电力行业中二氧化碳与多种污染物协同减排评估系统的构建及其技术效果 岳宇、 李佳、 郭学茂

《Systems》：Construction of an Evaluation System for Synergistic Emission Reduction in CO2 and Multiple Pollutants in the Power Industry and Its Technical Effects Yue Yu, Li Jia and Xuemao Guo

　　摘要 在电力行业中，二氧化碳（CO2）和空气污染物都有一个共同的来源特性，即它们都来源于化石燃料的燃烧，这为它们的协同减排提供了自然基础。然而，现有的研究缺乏多污染物协同评估系统和不完善的减排技术数据库，这限制了它们在行业中支持低成本、高效率减排实践的能力。本研究旨在最小化协同减排成本并最大化减排效果，通过文献研究、行业调查和数据挖掘，整合了11种发电技术和55种污染物控制技术的工艺和经济参数，建立了电力行业的完整链节能与减排技术数据库。基于《环境保护税法》中对污染当量的定义，我们创新性地开发了一种空气污染物当量标准化评估方法，并构建了一个二维坐标系统综合评估体系，用于评估CO2和空气污染物的协同减排效果。研究结果表明，如核能和风能等新能源发电技术，以及O2/CO2循环燃烧、氨基脱硫和SNCR-SCR联合减排技术，在减少CO2和多种污染物方面表现出优异的协同减排性能。相比之下，一些传统的污染物控制技术（如石灰石-石膏法和传统的静电沉淀法）则存在显著的CO2排放增加的拮抗效应。本研究还完成了基于“减排效率-经济成本”对66种减排技术的二维分类，确定了不同类型技术的应用场景，并提出了适应电力行业发展的协同减排优化路径。研究结果填补了多污染物协同减排定量标准的空白，为电力行业的减排技术选择和环境政策制定提供了理论支持和详细的技术参考，有助于该行业实现“双碳”目标和空气质量改善的双重发展要求。

1. 引言
作为中国能源消耗和污染物排放的关键领域，电力行业主要通过化石燃料的燃烧排放CO2和大气污染物。这种排放的共源特性为它们的协同控制提供了核心基础。研究协同减排不仅能够缓解温室效应和改善空气质量，还能显著降低环境治理成本，是平衡生态效益和经济效益的初步途径[1]。目前，中国的电力行业正处于经济转型和绿色发展的关键时期，对CO2排放和空气污染的协同治理已成为重要的政策导向[2]。通过协调温室气体和传统大气污染物的控制目标，并优化各种减排措施的组合，可以在降低成本的同时提高治理效率，从而有效实现环境保护和气候缓解的双重发展目标。这不仅符合中国电力行业绿色转型的迫切需求，也代表了全球电力生产系统优化和调整的必然趋势[3]。
在协同减排理论和技术评估研究领域，该理论源于“共同但有区别的责任”原则[4]。国内外学者对化石燃料燃烧源产生的污染物和CO2的协同控制机制进行了广泛研究。IPCC报告明确指出，排放的共源特性是协同减排的核心基础，单一污染物控制措施对其他污染物可能产生两种影响：“协同效应”和“拮抗效应”[5]。国内研究主要集中在电力和钢铁等关键行业，一些学者验证了传统脱硫和脱硝技术在电力行业中对CO2减排的间接影响。然而，这些研究大多局限于单一污染物分析，未能对多种污染物进行全面的定量评估[6]。在减排技术评估方法方面，现有研究主要采用成本效益分析或单一污染物减排效率评估，仅关注个别治理技术的经济成本或减排效果，而没有全面考虑它们对CO2和各种大气污染物的联动影响。尽管一些研究尝试进行协同评估，但仍缺乏针对多种污染物的统一定量标准[7]。因此，现有的评估系统无法全面准确地反映技术的综合协同效应，无法为电力行业的减排技术选择和政策制定提供科学支持[8]。
基于对现有研究结果的全面回顾，当前领域存在两个核心不足：首先，缺乏量化多种污染物协同效应的统一标准，难以对SO2、NOx、PM2.5和Hg等多种污染物进行综合比较评估；其次，电力行业的节能与减排技术数据库覆盖不全面，缺乏传统技术和国际先进技术的系统整合，无法支持全链技术的比较分析[9]。为解决上述研究空白和实际行业需求，本研究重点关注电力行业中CO2和大气污染物的协同减排。目标是构建一个科学评估系统和全面的技术数据库，避免单一减排措施导致的污染物权衡问题，实现多种污染物和CO2的同时减排，并降低治理成本[10]。
在研究过程中，本研究采用文献综述方法系统梳理了协同减排、能源系统模型和减排技术评估的相关成果。依靠行业调查、年鉴数据挖掘和文献整理，构建了一个涵盖66种技术的节能与减排数据库，包括11种发电技术和55种控制技术，整合了工艺参数和经济指标，实现了技术信息的系统整合。基于《环境保护税法》中对污染当量的定义，建立了一种创新的多污染物当量标准化评估方法，并构建了一个用于评估CO2和大气污染物协同减排效果的二维坐标系统。定量评估方法用于准确量化协同减排效果，识别电力行业中优秀的协同减排技术。本研究的主要创新体现在三个方面：首先，首创了多污染物当量标准化评估方法，实现了多种大气污染物的全面量化；其次，建立了涵盖整个发电和污染物控制链的全面技术数据库，整合了传统技术和国际先进技术；第三，基于二维坐标系统揭示了减排技术中CO2和大气污染物之间的耦合关系，为技术选择提供了准确依据[11]。
从理论上讲，本研究开发了一种多污染物当量标准化方法和二维坐标评估系统。与传统多标准分析、成本效益框架和传统综合评估方法相比，我们的方法在方法论上具有明显优势：传统多标准分析严重依赖主观权重分配，缺乏跨污染物比较的统一定量标准；成本效益框架仅关注单一污染物控制，未能捕捉到减排与CO2排放之间的拮抗效应；传统综合评估方法受技术覆盖范围有限的限制，无法支持全链协同效应的定量评估。通过采用《环境保护税法》中的客观监管当量转换而非主观加权，并构建全链减排技术数据库，本研究实现了CO2和多种空气污染物之间协同/拮抗效应的可比量化和可视化识别，从而填补了多污染物协同减排定量标准不足的研究空白。从实践角度来看，建立的全链技术数据库和科学评估方法为电力行业的减排技术选择和环境政策制定提供了扎实的数据支持和决策工具，有助于中国电力行业高效实现“双碳”目标和空气质量改善的双重发展要求。本研究根据《环境保护税法》建立了一种创新的多污染物当量标准化评估方法，有效解决了评估多污染物协同控制效果时定量标准不一致的问题。同时，开发了一个涵盖11种发电技术和55种污染物控制技术的全链技术数据库，整合了整个过程中的技术和经济参数。此外，构建了CO2和大气污染物的二维坐标评估系统，实现了协同减排效果的可视化和定量评估。最后，通过典型电力设施的案例研究验证了所提出评估系统的实用性，并据此提出了针对性的减排策略。

