1 发展核电有利于减排改善环境，实现绿色低碳发展
（1）我国能源和环境现状。我国经济社会发展对能源需求持续增长，面临着国内资源环境制约日趋强化和应对气候变化减缓CO2 排放的双重挑战。当前我国生态环境污染形势已极其严峻，近年来PM2.5弥漫造成的雾霾天气已经成为威胁人民健康和降低幸福指数的重要杀手，治理雾霾已成为中国能源结构调整刻不容缓的战略任务。造成雾霾天气的主要原因就是工业燃煤、车辆燃油和供热等分散燃烧，要从根本上解决雾霾问题，呼吸到清洁的空气，就必须大幅度减少碳燃料的使用。鉴于核电是稳定、洁净、高能量密度的能源，发展核电将对我国突破资源环境的瓶颈制约，保障能源安全，减缓CO2 排放，实现绿色低碳发展具有不可替代的作用，核电将成为我国未来可持续能源体系中的重要支柱之一。我国核电发展坚持“安全高效”的方针，面临良好的发展前景。
中国是碳能源消耗大国，煤炭等传统化石能源在一次能源结构中占比过大；中国的CO2 排放量居于世界首位，来自国际社会的减排舆论压力很大，中国政府在2009 年承诺在2020 年单位GDP 碳排放下降40%～45%的目标。为达到这个目标，我国能源结构需要实现低碳转型，到2020 年中国非化石能源电力应占总电力的15%。这次巴黎气候变化大会中国承诺到2030 年碳排放达到顶峰，非化石能源占一次能源消费总量的比重达到20%左右。
2011 年中国工程院开展了对不同发电能源链温室气体排放的研究，主要结论：当前我国核燃料循环前段（包括铀矿采冶、铀转化、铀浓缩、元件制造、核电厂）的实际温室气体归一化排放量为6.2g/kWh 二氧化碳（二氧化碳的排放量为每千瓦时6.2 克），考虑了核燃料循环后段（乏燃料后处理和废物处置）的总的温室气体归一化排放量为11.9g/kWh 二氧化碳。对煤电链，研究了煤炭生产环节、煤炭运输环节、燃煤电站建造、运行和退役环节和电力输配环节4 个生命周期阶段中温室气体的直接排放和间接排放，为1072.4g/kWh 二氧化碳。水电链在0.81～12.8g/kWh 二氧化碳，风电链在15.9～18.6g/kWh 二氧化碳，太阳能在56.3～89.9g/kWh 二氧化碳之间。从温室气体排放来看，核电链仅约为煤电链的1%。 在全球碳减排的边际成本中，核能的边际成本远低于风能、太阳能、碳捕获及封存等技术的边际成本。若核电能在2030年前后实现1.5 亿千瓦的装机，就相当于取代近4 亿吨标准煤，即替代约1/6 的煤炭供给，减少近15 亿吨二氧化碳排放，以及大量的SO2、NOx、可吸入颗粒物等污染物，显著改善我国的大气质量。此外核燃料不需要大规模运输，可以显著减少我国长期形成的“北煤南运”的运输压力。同时未来核能作为优质的一次能源，不仅可以用于大规模发电，还可以用来制氢，海水淡化，供热制冷，对城镇化的能源需求、乃至开发燃料电池汽车都具有重要战略意义。
（2）我国能源发展的预期。考虑到我国经济正逐步走向经济平稳增长期，向着21 世纪中叶人均国民生产总值达到中等发达国家水平，通过产业结构调整升级，第二产业产值单耗大幅并持续下降，电力弹性系数不断下降，“十三五”及“十四五”期间将降至0.6‐0.9 之间。2025‐2050 年期间将进一步降至0.5 以下。预计2020、2025、2030 年全国全社会电量需求分别为7.5、9.0、10.1 万亿千瓦时，各时期年平均增长率为5.9%、3.7%、2.2%。考虑到减排的承诺，应加大非化石能源的开发和使用。下表列出“十三五”及中长期一次能源消费规模及结构的预期：
