一、概述
核(裂变)能利用与核电发展，是“十四五”能源电力发展规划的重要内容之一。
自1954年6月27日苏联建成第一座5000千瓦核电站起，核电发展已经历了66年多。核电作为核能和平利用的主要方式取得了巨大成就，为人类提供了清洁低碳的电力，同时也先后发生了三次震惊世界的核电事故，引起了人们对核电安全性的高度关注。在此过程中，核电在安全技术水平、持续提高核电机组性能方面不断进步。
国际原子能机构发布的《2019年全球核电发展数据》显示，到2019年底，全球共有443个核反应堆在运，27个反应堆长期停运;48个反应堆在建、183个反应堆永久关闭、另有93个核反应堆建设计划被搁置。全球在运核反应堆的平均运营时间为30～45年，有5台机组超过50年。2019年核电在全球发电量中占比约10%，在运核反应堆数量比2018年减少2个，比2012年减少10个。由于核事故风险客观存在，没有足够依据证明目前的核技术可以完全杜绝事故发生，尽管是低概率，但后果危害性极大。法国等国家核电在电力结构中占比仍然较大，但极大部分核电站建成于上世纪石油危机的70～90年代。法国明确提出在2035年前关闭14个单机容量900MWe反应堆。德国拟在2022年前关闭所有核电站。当前，除亚洲国家核电发展较快以外，欧美等发达国家基本持“弃核”态度，具体表现在部分核电厂退役或停运后，很少建设新的核电厂。
我国核电发展相对较晚。2019年，我国核电总装机容量为4874万千瓦，发电量3487亿千瓦时，分别占全国发电总装机容量和发电量的2.4%和4.8%。由此可见，尽管我国核电装机总容量已居世界第三位，但装机和发电量占比相对较低。
经过多年的发展，我国积累了大量核电站设计、制造、建设、运行与管理经验，建立了较为完善的核电安全法规制度与应急保障体系，没有发生过重大核电事故，为核电安全发展奠定了坚实的基础。同时，由于核燃料是放射性物质，从全球历史上发生的核电事故看，技术和法规制度及经验还不足以杜绝核电事故的发生，对此我们应有清醒认知并不回避可能发生的极低概率核电事故。
二、理性认识核能与核电技术
一是核能的能量高密度与低碳性在人类目前使用的能源电力中具有唯一性。
1公斤铀235原子核全部释放的热量，相当于1吨标准煤完全燃烧发出热量的2500倍。也就是说，1公斤铀235核裂变释放的能量相当于2500吨标准煤、1700吨原油。一座100万千瓦的核电厂每年需要补充约30吨核燃料，同样容量的燃煤机组年耗煤量约300万吨。与燃煤电厂相比，核电厂燃料运输费用几乎可以忽略不计。核电总体二氧化碳排放量约11.9克/千瓦时;煤电二氧化碳总体排放量约1072.4克/千瓦时;即使是水电总体碳排放量也在12克/千瓦时。核能发电过程本身不会产生二氧化碳，只是核燃料生产过程和核电设备及材料制造过程中需要消耗其他能源而产生二氧化碳。核电在各种发电能源转化中碳排放量是最低的。
二是核电的低碳性在电力结构转型和控制气候变化中具有独特作用。
2015年12月12日，《联合国气候变化框架公约》由185个缔约方在巴黎达成新的全球协议《巴黎协定》。根据协定，各方同意结合可持续发展的要求和消除贫困的努力，加强对气候变化威胁的全球应对，将全球平均温度升幅限定在1.5摄氏度以内，以大幅减少气候变化的风险和影响。中国政府承诺到2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%～65%。鉴于《巴黎协定》的签署和巴黎气候大会的承诺，中国的发展必须走低碳之路，而低碳电力是低碳经济的主要组成部分，没有低碳电力，就谈不上低碳经济。为控制气候变化、实现既定减排目标，发展核电无疑是重要途径之一。
2019年6月，我国按照《联合国气候变化框架公约》相关要求向公约秘书处提交了《中华人民共和国气候变化第三次国家信息通报》和《中华人民共和国气候变化第二次两年更新报告》，报告显示，二氧化碳是我国排放的最主要的温室气体。从排放领域看，能源活动仍是我国温室气体最大的排放来源，约92.6亿吨，占二氧化碳排放总量的83.6%，而且呈逐年增长态势。