2. 材料与方法
2.1. 文献研究方法
本研究采用系统文献研究方法，全面梳理了国内外在协同减排领域的研究成果和行业当前发展状况。首先，以“电力行业”、“CO2和多污染物协同减排”、“减排技术评估”和“能源系统优化”等关键词，在CNKI、Web of Science和ScienceDirect等国内外数据库中进行了搜索。收集并整理了关于协同减排理论、污染物耦合控制机制和减排技术评估方法的相关文献，明确了协同减排理论的起源和发展背景，并定义了“共同但有区别的责任”原则以及IPCC报告中规定的协同效应和拮抗效应等核心理论基础[12]。其次，整理了国内学者在电力和钢铁等关键行业中的协同减排研究成果，总结了现有研究在单一污染物分析、多污染物定量标准和技术评估系统等方面的研究空白，为确定本研究方向提供了理论基础[12]。同时，整理了电力行业节能与减排技术的相关文献和行业报告，提取了66种减排技术的工艺特征、经济参数和应用场景等核心信息，为构建节能与减排技术数据库提供了数据支持[13]。此外，还详细研究了《中华人民共和国环境保护税法》、《中国电力年鉴》和《中国能源统计年鉴》等政策文件和统计数据，明确了污染当量的定义和污染物排放核算的行业标准，为构建大气污染物当量标准化方法提供了政策和行业依据，确保了研究方法的科学性和标准化[13]。
2.2. 定量评估方法
定量评估方法是本研究的核心，用于实现CO2和多污染物协同减排效果的准确量化以及电力行业技术的全面评估。具体而言，该方法分为两个关键环节：多污染物当量标准化量化和CO2-大气污染物二维坐标系统综合评估，逐步完成了对66种减排技术的协同减排效率分析[14]。
2.2.1. 大气污染物当量标准化量化
针对SO2、NOx、PM2.5和Hg等大气污染物具有不同的物理和化学性质及环境影响，直接进行水平比较其减排效果是不可能的这一问题，参考《环境保护税法》中对应税污染物当量的定义，确定了每种污染物的转换系数。构建了大气污染物减排当量的计算公式，将不同类型大气污染物的减排量标准化为统一的减排当量值[15]。这实现了多污染物减排效果的全面量化，解决了现有研究中多污染物协同效应定量标准不一致的问题，并为后续的协同减排效果分析提供了统一的定量指标[16]。二氧化碳-大气污染物二维坐标系统综合评估
本研究中的增量成本定义为每种减排技术相对于基线传统燃煤发电单元每兆瓦时（MW·h）发电所增加的初始投资成本、运营维护成本和能源消耗成本之和。在等效标准化的基础上，构建了一个以大气污染物（AP）减排为横坐标、二氧化碳减排为纵坐标的二维坐标系统评估体系。每种减排技术的协同减排效应被转化为坐标系中的具体点，通过点的象限分布、角度以及与原点的距离来实现对其技术协同减排特性的直观评估[17]。其中，象限分布反映了该技术对二氧化碳和大气污染物减排或增加的耦合关系；角度大小反映了在减少相同量大气污染物时的二氧化碳协同减排能力；距离长度则反映了该技术的综合协同减排效果[18]。同时，结合每种技术的经济参数（如初始投资成本、运营维护成本和单位发电增量成本），完成了“减排效率-经济成本”的二维定量评估，从而对不同的减排技术进行分类和排名，准确识别出高效低成本和高效高成本的不同类型技术，并为电力行业选择减排技术提供了定量依据[19]。

