在“双碳”目标引领能源系统绿色转型的背景下，高压直流工程作为西电东送、跨区域清洁能源互联的核心通道，承载着将西部清洁能源输送到东部负荷中心的重要使命，通过科学严谨的碳足迹核算，客观评估特高压工程在国家能源绿色低碳转型中的实际贡献，是衡量我国电网低碳发展水平的关键环节。然而，当前该领域仍面临核算边界模糊、数据支撑薄弱、方法学适配不足等挑战。构建科学、可落地的高压直流工程碳足迹核算体系，既是落实国家政策的刚性要求，也是我国电网企业实现绿色低碳发展的内在需要。

一、研究背景与意义

高压直流工程是跨区域清洁能源输送的“主动脉”，其碳足迹涉及规划、制造、施工、运维、退役等全生命周期环节。推动其碳足迹核算体系建设，具有三个方面的重要意义：

一是响应国家“双碳”政策的刚性要求，筑牢行业标准根基。近年来，国家层面已形成碳足迹核算的政策闭环，统一了基础核算框架，进一步要求电网企业打通“绿电消费-碳足迹核算-减排认证”链条。作为能源领域的关键基础设施，高压直流工程的碳足迹核算尚未形成行业专属标准，现有实践多参照ISO14067通用产品碳足迹标准，导致核算结果缺乏可比性、权威性。构建适配高压直流工程的核算体系，既能率先落实国家政策要求，更能为输变电行业提供可复制、可推广的核算范式，填补行业标准空白。

二是适配全国能源转型的现实需求，推动清洁能源高效利用。我国约70%的清洁能源资源集中在西部省份，而主要能源消费区域位于中东部，资源分布与用电负荷呈现显著的“逆向分布”格局。高压直流工程作为“西电东送”的核心通道，其碳足迹核算直接关系到清洁能源减排效益的精准量化。通过碳足迹核算，可精准识别关键减排环节，推动输电通道与新能源基地的低碳协同，为国家及区域能源结构优化提供数据支撑。

三是提升电网企业绿色竞争力，顺应ESG发展趋势。随着ESG（环境、社会、治理）理念的普及，碳足迹数据已成为资本市场、监管机构评价企业低碳水平的核心指标。2023年中国证监会发布的《上市公司投资者关系管理工作指引》明确要求相关企业披露碳足迹、减排目标等环境信息、欧盟碳边境调节机制（CBAM）更是将电力行业纳入首批管控范围，未来我国电网企业参与国际能源合作时，碳足迹数据将成为有效“通行证”。建立高压直流工程碳足迹核算体系，有助于电网企业优化供应链管理、科学设定减排目标，进一步提升绿色发展公信力，在ESG评级中保持领先地位。

二、现状与挑战

当前，高压直流工程碳足迹核算仍处于探索阶段，面临一下挑战：

一是核算边界不统一，缺乏行业标准。目前国内尚未针对高压直流输变电工程出台专项碳足迹核算标准，实践中多参考《GB/T 29773-2013 工业企业温室气体排放核算和报告通则》或国际ISO 14067标准，但存在“边界裁剪”差异。例如，部分核算仅覆盖设备制造与运行阶段，忽略施工期建材运输、退役期设备处置等环节，导致不同工程的碳足迹数据缺乏可比性，无法形成统一的减排基准。

二是全生命周期数据获取困难，数据质量与时效性不足。高压直流工程产业链长，涉及换流阀、换流变压器、铁塔、电缆等数十类设备，其碳排放数据依赖上游供应商提供。但当前供应链企业的数据管理能力参差不齐，部分企业未建立碳排放统计机制，存在数据缺失、口径不一致等问题；同时，施工阶段的燃油等临时能耗、运行阶段的线路损耗碳排放等动态数据，也缺乏实时监测手段，导致核算结果准确性受限。

三是方法学适配性不足，难以反映直流工程技术特性。现有碳足迹核算方法多基于常规交流输变电工程开发，未充分考虑高压直流工程的技术特殊性。换流阀、换流站的核心设备制造工艺更复杂、能耗更高，但其专属碳排放系数尚未建立；现有方法学对跨省区、长距离直流输电（不同省域碳足迹因子不一致、不同距离线路损耗），直流运行模式（孤岛与联网模式碳足迹溯源不同、大地与金属回线方式线路损耗不同）等特殊环节的碳排放计算模型适配性差，易造成核算结果偏差。

