河南省發(fā)電碳排放趨勢研究

氣候變化已經(jīng)成為人類(lèi)面臨的最嚴峻的環(huán)境問(wèn)題，“十二五”期間，我國制定了以推動(dòng)能源生產(chǎn)和消費革命為重點(diǎn)的國家發(fā)展戰略。電力行業(yè)是我國能源結構調整的重要領(lǐng)域，其發(fā)展不僅涉及化石能源、非化石能源的高效利用，還對我國應對氣候變化目標的實(shí)現產(chǎn)生直接影響。隨著(zhù)電力體制改革的推進(jìn)，國家層面的電力綜合資源戰略規劃（Integrated Resource Strategic Planning，IRSP）將取代傳統的綜合資源規劃，成為研究國家和地區電力發(fā)展戰略的重要選擇。聚焦河南，近年來(lái)隨著(zhù)經(jīng)濟快速發(fā)展，環(huán)境污染問(wèn)題日益突出，轉變電力發(fā)展方式成為其調整能源結構的重要突破口。

一 國內外電力碳排放的發(fā)展現狀

從國際層面看，《京都議定書(shū)》的通過(guò)、“巴厘島路線(xiàn)圖”的實(shí)施以及哥本哈根世界氣候大會(huì )的順利召開(kāi)，增強了世界各國對碳排放問(wèn)題的重視。2016年11月4日，《巴黎協(xié)定》作為繼《京都議定書(shū)》之后第二份具有國際法律約束力的氣候協(xié)議，僅用不足1年時(shí)間即宣告正式生效，刷新了國際協(xié)議最速生效紀錄，也使2020年后全球應對氣候變化行動(dòng)有法可依。但與此同時(shí)，據2013年政府間氣候變化專(zhuān)門(mén)委員會(huì )（Intergovernmental Panel on Climate Change，IPCC）第五次評估報告，人類(lèi)影響氣候的證據不斷增加，如不采取行動(dòng)，全球變暖將超過(guò)4℃，遠高于國際社會(huì )普遍接受的2℃升溫目標。

從國內發(fā)展看，2015年全國6000千瓦及以上煤電機組供電標準煤耗315克/千瓦時(shí)，相比“十一五”期末下降18克/千瓦時(shí)，繼續保持世界先進(jìn)水平，超額完成國家《節能減排“十二五”規劃》目標；電網(wǎng)建設、運行和管理水平快速提升，2015年全國線(xiàn)路損失率為6.6%，接近國際先進(jìn)水平；發(fā)電結構及煤電結構優(yōu)化，電力碳排放強度呈現持續下降趨勢，2015年全國每千瓦時(shí)煤電發(fā)電量二氧化碳排放約為850克，比2005年下降18.9%；每千瓦時(shí)發(fā)電量二氧化碳排放約627克，比2005年下降26.9%。此外，2014年國家發(fā)展改革委、環(huán)保部、國家能源局聯(lián)合印發(fā)《煤電節能減排升級與改造行動(dòng)計劃（2014～2020）》，提出全國新建燃煤發(fā)電機組平均供電標準煤耗低于300克/千瓦時(shí)；到2020年所有現役燃煤發(fā)電機組改造后平均供電煤耗低于310克/千瓦時(shí)，并進(jìn)一步要求穩步推進(jìn)東部地區現役燃煤發(fā)電機組實(shí)施大氣污染物排放濃度基本達到燃機排放限值的環(huán)保改造。同時(shí)，在確保完成“十二五”碳強度下降目標的基礎上，“十三五”還要繼續設立強有力的碳排放控制目標，力爭實(shí)現到2020年，在2005年的基礎上，二氧化碳排放的強度下降40%～45%的上限目標。

聚焦河南，2015年全省煤電機組供電標準煤耗315.63克/千瓦時(shí)，相比“十一五”期末下降10.6克/千瓦時(shí)。為實(shí)現《巴黎協(xié)定工作方案》制定的“十三五”期間河南碳排放強度下降19.5%的目標，下一步，河南尚需繼續推動(dòng)能源結構優(yōu)化，加強煤炭安全綠色開(kāi)發(fā)和清潔高效利用，鼓勵利用可再生能源、天然氣、電力等優(yōu)質(zhì)能源替代燃煤使用，有序發(fā)展水電和天然氣發(fā)電，協(xié)調推進(jìn)風(fēng)電開(kāi)發(fā)，推動(dòng)太陽(yáng)能大規模發(fā)展和多元化利用，增加清潔低碳電力供應，大幅減少主要污染物排放總量。