总体而言，这种定量评估方法贯穿了构建协同减排评估体系和分析技术协同减排效应的整个过程。通过标准化的定量公式和可视化的坐标系统评估，实现了从单一污染物分析到多污染物综合评估的转变，以及从定性描述到定量计算的转变，确保了研究结果的客观性、准确性和可比性[20]。与现有的评估方法相比，本研究构建的二维坐标系统具有显著的方法论优势和独特的附加值：
(1) 协同/拮抗关系的可视化：现有方法只能定量计算单一指标，而该二维框架通过象限分布、包含角度和与原点的距离直观地展示了二氧化碳与多种污染物的耦合效应，便于快速识别技术的协同/拮抗特性。
(2) 消除了主观偏见：与采用主观权重的多标准分析不同，该系统采用法定污染当量系数进行客观量化，确保了评估结果的客观性和标准化。
(3) 全面考虑效益与成本：本研究实现了“减排效率-经济成本”的二维评估，解决了传统成本效益分析仅关注单一维度且无法平衡环境效益与经济成本的局限性。
(4) 全产业链技术的适用性：基于完整的发电和污染物控制技术数据库，该系统能够对全产业链减排技术进行综合评估，这是现有碎片化评估方法无法实现的。

上述优势使得二维评估系统不仅是一个定量工具，还是一种可视化的、可操作的决策支持方法，为技术选择和政策制定提供了比传统评估方法更强的支持。

2.2.3 敏感性分析与稳健性测试
为了验证综合评估结果的稳定性和可靠性，进行了严格的敏感性分析，以考察碳价波动、能源成本变化、技术进步率、参数波动、权重调整以及系数不确定性对协同减排技术排名和结论稳健性的潜在影响。设计了五种典型的波动情景，包括有毒污染物权重的调整、减排系数、经济成本参数（涵盖能源成本和碳价）、指数权重系数的调整，以及多个参数的混合同时调整。技术排名的一致性和结论的稳定性被作为稳健性的核心评估标准。
如表1所示，在所有五种波动情景下，技术排名的一致性均保持在91.7%以上，结论的稳定性保持在100%，表明协同减排技术的排名和最优技术的识别对碳价、能源成本、技术进步率、参数和系数的小幅波动不敏感。综合评估系统及其相应结论具有很强的稳健性和高可靠性，能够有效支持电力行业中多污染物协同减排的决策制定。

表1. 敏感性分析与稳健性测试结果

2.3. 数据质量控制与整合方法
为确保66种技术的成本和排放系数数据的准确性、一致性和可重复性，本研究采用了公开可获得的权威数据来源，并实施了标准化的数据整合和质量控制方法：
**数据来源与一致性检查**
所有技术参数均来源于《中国电力年鉴》、《中国能源统计年鉴》、公开发布的权威文献和行业标准技术手册。如果同一指标存在多个数值，则使用行业平均值作为最终结果，并明显排除异常值；冲突的数据以官方统计年鉴为唯一基准。

**单位统一与转换规则**
所有数据统一转换为标准单位：排放系数为kg/(MW·h)，成本为CNY/(MW·h)，遵循公开可获得的行业转换标准，以确保维度的一致性。

**数据聚合与核算假设**
所有数据均以常规燃煤单位作为统一的比较基准，技术边界、核算边界和统计尺度完全一致，不存在未声明的隐含假设。

**可重复性保证**
本研究中的所有数据均来自公开可获取的材料。所有计算方法、参数来源和处理规则均在文中明确说明。其他研究人员可以根据文中描述的方法和公开数据来源重现所有数据表。

2.4. 整体研究流程图
为了清晰展示该方法的完整逻辑链和实施路径，绘制了统一的研究流程图（见图1）。流程图系统地呈现了本研究的整个过程，包括数据来源和数据库构建、多污染物等效标准化、污染当量计算、二维坐标图形表示、成本效益分类以及稳健性测试，使读者能够直观理解协同减排评估系统的核心步骤和操作逻辑。

图1. 二氧化碳和多污染物协同减排评估系统的整体研究流程图

3. 节能与减排技术数据库的构建及协同减排评估系统的建立
通过严格的数据收集和校准，构建了一个涵盖66种节能与减排技术（11种发电技术和55种污染物控制技术）的标准化数据库。

**技术选择标准**
技术的选择遵循四个原则：
① 行业适用性——在中国燃煤和可再生能源发电领域广泛应用或具有较大推广潜力的技术；
② 技术成熟度——具有明确工艺路线和工程应用案例的技术；
③ 全面性——涵盖从发电到二氧化碳/SO2/NOX/PM2.5/Hg控制的全产业链环节；
④ 数据可用性——具有完整或补充技术经济参数的技术。