其中2020 年、2030 年非化石能源通过非发电途径利用的规模分别为1.0 亿吨标煤、1.3 亿吨标煤，通过发电途径利用的规模分别为6.5 亿吨标煤、10.7 亿吨标煤。按照2020 年、2030 年发电煤耗分别为290克标煤/千瓦时、280 克标煤/千瓦时测算，2020 年、2030 年非化石能源发电量分别为22414 亿千瓦时、38214亿千瓦时。
（3） 2030 年非化石能源占20%时的电力结构。下面设想两个方案：①水电4.5 亿千瓦，核电1.6 亿千瓦（稍高于规划设想），风电3.1 亿千瓦，太阳能发电3.1 亿千瓦；②水电4.3 亿千瓦，核电1.3 亿千瓦（稍低于规划设想），风电4 亿千瓦，太阳能发电4 亿千瓦。下表列出非化石能源发电装机容量表:（发电装机：万千瓦，发电量：亿千瓦时，标煤：吨）
鉴于风电、太阳能发电规模越大，系统调峰能力需求越大，为控制弃风率，使其保持在10%以内，方案一：抽蓄、气电装机分别要求达到9200 万千瓦、21000 万千瓦；方案二：抽蓄、气电装机分别要求达到11000 万千瓦、21000 万千瓦。鉴于风电、太阳能发电装机投资高于核电，加上抽蓄、气电装机容量较高，因此第二方案经济性较差。由此可见，多发展核电和水电有利于国民经济发展。
因此，规模化发展核电是必要的，国家在核电中长期发展规划中提出的目标：2020 年实现运行58 GW，在建30 GW 核电装机，每年开工6—8 台机组。工程院在核电再研究中预测2030 年实现0.15 TW，在建50GW 核电装机。目前我国在核电技术、核电装备及配套的核燃料产业方面具备了规模化发展的条件。纵观核电发展历史，美国在核电建设高峰期，每年核电同时建设达6—8 台机组，个别年份甚至有10 台的记录。
2 核电安全性有保障
（1）我国核电具有良好的安全记录。我国核电发展具有“后发优势”，安全标准与当前国际核电最高安全标准接轨，并持续改进，不断提高，设计上充分运用了当前最先进的技术；我国核电自秦山一期机组投运二十年来，在运机组安全水平进一步提升，根据国际原子能机构发布的核事件分级表界定，未发生二级及以上运行事件（事故）；运行业绩良好，主要运行指标高于世界平均值，部分指标处于国际前列，核电厂工作人员照射剂量低于国家容许标准，核电厂周围环境辐射水平保持在天然本底范围内，没有对公众造成不良影响。
福岛核电事故以后，根据国际的研讨和经验反馈我国制定了一系列安全措施和技术标准，防止类似福岛核电事故的重演。
（2）我国最早引入和开发三代核电技术。前苏联切尔诺贝利核电厂事故后，20 世纪80 年代末和90年代初开始，各核电大国积极着手制定以更安全更经济为目标的核电设计标准规范，即美国的 “电力公司要求文件”（URD），西欧国家的“欧洲电力公司要求”（EUR），在此基础上有关国家开发设计了先进轻水堆核电厂，称为第三代轻水堆核电厂。
我国率先引进并在三门、海阳建设首批四台AP000 先进压水堆核电厂，同时又在台山建设二台EPR1700 先进压水堆核电厂。三代压水堆核电厂最显著的技术特征是设置了完备的严重事故预防和缓解设施；将概率安全目标提高一个量级，要求堆芯损坏概率（CDF）小于十万分之一，大量放射性释放概率（LRF）小于百万分之一。
