（2）2022年運行曲線：7～8月，11～22點送電功率800萬千瓦，10點送電功率550萬千瓦，其他時段送電功率300萬千瓦。9月至次年6月，11～21點送電功率800萬千瓦，10點送電功率475萬千瓦，其他時段送電功率150萬千瓦（見圖2）。

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圖2 2022年青豫直流工程擬運行曲線

針對有、無青豫直流工程進行電網(wǎng)生產(chǎn)模擬分析，2020年青豫直流工程投運與無青豫直流工程對比，河南電網(wǎng)出現(xiàn)調(diào)峰容量缺口天數(shù)增加41天，2022年增加63天。調(diào)峰缺口出現(xiàn)月份分別為1月、2月、3月、4月、5月、11月和12月，出現(xiàn)時段為10～18時。調(diào)峰缺口增加的主要原因是在這些月份和時段內(nèi)，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(diào)峰運行的影響，建議對青豫直流工程的送電曲線進行相應(yīng)調(diào)整。為了把青豫直流工程對河南電網(wǎng)的調(diào)峰運行影響降到最低，將多年出力曲線按月調(diào)整，調(diào)整后的日送電曲線保證在一個月內(nèi)任何時段都不會出現(xiàn)調(diào)峰容量缺口。由于3月和11月各有半個月供暖期，3月和11月分為上半月和下半月調(diào)整。

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

圖3 2020年、2022年青豫直流工程春秋季調(diào)整后的送電曲線

圖4 2020年、2022年青豫直流工程冬季調(diào)整后的送電曲線

（二）青豫直流工程對河南省購電方案的影響分析

1.綜合考慮購電風險和成本的購電方案研究思路

開展河南省電力市場發(fā)展趨勢、電力平衡以及多維度購電風險量化分析，依據(jù)省內(nèi)及跨省跨區(qū)優(yōu)先購電計劃以及直接交易電量編制原則，制定多場景、多周期、多目標、多風險要素購電模型，通過設(shè)定某交易時段下青豫直流工程不同合約比例，對河南省現(xiàn)貨市場購電電價波動的風險概率進行分解量化，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，在滿足購電成本最小、風險最低的基礎(chǔ)上，得到青豫直流工程中長期合約電量占比，進而優(yōu)化省內(nèi)年度購電方案以及省內(nèi)和跨省跨區(qū)購電方案。在此基礎(chǔ)上，考慮負荷月度不均衡系數(shù)，可以得到月度購電策略，研究思路詳見圖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（見圖6）。因此，2020年青豫直流工程設(shè)計輸送209億千瓦時電量中91%的電量（190億千瓦時）適合中長期合約交易，剩余電量可以在現(xiàn)貨市場上進行補充。

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（見圖7）。因此，2022年青豫直流工程設(shè)計輸送419億千瓦時電量中的93%（392億千瓦時）電力適合中長期合約交易，剩余電量在現(xiàn)貨市場上進行補充。

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(guī)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、無氣，能源生產(chǎn)和消費結(jié)構(gòu)以煤炭為主，在資源和環(huán)保約束不斷加劇的形勢下，傳統(tǒng)“高污染、高碳化”的能源結(jié)構(gòu)已經(jīng)不能滿足未來經(jīng)濟持續(xù)增長的要求。

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，各地征收碳稅的時機和規(guī)模也不相同，不僅要考慮到經(jīng)濟效率、環(huán)境效果，還要考慮到社會效益等問題，征收碳稅有一定困難。碳交易是利用市場機制使全社會共同分擔節(jié)能減排成本的制度，可以通過發(fā)放和購買碳排放權(quán)控制碳排放總量，倒逼企業(yè)減排，用溫和的手段實現(xiàn)可持續(xù)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個省市進行碳排放權(quán)交易試點。根據(jù)國家發(fā)展和改革委員會發(fā)改氣候規(guī)〔2017〕2191號《全國碳排放權(quán)交易市場建設(shè)方案（發(fā)電行業(yè)）》，2017年12月19日全國碳排放權(quán)交易體系正式啟動。碳交易給不同發(fā)電類型的企業(yè)帶來不同影響。首先，煤電是碳市場的重要參與方，碳配額交易將促進煤電企業(yè)低碳轉(zhuǎn)型，推動加快清潔、高效轉(zhuǎn)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(yīng)不足的同時，改善河南省內(nèi)電源結(jié)構(gòu)，增加清潔能源消費占比，減少河南省內(nèi)碳排放量。

