29]。
从碳核算的实践角度来看，通过外购核电实现用能清洁转型的碳减排范围和其替换的排放源有关。企业外购核电若替换了企业内部产生的碳排放则属于范围1的减排，若替换的是外购常规电力则属于范围2的减排，若企业有能力要求供应商也外购核电则实现的是范围3的减排。而从碳减排的实践来看，减少范围1排放本质是电替代或从自备化石能源发电转为外购核电，这一过程并不常见;而对于范围3的碳减排，一般需要由对供应链具有足够控制能力的核心企业促成[30]。目前，华为、阿里巴巴、苹果和谷歌等大型公司都在提高自身的低碳电力使用率，并推动供应链企业的清洁能源使用率以降低产品生命周期的碳排放量[31]。尽管如此，减少范围2的碳排放仍然是核电碳减排的主要方式。
从宏观的视角分析，由于不同政策或机制要求企业核算的碳排放边界存在差异，则核电能够减少的碳排放边界也应相应调整。譬如我国的全国碳市场与欧盟排放交易体系(EU-ETS)只要求核算范围1的碳排放，厂商只有通过使用核电替代化石燃料的方式减少范围1的碳排放;同时，包括我国北京、上海、天津和湖北在内的地方碳市场与欧盟的碳边境调节机制CBAM要求核算范围2的碳排放，因此使用核电能够减少范围2的碳排放;如果企业基于国际标准化组织制定的产品碳足迹认证标准(ISO 14067)对产品的全生命周期碳足迹展开核算，则使用核电可以减少产业链的范围3碳排放。
综上所述，从目前我国已有的政策规定分析，核电可通过减少控排企业范围1和范围2的碳排放分别在全国碳市场和地方碳市场中发挥作用。但是随着我国碳中和目标的临近以及逐步将降低碳排放强度作为国民经济和社会发展的约束性指标，企业不仅关注自身边界内的直接碳排放和外购能源产品的间接碳排放，也将逐步关注产品生命周期的碳足迹并通过控制上游产业链的能耗与碳排放实现企业的社会责任并落实碳减排目标。我国2024年多部委联合印发了《关于建立碳足迹管理体系的实施方案》(环气候〔2024〕30号)和《完善碳排放统计核算体系工作方案》(发改环资〔2024〕1479号)，开始推进包括电力在内的重点产品碳足迹核算标准的研发。其中，特别提到要推动产品碳足迹因子数据与全国碳市场的关联。因此，如果碳市场将控排企业范围3的碳排放纳入核算范围，则使用核电等清洁能源便可以抵消范围3的碳排放，从全生命周期的角度为降低产品的碳足迹提供机制保障。
然而，将范围3纳入碳市场目前还存在一定的问题和挑战。首先，我国目前仅有水泥、电解铝等产品具有标准的碳足迹标准核算方法，主要基础能源、原材料、交通运输和重点外贸产品的碳足迹核算方法还不完善，也没有对应的立法或行政规定;其次，范围3碳排放的计入必将引发供应链上碳排放配额分配、排放要求和减排目标的混乱[32]，譬如供应链上游企业为其范围1排放已支付了碳成本，但下游企业仍需以范围2或范围3排放的形式重复支付碳成本。因此，如何在兼顾公平与效率的前提下实现供应链企业的碳责任分配也是有待解决的问题[32]。最后，从实际推广上也存在一定障碍，由于供应链企业的碳排放活动在时间和空间上相对分散，对数据采集、数据处理以及数据的核查监管造成了较高的难度。范围3的纳入意味着碳市场将纳入更多企业，不同企业披露碳排放数据的意愿和能力参差不齐，对于计算范围3的碳排放造成了实际困难。尽管面临一系列的困难和挑战，根据我国2024年发布的《关于建立碳足迹管理体系的实施方案》(环气候〔2024〕30号)和《完善碳排放统计核算体系工作方案》(发改环资〔2024〕1479号)的要求以及从加快全社会绿色转型的角度，产业链碳排放仍可能成为我国今后碳市场关注的方向。
1.2 核电如何借鉴现有低碳转型市场化政策工具
随着国际能源安全格局的变化和全球净零排放目标的临近，核电的碳减排潜力得到关注[33]。然而，核电的碳减排效益还需要通过核电衔接低碳转型市场化政策工具实现。国际上核电与低碳转型市场化政策工具的衔接机制可分为两类，一是站在核电发电企业的角度，通过将核电纳入零排放信用、清洁能源信用额、零碳能源证书等碳金融工具体系直接提升核电的经济效益;另一种是站在电力用户的角度，通过低碳转型政策引导电力用户更多地消费核电，从而间接提升核电的经济效益。
美国伊利诺伊州、纽约州等地区将核电纳入零排放信用(Zero Emission Credit，ZEC)，即核电企业因生产零碳电力而获得一定的发电补贴[34]。Haratyk[35]测算得到2017年纽约州的初始ZEC为$17.5/MWh，ZEC政策提升了核电的经济性，纽约州原本面临提前关闭的两座核电站能够继续运营[36];加拿大安大略省将核电纳入清洁能源信用额(Clean Energy Credit，CEC)，电力用户可以从核电发电企业购买CEC证明其消费清洁能源并抵消外购电力的间接碳排放[37]。核电在CEC的供给中发挥了基荷电源的作用，每天不同时段核电在CEC总量的占比达到约50%~70%[38];法国、瑞典、芬兰、挪威等欧盟国家将核电纳入原产地保证(Guarantees of Origin，GO)，GO能够验证和追踪清洁能源的生产和消费，确保用户使用清洁能源的真实性[39]。购买和使用核电GO可以降低企业报告的范围2外购电力碳排放。