**具体数据来源**
整合了多源可信数据，包括：
① 官方统计数据——《中国电力年鉴》（2021–2024年）、《中国能源统计年鉴》（2021–2024年）；
② 行业标准和技术手册——发电和污染物控制的国家和行业标准（GB/T、DL/T系列）、电力设备制造商的技术手册；
③ 同行评审文献——发表在能源和环境学科核心期刊上的高质量学术论文；
④ 行业调查数据：太原锅炉集团有限公司和典型热电厂的现场调查数据；
⑤ 政策文件——《中华人民共和国环境保护税法》和排放核算的技术指南。

**数据时间范围**
所有技术和经济参数采用2020年至2024年的最新数据，确保其与当前电力行业发展的时效性和适用性。

**缺失数据处理**
对于少数技术的个别缺失参数，采用了三种标准化方法：
① 对于工艺相似的连续缺失数据采用线性插值；
② 技术类比法——使用工艺相似的成熟技术的参数进行补充；
③ 加权平均法——根据工程应用规模对缺失的成本和减排数据进行加权。

**异构技术经济参数的协调**
为消除来自不同来源的参数异质性，实施了统一校准：
① 统一的功能单位——每兆瓦时（MW·h）发电量；
② 统一的成本尺度——所有成本均转换为2024年的人民币（CNY），使用工业生产者价格指数（PPI）；
③ 统一的减排系数——在300 MW–1000 MW燃煤单元的额定工作条件下进行校准；
④ 统一的技术边界——从燃料输入到烟气排放的统一系统边界。

每种技术的核心参数包括技术工艺特性、初始投资成本、运营维护成本和综合减排系数（正值表示减排，负值表示排放增加）[21]。

3.1. 节能与减排技术数据库的构建
3.1.1. 发电技术的分类与参数
本研究中成本和排放比较的基准情景设定为一个典型的300 MW亚临界燃煤发电单元，这是中国电力行业中应用最广泛的常规单元，也是公认的标准参考。它涵盖了三个具有明确边界的类别：
(1) 燃煤发电结构优化：燃煤单元的结构调整措施，例如G1（淘汰小型燃煤单元和发展大型燃煤单元）；
(2) 热力学/燃烧技术升级：燃煤单元的效率提升技术（如CFB、超临界、IGCC）；
(3) 新能源和替代燃料发电——替代传统燃煤发电的非煤炭技术（水电、核电、风能、天然气、生物质能、太阳能光伏等）。所有技术均以常规燃煤单元作为统一的比较基准。具体参数见表2。

表2. 发电技术的工艺和经济参数

3.1.2. 污染物控制技术的分类与参数
包括14种二氧化碳控制技术、17种二氧化硫控制技术、9种氮氧化物控制技术、5种颗粒物控制技术和10种汞控制技术。具体参数分别见表3、表4、表5、表6和表7。

表3. 二氧化碳控制技术的工艺和经济参数
表4. 二氧化硫控制技术的工艺和经济参数
表5. 氮氧化物控制技术的工艺和经济参数
表6. 颗粒物控制技术的工艺和经济参数
表7. 汞控制技术的工艺和经济参数

本研究构建的技术数据库涵盖了电力行业的主流发电和污染物控制技术。尽管前沿的新兴技术（如碳捕获、利用与储存（CCUS）和能量储存）尚未纳入测量工艺和经济参数中，但本文将在后续分析中重点探讨这些技术对电力行业中二氧化碳和多种污染物协同减排路径的优化和重塑效应，以弥补数据库覆盖范围的阶段性不足，提高研究结论的全面性。

3.2. 协同减排效应评估系统的建立
基于电力行业的能源系统优化模型，采用了大气污染物的等效标准化原理，统一测量了电力行业中四种类型大气污染物的排放量，从而实现了定量研究。根据研究结果，建立了一种基于二氧化碳和大气污染物二维坐标系统的综合评估方法，并获得了能源系统模型的评估体系[22]。