2.可再生能源配額相關(guān)要求

為實現(xiàn)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(jù)《可再生能源電力配額及考核辦法（征求意見稿）》，2020年河南省可再生能源電力總量配額預(yù)期指標為18.5%，非水電可再生能源電力配額預(yù)期指標為13.5%（見表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209億千瓦時和419億千瓦時，按照每千瓦時排放二氧化碳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1500萬噸、3350萬噸，分別可降低火電碳排放7.5%、13.9%，減排效果顯著，對降低全省整體碳排放具有積極意義（見表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(jù)測算，若無青豫直流工程，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（征求意見稿）》的河南相應(yīng)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%，可以滿足指標要求；2022年青豫直流工程滿功率運行，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%，均滿足指標要求（見表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(jié)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(guī)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(diào)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，對促進青海能源資源優(yōu)勢轉(zhuǎn)化、緩解河南省能源供需和環(huán)保壓力、實現(xiàn)雙方共贏具有現(xiàn)實意義。

（一）青豫直流工程投運將加大河南電網(wǎng)調(diào)峰難度

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

（二）青豫直流工程中長期購電協(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(qū)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的電量及電價波動風險，依據(jù)以購電風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期購電量占比91%，即188億千瓦時；2022滿載年中長期購電量占比93%，即392億千瓦時?？紤]到河南地區(qū)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險，建議此段時間青豫直流工程考慮全部簽中長期合約。

（三）青豫直流工程對河南省碳減排貢獻效果顯著

青豫直流工程投運后，2020年、2022年分別可減少碳排放量1500萬噸、3350萬噸，降低全省碳排放7.5%、13.9%，減排效果顯著。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%，均滿足指標要求。

四 工作建議

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

建議調(diào)整青豫直流工程送電曲線，調(diào)整曲線和送電電量與原設(shè)計曲線及設(shè)計電量相比，送電曲線不應(yīng)對河南電網(wǎng)調(diào)峰運行造成影響，剩余電量會造成河南電網(wǎng)的調(diào)峰運行缺口，這部分電量應(yīng)實行輔助服務(wù)補償機制，通過降低部分電價的方式對河南燃煤機組降出力及啟停方式調(diào)峰損耗進行補償，分攤調(diào)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(yīng)在優(yōu)先考慮包括風電、光伏、水電、非統(tǒng)調(diào)、調(diào)峰調(diào)頻、供熱等優(yōu)先發(fā)電空間的基礎(chǔ)上，統(tǒng)籌考慮區(qū)外電力季節(jié)性調(diào)峰和月度用電量不均衡系數(shù)，優(yōu)化青豫直流工程月度購電策略。對于偏差電量，可以通過預(yù)掛牌月平衡、預(yù)掛牌日平衡、等比例調(diào)整和滾動調(diào)整等方式，結(jié)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風險。

（三）加快河南省碳減排權(quán)交易市場建設(shè)步伐，推動全省能源清潔低碳轉(zhuǎn)型

青豫直流工程投運后，不僅對實現(xiàn)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的最新進展，提前謀劃河南省碳排放交易市場建設(shè)的關(guān)鍵問題，穩(wěn)步推動構(gòu)建全省碳交易市場建設(shè)，充分發(fā)揮市場機制對溫室氣體排放的積極作用，促進全社會加大碳減排力度，推動全省能源清潔低碳轉(zhuǎn)型。