欧盟委员会将符合条件的核电纳入欧盟可持续金融《分类法案》的“过渡活动”(Transitional Activities)从而积极引导社会资本流向核电项目。与《分类法案》紧密相关的是欧盟的企业可持续报告指令(Corporate Sustainability Reporting Directive，CSRD)，要求企业披露包括碳排放(范围1~范围3)在内的环境影响，鼓励企业开展《分类法案》规定的“可持续经济活动”从而降低环境影响;欧盟的碳边境调节机制CBAM(碳关税)将于2026年1月实施，目前覆盖了水泥、电力、化肥、钢铁、铝、有机化工、塑料和氢8个行业[32]。用于计算碳关税费用的产品碳排放量包括了产品生产设施的直接碳排放加外购电力的间接碳排放，采用核电能够免于核算外购电力的碳排放。此外，若某一进口产品的原料中包含了CBAM覆盖产品，则也需要计算原料的碳排放[40]。除了上述政策机制，碳披露项目(Carbon Disclosure Project，CDP)和科学碳目标倡议组织(SBTi)等以绿色环境属性为核心的企业自愿信息披露项目要求加入的企业报告自身运营以及产业链的碳排放情况，其中包括范围1~范围3的碳排放[41]。无论是CSRD、CBAM、CDP还是SBTi机制，企业自身使用核电可以减少范围2的碳排放，如果该企业生产产品的产业链上游使用核电，还能减少范围3的碳排放。
我国还没有提出核电与低碳转型市场化政策工具的具体衔接机制，但是已有绿电与地方碳市场衔接实现碳减排效益的实践。我国北京、上海、天津和湖北将绿电交易与碳市场进行联动，用户可通过“绿电交易凭证”抵消外购电力产生的范围2碳排放量，富余的碳排放配额可在碳市场中出售从而获得收益。重庆碳市场鼓励企业使用绿电并规定通过绿电可以抵消范围1的碳排放。2024年9月发布的《重庆市2023年度碳排放配额分配实施方案》中规定，对使用绿电的碳排放配额缺口企业，经核定其对应的减排量可用于抵消履约，抵消比例不超过年度配额缺口量的8%。这意味着绿电被纳入了碳抵消机制并可用于减少范围1的碳排放，但其抵消比例较小且并未在其他地区推广。
综上所述，国际上已经尝试将核电与低碳转型市场化政策工具及政策进行衔接，我国绿电与碳市场衔接的实践也可为今后核电碳减排效益的实现提供参考，但是就目前看核电的碳减排效益还有待进一步挖掘。譬如核电GO在欧盟GO体系所占比例仍较低(8%)，市场价格(0.03欧元/MWh)也远低于可再生能源(2欧元/MWh)[42];美国的零排放信用和加拿大的清洁能源信用额也仅仅是区域性政策，对大尺度核电碳减排效益实现的贡献还较弱。目前获得零排放信用的14座核电机组发电量仅占美国核电发电总量的约13%[36]。核电大规模碳减排效益的实现需要一套能够准确计量核电碳减排量并有效汇集核电碳资产的碳账户。核电碳账户作为衔接核电与碳金融工具或低碳转型政策之间的微观基础，可以使政策制定者和电力用户更加清晰地看到核电的碳减排能力并与可再生能源进行对比。
2 模块化核电碳账户系统构建
核电碳账户以核电生产企业为核算主体，对核电项目建设、运营和退役的全生命周期消耗引发的直接碳排放、间接碳排放以及替代燃煤发电实现的相对碳减排量进行核算(图1)。核电碳账户系统包括数据的填报、碳核算以及结果评价三部分。
图1 核电碳账户生命周期碳核算边界
Fig.1 Life cycle carbon accounting boundary of nuclear power carbon account
2.1 核电碳账户的组成框架
从全生命周期的角度分析，核电碳账户包含建设期碳账户(表1)、运营期碳账户(表2)和退役期碳账户(表3)。每个阶段的碳账户需要厘清碳收支的类型(碳排放或碳减排)、碳排放或碳减排的分类以及来源。基于我国对产品生命周期碳足迹的逐步关注，本研究在设计模块化核电碳账户的框架以及研究核电碳账户与碳市场的衔接机制时，认为仍有必要考虑范围3的碳排放。对于各项碳排放，需要明确是边界内的直接碳排放(范围1)还是间接碳排放(范围2或范围3)。
2.1.1 建设期碳账户
核电建设期碳账户记录了核电建设阶段涉及的各项投入并核算为相应的碳排放量。核电建设期间碳排放的来源包括建设期化石燃料和电能消耗、厂址土地利用类型改变引起的植被损失、进厂道路施工、各专业工程主要材料消耗、各类设备制造以及建设期人员生产生活(表1)。
2.1.2 运营期碳账户
核电运营期碳账户记录了核电运营阶段涉及的各项投入并核算为相应的碳排放量(表2)。此外，核电运营期替代燃煤发电还实现了相对碳减排量。核电运营期间碳排放的来源包括柴油、外购电、核燃料、润滑油和化学试剂的消耗。此外，碳排放还来源于核电机组大修期间设备的更换以及运营期人员生产生活。