AP1000 主要特点有， ①紧凑布置的反应堆冷却剂系统，采用两环路，各由一台蒸汽发生器和两台直接安装在蒸汽发生器下封头出口端的屏蔽式电动泵组成；②采用非能动安全系统，诸如非能动应急堆芯冷却系统，非能动安全壳冷却系统等；③设置严重事故缓解设施，包括增设卸压排放系统，自动氢气复合装置，以及堆腔淹没系统，以导出余热，保持堆芯熔融物滞留在压力容器内；④设计基准地面水平加速度为0.3g，以适应更多的厂址条件；⑤模块化设计和施工，缩短工期；⑥全数字化仪控系统。
EPR1700 的主要特点有， ①四环路的反应堆冷却剂系统，堆芯由241 个燃料组件组成，可使用50%MOX燃料；②采用双层安全壳，具有抗击大型商用飞机撞击的能力；③增加安全系统的冗余度，安全系统从二通道增加到四通道；④设置严重事故缓解设施，包括增设稳压器卸压排放系统，氢气复合以及堆芯熔融物收集装置等；⑤全数字化仪控系统。
与此同时，按当前国际最高安全标准，自主开发先进压水堆核电厂“华龙一号”。在我国具有的成熟技术和规模化核电建设及运行的基础上，“华龙一号”通过优化和改进，满足先进压水堆核电厂的标准规范，已在福建福清、广西防城港和巴基斯坦卡拉奇开工建设，其主要特点有，①采用标准三环路设计，堆芯由177 个燃料组件组成，降低堆芯比功率，满足热工安全余量大于15%的要求；②采用能动加非能动的安全系统，能动系统能快速消除事故，非能动系统能在能动系统失效或全厂失去电源时确保核电厂的安全；③采用双层安全壳，具有抗击大型商用飞机撞击的能力；④设置严重事故缓解设施，包括增设稳压器卸压排放系统，非能动氢气复合装置，以及堆腔淹没系统，以导出余热，保持堆芯熔融物滞留在压力容器内；⑤设计基准地面水平加速度为0.3g，以适应更多的厂址条件；⑥全数字化仪控系统。
在引进消化吸收的基础上自主开发设计了CAP1400，其主要特点有，①加大反应堆堆芯燃料组件装载的容量，以满足热工安全余量大于15%的要求，提高核电厂出力达1400MWe；②加大钢安全壳的尺寸及容积，使外层屏蔽壳具有抗击大型商用飞机撞击的能力；③主循环泵采用50 周波电源供电，与我国电力标准相符，提高主泵供电的可靠性；④采用非能动安全系统，诸如非能动应急堆芯冷却系统，非能动安全壳冷却系统等；⑤设置严重事故缓解设施，包括增设卸压排放系统，自动氢气复合装置，以及堆腔淹没系统，以导出余热，保持堆芯熔融物滞留在压力容器内；⑥模块化设计和施工，缩短工期；⑦全数字化仪控系统；⑧设计基准地面水平加速度为0.3g，以适应更多的厂址条件。
我国三代核电技术的发展实现了“从设计上实际消除大规模放射性物质释放”的目标。
（3）科学客观评价三次重大核事故。1973 年美国发生了三里岛核事故，三里岛为新建的压水堆核电站，由于误操作导致失水事故，无法导出反应堆余热致使堆芯损坏。堆芯损坏。三里岛事故时安全壳内放射性总量为：Xe‐133‐‐‐‐2.22×1018Bq，Xe‐135‐‐‐‐1.11×1017Bq，I‐131‐‐‐‐1.85×1017Bq，由于安全壳内压力不高，泄漏率很小，经测量排放到环境的放射性总量为9.25×1016Bq，其中Xe‐133 占60%，I‐131 为5.55×1016Bq。80 公里半径内200 万居民受集体剂量为20 人•Sv，公众最大个人剂量小于1mSv，远低于场外应急干预水平（10mSv）。1986 年发生在前苏联的切尔诺贝利核电站事故，由于没有安全壳，放射性物质释放的总量达12×1018Bq，其中惰性气体6‐7×1018Bq，I‐131 为1.3‐1.8×1018Bq，Cs‐134 为0.05×1018Bq，Cs‐137 为0.09×1018Bq，3‐4%为核燃料裂变碎片。