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作为发展中国家的中国，一方面面临国内居民对环境空气质量要求日益提高所带来的SO2、NOX等局域性大气污染物（LAP）减排压力，另一方面面临国际社会要求中国加大对温室气体、汞等具有全球性环境影响的大气排放物减排力度的呼声，如何协调多种大气排放物控制之间的关系成为政策制定者需要解决的问题。作为中国能源消耗和多种大气排放物排放的首要部门，未来一段时间内仍将快速扩张的电力部门向清洁化转型尤为关键，分析电力部门多种大气排放物控制之间的协同减排潜力，对于统筹协调多种大气排放物控制、提高控制成效和经济性有重要参考价值。此外，在坚强智能电网建设的背景下，未来中国六大区域电网间的电力传输能力将大为增强，由此带来的发电环境排放和损害在区域间的转移值得关注。本研究搭建了中国电力部门的多阶段、多区域优化模型，在充分识别并模拟发电技术、大气排放物控制技术、电网技术和燃料等的区域特性的基础上来考虑中国电力部门的大气环境排放。该模型能够在考虑全国和区域电力部门发展路径时纳入CO2、SO2和NOX的排放控制政策模拟，并能对Hg排放量进行核算。该模型还可对跨区电力传输及其对区域环境排放的影响进行考虑。分析结果显示，基于当前已提出的SO2、NOX和CO2控制目标并延续政策趋势，2030年中国电力部门在发电量增至13744.4TWh的同时，CO2和Hg排放量将分别增至69.9亿吨和182.2吨，供电碳强度降至563.9g/kWh。SO2和NOX总量控制目标具有气候协同效益，将使2020年供电碳强度较2010年下降7.05%，实现CO2减排1.24亿吨。碳强度控制目标的加入主要对实现SO2和NOX减排的技术组合产生影响，核电、风电、气电等协同减排效果较强的技术对SO2和NOX减排的贡献比例显著增长。2030年LAP控制和碳强度控制对Hg排放分别具有219.9吨和37.7吨的协同减排潜力。跨区电力传输使得2020年全国因发电SO2和NOX排放导致的外部成本降低145.31亿元。而2020年最大的电力输出区域西北地区因为跨区电力输出而带来SO2、NOX、CO2和Hg排放分别增加约22.12万吨、15.53万吨、2.93亿吨和4.73吨，发电外部成本增加10.26亿元。