表1 建设期核电碳账户
Table 1 Carbon account of nuclear power construction
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碳收支 |
分类 |
来源 |
投入/消耗量 |
碳排放量 |
范围1 |
范围2 |
范围3 |
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碳排放 |
化石燃料和电能消耗 |
汽油、柴油消耗 |
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电能消耗 |
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● |
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土地利用类型改变 |
场地清理植被损失 |
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● |
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进厂道路施工 |
进厂道路施工 |
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● |
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主要材料消耗(土建) |
钢筋、混凝土、钢结构、石料等 |
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● |
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主要材料消耗(工艺) |
管道、管件、阀门、支吊架、法兰等 |
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● |
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主要材料消耗(通风) |
风管、风阀、支吊架等 |
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● |
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主要材料消耗(电气) |
电缆、桥架、支撑架、配管等 |
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● |
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专业设备 |
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● |
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通用设备 |
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设备制造 |
电气设备 |
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● |
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通信设备 |
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仪器仪表设备 |
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● |
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建设期人员投入 |
人员生产、生活 |
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● |
表2 运营期核电碳账户
Table 2 Carbon account of nuclear power operation
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碳收支 |
分类 |
来源 |
投入/消耗量 |
碳排放量 |
范围1 |
范围2 |
范围3 |
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碳排放 |
化石燃料消耗 |
柴油消耗 |
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● |