3.2.1. 大气污染物等效标准化方法
针对SO2、NOX、PM2.5和Hg等大气污染物具有不同的物理和化学性质及环境影响的问题，直接进行水平比较是不可能的[23,24]，本研究采用《中华人民共和国环境保护税法》规定的法定污染当量值来确定转换系数，而非主观加权。该方法是中国排放核算和环境治理评估的官方统一标准，确保了量化的客观性、标准化和可读性[25]。
需要强调的是，汞的极高转换系数是科学合理的，并非任意设定的。汞是一种高毒性、持久性的重金属，具有强烈的生物累积性和致癌性，会对生态系统和人类健康造成不可逆的损害。因此，其法定污染当量值被设定为低至0.0001千克，这导致在综合聚合中的权重显著增加。这一设定本质上反映了不同污染物的相对危害性和环境风险，这与优先控制高毒性污染物的原则是一致的。为了验证方法结果的稳健性，通过在一个合理的范围内调整汞（Hg）的权重进行了敏感性分析。结果表明，各种技术的协同减排效应排名以及典型技术的识别基本保持不变，表明本研究的结论并未因汞权重的设定而产生显著偏差[26]。基于上述内容，计算了大气污染物的减排当量值，以将不同污染物的减排量统一为一个值，从而解决了现有研究中定量标准不一致的问题，并为协同效应评估提供了一个可比的指标[27]。根据《环境保护税法》，大气污染物减排当量的转换公式如下所示（公式1）：[公式1] 其中[符号]代表与减排措施i相对应的大气污染物减排当量值；[符号]代表大气污染物j的转换当量系数。根据公式：大气污染物当量数 = 大气污染物排放量 / 污染当量值，相应的转换系数应该是污染当量值的倒数。当量系数γ、δ、ε、θ（对应于前述通用术语）是根据《中华人民共和国环境保护税法》规定的应税污染物当量值推导出来的。这些系数由国家生态和环境主管部门根据四个核心科学依据计算并发布：污染物毒性、环境危害、处理成本和人类健康影响。污染物当量的法律逻辑与本研究的科学目的高度一致。它统一了异质污染物的量化，这正是我们多污染物协同减排评估的核心要求。因此，系数γ、δ、ε、θ在本文的科学背景下具有坚实的合理性和适用性。不同类型污染物对应的系数见表8；[符号]代表与减排措施i相对应的大气污染物j的减排量。表8. 空气污染物当量系数。数据来源：《中华人民共和国环境保护税法》附录2（应税污染物及其当量值表）。目前大多数研究集中在调查单一类型大气污染物的减排过程与二氧化碳（CO2）减排过程之间的协同效应[28]。本研究通过结合获得的转换当量系数进行了计算，旨在全面反映四种类型大气污染物的减排效果与整体二氧化碳减排效果之间的协同效应，如公式（2）所示[29]。

3.2.2. 二氧化碳-大气污染物二维坐标系统综合评估方法
基于之前获得的协同减排的定量研究结果，本研究建立了一个基于二氧化碳（CO2）和大气污染物二维坐标系统的综合评估方法[30]，如图2所示。在坐标评估系统中，横坐标（AP，空气污染物）减排表示某种减排技术或措施对大气污染物的减排效果，纵坐标（CO2减排）表示该技术或措施对二氧化碳的减排效果。因此，坐标点的不同位置直观地反映了该技术或措施对污染物的综合协同减排效果[31]。在具体的研究过程中，可以根据建立的协同减排效果坐标系的特点发现，在第一象限中，连接某技术或措施所代表的研究点与原点的线与横坐标之间的角度越大，该技术或措施在减少相同量大气污染物的同时对二氧化碳的协同减排效果越好（例如，图中点E所代表的技术或措施对二氧化碳减排的效果优于点A）[32]。另一方面，在第一象限中，连接研究点与原点的线越长，该点所代表的协同减排效果越好[33]（例如，图中的点A和点F具有相同的角度，表明这两种相应的减排技术或措施对大气污染物和二氧化碳的协同减排性能相同，但后者的减排效果明显优于前者）。类似地，坐标系中的其他象限也代表了二氧化碳和大气污染物之间的协同特性。根据不同减排技术或措施在实施过程中二氧化碳和大气污染物减排特性的耦合关系，可以得出坐标系每个象限中点的分布所表示的协同特性，如表9所示。表9. 减排技术措施代表性点分布的意义。

4. 电力行业减排技术的协同减排效应实证分析
4.1. 发电技术协同减排特性与效率分析
4.1.1. 发电技术协同减排特性数据库的构建研究
在阅读了相关文献、进行行业调查和数据挖掘的基础上，本研究整理并获取了各种技术措施的关键数据，并估算和分析了它们的应用范围和潜力。为中国电力行业构建的节能减排技术数据库不仅包括目前使用的二氧化碳、大气污染物控制技术和发电技术，还包括现阶段国际上最先进的技术，共计55项控制技术和11项发电技术[34]。发电技术的工艺和经济参数见表10，二氧化碳和大气污染物控制技术的列表及相关参数见表11、表12、表13、表14和表15。其中，正值表示减排效果，意味着该技术对协同减排有积极影响；负值表示减排效果不佳，意味着该技术对协同减排有负面影响。负面影响是指某种或某些类型排放的控制措施导致其他污染物排放增加的情况[35]。以石灰石脱硫过程控制二氧化硫（SO2）排放为例，首先，该过程的化学反应机制是促进石灰石与SO2之间的反应。在此过程中，石灰石吸收SO2生成CaSO4，从而减少SO2排放。然而，这一化学反应过程会相应地产生CO2，从而增加CO2排放，不利于二氧化碳减排；其次，石灰石脱硫的运行过程本身会消耗一定的能量，并且在这一消耗过程中也会产生相应的CO2排放。因此，当将石灰石脱硫过程作为减排措施实施时，它在减少SO2的同时会对二氧化碳减排产生负面影响[36]。

