青豫直流工程對河南相關(guān)影響研究

（2）2022年運行曲線(xiàn)：7～8月，11～22點(diǎn)送電功率800萬(wàn)千瓦，10點(diǎn)送電功率550萬(wàn)千瓦，其他時(shí)段送電功率300萬(wàn)千瓦。9月至次年6月，11～21點(diǎn)送電功率800萬(wàn)千瓦，10點(diǎn)送電功率475萬(wàn)千瓦，其他時(shí)段送電功率150萬(wàn)千瓦（見(jiàn)圖2）。

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圖2 2022年青豫直流工程擬運行曲線(xiàn)

針對有、無(wú)青豫直流工程進(jìn)行電網(wǎng)生產(chǎn)模擬分析，2020年青豫直流工程投運與無(wú)青豫直流工程對比，河南電網(wǎng)出現調峰容量缺口天數增加41天，2022年增加63天。調峰缺口出現月份分別為1月、2月、3月、4月、5月、11月和12月，出現時(shí)段為10～18時(shí)。調峰缺口增加的主要原因是在這些月份和時(shí)段內，天中直流和青豫直流均為100%送電，而河南電網(wǎng)的電力負荷較低、光伏出力較大引起。

為降低青豫直流工程投運后對河南電網(wǎng)調峰運行的影響，建議對青豫直流工程的送電曲線(xiàn)進(jìn)行相應調整。為了把青豫直流工程對河南電網(wǎng)的調峰運行影響降到最低，將多年出力曲線(xiàn)按月調整，調整后的日送電曲線(xiàn)保證在一個(gè)月內任何時(shí)段都不會(huì )出現調峰容量缺口。由于3月和11月各有半個(gè)月供暖期，3月和11月分為上半月和下半月調整。

2020年、2022年1月、2月、3月、4月、5月、11月、12月調整后的送電曲線(xiàn)如圖3、圖4所示，出現降功率主要時(shí)段在10～18時(shí)。

圖3 2020年、2022年青豫直流工程春秋季調整后的送電曲線(xiàn)

圖4 2020年、2022年青豫直流工程冬季調整后的送電曲線(xiàn)

（二）青豫直流工程對河南省購電方案的影響分析

1.綜合考慮購電風(fēng)險和成本的購電方案研究思路

開(kāi)展河南省電力市場(chǎng)發(fā)展趨勢、電力平衡以及多維度購電風(fēng)險量化分析，依據省內及跨省跨區優(yōu)先購電計劃以及直接交易電量編制原則，制定多場(chǎng)景、多周期、多目標、多風(fēng)險要素購電模型，通過(guò)設定某交易時(shí)段下青豫直流工程不同合約比例，對河南省現貨市場(chǎng)購電電價(jià)波動(dòng)的風(fēng)險概率進(jìn)行分解量化，計算得到青豫直流工程不同合約電量取值和不同置信水平下河南公司的購電總成本變化，通過(guò)分析青豫直流工程購電成本的均值和方差的變化趨勢，在滿(mǎn)足購電成本最小、風(fēng)險最低的基礎上，得到青豫直流工程中長(cháng)期合約電量占比，進(jìn)而優(yōu)化省內年度購電方案以及省內和跨省跨區購電方案。在此基礎上，考慮負荷月度不均衡系數，可以得到月度購電策略，研究思路詳見(jiàn)圖5。

圖5 河南購電優(yōu)化決策研究思路

2.購電方案影響分析

經(jīng)計算，將2020年青豫直流工程合約電量比例從70%逐步升至96%，隨著(zhù)青豫直流工程合約電量占比的增加，其購電成本的均值在不斷縮小，購電成本的方差不斷增大，購電風(fēng)險不斷增加。當合約電量占比增加到91%，購電成本均值和方差的變化趨勢均趨于變緩（見(jiàn)圖6）。因此，2020年青豫直流工程設計輸送209億千瓦時(shí)電量中91%的電量（190億千瓦時(shí)）適合中長(cháng)期合約交易，剩余電量可以在現貨市場(chǎng)上進(jìn)行補充。

圖6 2020年購青豫直流工程電量成本均值和方差的變化趨勢

將2022年青豫直流工程合約電量比例從70%逐步升高至96%，隨著(zhù)青豫直流合約電量占比的增加，購電成本的均值在不斷減小，購電成本的方差不斷增大，購電風(fēng)險不斷增加。當合約電量占比增加到93%，購電成本均值和方差的變化趨勢均趨于變緩（見(jiàn)圖7）。因此，2022年青豫直流工程設計輸送419億千瓦時(shí)電量中的93%（392億千瓦時(shí)）電力適合中長(cháng)期合約交易，剩余電量在現貨市場(chǎng)上進(jìn)行補充。