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外购电消耗 |
耗电 |
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● |
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水资源消耗 |
耗水 |
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● |
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核燃料消耗 |
核燃料组件更换 |
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● |
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化学试剂消耗 |
硼酸、盐酸、氢氧化钠、硝酸 |
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● |
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设备制造 |
专用设备更换 |
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● |
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运营期人员投入 |
人员生产、生活 |
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● |
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碳减排 |
替代燃煤发电 |
替代燃煤发电碳减排量 |
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2.1.3 退役期碳账户
核电退役期碳账户记录了核电退役阶段涉及的各项投入并核算为相应的碳排放量(表3)。核电退役期间碳排放的来源包括退役期化石燃料、外购电、水资源、化学试剂的消耗以及退役专用设备的制造和退役期人员生产生活。
表3 退役期核电碳账户
Table 3 Carbon account of nuclear power decommissioning
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碳收支 |
分类 |
来源 |
投入/消耗量 |
碳排放量 |
范围1 |
范围2 |
范围3 |
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碳排放 |
化石燃料消耗 |
柴油、汽油消耗 |
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● |
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外购电消耗 |
耗电 |
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● |
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水资源消耗 |
耗水 |
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● |
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化学试剂消耗 |
高锰酸钾、盐酸、硝酸等 |
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● |
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包装容器消耗 |
混凝土罐、混凝土容器等 |
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● |
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设备制造 |
退役设备投入(切割、拆除、吊运、清洗、去污设备等) |
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● |
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退役期人员投入 |
人员生产、生活 |