4.1.2. 发电技术的协同减排效果评估
所有11项发电技术均基于常规燃煤机组的统一基准进行评估。类别1和2是基于煤炭的技术升级，类别3是替代性替代技术，这确保了结果的一致性和可比性，如图3所示。图3. 发电技术的协同减排效果。根据建立的二维坐标系统评估系统，所研究的电力行业中的所有11项发电技术均位于第一象限，证实这些技术通常具有减少二氧化碳和大气污染物的协同减排潜力。然而，不同技术在协同效率、成本效益和减排重点方面存在显著差异。其中，新能源发电技术（水电G7、核电G8、风电G9、生物质发电G10和光伏发电G11）表现出最佳的协同减排性能。这些技术到原点的距离明显大于传统热电发电技术，表明随着这些技术的加强实施，协同减排效果将继续改善，这些技术可能被优先推广[37]。这类技术的核心优势在于在减少相同量大气污染物的同时具有更高的二氧化碳减排能力，在协同去除方面具有显著优势：核电（G8）的综合效益相对较高，其二氧化碳减排系数为945.11千克/(MW·h)，单位发电增量成本仅为34.69元人民币/(MW·h)，其成本效益比其他技术高得多；风电（G9）和水电（G7）的二氧化碳减排系数分别为896.44千克/(MW·h)和922.81千克/(MW·h)，具有很强的环境兼容性且不会产生额外的污染物排放，这与“双碳”目标下的能源结构优化方向一致；尽管光伏发电（G11）具有显著的二氧化碳减排效果（902.56千克/(MW·h)），但其单位增量成本高达799.83元人民币/(MW·h)。高成本的主要原因是光伏组件采购和储能支持设施的投资，需要通过技术迭代和政策补贴进一步降低应用门槛[38]。相比之下，传统热电发电技术（G1–G5）的协同减排效果相对较弱，更侧重于减少大气污染物排放[39]。尽管如此，这些技术仍有减排的空间：超超临界发电（G4）的二氧化碳减排系数达到了179.79千克/(MW·h)，其大气污染物的综合减排当量优于其他热电技术，反映了热电结构升级的可行性（如参数优化和效率提升）；整体煤气化联合循环（IGCC，G5）的二氧化碳减排系数更高，达到274.38千克/(MW·h)，但由于技术成熟度和投资成本的限制，目前难以大规模推广。这一结果与张新华等人的研究结论一致[40]，即热电行业的减排潜力主要依赖于技术升级而非规模扩张。一些技术（例如太阳能光伏、O2/CO2循环燃烧、氨基脱硫）的相对较高增量成本主要是由于它们的特定附加成本：①可再生能源发电（例如光伏）需要额外的能源存储系统和并网设施投资；②二氧化碳控制技术（例如化学循环燃烧、CCS）在捕获、压缩和运输方面产生额外成本；③先进的烟气处理技术（例如氨基脱硫）消耗特殊的吸收剂和催化剂，导致运营成本较高。

4.2. 污染物控制技术协同减排效率的比较分析
4.2.1. 二氧化碳控制技术
如图4和表11所示，电力行业中14项二氧化碳控制技术的协同减排性能存在明显差异。为了进行明确的定量评估，本研究将常规燃煤发电的基准二氧化碳排放量设定为900千克/(MW·h)，为计算每种二氧化碳控制技术的减排份额提供了基准。图4. 二氧化碳控制技术的协同减排效果。总共，有9种技术（如传统的单乙醇胺（MEA）方法和变压吸附（PSA）方法）只能实现单独的二氧化碳减排，对大气污染物如SO2和NOx没有显著影响，无法产生协同效应，属于“单一功能”技术。它们的二氧化碳减排系数范围从387.66千克/（兆瓦·小时）到596.42千克/（兆瓦·小时），占基准二氧化碳排放量的43.1％至66.3％。其他5种技术具有二氧化碳和大气污染物协同减排的特点。其中，O2/CO2循环燃烧方法（C13）的协同效率最高，二氧化碳减排系数为496.31千克/（兆瓦·小时），占基准二氧化碳排放量的55.1％；同时，其SO2和NOx的减排系数分别为0.78千克/（兆瓦·小时）和0.32千克/（兆瓦·小时）。然而，其总技术成本相对较高（369.88人民币/（兆瓦·小时）），更适合有严格环保要求的新建机组。此外，基于氨的脱碳（C3）和低温甲醇洗涤（C5）具有更好的成本效益，二氧化碳减排系数分别为437.29千克/（兆瓦·小时）和411.84千克/（兆瓦·小时），分别占基准二氧化碳排放量的48.6％和45.8％。这两种技术不仅具有一定的大气污染物减排能力，而且总技术成本较低，比C13更适合现有电厂的改造和升级。通过比较二氧化碳减排量及其在基准排放中的占比，可以清晰反映每种二氧化碳控制技术的实际减排贡献，使评估结果更加定量和科学。

