青豫直流工程对河南相关影响研究
青海-河南±800千伏特高压直流输电工程（下文简称“青豫直流工程”）是全国乃至全世界第一条专为清洁能源外送而建设的特高压通道，完全靠清洁能源互补能力供电。投运后将有利于发挥青海省资源禀赋优势，打造清洁能源外送基地，同时保障河南省电力供应，改善电源结构和环境质量。研究青豫直流工程对河南电网调峰运行、购电方案、碳排放量以及可再生能源配额的影响，提前做好方式调整，可最大限度发挥青豫直流工程效益。
一 青豫直流工程建设意义
青海-河南±800千伏特高压直流输电工程起于青海省海南藏族自治州境内，途经青海、甘肃、陕西、河南等4省，止于河南驻马店地区，输电电压等级为±800千伏，输送容量800万千瓦，全线总长约1586.6公里，规划建成配套光伏1000万千瓦、风电400万千瓦、光热100万千瓦电站。送端换流站接入青海750千伏电网，受端换流站接入河南500千伏电网。工程已于2018年11月7日开工建设，计划2020年建成投运，初期送电功率400万千瓦，输送电量206亿千瓦时；2022年满功率送电功率800万千瓦，输送电量419亿千瓦时。
（一）实现能源更大范围优化配置
我国幅员辽阔，东西跨度大，资源分布与经济发展、负荷分布极不均衡，煤炭、太阳能和风能资源主要分布在西部、北部地区，2/3以上的能源需求集中在东中部地区，要实现能源资源在全国范围优化配置，大容量、远距离的电能输送成为我国能源资源和电力发展的必然选择。青海-河南±800千伏特高压直流输电工程的建设将构筑起“西电东送”的“高速路”，实现青豫清洁能源基地电能直供中部地区负荷中心，为实现更大范围内的资源优化配置创造有利条件。
（二）促进青海-河南可持续发展
青海拥有丰富的太阳能、风能以及水能等多种清洁能源，资源条件好、开发潜力大，是我国重要的战略资源储备地。青海-河南输电工程建设将带动青海省新能源全产业链创新发展，加快青海清洁能源开发外送。河南省受资源禀赋影响，能源供应对外依存度逐年提升。根据河南“节能优先、内源优化、外引多元、创新引领”的能源发展方针，引进外省清洁能源入豫，可满足河南省电力需求增长的需要，优化河南省电源结构，有利于实现两省节能减排和低碳绿色发展目标。
二 青豫直流工程对河南相关影响分析
青豫直流工程投运后将对河南电网运行、购电策略和全省生态环境产生重要影响，本文分别就青豫直流工程对河南电网调峰运行、购电方案、碳减排放影响三个方面进行分析。
（一）青豫直流工程对河南电网调峰运行影响分析
1.生产模拟基本原理
在河南省统调负荷8760小时曲线的基础上，减去风、光电站出力曲线，得到统调净负荷曲线。当净负荷大于开机机组（不含抽水蓄能电站，下同）的最大出力时，抽水蓄能电站发电运行；当净负荷大于开机机组的最小出力，且小于开机机组的最大出力时，抽水蓄能电站根据系统备用确定是发电运行还是停机备用；当净负荷小于开机机组的最小出力时，抽水蓄能电站抽水运行。此时，如果考虑抽水蓄能电站抽水后的净负荷仍小于开机机组的最小出力时，系统存在调峰缺口，存在弃风及弃光的风险，通过开展生产模拟，进行逐小时电力电量平衡，可以得到系统全年累计需要的弃风及弃光电量。
2.调峰运行影响分析
根据《青海-河南±800千伏特高压直流输电工程可行性研究》报告，青豫直流工程2020年、2022年送电曲线拟采用两段式送电，为保证受端电网供电，11点至21～22点满功率送电，其他时段低功率运行。
（1）2020年运行曲线：7～8月，11～22点送电功率400万千瓦，10点送电功率300万千瓦，其他时段送电功率100万千瓦。9月至次年6月，11～21点送电功率400万千瓦，10点送电功率300万千瓦，其他时段送电功率100万千瓦（见图1）。
（2）2022年运行曲线：7～8月，11～22点送电功率800万千瓦，10点送电功率550万千瓦，其他时段送电功率300万千瓦。9月至次年6月，11～21点送电功率800万千瓦，10点送电功率475万千瓦，其他时段送电功率150万千瓦（见图2）。
%20%20%20%20%20%20%20%20%20%20%20%20%20%20
图2 2022年青豫直流工程拟运行曲线
针对有、无青豫直流工程进行电网生产模拟分析，2020年青豫直流工程投运与无青豫直流工程对比，河南电网出现调峰容量缺口天数增加41天，2022年增加63天。调峰缺口出现月份分别为1月、2月、3月、4月、5月、11月和12月，出现时段为10～18时。调峰缺口增加的主要原因是在这些月份和时段内，天中直流和青豫直流均为100%送电，而河南电网的电力负荷较低、光伏出力较大引起。