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● |
2.1.4 核电碳账户核算结果汇总
根据建设期、运营期和退役期各阶段填报的消耗量数据和碳核算结果，汇总得到全生命周期共n年的核电碳账户核算结果。除了全生命周期碳收支的预测，核电碳账户也可以根据第t年之前的填报数据核算截止到第t年的累计碳收支，或者根据第t年的填报数据核算该年的碳收支情况(表4)。
表4 核电碳账户核算结果
Table 4 Accounting results of nuclear power carbon account
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指标 |
范围1 碳排放(A1) |
范围2 碳排放(A2) |
范围3 碳排放(A3) |
碳排放总计 (A=A1+A2+A3) |
替代煤电相 对碳减排量(B) |
净碳减排量 (C=B-A) |
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全生命周期 |
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部分生命周期(截止到第t年) |
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部分生命周期(第t年) |
A1t |
A2t |
A3t |
At |
Bt |
Ct |
2.2 核电碳账户的核算方法选择与评价指标
2.2.1 数据来源
碳核算是实现核电碳账户功能最重要的一个环节，完整、准确的碳计量对于客观评价核电企业的碳收支状况，明确其碳减排能力具有重要意义，同时也是核电衔接低碳转型市场化政策工具体系的基础。因此，无论是核电企业的数据填报还是采用的碳排放因子都应力求准确。
对于在运核电项目，建设期和运营期的各项投入或消耗量数据应尽量使用工程实际发生的数据;对于在建核电项目，建设期工程量数据可以参照在建机型的标准工程量数据核算建设期主要材料消耗和设备制造碳排放。人员投入应包括施工单位、业主和总承包商统计的现场实际投入人员数。运营期柴油、外购电、润滑油、化学试剂、核燃料、水资源和设备更换的投入数据可参考已运营的相同机型核电项目数据。
2.2.2 碳核算方法
核电碳账户碳核算方法可采用过程链分析法和投入产出法相结合的混合生命周期分析方法[1]。除建设期设备制造和运营期设备更换的隐含碳排放，其他环节碳排放可采用各自的活动水平数据乘以相应的碳排放因子计算[1]。与一般工业项目不同，核电建设阶段投入的部分物项由于承担核安全功能，具有相应的核安全级别。核安全级别的物项，譬如工艺管道、管件、阀门等由于制造和无损检测要求更高，因此碳排放因子的取值应该在一般物项的基础上根据实际生产能耗进行调整。此外，不同地区的制造业能耗水平不同也可能导致碳排放因子有所差异，因此碳排放因子的选定还应考虑本土化因素。
对于建设期设备制造和运营期的设备更换，可基于核电建设项目所在地投入产出表数据，采用全生命周期的投入产出模型(IO-LCA)计算核岛、常规岛和BOP工程下各类设备(通用设备、专用设备、电气设备、通信设备和仪器仪表设备)的隐含碳排放量[1]。
在核电碳账户的实际应用中，只有预测核电全生命周期碳排放时才涉及退役的碳排放量核算。中国目前还没有核电项目进入退役阶段，已达到设计寿命的秦山核电一号机组已完成延寿改造。因此，目前还没有实际消耗量数据和设备购置成本用来直接估算退役期的碳排放。退役阶段的主要工作包括去污、拆除、废物处理处置和厂址最终清理[1]。去污阶段消耗的化学试剂、水资源以及废物处理处置阶段消耗的包装容器碳排放可分别采用消耗量乘以相应的碳排放因子。拆除是核电退役阶段能源消耗与碳排放的主要来源，在没有实际消耗量数据时可按照建设期能耗的一定比例估算[43]。
2.2.3 评价指标
核电碳账户的评价指标包括碳排放强度、净碳减排量与潜在碳收益三项。与煤电等传统能源碳账户重点关注碳排放量不同，核电碳账户一方面需要通过核电项目全生命周期或部分生命周期的碳排放量结果计算碳排放强度(式1)，并与风电、光伏、水电等清洁能源进行对比。另一方面需要关注核电替代煤电的相对碳减排量以及扣除碳排放量的净碳减排量(式2)，由此明确核电运营对碳减排的真正贡献。此外，根据当期碳市场价格还能评估核电的潜在碳收益，由此清晰展示核电的潜在碳资产(式3)。根据IPCC的估算，核电的生命周期基准碳排放强度为12g CO2e/kWh[44]，中国主流三代核电技术“华龙一号”的生命周期碳排放强度为10.03~10.54g CO2e/kWh[1]。
UCE=(CAC+CAO+CAD)×109/EDO(1)
式中:UCE为核电全生命周期或部分生命周期的碳排放强度(g CO2e/kWh);CAC、CAO和CAD分别为建设期、运营期和退役期的碳排放量(Gg CO2e);EDO为核电上网发电量(kWh)。