二 河南發(fā)電碳排放的趨勢研究

（一）河南省綜合資源戰略規劃模型構建

面對應對氣候變化的巨大壓力，轉變能源發(fā)展方式、調整能源結構、降低煤炭消費比重在我國獲得高度重視，電力工業(yè)作為主要的煤炭消耗行業(yè)，通過(guò)大力發(fā)展風(fēng)電、光伏發(fā)電等非化石能源，逐步降低了我國對煤炭等化石能源的依賴(lài)。風(fēng)電、光伏發(fā)電等非化石能源由于受氣候、天氣等眾多復雜因素影響，出力具有極強的不確定性，相較煤電等常規能源，前者要求系統有非常靈活的調節能力，如果這些非化石電源發(fā)展不考慮與有調節能力的電源協(xié)調規劃，未來(lái)可再生能源“窩電”、“限電”現象仍會(huì )重演，將嚴重制約非化石電源的發(fā)展以及節能減排工作的開(kāi)展。針對河南省地域、資源、需求特點(diǎn)，本文構建了河南省6大區域綜合資源戰略規劃模型（HNIRSP）。

我國地域遼闊，資源分布不均衡，太陽(yáng)能光伏資源主要集中在西北地區，風(fēng)能資源主要分布在華北、東北、西北和華東沿海地區，而負荷中心卻主要集中在東南部沿海和中部地區，且各地區存在較大負荷特性差異，因此，整合優(yōu)化跨區資源，已成為我國電力系統發(fā)展的重要任務(wù)之一。截至2015年底，全國形成六大區域電網(wǎng)，其中，華北、華東、華中、東北四個(gè)區域電網(wǎng)和南方電網(wǎng)形成基本全覆蓋的500千伏網(wǎng)架，西北電網(wǎng)在330千伏網(wǎng)架的基礎上已建成750千伏網(wǎng)架。我國特高壓電網(wǎng)快速建設對于優(yōu)化配置資源的作用初步顯現，國家電網(wǎng)公司跨省跨區跨國輸電工程輸電能力超過(guò)8600萬(wàn)千瓦，南方電網(wǎng)“西電東送”總輸電能力也達到2700萬(wàn)千瓦。未來(lái)我國將加強省間、區域間電網(wǎng)的統籌協(xié)調，降低各省市的電網(wǎng)冗余建設，跨省、跨區互濟，不僅可滿(mǎn)足大煤電、大水電和大可再生能源基地電力輸送需要，還要保障風(fēng)、光等不確定性電源的有效利用。綜合以上新形勢和需要，本文構建了考慮我國6大區域電網(wǎng)跨區輸電的綜合資源戰略規劃模型。

兩個(gè)模型都以整個(gè)規劃期的社會(huì )總投入最小為目標函數，統籌考慮電力供需兩側各環(huán)節區內、跨區的制約因素，通過(guò)全局優(yōu)化，得到未來(lái)各水平年的各類(lèi)投資和運行費用、電源裝機、電網(wǎng)建設規模、發(fā)電量、各種污染物排放量等結果。具體目標函數、約束條件如下。