圖7 2022年購青豫直流工程電量成本均值和方差的變化趨勢

（三）青豫直流工程對河南省能源規劃目標的貢獻分析

1.碳減排基本情況

河南省資源稟賦以煤炭為主，貧水、少油、無(wú)氣，能源生產(chǎn)和消費結構以煤炭為主，在資源和環(huán)保約束不斷加劇的形勢下，傳統“高污染、高碳化”的能源結構已經(jīng)不能滿(mǎn)足未來(lái)經(jīng)濟持續增長(cháng)的要求。

目前，碳減排措施主要包括碳稅和碳交易兩種。由于各地的經(jīng)濟發(fā)展狀況不同，碳減排的邊際成本相差很大，各地征收碳稅的時(shí)機和規模也不相同，不僅要考慮到經(jīng)濟效率、環(huán)境效果，還要考慮到社會(huì )效益等問(wèn)題，征收碳稅有一定困難。碳交易是利用市場(chǎng)機制使全社會(huì )共同分擔節能減排成本的制度，可以通過(guò)發(fā)放和購買(mǎi)碳排放權控制碳排放總量，倒逼企業(yè)減排，用溫和的手段實(shí)現可持續發(fā)展。

國家于2011年批準在北京、天津、上海、重慶、廣東、湖北和深圳7個(gè)省市進(jìn)行碳排放權交易試點(diǎn)。根據國家發(fā)展和改革委員會(huì )發(fā)改氣候規〔2017〕2191號《全國碳排放權交易市場(chǎng)建設方案（發(fā)電行業(yè)）》，2017年12月19日全國碳排放權交易體系正式啟動(dòng)。碳交易給不同發(fā)電類(lèi)型的企業(yè)帶來(lái)不同影響。首先，煤電是碳市場(chǎng)的重要參與方，碳配額交易將促進(jìn)煤電企業(yè)低碳轉型，推動(dòng)加快清潔、高效轉型步伐。其次，清潔能源具有零配額成本的發(fā)電優(yōu)勢，又是碳市場(chǎng)自愿減排量的重要供給者，碳交易將有利于清潔能源電力裝機比例的提高。青海-河南±800千伏直流工程將青海清潔能源輸送到河南，在解決河南電網(wǎng)電力供應不足的同時(shí)，改善河南省內電源結構，增加清潔能源消費占比，減少河南省內碳排放量。

2.可再生能源配額相關(guān)要求

為實(shí)現國家2020年非化石能源占一次能源消費比重達到15%的目標，依據《可再生能源電力配額及考核辦法（征求意見(jiàn)稿）》，2020年河南省可再生能源電力總量配額預期指標為18.5%，非水電可再生能源電力配額預期指標為13.5%（見(jiàn)表1）。

表1 部分省份2018年、2020年可再生能源電力總量配額指標

3.碳減排影響分析

2020年、2022年青豫直流工程輸送電量分別為209億千瓦時(shí)和419億千瓦時(shí)，按照每千瓦時(shí)排放二氧化碳800克測算^[1]，2020年、2022年青豫直流工程輸送電量分別可減少全省碳排放量1500萬(wàn)噸、3350萬(wàn)噸，分別可降低火電碳排放7.5%、13.9%，減排效果顯著(zhù)，對降低全省整體碳排放具有積極意義（見(jiàn)表2）。

表2 2020～2022年青豫直流工程投運后對河南省碳排放量影響

根據測算，若無(wú)青豫直流工程，2020年河南省可再生能源占比和非水電可再生能源占比分別為15.7%和11.2%，略低于《可再生能源電力配額及考核辦法（征求意見(jiàn)稿）》的河南相應指標值。青豫直流工程投運后，2020年河南省可再生能源電力配額達20.6%，非水電可再生能源電力配額達14.5%，可以滿(mǎn)足指標要求；2022年青豫直流工程滿(mǎn)功率運行，河南省可再生能源電力配額達26.3%，非水電可再生能源電力配額19.1%，均滿(mǎn)足指標要求（見(jiàn)表3）。