NCM=CAM-CAC-CAO-CAD(2)
式中:NCM为核算期的净碳减排量(Gg CO2e);CAM为核算期核电替代燃煤发电的相对碳减排量(Gg CO2e)。
PCB=NCM×CTP×10-5(3)
式中:PCB为潜在碳收益(亿元);CTP为碳市场价格(元/吨CO2)。
3 核电碳账户与区域电网碳账户的嵌套
核电碳账户碳核算的结果，包括碳排放量、相对碳减排量与净碳减排量自动传输到电网碳账户(图2)。电网碳账户汇集了辖区内各能源企业的碳排放量(范围1、范围2和范围3)、相对碳减排量以及净碳减排量。同时，根据辖区内电网的碳排放量与发电量，自动计算得到电网碳排放因子。各项电源的碳账户中，火电碳账户与其他清洁能源碳账户的构成不同(图2)，火电碳账户仅核算发电过程消耗化石能源的碳排放及碳排放强度，而核电、风电、光伏和水电不仅核算不同边界的碳排放量，也核算了清洁能源上网发电实现的相对碳减排量和净碳减排量。
图2 各电源碳账户与电网碳账户的衔接机制
Fig.2 The connection mechanism between each power source’s carbon account and the grid’s carbon account
电网碳账户清晰统计了辖区内各项电源的碳收支状况，对于厘清电网辖区内清洁能源的减碳贡献，推进能源生产清洁低碳转型和降低电网碳排放因子具有重要意义。电网碳排放因子指从电网获取和消费单位电能产生的碳排放量(gCO2e/kWh)，考虑了电网辖区内各类电源全生命周期的碳排放(式4)[45]。电网碳排放因子的计算具有一定时效性，其更新频率越密集准确性越高。目前计算电网碳排放因子所需的电力和能源数据通常每年更新一次，因此电网碳排放因子是基于自然年展开的核算[46]。电网碳账户通过实时汇集辖区内电源的碳收支状况，可以更高频率的更新电网碳排放因子，计算结果也更加准确。
(4)
式中:E为电网碳排放因子，gCO2e/(kW·h);Dj为第j年电网发电总量，kW·h;Dij为第j年发电方式i的年发电量，kW·h;ei为发电方式i的全生命周期碳排放强度(g CO2e/(kW·h))。
随着我国风电、光伏等可再生能源和核电发电比例的提高，电网碳排放因子逐步降低。田佩宁等[45]研究发现从2011至2021年，当可再生能源和核电的发电比例从21.9%提高至40%，全国电网碳排放因子从763.94gCO2e/(kW·h)降至557.73gCO2e/(kW·h)。从各区域电网碳排放因子看，清洁能源占比较高的南方、华中区域电网碳排放因子较小(400~500gCO2e/(kW·h))，而以火电为主要发电方式的东北和华北地区的碳排放因子相对较高(600~800gCO2e/(kW·h))[45]。类似的，魏夕凯等[47]也发现华北、东北电网碳排放因子较高(750~900gCO2e/(kW·h))，而南方、华中电网碳排放因子较低(400~600gCO2e/(kW·h))。蔡博峰等[48]通过设置新能源政策发展情景和新能源高速发展情景评估未来中国清洁能源发展对各区域电网碳排放因子的影响，发现自2020至2035年，上述两种情景下全国电网碳排放因子分别下降43%和53%。大力发展可再生能源和核电等新能源对降低电网碳排放因子具有重要作用。
通过将核电碳账户嵌套于电网碳账户能够进一步降低电网的碳排放因子。从替代煤电的相对碳减排量看，相同装机容量的核电相比水电、风电和光伏具有明显优势。核电作为基荷电源，具有发电稳定的优势，全年发电小时数达7000~8000小时;而水电、风电和光伏由于受制于自然环境，发电稳定性不及核电。水电、风电和光伏每年的发电时长分别为约3000~3500、2000~2500和1000~1500小时[49]。此外，核电的运营年限也长于水电、风电和光伏[50]。年发电小时数的提高和运营年限的增加使得核电的发电能力更强，替代煤电能够实现更多的相对碳减排量。预计到2035年我国核电发电量占全国发电总量的比例将达到10%左右，到2060年达到18%左右[51]。随着我国核电发电占比的提高，核电在降低电网碳排放因子所发挥的贡献也将逐渐增加。
4 核电碳账户与碳市场的衔接机制