周围10%的居民所受剂量大于50mSv，近5%的居民所受剂量达100mSv，严重超标。2011 在日本年发生福岛核事故，严重的自然灾害（9 级地震伴随10 米以上的海啸），导致核电站全厂失去电源，无法导出余热，致使堆芯严重损坏，事故时释放I‐131 达到1.5×1017Bq，Cs‐137为1.2×1016Bq，同时还有大量含放射性物质的水从安全壳泄漏，渗入土壤、水源和地下水，造成严重的环境长期污染，被迫撤离大量居民，但福岛辖区内195345 位受检居民中未发现有损健康的案例。应该指出：中国不会发生类似切尔诺贝利和福岛核电站的核事故，我国核电站均设有完整可靠的安全壳，以包容放射性物质，不向环境泄漏；福岛核电站采用的是沸水堆，三道屏障不完整，加上中国不具备出现，引发福岛核事故自然灾害的事故链。
3 核电是清洁能源
核电不仅不排放温室气体、有害气体、微尘外，对放射性流出物进行严格的处理和监控。按照国家环境保护法规，依据管理部门批准的排放限值，我国核电厂对放射性流出物的排放进行了严格的控制，对核电厂周围环境进行了有效监控。 2013 年运行核电厂放射性流出物的监察结果表明：我国商业运行核电厂的放射性流出物均远低于国家标准值。下表列出大亚湾核电站与秦山核电站的放射性流出物的年排放数据。
核电厂工作人员的职业照射按国家规定，连续5 年平均年有效剂量不超过20mSv；任何一年不超过50mSv。2013 年数据表明：大亚湾核电厂平均个人剂量0.549mSv；年度最大个人剂量13.345mSv。秦山第二核电厂平均个人剂量0.385mSv；年度最大个人剂量8.726mSv。远低于国家标准。
中低放放射性固体废物亦受到严格的控制，规定每座核电厂年固体废物不超过50 立方米。中低放放射性固体废物在核电厂暂存后，运到永久处置场存放。上述固体废物目前还存储在核电厂，受到完全的监控。相关地方正积极按国家标准建设永久处置场。
4 科技创新促进我国核电规模发展
我国核电在总体设计、核岛设计、关键设备和材料国产化、先进燃料元件制造、数字化仪控系统开发等方面都取得重大进展。通过实施国家重大科技专项，提高了核电装备行业的技术水平，主设备和关键设备大部分由国内供货，设备国产化率超过85%。设备制造商的装备水平属国际一流，三大动力集团均具备年供应3—4 套核电装备的能力，加上近年来，火电发展减速，腾出更大的产能，可以说我国完全有能力每年建设6—8 台核电机组，装备行业的发展为核电大国奠定了基础。核岛和常规岛的主设备基本上完全立足国内，自主设计的华龙一号蒸汽发生器已通过了试验验证；国内最大容量的CAP1400 压力容器已研制成功；正在开发具有自主知识产权的机械密封主循环泵。首台核安全级的DCS 即将在核电工程上投产应用。
我国已成为世界上少数几个拥有完整核工业体系的国家，成功实现U 浓缩离心机国产化，我国已建成完善的核电用锆材生产体系，自主研制的CF2、CF3 核燃料元件，正在进行随堆考验。我国核电厂的核燃料供应完全立足国内。
核电的规模化发展不仅将促进能源发展，而且将拉动装备业、建筑业、仪表控制行业、钢铁等材料工业的发展，促进高科技及高端产业的发展，有利于经济转型。
5 持续的核安全研究将不断提高核电的安全性
