河南省发电碳排放趋势研究

气候变化已经成为人类面临的最严峻的环境问题，“十二五”期间，我国制定了以推动能源生产和消费革命为重点的国家发展战略。电力行业是我国能源结构调整的重要领域，其发展不仅涉及化石能源、非化石能源的高效利用，还对我国应对气候变化目标的实现产生直接影响。随着电力体制改革的推进，国家层面的电力综合资源战略规划（Integrated Resource Strategic Planning，IRSP）将取代传统的综合资源规划，成为研究国家和地区电力发展战略的重要选择。聚焦河南，近年来随着经济快速发展，环境污染问题日益突出，转变电力发展方式成为其调整能源结构的重要突破口。

一 国内外电力碳排放的发展现状

从国际层面看，《京都议定书》的通过、“巴厘岛路线图”的实施以及哥本哈根世界气候大会的顺利召开，增强了世界各国对碳排放问题的重视。2016年11月4日，《巴黎协定》作为继《京都议定书》之后第二份具有国际法律约束力的气候协议，仅用不足1年时间即宣告正式生效，刷新了国际协议最速生效纪录，也使2020年后全球应对气候变化行动有法可依。但与此同时，据2013年政府间气候变化专门委员会（Intergovernmental Panel on Climate Change，IPCC）第五次评估报告，人类影响气候的证据不断增加，如不采取行动，全球变暖将超过4℃，远高于国际社会普遍接受的2℃升温目标。

从国内发展看，2015年全国6000千瓦及以上煤电机组供电标准煤耗315克/千瓦时，相比“十一五”期末下降18克/千瓦时，继续保持世界先进水平，超额完成国家《节能减排“十二五”规划》目标；电网建设、运行和管理水平快速提升，2015年全国线路损失率为6.6%，接近国际先进水平；发电结构及煤电结构优化，电力碳排放强度呈现持续下降趋势，2015年全国每千瓦时煤电发电量二氧化碳排放约为850克，比2005年下降18.9%；每千瓦时发电量二氧化碳排放约627克，比2005年下降26.9%。此外，2014年国家发展改革委、环保部、国家能源局联合印发《煤电节能减排升级与改造行动计划（2014～2020）》，提出全国新建燃煤发电机组平均供电标准煤耗低于300克/千瓦时；到2020年所有现役燃煤发电机组改造后平均供电煤耗低于310克/千瓦时，并进一步要求稳步推进东部地区现役燃煤发电机组实施大气污染物排放浓度基本达到燃机排放限值的环保改造。同时，在确保完成“十二五”碳强度下降目标的基础上，“十三五”还要继续设立强有力的碳排放控制目标，力争实现到2020年，在2005年的基础上，二氧化碳排放的强度下降40%～45%的上限目标。

聚焦河南，2015年全省煤电机组供电标准煤耗315.63克/千瓦时，相比“十一五”期末下降10.6克/千瓦时。为实现《巴黎协定工作方案》制定的“十三五”期间河南碳排放强度下降19.5%的目标，下一步，河南尚需继续推动能源结构优化，加强煤炭安全绿色开发和清洁高效利用，鼓励利用可再生能源、天然气、电力等优质能源替代燃煤使用，有序发展水电和天然气发电，协调推进风电开发，推动太阳能大规模发展和多元化利用，增加清洁低碳电力供应，大幅减少主要污染物排放总量。

二 河南发电碳排放的趋势研究

（一）河南省综合资源战略规划模型构建

面对应对气候变化的巨大压力，转变能源发展方式、调整能源结构、降低煤炭消费比重在我国获得高度重视，电力工业作为主要的煤炭消耗行业，通过大力发展风电、光伏发电等非化石能源，逐步降低了我国对煤炭等化石能源的依赖。风电、光伏发电等非化石能源由于受气候、天气等众多复杂因素影响，出力具有极强的不确定性，相较煤电等常规能源，前者要求系统有非常灵活的调节能力，如果这些非化石电源发展不考虑与有调节能力的电源协调规划，未来可再生能源“窝电”、“限电”现象仍会重演，将严重制约非化石电源的发展以及节能减排工作的开展。针对河南省地域、资源、需求特点，本文构建了河南省6大区域综合资源战略规划模型（HNIRSP）。

