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结论:目前核电尚未被正式纳入我国“绿电/绿证”体系,但政策层面已承认其低碳属性,并正在研究将其纳入绿色低碳交易体系的可行性,未来有较大可能被纳入。
一、当前政策定位:核电仍不属于“绿电”
绿证制度明确限定为可再生能源
我国现行绿证制度规定,绿证仅对风电、太阳能发电、常规水电、生物质发电、地热能发电、海洋能发电等可再生能源项目核发,是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证,目前并未将核电纳入核发范围。
官方明确“暂不核发核电绿证”
国家能源局在相关答复中表示,考虑到国内外对核电、天然气发电核发绿证仍存在不同认识,暂不向核电核发绿证,因此核电目前仍被排除在绿电绿证体系之外。
绿电交易和绿证交易中核电无“绿色身份”
在绿电交易、绿证交易和碳排放权交易中,核电无法提供绿证等官方绿色证明,用户购买核电电量后,仍须承担可再生能源消纳责任和配额,核电的低碳属性在现行市场机制中未得到充分体现。
二、核电的低碳属性已获政策认可
被明确为“非化石能源”,在能耗双控中享受优惠
国家发改委等部门联合发文明确,在“十四五”省级节能目标责任评价考核中,将可再生能源、核电等非化石能源消费量从各地区能源消费总量中扣除,据此核算能耗强度降低指标,这实际上已承认核电的低碳属性。
碳排放数据远低于多数电源
根据国际原子能机构等权威数据,核电全生命周期碳排放量约为5.7–12.2克/千瓦时,远低于燃煤发电(约944克/千瓦时),也低于光伏、水电等可再生能源,是典型的低碳电源。
在新型电力系统和“双碳”目标中地位重要
我国在运在建核电机组总装机已超过1亿千瓦,2023年核电发电量约占全国发电量的近5%,与燃煤发电相比,相当于减排二氧化碳约3.5亿吨,是保障能源安全和实现“双碳”目标的重要支撑。
三、核电纳入绿电体系的可能性与障碍
必要性:满足绿电需求、提升核电竞争力
在“双碳”目标下,企业绿电消费需求快速增长,2023年全国绿电交易总量已接近700亿千瓦时,平均溢价约5–6分/千瓦时。
核电每年可提供超过1600亿千瓦时的市场化电量,且主要分布在华东、华南等绿电紧缺地区,若纳入绿电体系,可显著缓解绿电供不应求的局面。
可行性:国际已有先例,国内研究正在推进
比利时、荷兰、芬兰等11国已向核电发放欧盟来源担保证书(GO证书),用于证明电力绿色属性;美国部分州也在清洁能源配额中设置“零排放信用”,专门适用于核电。
国内研究机构已提出“探索将核电纳入绿电交易”的建议,认为这是扩充绿电供应、提升核电市场竞争力的重要路径。
主要障碍:国际共识不足、与可再生能源体系存在差异
国际上对核电是否属于“绿色能源”尚未形成统一共识,若我国单方面将核电纳入绿电体系,可能对绿色低碳体系的国际化互认形成一定阻碍。
核电属于非可再生能源,而我国绿证制度以可再生能源为基础,两者在属性上存在差异,直接纳入现有体系需要重新设计规则。
四、未来趋势:大概率会纳入,但路径和形式待明确
国家层面已启动研究论证
国家发改委在相关答复中明确表示,正会同有关方面研究论证将核电纳入我国绿色低碳交易体系的必要性、可行性及实施路径,说明核电纳入绿电体系已进入政策研究阶段。
行业和委员持续呼吁纳入绿电绿证
中核、中广核等核电企业负责人多次在全国两会上提交提案,建议将核电纳入绿色电力证书体系,实现绿证对非化石能源电力的全覆盖,以充分发挥核电在减碳降碳中的作用。
可能的路径:单独设计“低碳电力证书”或扩展绿证范围
一种思路是借鉴欧美经验,在现有绿证体系之外,为核电等低碳电源单独设计“低碳电力证书”或“零排放信用”。
另一种思路是逐步扩展绿证范围,将核电纳入统一的绿色电力证书体系,但需在规则设计上处理好与可再生能源的差异。
五、对企业/用户的现实影响
当前:购买核电无法获得绿证,但可享受能耗双控优惠
企业购买核电电量,虽不能获得绿证,但可在能耗双控考核中享受非化石能源消费量扣除,有利于降低能耗强度指标。
未来:若核电纳入绿电体系,将带来绿色溢价和市场竞争力提升
一旦核电获得绿证或类似凭证,用户购买核电即可获得官方绿色电力消费证明,有助于应对欧盟碳边境调节机制(CBAM)等国际贸易规则,提升产品绿色竞争力。
总结:核电目前尚未被纳入我国绿电绿证体系,但政策层面已承认其低碳属性,并正在研究将其纳入绿色低碳交易体系的路径。从技术、政策和国际实践来看,核电未来被纳入绿电体系的可能性较大,但具体时间表和实施方式仍有待国家进一步明确。