据中电联统计分析，2019年，全国火电发电量二氧化碳排放量约838克/千瓦时，单位发电量二氧化碳排放量约577克/千瓦时，分别比2005年下降20.0%和32.7%。我国火电装机容量达118957万千瓦，占总装机容量的60%;发电量占总发电量的70.4%。可见火电是主要能源活动，是最大的碳排放源。
随着可再生能源快速发展，电力结构也在不断调整并取得明显成效，但火电仍在我国电力结构中占据主导地位。如果没有核电的发展，电力结构调整步伐难以提速，低碳电力目标实现存在很大困难。
三是核电上网电价缺少市场竞争力。
核电机组造价是火电机组的3～5倍，核电不仅造价高，电价中还要计入乏燃料处置成本和退役处理成本，若再计入调峰所需配套建设抽水蓄能电站则成本更高。我国核电电价属于国家管制电价，据国家发展改革委印发的《关于三代核电首批项目试行上网电价的通知》，核电上网电价按标杆电价执行，机组90%的电量不需要参与市场竞争。在确保安全的基础上，利用率大于90%，60年设计寿命。如果火电机组的折旧年限与核电一样(在技术上延长火电机组寿命到40年以上没有问题，国外有很多先例)，则火电上网电价将远低于核电。我国风光等可再生能源单位千瓦建设成本逐年降低，目前已是核电的三分之一以下，而且还有下降空间，可以与煤电一样平价上网已是现实，并存在比煤电上网电价更低的趋势。我国可再生能源开发空间很大，特别是海上风电和西部风电有着巨大的资源。可再生能源造价低，运行维护简单，不需要燃料成本，更没有核电那样的安全顾虑和后续问题。核电在电价上显然缺少市场竞争力。有专家认为，市场电价和管制电价本身并无倾向性好坏，关键在于电价机制的合理性和适用性，核电未来应结合市场化改革进展，着力降低建设等成本，适应电力市场特性。
四是核电厂乏燃料及污染性核废料处置技术进展缓慢。
《世界核废料报告》显示，全球进入核时代已有70多年，世界上仍没有任何国家拥有一处运转中的乏核燃料(spent nuclear fuel)深层地质处置库。总体而言，一个强烈的共识是，当下对该问题的研究和科学辩论与交流态势尚不足以应对这一巨大挑战。
核废料的养护、运输、贮存和处置对有核国家构成重大且日益严峻的挑战，各国政府和有关当局面临改进临时贮存和处置方案管理的压力。乏核燃料和高放射性废料的临时贮存将持续一个世纪，亦或更久。由于深层地质处置库在今后数十年都无法启用，临时贮存的风险将越来越高。目前贮存乏核燃料及其他易分散类中等放射性、高放射性废料的惯常做法并非着眼于长期而计划。这些做法意味着日益增长的风险，特别是当其他选择(固化、干法贮存)只可用于有核防护的设施中。核废料的延长贮存加剧了当下的风险，并大大增加处置成本，且将这些负担转向子孙后代。
世界上还没有一处充分运行的高放射性废料最终处置库。继续将乏核燃料长期存放在核电厂的水池里(湿法贮存)，对公众和环境都构成极大风险。乏核燃料的再处理尤其会产生更易接近和分散的高危放射性废料，并带来更多的挑战，包括核扩散风险，以及环境遭受放射性污染。
1992年，在我国首座核电站——秦山核电站投产之际，国务院批转原国家环保局《关于我国中、低水平放射性废物处置的环境政策》，明确提出在全国建设“区域处置场”，以解决核电厂的中、低放废物(以下简称“低放废物”)问题。但时隔近30年，低放废物处置工作纹丝未动，迄今仍未建成一座真正意义上的核电低放废物处置场。
据介绍，核电站产生的放射性废物中，95%为中低或极低水平放射性废物，这些废物经整备处理后变为适于处置的稳定的固体废物包。按一台百万千瓦级核电机组运行60年计算，其从投产到退役共产生约1.3万立方米的低放废物。生态环境部官方数据显示，截至2019年底，我国所有在运核电站累计产生低放废物总体积约1.6万立方米。据预测，按目前核电装机容量计算，2060年以前，全国每年产生的低放废物量将接近5500立方米，累积总量在15万立方米左右;若按2035年国内核电装机总规模1.5亿千瓦推算，到2060年每年将产生低放废物量近1万立方米，累积总量将达到25万立方米左右。
可见，随着我国核电装机的快速发展，乏核燃料和高放射性废料处置同样会摆在人们面前，这是不可忽视不可回避的问题与挑战。
五是核电机组退役处理费时耗钱。