为降低青豫直流工程投运后对河南电网调峰运行的影响，建议对青豫直流工程的送电曲线进行相应调整。为了把青豫直流工程对河南电网的调峰运行影响降到最低，将多年出力曲线按月调整，调整后的日送电曲线保证在一个月内任何时段都不会出现调峰容量缺口。由于3月和11月各有半个月供暖期，3月和11月分为上半月和下半月调整。
2020年、2022年1月、2月、3月、4月、5月、11月、12月调整后的送电曲线如图3、图4所示，出现降功率主要时段在10～18时。
图3 2020年、2022年青豫直流工程春秋季调整后的送电曲线
图4 2020年、2022年青豫直流工程冬季调整后的送电曲线
（二）青豫直流工程对河南省购电方案的影响分析
1.综合考虑购电风险和成本的购电方案研究思路
开展河南省电力市场发展趋势、电力平衡以及多维度购电风险量化分析，依据省内及跨省跨区优先购电计划以及直接交易电量编制原则，制定多场景、多周期、多目标、多风险要素购电模型，通过设定某交易时段下青豫直流工程不同合约比例，对河南省现货市场购电电价波动的风险概率进行分解量化，计算得到青豫直流工程不同合约电量取值和不同置信水平下河南公司的购电总成本变化，通过分析青豫直流工程购电成本的均值和方差的变化趋势，在满足购电成本最小、风险最低的基础上，得到青豫直流工程中长期合约电量占比，进而优化省内年度购电方案以及省内和跨省跨区购电方案。在此基础上，考虑负荷月度不均衡系数，可以得到月度购电策略，研究思路详见图5。
图5 河南购电优化决策研究思路
2.购电方案影响分析
经计算，将2020年青豫直流工程合约电量比例从70%逐步升至96%，随着青豫直流工程合约电量占比的增加，其购电成本的均值在不断缩小，购电成本的方差不断增大，购电风险不断增加。当合约电量占比增加到91%，购电成本均值和方差的变化趋势均趋于变缓（见图6）。因此，2020年青豫直流工程设计输送209亿千瓦时电量中91%的电量（190亿千瓦时）适合中长期合约交易，剩余电量可以在现货市场上进行补充。
图6 2020年购青豫直流工程电量成本均值和方差的变化趋势
将2022年青豫直流工程合约电量比例从70%逐步升高至96%，随着青豫直流合约电量占比的增加，购电成本的均值在不断减小，购电成本的方差不断增大，购电风险不断增加。当合约电量占比增加到93%，购电成本均值和方差的变化趋势均趋于变缓（见图7）。因此，2022年青豫直流工程设计输送419亿千瓦时电量中的93%（392亿千瓦时）电力适合中长期合约交易，剩余电量在现货市场上进行补充。
图7 2022年购青豫直流工程电量成本均值和方差的变化趋势
（三）青豫直流工程对河南省能源规划目标的贡献分析
1.碳减排基本情况
河南省资源禀赋以煤炭为主，贫水、少油、无气，能源生产和消费结构以煤炭为主，在资源和环保约束不断加剧的形势下，传统“高污染、高碳化”的能源结构已经不能满足未来经济持续增长的要求。
目前，碳减排措施主要包括碳税和碳交易两种。由于各地的经济发展状况不同，碳减排的边际成本相差很大，各地征收碳税的时机和规模也不相同，不仅要考虑到经济效率、环境效果，还要考虑到社会效益等问题，征收碳税有一定困难。碳交易是利用市场机制使全社会共同分担节能减排成本的制度，可以通过发放和购买碳排放权控制碳排放总量，倒逼企业减排，用温和的手段实现可持续发展。
国家于2011年批准在北京、天津、上海、重庆、广东、湖北和深圳7个省市进行碳排放权交易试点。根据国家发展和改革委员会发改气候规〔2017〕2191号《全国碳排放权交易市场建设方案（发电行业）》，2017年12月19日全国碳排放权交易体系正式启动。碳交易给不同发电类型的企业带来不同影响。首先，煤电是碳市场的重要参与方，碳配额交易将促进煤电企业低碳转型，推动加快清洁、高效转型步伐。其次，清洁能源具有零配额成本的发电优势，又是碳市场自愿减排量的重要供给者，碳交易将有利于清洁能源电力装机比例的提高。青海-河南±800千伏直流工程将青海清洁能源输送到河南，在解决河南电网电力供应不足的同时，改善河南省内电源结构，增加清洁能源消费占比，减少河南省内碳排放量。
2.可再生能源配额相关要求
为实现国家2020年非化石能源占一次能源消费比重达到15%的目标，依据《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》，2020年河南省可再生能源电力总量配额预期指标为18.5%，非水电可再生能源电力配额预期指标为13.5%（见表1）。