我国地域辽阔，资源分布不均衡，太阳能光伏资源主要集中在西北地区，风能资源主要分布在华北、东北、西北和华东沿海地区，而负荷中心却主要集中在东南部沿海和中部地区，且各地区存在较大负荷特性差异，因此，整合优化跨区资源，已成为我国电力系统发展的重要任务之一。截至2015年底，全国形成六大区域电网，其中，华北、华东、华中、东北四个区域电网和南方电网形成基本全覆盖的500千伏网架，西北电网在330千伏网架的基础上已建成750千伏网架。我国特高压电网快速建设对于优化配置资源的作用初步显现，国家电网公司跨省跨区跨国输电工程输电能力超过8600万千瓦，南方电网“西电东送”总输电能力也达到2700万千瓦。未来我国将加强省间、区域间电网的统筹协调，降低各省市的电网冗余建设，跨省、跨区互济，不仅可满足大煤电、大水电和大可再生能源基地电力输送需要，还要保障风、光等不确定性电源的有效利用。综合以上新形势和需要，本文构建了考虑我国6大区域电网跨区输电的综合资源战略规划模型。

两个模型都以整个规划期的社会总投入最小为目标函数，统筹考虑电力供需两侧各环节区内、跨区的制约因素，通过全局优化，得到未来各水平年的各类投资和运行费用、电源装机、电网建设规模、发电量、各种污染物排放量等结果。具体目标函数、约束条件如下。

1.目标函数

目标函数为规划期内总成本f最小（考虑资金的时间价值），包括电源成本C^Gen、EPP成本C^EPP和排放成本C^Emi：

minf=C^Gen+C^EPP+C^Emi　　　　　　（1）

电源成本C^Gen包括规划期内各年投运机组的固定费用和所有机组的运行费用：

C^Gen=C^Gen_cap+C^Gen_run　　　　　　（2）

式（2）中，C^Gen_cap表示各年考虑建设补贴的投运机组固定投资之和；C^Gen_run为各年考虑运行补贴的所有机组运行费用之和。

能效电厂成本C^EPP包括规划期内各年新增EPP的固定费用和所有EPP的运行费用：

C^EPP=C^EPP_cap+C^EPP_run　　　　　　（3）

式（3）中，C^EPP_cap为各年考虑推广补贴的新增EPP固定投资之和；C^EPP_run表示各年考虑运行补贴的所有能效电厂运行费用之和。

排放费用C^Emi包含规划期内各年各类电厂的污染物排放费用：

式（4）中， 、 、 分别表示各年CO₂、SO₂、NO_X的排放费用之和。

2.约束条件

模型涉及电力供需两侧各个环节，包含十余类约束，下面将介绍其中主要的约束条件。

（1）装机规模约束。每年各类电源（包含EPP）的装机规模不超过一定的限度：

P^endGen_r，m，y-1+P^newGen_r，m，y≤P^maxGen_r，m，y　　　　　　（5）

式（5）中，P^endGen_r，m，y-1为第y-1年末区域r中第m类机组的装机容量（考虑机组退役情况）；P^newGen_r，m，y为第y年第m类机组的新增装机容量；P^maxGen_r，m，y表示第y年末第m类机组的最大装机容量限度。

（2）电力约束。考虑各区域电网负荷特性的差异，各区常规电源装机容量（考虑备用容量）、能效电厂等效容量和跨区输入电力之和不小于各区最大负荷需求和跨区输出电力之和：

式（6）中，L^max_r，y为第y年区域r的最高负荷预测值；P^endEGen_r，m，y为第y年末区域r中第m类机组的有效出力；P^endEEPP_r，e，y第y年末区域r中第e类EPP的等效容量；P^Tran_r，rr，y为第y年从区域r输送到区域rr的输电通道容量。

（3）电量约束。常规电源发电量、能效电厂等效发电量和跨区输入电量之和等于负荷需求电量和跨区输出电量之和：

式（7）中，E^maxL_r，y为第y年区域r的最高电量预测值；E^Gen_r，m，y为第y年区域r中第m类机组的发电量；E^EEPP_r，e，y表示第y年区域r中第e类EPP的等效发电量；E^Tran_r，rr，y、E^Tran_rr，r，y分别表示第y年从区域r输出到区域rr的电量和从区域rr输入区域r的电量。