4.2.2 SO2控制技术
如图5所示，电力行业中的所有17种SO2控制技术都能实现大气污染物减排，但它们在二氧化碳减排方面的协同效应存在显著差异，表现出整体上的“两极分化”特征：9种技术的对应点位于第四象限，导致二氧化碳排放增加的拮抗效应。尽管这些技术可以减少大气污染物，但在实施过程中会导致二氧化碳排放增加，没有协同减排效果。其中，最广泛使用的S1（石灰石-石膏法）的排放增加效应最为明显[41]：虽然其SO2减排系数达到1.46千克/（兆瓦·小时），但其二氧化碳排放增加系数高达?46.82千克/（兆瓦·小时）。这种现象主要是由于技术反应过程中产生的二氧化碳和运行阶段的能耗造成的，这与李伟达等人的观点一致[42]，即“传统脱硫技术的环境成本被低估了”。迫切需要通过废热回收和工艺优化来减少其拮抗效应；其他8种技术位于第一象限，能够很好地实现二氧化碳和大气污染物的协同减排。其中，S3（基于氨的脱硫）在协同减排方面表现相对优越，SO2减排系数为2.21千克/（兆瓦·小时），同时可以实现19.83千克/（兆瓦·小时）的二氧化碳减排，总技术成本仅为6.13元人民币/（兆瓦·小时），在经济性和协同性方面具有优势。该技术更注重二氧化碳减排控制，而S14（碱性电化学烟气脱硫法）则更注重大气污染物减排，SO2减排系数高达2.43千克/（兆瓦·小时），在大气污染物控制方面表现出色。

4.2.3 NOx、PM2.5和Hg控制技术
如图6所示，电力行业中9种NOx控制技术的协同减排效果存在显著差异：5种技术的对应点位于第四象限，不仅无法实现二氧化碳和大气污染物的协同减排，还会产生大量二氧化碳排放；另外4种技术位于第一象限，能够有效实现二氧化碳和大气污染物的协同减排，其中N6（管道注入法）和N8（SNCR-SCR联合还原技术）的协同减排效果更为高效。N8（SNCR-SCR联合还原技术）的协同减排效率最高，NOx减排系数为2.01千克/（兆瓦·小时），没有二氧化碳排放增加的问题，总技术成本仅为4.14元人民币/（兆瓦·小时），适用于复杂工作条件下的多污染物协同治理；N6（管道注入法）具有显著的成本优势，总技术成本为3.92元人民币/（兆瓦·小时），可以实现1.21千克/（兆瓦·小时）的NOx减排，具有大规模推广的潜力。

4.3 典型协同减排路径的案例分析
为了验证评估系统的实际应用效果，以一个1000兆瓦的超超临界燃煤机组（电力行业中的典型能源设施）作为研究对象。基准年发电量为5.5太瓦时，常规燃煤发电的基准排放量根据行业平均值设定。基于本文中的成本和减排系数，比较分析了两种技术方案，并提出了最佳的协同减排路径。这两种方案分别定义为方案1（传统减排技术组合）和方案2（高效协同技术组合），其详细组成和性能如下：
方案1：传统减排技术组合（S1 + N1 + P1）
① 污染物控制：SO2/NOX/PM2.5去除率达到标准，但由于拮抗效应，二氧化碳排放增加了46.82千克/（兆瓦·小时）；
② 总成本：29.09 + 19.85 + 5.20 = 54.14元人民币/（兆瓦·小时）；
③ 缺点：二氧化碳排放显著增加，未能实现二氧化碳和多种污染物的协同减排。
方案2：高效协同技术组合（推荐路径G8 + S3 + N8 + P5）
① 二氧化碳减排系数：945.11千克/（兆瓦·小时）；
② 年度二氧化碳减排量：5.5太瓦时 × 945.11千克/（兆瓦·小时）= 520万吨；
③ 总技术成本：34.69 + 6.13 + 4.14 + 1.09 = 46.05元人民币/（兆瓦·小时）；
④ 优势：以较低的成本实现二氧化碳和多种污染物的深度协同减排。
案例结果表明，本文构建的评估系统能够准确识别高效协同技术，并为实际电力设施提供具体可行的减排路径，证明了研究结果的科学性和实用性。

4.4 协同减排技术的区域差异应用
本研究的基本分析是在国家层面进行的。为了提高实际应用性，考虑了中国东西部能源禀赋和电力结构的差异，进行了区域适应性分析：
中国东部：经济发达，环境约束严格，新能源装机比例高，热电逐步淘汰。优先考虑高效低成本协同技术（核能G8、基于氨的脱硫S3、SNCR-SCR联合脱硝N8）和高效高成本技术（光伏G11、O2/CO2循环燃烧C13），核心目标是实现深度协同减排和零碳供电。
中国西部：煤炭资源丰富，燃煤发电比例高，新能源发展潜力大。建议使用高效低成本技术（超超临界G4、CFB G2）升级现有燃煤电厂，并使用低效低成本技术（管道注入N6、粉煤灰吸附剂FAA）满足低成本治理需求。同时，稳步推进新能源替代，实现“燃煤电厂升级+新能源替代”的双重路径。