通过核电碳账户实现了核电碳资产的汇集，清晰展示了全生命周期视角下核电真正的碳减排能力。基于这样一个可计量、可核算、可评价的数字化治理工具，为核电与碳市场等低碳转型市场化政策工具的衔接以及真正发挥核电的碳减排效益奠定了基础。图3给出了核电碳账户与碳市场的衔接机制。首先，电网碳账户通过电碳追踪溯源系统记录了核电发电企业的上网电量、核电碳账户系统传输的范围1至范围3的碳排放量、相对碳减排量和净碳减排量，未来随着电碳溯源系统的完善能够提出分时分区的核算结果。参考我国绿电交易凭证以及国外对核电碳减排效益的认证方式，譬如加拿大的清洁能源信用额、欧盟的原产地保证，可以通过为核电颁发专属的“绿色核电证书”(简称“绿核证书”)实现核电碳账户与碳市场的衔接[52]。假设工业企业A和工业企业B均为已纳入碳市场的重点排放单位，在清洁生产与绿色低碳转型的背景下，工业企业A向电网申报了核电的交易需求，电网汇总需求后为工业企业A提供核电以及能够证明用户直接消费核电的绿核证书。基于电网的电碳追踪溯源系统，绿核证书上载明了A企业使用核电的发电企业、生产时间以及购买的核电电量对应的碳减排量。根据碳市场的交易规则，使用核电和绿电等清洁能源能够抵减重点排放单位一定比例的碳排放，并且抵减的碳排放量可以作为“碳资产”计入重点排放单位的碳账户。参考重庆碳市场的规定，抵减比例需要根据减排压力与电力系统清洁转型进程进行及时调整。工业企业A通过使用核电、绿电等清洁能源实现了碳资产大于碳排放，表现为“碳盈余”。同时，另一家重点排放单位工业企业B的碳资产小于碳排放，表现为“碳亏损”。此时，工业企业A就可以把剩余的碳配额通过配额交易市场卖给工业企业B由此获得碳收益。基于以上机制，核电碳账户就与碳市场实现了数据互通，而因重点排放单位能够使用核电履约并获得碳减排效益，由此提高了核电的消费量，同时也间接增加了核电企业的经济收益。
图3 核电碳账户与碳市场衔接机制
Fig.3 The mechanism for connecting nuclear power carbon account with the carbon market
当碳市场仅核算控排企业范围1和范围2的碳排放时，由于核能裂变发电过程不产生碳排放，则使用核电替代控排企业化石能源产电或者外购电力时能直接削减相应的产电或购电碳排放，使用核电的碳排放因子按0计;如果将来碳市场纳入范围3的碳排放，按照最终消费者购入电力碳排放责任分担原则[32]，使用核电的碳排放因子应体现核电企业上游产业链的碳排放，即按照核电生命周期碳排放强度计入(公式1)。
除了以上衔接机制外，核电碳账户还需要在数据可信性和数据标准方面进一步提升与国际碳排放相关环境权益市场或政策体系的对接。在数据可信性方面，核电碳账户中的电力数据需要完全基于电网企业对发用电数据的记录以及电力交易中心对交易数据的记录;同时基于可监测、可报告和可核证机制框架(MRV)[53]，由生态环境部委托第三方认证机构对核电碳账户的信息填报过程开展审查，从而对核电碳账户的电力数据和碳核算数据实现可信化认证。同时，除了与我国的碳市场衔接，在与其他国际政策或标准对接过程中，核电碳账户需要面向对接的市场和政策体系提供所有原始的填报数据，包括核电企业的碳排放活动数据、选择的排放因子以及计算过程等内容，确保核电碳账户数据能够对接具有不同计量口径或核算标准的市场机制。如用电企业是电池生产企业，在面对欧盟新电池法案时需要按照相关执行法案中的方法学提供碳核算数据，此时核电碳账户需要提供所有的基础填报数据而非简单的提供各个范围的碳排放量[54];而面对欧盟碳关税政策时，核电碳账户则仅需要提供范围1的核算结果以及核电的碳排放因子;除此之外，面对基于ISO10460系列标准以及《GHG Protocol》等标准时也能够通过充分展示基础填报数据来提高认可度。解决了数据可信度问题和数据核算标准问题，核电碳账户的相关数据将能够实现国内碳市场的衔接以及国际标准的接轨，使得核电碳账户关联数据库成为国内和国际碳核算时所认可的数据来源。
5 结论与建议
核电作为稳定可靠的清洁低碳能源，其碳减排贡献和碳减排效益还有待进一步发现和挖掘。本文提出的模块化核电碳账户框架及其与碳市场的衔接机制对于我国核电碳资产的记录、明晰核电基于生命周期的碳减排贡献以及核电通过衔接碳市场实现碳减排效益提供了科学依据。本研究首先提出了模块化核电碳账户的构成，包括建设期碳账户、运营期碳账户和退役期碳账户，在每项碳账户中应明确记录碳排放的类型、来源、投入/消耗量、碳排放量和碳排放的边界;运营期碳账户还应记录碳减排量。进一步，提出了核电碳账户嵌套于区域电网碳账户的框架并分析了不同电源碳账户的区别。由于发电的稳定性和电厂运营年限的提高，核电相比可再生能源对降低电网碳排放因子具有一定优势。最后，本文分析了不同政策背景下核电碳减排的边界，认为范围3是今后碳市场关注的对象，但是纳入范围3仍存在一定的推广难度。在此基础上，设计了核电碳账户与碳市场的衔接机制以及在不同碳排放核算范围时核电碳排放因子的计入方式。
核电碳账户的工程落地以及核电碳减排效益的实现仍需要更进一步的理论研究与政策支撑，首先是建议加快针对不同主流核电技术碳足迹的核算标准研发，使核电碳账户成为场景更加完善、核算更科学的数据资产;其次是开发数字化的核电碳账户管理系统，鼓励核电企业基于该系统开展数据的填报和实际碳核算工作，不断拓展核电碳账户的应用场景;最后建议开展核电与碳市场衔接对我国电源结构和能源系统碳减排的定量影响，为有关部门加快制定核电与碳市场衔接的详细政策安排提供科学支撑。