1.目標函數

目標函數為規劃期內總成本f最?。紤]資金的時(shí)間價(jià)值），包括電源成本C^Gen、EPP成本C^EPP和排放成本C^Emi：

minf=C^Gen+C^EPP+C^Emi　　　　　?。?）

電源成本C^Gen包括規劃期內各年投運機組的固定費用和所有機組的運行費用：

C^Gen=C^Gen_cap+C^Gen_run　　　　　?。?）

式（2）中，C^Gen_cap表示各年考慮建設補貼的投運機組固定投資之和；C^Gen_run為各年考慮運行補貼的所有機組運行費用之和。

能效電廠(chǎng)成本C^EPP包括規劃期內各年新增EPP的固定費用和所有EPP的運行費用：

C^EPP=C^EPP_cap+C^EPP_run　　　　　?。?）

式（3）中，C^EPP_cap為各年考慮推廣補貼的新增EPP固定投資之和；C^EPP_run表示各年考慮運行補貼的所有能效電廠(chǎng)運行費用之和。

排放費用C^Emi包含規劃期內各年各類(lèi)電廠(chǎng)的污染物排放費用：

式（4）中， 、 、 分別表示各年CO₂、SO₂、NO_X的排放費用之和。

2.約束條件

模型涉及電力供需兩側各個(gè)環(huán)節，包含十余類(lèi)約束，下面將介紹其中主要的約束條件。

（1）裝機規模約束。每年各類(lèi)電源（包含EPP）的裝機規模不超過(guò)一定的限度：

P^endGen_{r，m，y-1}+P^newGen_{r，m，y}≤P^maxGen_{r，m，y}　　　　　?。?）

式（5）中，P^endGen_{r，m，y-1}為第y-1年末區域r中第m類(lèi)機組的裝機容量（考慮機組退役情況）；P^newGen_{r，m，y}為第y年第m類(lèi)機組的新增裝機容量；P^maxGen_{r，m，y}表示第y年末第m類(lèi)機組的最大裝機容量限度。

（2）電力約束?？紤]各區域電網(wǎng)負荷特性的差異，各區常規電源裝機容量（考慮備用容量）、能效電廠(chǎng)等效容量和跨區輸入電力之和不小于各區最大負荷需求和跨區輸出電力之和：

式（6）中，L^max_r，y為第y年區域r的最高負荷預測值；P^endEGen_{r，m，y}為第y年末區域r中第m類(lèi)機組的有效出力；P^endEEPP_{r，e，y}第y年末區域r中第e類(lèi)EPP的等效容量；P^Tran_{r，rr，y}為第y年從區域r輸送到區域rr的輸電通道容量。

（3）電量約束。常規電源發(fā)電量、能效電廠(chǎng)等效發(fā)電量和跨區輸入電量之和等于負荷需求電量和跨區輸出電量之和：

式（7）中，E^maxL_r，y為第y年區域r的最高電量預測值；E^Gen_{r，m，y}為第y年區域r中第m類(lèi)機組的發(fā)電量；E^EEPP_{r，e，y}表示第y年區域r中第e類(lèi)EPP的等效發(fā)電量；E^Tran_{r，rr，y}、E^Tran_{rr，r，y}分別表示第y年從區域r輸出到區域rr的電量和從區域rr輸入區域r的電量。

（4）跨區電力、電量約束?？鐓^輸電通道電力、電量要在規劃限度的約束下：

P^minTran_{r，rr，y}≤P^Tran_{r，rr，y}≤P^maxTran_{r，rr，y}　　　　　?。?）

E^minTran_{r，rr，y}≤E^Tran_{r，rr，y}≤E^maxTran_{r，rr，y}　　　　　?。?）

式（8）中，P^maxTran_{r，rr，y}、P^minTran_{r，rr，y}分別表示第y年從區域r到區域rr跨區輸電通道的容量上、下限。E^Tran_{r，rr，y}為第y年從區域r輸送到區域rr的電量；E^maxTran_{r，rr，y}、E^minTran_{r，rr，y}分別表示第y年從區域r到區域rr跨區輸送電量的上、下限。

（5）調峰約束。

a）區域內常規電源、能效電廠(chǎng)、跨區輸電的可調容量之和不小于不確定性電源（主要是風(fēng)電、光伏發(fā)電）的有效出力和系統最大峰谷差；

b）區域低谷負荷在扣除常規電源最小出力和跨區輸電最小輸送容量之后不小于不確定性電源（主要是風(fēng)電、光伏發(fā)電）的有效出力：

式（10）中，ΔL^maxV_r，y為第y年區域r的最大峰谷差；L^valley_r，y表示第y年區域r最大負荷日最小負荷；P^endEGen_{r，w，y}為第y年末區域r中不確定性電源w的有效出力；A^endGen_{r，m，y}、A^endEEPP_{r，e，y}、A^Tran_{rr，r，y}分別表示第y年末區域r的常規電源的可調節容量、能效電廠(chǎng)的等效可調節容量和跨區輸電的可調節容量；P^lowGen_{r，m，y}、P^lowTran_{rr，r，y}分別為第y年末區域r的常規電源的最小出力和跨區輸電最小輸送容量。

（6）污染物排放約束。每年化石能源發(fā)電排放的CO₂、SO₂、NO_X不大于限定值：

式（11）（12）（13）中，E^endGen_{r，m，y}為第y年末區域r中第m類(lèi)機組的發(fā)電量；I^O_{r，m，y}、I^S_{r，m，y}、I^N_{r，m，y}分別表示第y年區域r中第m類(lèi)機組的CO₂、SO₂、NO_X排放強度；O^max_r，y、S^max_r，y、N^max_r，y分別為第y年區域r中CO₂、SO₂、NO_X排放限值。