表1 部分省份2018年、2020年可再生能源电力总量配额指标
3.碳减排影响分析
2020年、2022年青豫直流工程输送电量分别为209亿千瓦时和419亿千瓦时，按照每千瓦时排放二氧化碳800克测算[1]，2020年、2022年青豫直流工程输送电量分别可减少全省碳排放量1500万吨、3350万吨，分别可降低火电碳排放7.5%、13.9%，减排效果显著，对降低全省整体碳排放具有积极意义（见表2）。
表2 2020～2022年青豫直流工程投运后对河南省碳排放量影响
根据测算，若无青豫直流工程，2020年河南省可再生能源占比和非水电可再生能源占比分别为15.7%和11.2%，略低于《可再生能源电力配额及考核办法（征求意见稿）》的河南相应指标值。青豫直流工程投运后，2020年河南省可再生能源电力配额达20.6%，非水电可再生能源电力配额达14.5%，可以满足指标要求；2022年青豫直流工程满功率运行，河南省可再生能源电力配额达26.3%，非水电可再生能源电力配额19.1%，均满足指标要求（见表3）。
表3 2020～2022年青豫直流工程投运后河南省可再生能源电力配额占比
三 主要结论
青豫直流工程将青海清洁能源输送到河南，由于送端清洁能源的发电特性与常规煤电存在一定的差异，研究青豫直流工程对河南省电网调峰运行、购电方案、碳排放量、可再生能源配额的影响，提出针对性工作建议，对促进青海能源资源优势转化、缓解河南省能源供需和环保压力、实现双方共赢具有现实意义。
（一）青豫直流工程投运将加大河南电网调峰难度
河南电网在春秋以及冬季腰荷时段，电力负荷下降较快且整体水平较低，该季节属于新能源大发时段，且区外电力白天基本不参与调峰，青豫直流工程投运后将加大河南电网调峰运行难度，会造成腰荷时段比后夜低谷时段调峰更加困难的情况。通过生产模拟计算，青豫直流工程投运后，全省电力调峰缺口主要出现月份为1月、2月、3月、4月、5月、11月和12月，出现时段为10～18时。
（二）青豫直流工程中长期购电协议占比不低于90%
青豫直流工程交易属于网对网的跨省跨区电力交易，考虑到青豫直流工程配套电源出力以及西北外购电的不确定性，给河南购电策略带来的电量及电价波动风险，依据以购电风险最小为目标的购电优化模型，得到2020年青豫直流工程中长期购电量占比91%，即188亿千瓦时；2022满载年中长期购电量占比93%，即392亿千瓦时。考虑到河南地区夏季7月、8月和冬季1月、12月均为用电高峰期，购电成本的影响大于购电风险，建议此段时间青豫直流工程考虑全部签中长期合约。
（三）青豫直流工程对河南省碳减排贡献效果显著
青豫直流工程投运后，2020年、2022年分别可减少碳排放量1500万吨、3350万吨，降低全省碳排放7.5%、13.9%，减排效果显著。2020年、2022年河南省可再生能源电力配额、非水电可再生能源电力配额分别为20.6%、14.5%和26.3%、19.7%，均满足指标要求。
四 工作建议
（一）调整青豫直流工程送电曲线，制定调峰辅助服务补偿机制
建议调整青豫直流工程送电曲线，调整曲线和送电电量与原设计曲线及设计电量相比，送电曲线不应对河南电网调峰运行造成影响，剩余电量会造成河南电网的调峰运行缺口，这部分电量应实行辅助服务补偿机制，通过降低部分电价的方式对河南燃煤机组降出力及启停方式调峰损耗进行补偿，分摊调峰辅助服务相关费用。
（二）优化青豫直流工程月度购电方案，通过合理方式消除偏差电量
河南电网月度购电方案的制定，应在优先考虑包括风电、光伏、水电、非统调、调峰调频、供热等优先发电空间的基础上，统筹考虑区外电力季节性调峰和月度用电量不均衡系数，优化青豫直流工程月度购电策略。对于偏差电量，可以通过预挂牌月平衡、预挂牌日平衡、等比例调整和滚动调整等方式，结算合同偏差，避免青豫直流工程购电策略中存在的电量波动风险。
（三）加快河南省碳减排权交易市场建设步伐，推动全省能源清洁低碳转型
青豫直流工程投运后，不仅对实现全省可再生能源、非水可再生能源电力配额指标发挥重要作用，而且有利于控制和逐渐减少全省碳排放量，建议密切跟踪全国碳排放交易试点的最新进展，提前谋划河南省碳排放交易市场建设的关键问题，稳步推动构建全省碳交易市场建设，充分发挥市场机制对温室气体排放的积极作用，促进全社会加大碳减排力度，推动全省能源清洁低碳转型。