利益冲突: 作者声明没有利益冲突。
[①] *通讯作者 Corresponding author:刘耕源，liugengyuan@bnu.edu.cn
收稿日期:2025-05-02; 录用日期:2025-06-09; 发表日期:2025-06-28
基金项目:国家自然科学基金重点项目(52430003)、中央高校基本科研业务费专项资金和中国核工业集团有限公司青年科技创新“菁英人才”项目(KY24030)资助。
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Constructing A Modular Nuclear Power Carbon Account Theoretical Framework that can Connect with Carbon Markets
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Abstract: The nuclear power carbon account serves as the micro-foundation for integrating nuclear power into low-carbon transition market-based policy tools, such as carbon markets, thereby achieving carbon emission reduction benefits. Developing a theoretical framework for the nuclear power carbon account connected to the carbon markets is a scientific prerequisite for realizing these benefits. This study, based on a lifecycle perspective, proposes a modular nuclear power carbon account framework encompassing the construction, operation, and decommissioning phases. The framework defines the accounting boundaries, data sources, accounting methods, and evaluation indicators for each module. Furthermore, the study nests the nuclear power carbon account within the regional power grid carbon account, analyzing the reduction effect of incorporating the nuclear power carbon account on the power grid carbon emission factor. Finally, it proposes the application of a "Green Nuclear Power Certificate" as a market-based policy tool for low-carbon transition connected to the carbon markets. The modular nuclear power carbon account framework and its connection mechanism with the carbon markets proposed in this paper provide a scientific basis for managing the carbon assets of nuclear power enterprises in China, clarifying the emission reduction contributions throughout the nuclear power lifecycle, and achieving emission reduction benefits through market mechanisms.
Keywords: Nuclear power carbon account, carbon markets, power grid carbon account, green nuclear power certificate
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