（4）跨区电力、电量约束。跨区输电通道电力、电量要在规划限度的约束下：

P^minTran_r，rr，y≤P^Tran_r，rr，y≤P^maxTran_r，rr，y　　　　　　（8）

E^minTran_r，rr，y≤E^Tran_r，rr，y≤E^maxTran_r，rr，y　　　　　　（9）

式（8）中，P^maxTran_r，rr，y、P^minTran_r，rr，y分别表示第y年从区域r到区域rr跨区输电通道的容量上、下限。E^Tran_r，rr，y为第y年从区域r输送到区域rr的电量；E^maxTran_r，rr，y、E^minTran_r，rr，y分别表示第y年从区域r到区域rr跨区输送电量的上、下限。

（5）调峰约束。

a）区域内常规电源、能效电厂、跨区输电的可调容量之和不小于不确定性电源（主要是风电、光伏发电）的有效出力和系统最大峰谷差；

b）区域低谷负荷在扣除常规电源最小出力和跨区输电最小输送容量之后不小于不确定性电源（主要是风电、光伏发电）的有效出力：

式（10）中，ΔL^maxV_r，y为第y年区域r的最大峰谷差；L^valley_r，y表示第y年区域r最大负荷日最小负荷；P^endEGen_r，w，y为第y年末区域r中不确定性电源w的有效出力；A^endGen_r，m，y、A^endEEPP_r，e，y、A^Tran_rr，r，y分别表示第y年末区域r的常规电源的可调节容量、能效电厂的等效可调节容量和跨区输电的可调节容量；P^lowGen_r，m，y、P^lowTran_rr，r，y分别为第y年末区域r的常规电源的最小出力和跨区输电最小输送容量。

（6）污染物排放约束。每年化石能源发电排放的CO₂、SO₂、NO_X不大于限定值：

式（11）（12）（13）中，E^endGen_r，m，y为第y年末区域r中第m类机组的发电量；I^O_r，m，y、I^S_r，m，y、I^N_r，m，y分别表示第y年区域r中第m类机组的CO₂、SO₂、NO_X排放强度；O^max_r，y、S^max_r，y、N^max_r，y分别为第y年区域r中CO₂、SO₂、NO_X排放限值。

（7）补贴约束。电源补贴（固定成本补贴和运行成本补贴）和EPP补贴不能高于一定限度：

S^Gen_r，y+S^EPP_r，y≤S^max_r，y　　　　　　（14）

式（14）中，S^Gen_r，y为第y年区域r的电源补贴；S^EPP_r，y为第y年区域r的EPP运行成本补贴；S^max_r，y为第y年区域r的补贴上限。

（二）发电碳排放趋势研究

1.电源结构对比

从装机容量来看，由图1可知，预计2016～2030年河南地区化石能源装机容量逐渐增长，增速将逐渐放缓，2016～2020年年均增速为2.8%，2021～2025年略微升至3.0%，2026～2030年降至0.7%。2016～2030年全国的化石能源装机容量仍然保持一定增长，2020年、2025年、2030年全国化石能源装机容量将分别达到1120吉瓦、1278吉瓦、1553吉瓦，2016～2020年保持年均2.5%的增长率，2021～2025年年均增速略微提高至2.7%，2026～2030年年均增速将提高至4.0%。华中地区化石能源的装机容量在2016～2020年较为稳定，基本保持在150吉瓦左右，2021～2025年开始逐年增长，年均增长率为4.1%，2026～2030年年均增速降低至2.7%。

图1 全国及华中地区、河南化石能源装机容量与非化石能源装机占比变化

从电源结构占比来看，河南地区非化石能源装机占比相对于全国平均水平以及华中地区平均水平来说，整体较低。预计在2016～2030年河南地区非化石能源装机容量将保持较快增长，2020年、2025年、2030年非化石能源占比将分别达到25.6%、32.9%、47.7%。2016～2030年全国非化石能源装机占比将保持稳定增长，2020、2025、2030年将分别达到50.3%、52.7%、56.2%。华中地区非化石能源装机占比在2022年达到顶峰，约为63.9%；2022年后非化石能源装机占比逐年下降，在2025年前后将降至60.8%；2025～2030年非化石能源装机占比逐年增长，在2030年达到62.5%。

2.分技术发电量对比

从发电量来看，如图2所示，2016～2030年全国及华中地区、河南的化石能源发电量均经历了“逐步增长，2026年达到峰值，然后逐步放缓”的过程，其化石能源发电量峰值分别约为45030亿千瓦时和7560亿千瓦时、3910亿千瓦时。从水电、核电、风电、太阳能、生物质等非化石能源发电量来看，2016～2030年全国及华中地区、河南均将保持较快增长。