对于核设施，国际原子能机构的定义是：规模生产、加工、使用、贮存或处理处置放射性物质，需要作安全考虑的设施，包括其设备、建筑物及其附属场地。
我国《放射性污染防治法》对核设施做了具体定义，核设施包括核动力厂(核电厂、核热电厂、核供汽供热厂)和其他反应堆(研究堆、实验堆、临界装置等);核燃料生产、加工、贮存和后处理设施;放射性废物的处理和处置设施等。
核设施退役是一项集高科技为一体非常复杂的系统工程，涉及核化工、机械、自动化、辐射防护、放射性废物处理处置、环境治理修复等诸多技术领域，同时还涉及资金运作、项目管理、监理等方面的工作。
我国在《国家核电发展专题规划(2005-2020年)》中，对核电站的退役问题作了规定：电站投入商业运行开始时，即可在核电站发电成本中强制提取、积累核电站退役处理费用。在中央财政设立核电站退役专项基金账户，在各核电站商业运行期内提取。这是规划的一大亮点，也为以后核电站的退役资金做出了安排。但是到目前为止，由于国内尚无核电厂退役费用具体估算办法，因此需要研究，从核电站发电成本中提取的费用是否足够。
多名业内人士强调，退役不应被简单视为核设施或厂址的终点，更应被视为重新使用或重新开发项目的起始点，在退役计划阶段的早期就应考虑是否以及如何重新使用或重新开发，此外还应加强核设施退役人才队伍建设。
据日本共同社报道，日本东京电力公司就福岛第二核电站全部4座反应堆报废计划，向原子能规制委员提交批准申请。预计完成报废需要费用约2820亿日元，4座反应堆报废工序的《废弃措施计划》审查需要耗时1年左右。该计划将工序分为4个阶段，其中第一阶段(10年)，对反应堆厂房等进行污染调查和去污;第二阶段(12年)，拆除发电机涡轮;第三阶段(11年)，拆除反应堆;第四阶段(11年)，拆除反应堆厂房等。(以上各阶段具体内容另行申请。)据称，整个过程将产生放射性废弃物约5.1万吨，在报废完成前会妥善处理。
我国核电机组平均寿命约8年左右，现有条件下针对其退役技术的研究还很少，退役经验缺失。最早运行的秦山一期核电站到2024年后开始将退役提上议程，核电机组退役处置工作已时不我待。
六是核电发展仍存在短板。
全球技术最先进、容量最大的核电机组均在我国，于近几年间投入商业性运营，但我们应清醒看到核电发展存在的短板。一是核燃料资源并不富有。世界核学会《核燃料报告：2019-2040年全球需求与供应情景展望》显示，2018年底，全球核燃料生产能力依次排序是哈萨克斯坦、非洲(纳米比亚和尼日尔)、澳大利亚、加拿大、俄罗斯和乌茨别克斯坦等国家。2018年全球铀生产总量为53498吨，中国为1885吨。如果大规模发展核电，我国核燃料依赖进口的局面难以避免。二是核电站燃料棒、一回路循环泵等关键设备与部件离完全知识产权仍有一定距离。2018年12月22日，三门核电厂2号机组因主泵2B变频器输出接地保护动作导致反应堆停堆，随后进行小修，机组于2019年11月28日并网。因为设备需要进口，停机近1年时间，严重影响电站经营。三是机组调峰性能差，对电网安全运行的负面性显现。
核电站因保障安全性要求以基本负荷运行方式为主，年利用小时长，运行负荷率高，不参与电网调峰，对电网安全运行的影响具有负面性，而且随着核电装机容量增大而上升。以浙江电网为例，2019年最大用电负荷8328万千瓦，最大峰谷差3436万千瓦。电网运行峰谷差30%～40%，主要靠煤电机组和抽水蓄能机组调峰，核电不参与调峰对电网运行安全负面性明显增大。在当前电力总体处于供大于求的状况下，核电不可避免地与火电及可再生能源抢占电力市场，这加大了对电网运行安全性和经济性的影响，特别是大大增加了电力事故预防与应急处置的难度。
三、关于核电发展与运营的几点建议
当前正值制订能源电力发展“十四五”规划，核能利用和核电发展必然是规划的重要内容之一。为使核电持续健康发展，保障发展规划的顺利实施提出以下建议，以供有关部门参考。
(一)理性认识，审慎规划