我国和国际上都在进行核电的安全性研究，主要有实际消除大规模放射性释放，保持安全壳完整性,严重事故预防和缓解（包括：严重事故管理导则，极端自然灾害预防管理导则），耐事故燃料（ATF）研究等。其中耐事故燃料的研究集中于降低堆芯（燃料）熔化的风险，缓解或消除锆水反应导致的氢爆风险，提高事故下燃料对裂变产物的包容能力。2011 年美国国会通过法案，要求能源部组织制定一项旨在提高现役电站核燃料抵抗严重事故能力的研究；目标是在2022 年左右实现首个ATF 燃料组件进入商用反应堆辐照；法国、日本、韩国等也在开展耐事故燃料的研发；OECD 组织了多次耐事故燃料国际会议，IAEA 正在筹备一项“ATFOR”的合作研究项目。我国相关研究院所亦已开展耐事故燃料的研发，我国有广泛的碳纤维工业基础，有SiC 包覆燃料的工艺和经验。耐事故燃料研究成功不仅将提高新建核电厂的安全性，而且将提高和改善已投产运行的二代改进型核电厂的安全。
6 核废物和核电厂退役
（1）高放射性核废物。每个核电厂每年卸出约20‐30 吨乏燃料，存贮在核电厂内部的乏燃料厂房中，乏燃料厂房存贮的容量可满足15‐20 年的卸料量和一个整堆的燃料。压水堆核电站乏燃料中含有：约95%铀‐238；约0.9%铀‐235；约1%Pu‐239；约3%裂变产物；约0.1%次錒系元素。其中仅裂变产物和次錒系元素为高放和长寿命放射性废物，其它均是可再利用的战略物资。我国实施闭式燃料循环的技术路线，提取乏燃料中的铀和钚作为快中子增殖堆的燃料。自主设计的我国第一座动力堆乏燃料后处理中试厂 热试成功，正式投产；并正在规划自主建设我国首个商业规模的乏燃料后处理示范工程，为实现我国核燃料闭式循环奠定基础。 我国已建成快中子实验堆，并投入运行；正在研发并建设大容量的快中子示范堆，开发第四代核电技术，充分利用核资源，为下一代核电技术发展奠定基础。
乏燃料中的长寿命次錒系元素可利用快堆或加速器驱动的次临界系统（ADS）来嬗变，使其变废为宝，ADS 具有较高的嬗变支持比（与快堆相比为12/5），中子能谱更硬，安全性较好。我国正在开展ADS 的研究。
高放废物的处置：裂变产物放射性核素含量或浓度高（4×10E10 Bq/L），释热量大（2kw/立米），含有毒性极大的核素。占所有废物体积的1%，但占放射性总量的99%。高放废物通过玻璃固化，采取三重工程屏障：玻璃固化体，废物罐，缓冲材料；用以阻水，防止核素迁移。然后进行与生物圈隔离的深地层埋藏。
可以说核电厂的乏燃料是严格受控的，不会出现任何安全问题；高放废物远小于煤电等废弃物，经玻璃固化和三重工程屏障处理，以及深地层最终处置不会对环境、人类带来危害。
我国非常重视核废物的处理和处置工作，乏燃料后处理的中间试验厂已投入运行，正在建设大型后处理厂的示范工程和商业规模的后处理厂；长寿命的高放废物可在快中子堆或ADS 中进行嬗变，快中子示范堆和商用堆正在筹建，同时与世界各国同步进行ADS 研究；高放废物的玻璃固化和最终处置亦正在研究。目前乏燃料均安全地储存在核电厂乏燃料水池中，其安全是得到保障的。
（2） 核电厂退役。核电厂退役是指核电厂在商业运行结束后，达到厂址不受限制利用的过程。按GB/T19597 规定，退役深度分伞个等级：一级退役，卸除全部核燃料，监护封存；二级退役，对部分或全部核设施进行去污处理，达到指标后进行拆除，有限制开放或使用；三级退役，拆除所有核设施，设备、场地、构（建）筑物无限制开放或使用。
退役费用一般为其基建费用的10%‐20%。由于国际上至今尚无核电厂退役的实践经验，有人认为可能要高于这个数值。鉴于核电厂的运行寿期40‐60 年，一般15 年内已完成还本付息，还本付息后核电厂的利润率远高于还本付息期，有足够的时间积累退役基金。