表3 2020～2022年青豫直流工程投運后河南省可再生能源電力配額占比

三 主要結論

青豫直流工程將青海清潔能源輸送到河南，由于送端清潔能源的發(fā)電特性與常規煤電存在一定的差異，研究青豫直流工程對河南省電網(wǎng)調峰運行、購電方案、碳排放量、可再生能源配額的影響，提出針對性工作建議，對促進(jìn)青海能源資源優(yōu)勢轉化、緩解河南省能源供需和環(huán)保壓力、實(shí)現雙方共贏(yíng)具有現實(shí)意義。

（一）青豫直流工程投運將加大河南電網(wǎng)調峰難度

河南電網(wǎng)在春秋以及冬季腰荷時(shí)段，電力負荷下降較快且整體水平較低，該季節屬于新能源大發(fā)時(shí)段，且區外電力白天基本不參與調峰，青豫直流工程投運后將加大河南電網(wǎng)調峰運行難度，會(huì )造成腰荷時(shí)段比后夜低谷時(shí)段調峰更加困難的情況。通過(guò)生產(chǎn)模擬計算，青豫直流工程投運后，全省電力調峰缺口主要出現月份為1月、2月、3月、4月、5月、11月和12月，出現時(shí)段為10～18時(shí)。

（二）青豫直流工程中長(cháng)期購電協(xié)議占比不低于90%

青豫直流工程交易屬于網(wǎng)對網(wǎng)的跨省跨區電力交易，考慮到青豫直流工程配套電源出力以及西北外購電的不確定性，給河南購電策略帶來(lái)的電量及電價(jià)波動(dòng)風(fēng)險，依據以購電風(fēng)險最小為目標的購電優(yōu)化模型，得到2020年青豫直流工程中長(cháng)期購電量占比91%，即188億千瓦時(shí)；2022滿(mǎn)載年中長(cháng)期購電量占比93%，即392億千瓦時(shí)?？紤]到河南地區夏季7月、8月和冬季1月、12月均為用電高峰期，購電成本的影響大于購電風(fēng)險，建議此段時(shí)間青豫直流工程考慮全部簽中長(cháng)期合約。

（三）青豫直流工程對河南省碳減排貢獻效果顯著(zhù)

青豫直流工程投運后，2020年、2022年分別可減少碳排放量1500萬(wàn)噸、3350萬(wàn)噸，降低全省碳排放7.5%、13.9%，減排效果顯著(zhù)。2020年、2022年河南省可再生能源電力配額、非水電可再生能源電力配額分別為20.6%、14.5%和26.3%、19.7%，均滿(mǎn)足指標要求。

四 工作建議

（一）調整青豫直流工程送電曲線(xiàn)，制定調峰輔助服務(wù)補償機制

建議調整青豫直流工程送電曲線(xiàn)，調整曲線(xiàn)和送電電量與原設計曲線(xiàn)及設計電量相比，送電曲線(xiàn)不應對河南電網(wǎng)調峰運行造成影響，剩余電量會(huì )造成河南電網(wǎng)的調峰運行缺口，這部分電量應實(shí)行輔助服務(wù)補償機制，通過(guò)降低部分電價(jià)的方式對河南燃煤機組降出力及啟停方式調峰損耗進(jìn)行補償，分攤調峰輔助服務(wù)相關(guān)費用。

（二）優(yōu)化青豫直流工程月度購電方案，通過(guò)合理方式消除偏差電量

河南電網(wǎng)月度購電方案的制定，應在優(yōu)先考慮包括風(fēng)電、光伏、水電、非統調、調峰調頻、供熱等優(yōu)先發(fā)電空間的基礎上，統籌考慮區外電力季節性調峰和月度用電量不均衡系數，優(yōu)化青豫直流工程月度購電策略。對于偏差電量，可以通過(guò)預掛牌月平衡、預掛牌日平衡、等比例調整和滾動(dòng)調整等方式，結算合同偏差，避免青豫直流工程購電策略中存在的電量波動(dòng)風(fēng)險。

（三）加快河南省碳減排權交易市場(chǎng)建設步伐，推動(dòng)全省能源清潔低碳轉型

青豫直流工程投運后，不僅對實(shí)現全省可再生能源、非水可再生能源電力配額指標發(fā)揮重要作用，而且有利于控制和逐漸減少全省碳排放量，建議密切跟蹤全國碳排放交易試點(diǎn)的最新進(jìn)展，提前謀劃河南省碳排放交易市場(chǎng)建設的關(guān)鍵問(wèn)題，穩步推動(dòng)構建全省碳交易市場(chǎng)建設，充分發(fā)揮市場(chǎng)機制對溫室氣體排放的積極作用，促進(jìn)全社會(huì )加大碳減排力度，推動(dòng)全省能源清潔低碳轉型。