从全球视野以及我国能源电力发展现状看，在当今可再生能源快速发展和石油天然气资源开发技术不断进步、能源电力供应日趋充裕的情况下，尽管核电具有低碳性与环保性，但已不再是能源发展的最佳选择。从发达国家的经验看，欧美国家更多的是注重延长老机组的使用寿命，从40年延长到60年，有的甚至延长到80年。延长运行寿命首先技术条件要允许，更多的是考虑退役成本及处置难度，根本原因是不易挥去的核电事故阴影及乏燃料处理的困难。我国没有发生过重大核电事故，也应当对未来核电安全满怀信心，但良好的愿望往往敌不过残酷的现实。多一个核电反应堆意味着多一份潜在的核事故风险，这不是危言耸听，而是不能回避的应有认知与不希望发生的极低概率事件。我们对核电的建设与运营必须怀有敬畏之心，在获取电力和预见可能的核电事故之间权衡轻重，慎之又慎。在进行核电发展决策时，应当理性认识核能，按“审慎性原则”予以规划，适度控制核电在电力结构中的地位与权重，稳健发展核电，不宜简单地以法国、美国等高核电比例作为我国核电发展的参照依据。
(二)保障核设施退役费用和放射性废物处置费用适应未来实际需要
核电站乏燃料处理与机组退役处置技术难、时间长，所需资金会随着时间的推移而增加，必须有足够的资金保障。由于缺乏核设施退役经验，尤其是缺乏核废料处置方面的经验，难以正确评估核设施退役、贮存和处置核废料所需费用。因时间跨度长，预提取的费用隐含着不确定性，资金不足的风险会随着核电站退役增多而加剧。
《中华人民共和国放射性污染防治法》第二十七条内容如下：“核设施营运单位应当制定核设施退役计划。核设施的退役费用和放射性废物处置费用应当预提，列入投资概算或者生产成本。核设施的退役费用和放射性废物处置费用的提取和管理办法，由国务院财政部门、价格主管部门会同国务院环境保护行政主管部门、核设施主管部门规定。”据此，我国核电电价中列入了核设施的退役费用和放射性废物处置费用，并按电量交由财政部列入专项基金统一管理与使用。这是否意味着，核电厂上交基金后，就没有了后处理责任，而由政府承担全部所需费用与处理责任?建议政府有关部门应当着手研究并提出核设施的退役和放射性废物处置管理政策与制度，明确各级政府及有关部门、核电经营企业、核电乏燃料和停役处置经营方等的职责;应当组织开展费用提取的合适性及保值增值机制研究、后处理技术经济性研究，以适应乏燃料和机组退役后处理需要。
(三)安全为先，互联共赢
核电在电力结构中的比重将日趋增大，对电力系统运行的影响举足轻重。如何在确保核电安全的同时保障电网安全可靠性是必然面临的问题，同时也必须顾及火电和可再生能源协调发展与经济性。为此建议，一是核电机组应当提升参与调峰的能力，积极参与电网调峰，以分担电网调峰义务。二是电网应当充分考虑到核电安全运行的特殊性，精准负荷预测，优化调度方式，尽最大可能维护核电机组平稳运行。三是核电企业与电网企业及其他能源企业共同合作，拓展核电使用领域，以减轻电网调峰负担。譬如，积极探索在电网低谷时利用核电制氢，并将氢气掺入天然气管道供用户使用，还可以为氢能汽车供氢;有条件的核电站，也可以为当地供热;有需要的核电所在地用核电淡化海水，为当地提供生产和生活用水。四是从核电收益中提取适量费用让渡给承担调峰的其他发电机组，以补偿这些发电机组的经济损失。核电装机容量的增加，加重了火电机组电网深度调峰任务，对安全性和经济性均造成重大影响。在同一电网内的火电与核电有着不同的安全责任与义务，付出的经济成本相差很大。根据市场公平性原则，建议核电企业应在发电收益中提取一定费用让渡给火电等发电企业，以补偿调峰等辅助服务所需的部分成本。
(四)着力加强核电厂安全监管
政府有关部门应当高度重视对核电厂安全监管，严格监督核电企业对核电运行和维护人员及管理人员的培训，重点提高安全与可靠性意识和素养及技能。世界上没有完美无缺的系统与设备，有关可靠性的研究显示，各类人机交互系统中，人的行为对系统影响至关重要。无论三里岛还是切尔诺贝利核电事故，人为误操作是事故的主要原因。诸多核事故证明了人的可靠性作用远大于系统设备的可靠性。对核电厂这么重要而复杂的系统，工作人员和管理人员的知识、技能和心理等综合素养是核电整体高可靠性的根本保障。因此，必须持续加强对核电厂员工训练和管理的监管，使核电职员的可靠性与保障核电安全相适应。要着力加强核电厂应急管理体系建设的监管，确保应急体系建设符合法规，适应预防与应急处置核电事故的要求。