图2 全国及华中地区、河南分技术发电量

从分技术发电量比例来看，河南地区未来仍以化石能源发电为主，预计2016～2030年非化石能源发电的比例将有一定程度增加，但是所占比例仍然低于化石能源发电。未来全国水电、核电、风电、太阳能、生物质等非化石能源发电量的比例将逐渐升高，将在很大程度上减少化石能源的消耗，有利于缓解环境污染问题。华中地区由于资源禀赋特点，以煤电和水电为主，非化石能源发电的比例较小。

3.排放情况对比

从发电二氧化碳排放变化情况看，到2030年，全国及华中地区、河南的发电二氧化碳排放量呈现先增长后降低的趋势。河南地区的发电二氧化碳排放峰值在2026年左右达到，峰值为29400万吨；全国范围的发电二氧化碳排放峰值在2024年左右达到，峰值为344200万吨；而华中地区的发电二氧化碳排放峰值在2026年左右达到，峰值为57500万吨（见图3）。

图3 2016～2030年全国及华中地区、河南发电二氧化碳排放变化情况

对比全国及华中地区、河南装机结构变化和分技术发电发展变化情况的分析可知，由于河南省化石能源装机容量呈现持续增长趋势，煤电仍占据较强的主导地位，且非化石能源发电占比较小，因此，河南省发电二氧化碳排放有别于全国及华中地区，呈不断增加的趋势。

三 结论建议

（一）主要结论

绿色、低碳、清洁化成为新时期电力行业发展的重要特征。研究表明，由于受地理位置和资源禀赋影响，河南未来很长一段时间仍将以化石能源发电为主，化石能源发电占比将持续保持50%以上；未来河南非化石能源发电将继续保持快速增长，其电力、电量占比均将不断提升，其中风电和太阳能发电呈现爆发式增长。

2026年河南省化石能源发电二氧化碳排放将达峰值，与全国将在2024年和华中地区将在2026年左右达到峰值的趋势基本相同。河南电力工业应对气候变化的任务十分艰巨，建议在相关政策、机制建设等方面进一步推进。

（二）主要建议

1.促进非化石能源的消纳，推进市场机制

提高可再生能源发电就近消纳能力，充分发挥市场机制在消纳存量可再生能源中的关键作用，鼓励可再生能源参与电力直接交易，推进可再生能源与煤电发电权交易置换，以及可再生能源替代燃煤自备电厂发电，促进可再生能源就近消纳。加快建立辅助服务市场，提高系统综合调峰能力，建立健全发电企业调峰、调频、备用等辅助服务考核机制和补偿机制；加快建设抽水蓄能等各类调峰电源，鼓励各方投资建设服务新能源消纳的调峰机组。加强政府监管，加大政策执行力度，提高国家各项清洁能源发展政策措施的统一性和连续性，稳妥处理好电力行业当期投资与长远发展之间的关系，为清洁能源的健康有序发展提供健康的政策环境。

2.加强需求侧管理，促进节能减排

强化电力需求侧管理的政策激励，建立健全相关的财政、税收、投融资政策，鼓励开发、推广和使用节能新技术、新产品。充分考虑电力需求侧管理成本，通过收取专项基金等方式解决资金来源问题。加快制定和完善主要耗电行业、耗电产品的准入标准、节能设计规范，严把能效关。推行合同能源管理和节能投资担保制度，建立健全节能效益分享机制；鼓励和支持一些地区建立电力需求侧管理平台，强化用电负荷管理，推动这些地区科学用电和节约用电；完善法律法规，加快制定电力需求侧管理的专门法规，明确各相关主体的权利、义务和责任，为实施电力需求侧管理创造良好的法律环境；推动全民参与，电力需求侧管理是一个系统工程，涉及各行各业、千家万户，需要社会各界共同关注、积极参与。要继续加大宣传力度，强化专业培训，坚持“谁参与、谁获利”，营造全社会共同参与的良好氛围。

3.建立低碳经济下电网规划和运行机制

结合地区资源禀赋，坚持各类能源资源的统一规划，协调发展，开展中长期规划，远近结合，滚动优化；建立竞争性电力市场，必须加快推进电力市场机制和电力运行调度方式改革，取消发电量计划管理制度，形成由市场供需和边际成本决定市场价格的机制，通过竞争方式安排各类机组的发电次序，精细优化确定运行计划、备用容量安排，建立适应我国低碳能源发展的新型调度机制和管理办法。