（7）補貼約束。電源補貼（固定成本補貼和運行成本補貼）和EPP補貼不能高于一定限度：

S^Gen_r，y+S^EPP_r，y≤S^max_r，y　　　　　?。?4）

式（14）中，S^Gen_r，y為第y年區域r的電源補貼；S^EPP_r，y為第y年區域r的EPP運行成本補貼；S^max_r，y為第y年區域r的補貼上限。

（二）發(fā)電碳排放趨勢研究

1.電源結構對比

從裝機容量來(lái)看，由圖1可知，預計2016～2030年河南地區化石能源裝機容量逐漸增長(cháng)，增速將逐漸放緩，2016～2020年年均增速為2.8%，2021～2025年略微升至3.0%，2026～2030年降至0.7%。2016～2030年全國的化石能源裝機容量仍然保持一定增長(cháng)，2020年、2025年、2030年全國化石能源裝機容量將分別達到1120吉瓦、1278吉瓦、1553吉瓦，2016～2020年保持年均2.5%的增長(cháng)率，2021～2025年年均增速略微提高至2.7%，2026～2030年年均增速將提高至4.0%。華中地區化石能源的裝機容量在2016～2020年較為穩定，基本保持在150吉瓦左右，2021～2025年開(kāi)始逐年增長(cháng)，年均增長(cháng)率為4.1%，2026～2030年年均增速降低至2.7%。

圖1 全國及華中地區、河南化石能源裝機容量與非化石能源裝機占比變化

從電源結構占比來(lái)看，河南地區非化石能源裝機占比相對于全國平均水平以及華中地區平均水平來(lái)說(shuō)，整體較低。預計在2016～2030年河南地區非化石能源裝機容量將保持較快增長(cháng)，2020年、2025年、2030年非化石能源占比將分別達到25.6%、32.9%、47.7%。2016～2030年全國非化石能源裝機占比將保持穩定增長(cháng)，2020、2025、2030年將分別達到50.3%、52.7%、56.2%。華中地區非化石能源裝機占比在2022年達到頂峰，約為63.9%；2022年后非化石能源裝機占比逐年下降，在2025年前后將降至60.8%；2025～2030年非化石能源裝機占比逐年增長(cháng)，在2030年達到62.5%。

2.分技術(shù)發(fā)電量對比

從發(fā)電量來(lái)看，如圖2所示，2016～2030年全國及華中地區、河南的化石能源發(fā)電量均經(jīng)歷了“逐步增長(cháng)，2026年達到峰值，然后逐步放緩”的過(guò)程，其化石能源發(fā)電量峰值分別約為45030億千瓦時(shí)和7560億千瓦時(shí)、3910億千瓦時(shí)。從水電、核電、風(fēng)電、太陽(yáng)能、生物質(zhì)等非化石能源發(fā)電量來(lái)看，2016～2030年全國及華中地區、河南均將保持較快增長(cháng)。

圖2 全國及華中地區、河南分技術(shù)發(fā)電量

從分技術(shù)發(fā)電量比例來(lái)看，河南地區未來(lái)仍以化石能源發(fā)電為主，預計2016～2030年非化石能源發(fā)電的比例將有一定程度增加，但是所占比例仍然低于化石能源發(fā)電。未來(lái)全國水電、核電、風(fēng)電、太陽(yáng)能、生物質(zhì)等非化石能源發(fā)電量的比例將逐漸升高，將在很大程度上減少化石能源的消耗，有利于緩解環(huán)境污染問(wèn)題。華中地區由于資源稟賦特點(diǎn)，以煤電和水電為主，非化石能源發(fā)電的比例較小。

3.排放情況對比

從發(fā)電二氧化碳排放變化情況看，到2030年，全國及華中地區、河南的發(fā)電二氧化碳排放量呈現先增長(cháng)后降低的趨勢。河南地區的發(fā)電二氧化碳排放峰值在2026年左右達到，峰值為29400萬(wàn)噸；全國范圍的發(fā)電二氧化碳排放峰值在2024年左右達到，峰值為344200萬(wàn)噸；而華中地區的發(fā)電二氧化碳排放峰值在2026年左右達到，峰值為57500萬(wàn)噸（見(jiàn)圖3）。

圖3 2016～2030年全國及華中地區、河南發(fā)電二氧化碳排放變化情況

對比全國及華中地區、河南裝機結構變化和分技術(shù)發(fā)電發(fā)展變化情況的分析可知，由于河南省化石能源裝機容量呈現持續增長(cháng)趨勢，煤電仍占據較強的主導地位，且非化石能源發(fā)電占比較小，因此，河南省發(fā)電二氧化碳排放有別于全國及華中地區，呈不斷增加的趨勢。