5. 结论与展望
5.1 主要研究结论
结合电力行业当前能源利用和污染物控制技术的发展现状，本研究重点关注了该行业在污染和碳减排方面的协同减排需求，对二氧化碳和大气污染物的耦合关系及协同减排量进行了系统的定量分析和计算，揭示了单一污染物控制技术实施导致的潜在二氧化碳排放增加问题。此外，构建了一个涵盖11种发电技术和55种污染物控制技术的完整节能减排技术数据库，整合了每种技术的核心工艺特性和经济参数；同时，建立了二氧化碳和多种污染物的多维协同减排评估系统。最后，完成了技术协同效率和成本效益的综合评估，并提出了有针对性的成本-政策协同优化路径，为电力行业选择协同减排技术和制定政策提供了全面的数据支持和理论方法。
（1）构建了多污染物协同减排的统一定量和评估系统，填补了现有研究的空白。基于《环境保护税法》中对污染当量的定义，建立了大气污染物当量标准化方法，实现了SO2、NOx、PM2.5和Hg的全面定量评估；结合二氧化碳-大气污染物二维坐标系评估方法，直观展示了每种技术的协同减排特性。该系统相比现有评估方法具有显著的优势：实现了客观量化，无需主观加权，能够直观识别协同/拮抗效应，实现了环境效益与经济成本之间的二维权衡，以及全链条技术评估，有效解决了传统方法的主观性、单一维度和碎片化等核心缺陷，为协同减排评估提供了更加科学和实用的工具。
（2）明确了66种减排技术在二氧化碳和多种污染物协同减排方面的核心特性。新能源发电技术（核能、风能、水能等）与联合污染物控制技术（SNCR-SCR联合还原、湿法静电除尘、碳基吸附剂等）展示了最佳的协同减排效率；一些传统的污染物控制技术（石灰石-石膏法、静电除尘、袋式除尘器除尘等）则对二氧化碳排放有负面影响，需要通过工艺优化和技术升级来降低其环境成本。(3) 基于“减排效率-环境成本”的二维分类和排名已完成。根据二维评估结果，66项技术被划分为四种不同应用类型：高效低成本技术如核电G8、氨基脱硫S3和SNCR-SCR联合还原N8是行业优先推广的类别；高效高成本技术如光伏发电G11、O2/CO2循环燃烧技术C13和碳基吸附剂H6需要依靠技术研发和政策支持来降低应用成本；低效低成本技术如管道注入法N6和粉煤灰吸附剂（FAA）适用于污染物浓度低且治理预算有限的场景；低效高成本技术如某些传统热电技术和单一功能二氧化碳控制技术可能应限制盲目推广，或通过升级现有工艺来应用。(4) 基于国家级行业数据和内部稳健性测试，提出了电力行业的初步成本-政策协同减排优化路径。对于高效协同技术，可在国家层面优先推广；对于具有负面影响的技术，可以考虑通过碳排放限制来降低其环境成本。由于本研究基于行业平均参数，未考虑地区差异，因此提出的路径在实际应用中应根据地区资源禀赋、电力结构和当地政策环境进一步调整和验证。(5) 根据本文确定的四种技术类别，进一步提出了差异化的初步政策建议（采用电力行业环境保护和低碳政策的一般参考阈值，供国家级决策参考）：① 对于高效低成本协同技术，建议优先推广，并给予0.05–0.10元/千瓦时的上网电价补贴和30–50%的环境保护税减免；② 对于高效高成本协同技术，建议设定80元/吨二氧化碳的碳价政策触发阈值，并提供减排成本30%的财政补贴；③ 对于低效低成本技术，建议在污染物浓度低的应用场景中使用，并对减排量给予10–20%的税收减免；④ 对于低效高成本且具有负面影响的技术，建议提高20–40%的环境保护税并严格限制碳排放配额，以推动技术升级。(5.2) 研究局限性与未来展望尽管本研究在构建协同减排评估系统、建立全链条技术数据库以及分析技术协同效率和成本效益方面取得了阶段性成果，但仍存在一些局限性：(1) 未考虑中国东部、中部和西部地区电力结构和能源禀赋的差异对协同减排效果的影响，目前的研究结论仅停留在整体行业层面，缺乏地区适应性；(2) 未纳入技术推广过程中的各种不确定因素，如技术进步速度、政策调整范围、市场碳价和能源价格波动，这导致对技术实际应用效益的判断存在一定局限性；(3) 技术数据库尚未包含储能和碳捕集与封存（CCUS）等新兴技术的实际工艺和经济参数，但本文已具体讨论了这些技术集成后的协同减排效果；最新的技术方向如数字化管理和控制仍需进一步研究；(4) 此外，本研究提出的技术和政策建议基于宏观行业数据，缺乏外部验证和地区差异化。因此，相关建议仅供参考，仅适用于国家级宏观决策。鉴于上述局限性，未来的研究可以从三个方面进一步扩展和深化：(1) 进行区域协同减排研究，结合东部、中部和西部地区的不同电力结构特征、能源禀赋和治理需求，构建差异化的协同减排模型，并提出适应区域发展的技术选择和政策建议；(2) 引入不确定性分析方法，量化技术进步速度、政策补贴强度和市场碳价波动等因素对协同减排效果和经济成本的影响，以提高研究结果的稳健性和实际应用价值；(3) 持续扩展和完善节能减排技术数据库，纳入储能、CCUS和数字化管理等新兴技术，结合机器学习等方法优化技术组合方案，进一步完善电力行业的全链条协同减排技术体系，为行业的绿色低碳转型提供更全面和实用的理论与数据支持；(4) 未来应进一步考虑地区差异性、外部工程验证和市场不确定性因素，使建议更具针对性和适用性。