三 結論建議

（一）主要結論

綠色、低碳、清潔化成為新時(shí)期電力行業(yè)發(fā)展的重要特征。研究表明，由于受地理位置和資源稟賦影響，河南未來(lái)很長(cháng)一段時(shí)間仍將以化石能源發(fā)電為主，化石能源發(fā)電占比將持續保持50%以上；未來(lái)河南非化石能源發(fā)電將繼續保持快速增長(cháng)，其電力、電量占比均將不斷提升，其中風(fēng)電和太陽(yáng)能發(fā)電呈現爆發(fā)式增長(cháng)。

2026年河南省化石能源發(fā)電二氧化碳排放將達峰值，與全國將在2024年和華中地區將在2026年左右達到峰值的趨勢基本相同。河南電力工業(yè)應對氣候變化的任務(wù)十分艱巨，建議在相關(guān)政策、機制建設等方面進(jìn)一步推進(jìn)。

（二）主要建議

1.促進(jìn)非化石能源的消納，推進(jìn)市場(chǎng)機制

提高可再生能源發(fā)電就近消納能力，充分發(fā)揮市場(chǎng)機制在消納存量可再生能源中的關(guān)鍵作用，鼓勵可再生能源參與電力直接交易，推進(jìn)可再生能源與煤電發(fā)電權交易置換，以及可再生能源替代燃煤自備電廠(chǎng)發(fā)電，促進(jìn)可再生能源就近消納。加快建立輔助服務(wù)市場(chǎng)，提高系統綜合調峰能力，建立健全發(fā)電企業(yè)調峰、調頻、備用等輔助服務(wù)考核機制和補償機制；加快建設抽水蓄能等各類(lèi)調峰電源，鼓勵各方投資建設服務(wù)新能源消納的調峰機組。加強政府監管，加大政策執行力度，提高國家各項清潔能源發(fā)展政策措施的統一性和連續性，穩妥處理好電力行業(yè)當期投資與長(cháng)遠發(fā)展之間的關(guān)系，為清潔能源的健康有序發(fā)展提供健康的政策環(huán)境。

2.加強需求側管理，促進(jìn)節能減排

強化電力需求側管理的政策激勵，建立健全相關(guān)的財政、稅收、投融資政策，鼓勵開(kāi)發(fā)、推廣和使用節能新技術(shù)、新產(chǎn)品。充分考慮電力需求側管理成本，通過(guò)收取專(zhuān)項基金等方式解決資金來(lái)源問(wèn)題。加快制定和完善主要耗電行業(yè)、耗電產(chǎn)品的準入標準、節能設計規范，嚴把能效關(guān)。推行合同能源管理和節能投資擔保制度，建立健全節能效益分享機制；鼓勵和支持一些地區建立電力需求側管理平臺，強化用電負荷管理，推動(dòng)這些地區科學(xué)用電和節約用電；完善法律法規，加快制定電力需求側管理的專(zhuān)門(mén)法規，明確各相關(guān)主體的權利、義務(wù)和責任，為實(shí)施電力需求側管理創(chuàng )造良好的法律環(huán)境；推動(dòng)全民參與，電力需求側管理是一個(gè)系統工程，涉及各行各業(yè)、千家萬(wàn)戶(hù)，需要社會(huì )各界共同關(guān)注、積極參與。要繼續加大宣傳力度，強化專(zhuān)業(yè)培訓，堅持“誰(shuí)參與、誰(shuí)獲利”，營(yíng)造全社會(huì )共同參與的良好氛圍。

3.建立低碳經(jīng)濟下電網(wǎng)規劃和運行機制

結合地區資源稟賦，堅持各類(lèi)能源資源的統一規劃，協(xié)調發(fā)展，開(kāi)展中長(cháng)期規劃，遠近結合，滾動(dòng)優(yōu)化；建立競爭性電力市場(chǎng)，必須加快推進(jìn)電力市場(chǎng)機制和電力運行調度方式改革，取消發(fā)電量計劃管理制度，形成由市場(chǎng)供需和邊際成本決定市場(chǎng)價(jià)格的機制，通過(guò)競爭方式安排各類(lèi)機組的發(fā)電次序，精細優(yōu)化確定運行計劃、備用容量安排，建立適應我國低碳能源發(fā)展的新型調度機制和管理辦法。