三、应对策略与建议

为系统推进高压直流工程碳足迹核算工作，建议从“边界规范、数据支撑、方法创新、应用深化”四个维度协同发力，构建科学、规范、可落地的核算体系，确保碳足迹数据“算得准、用得上”。

（一）明确全生命周期核算边界，制定行业专属规范

以国际标准ISO14067为基础，结合高压直流工程技术特性，制定核算边界规范，明确覆盖“规划设计—设备制造—施工建设—运行维护—退役处置”五个阶段的核算边界。

一是在规划设计阶段纳入选址的生态碳汇影响（如避开森林区域减少的碳汇损失）、工程方案优化的碳排放差异（换流阀外部风冷替换水冷）。二是在设备制造阶段重点覆盖换流阀、换流变压器等核心设备从原材料开采到设备出厂的全产业链碳足迹数据，在采购阶段就明确要求供应商提供生命周期评价LCA报告。三是在施工建设阶段纳入工程机械能耗、临时输电线路建设、大件运输的碳排放，以及施工人员生活用电的间接碳排放。四是在运行维护阶段重点核算换流站冷却系统、无功补偿设备等能耗、输电线路损耗、运维车辆燃油消耗；同时考虑不同直流工程送端电源结构的不同，分别单独核算。五是在退役处置阶段纳入设备拆解能耗、金属回收的碳排放、六氟化硫气体回收等。

（二）搭建高质量数据管理体系，提升数据精度与时效性

数据是碳足迹核算的核心基础，需从“采集、管控、应用”三个环节构建数据管理体系：

一是制定专项数据采集规范，明确供应链企业的数据报送责任，将碳足迹数据纳入供应商准入标准，并建立“数据报送-审核-考核”机制，对数据报送完整、准确的供应商给予招标加分，对数据缺失、虚假的供应商实施约谈或淘汰。

二是构建实时监测网络，依托直流工程现有控制保护系统、电力调度自动化系统、数字化基建系统，视情况加装物联网传感器、电碳耦合计量装置，动态采集施工阶段的工程机械能耗、运行阶段的换流站负荷与线路损耗数据，数据更新频率提升至小时级，解决数据滞后问题。

三是建立分时分区电力碳排放因子库，结合全国各区域的能源结构差异，构建分区域、分省份、分直流工程、分时段的电碳因子库，避免采用全国平均因子导致的核算偏差。

（三）研发专用核算方法学，填补行业技术空白

“产学研用”联合攻关，依托现有国家重点研发计划、国家重大专项碳足迹相关专题研究，利用好电碳联合相关平台资源，重点突破三大技术瓶颈：

一是建立核心设备专属碳排放模型，针对换流阀、换流变压器、平波电抗器等核心设备，开展全生命周期评价，量化原材料开采、零部件制造、设备组装等环节的碳排放，形成专属碳排放因子。

二是开发特殊环节计算模型，识别高压直流输电工程特殊环节碳排放量，针对跨区域施工，量化不同施工场景的碳排放差异，建立“施工难度-碳排放”关联模型；针对超长距离输电，实时修正运行阶段的碳排放数据，构建“海拔-温度-线路损耗”动态计算模型。

三是明确数据缺失替代方案，参照IPCC《国家温室气体清单指南》，制定数据缺失时的合规替代方案，定期更新发布替代清单，明确供应商无法提供核心部件数据时，部件可采用的行业平均LCA数据，并在核算报告中注明替代依据，确保核算结果的合规性。

（四）深化核算结果应用，实现“核算-管控-减排”闭环

碳足迹核算的最终目的是推动减排，需将核算结果嵌入工程全生命周期管理，实现“以算促管、以管促减”：

一是将碳足迹数据作为工程方案比选的核心指标，优先选择碳足迹较低的方案，同时结合区域新能源基地规划，优化直流工程的输电容量，确保清洁能源消纳与碳排放控制协同。

二是将碳足迹权重纳入设备招标评分体系，设置权重比例，引导供应链向低碳化转型。

三是建立碳排放预警机制，设定各标段的碳排放阈值，当某标段碳排放超过计划时，启动新能源施工机械、植树造林增加碳汇等优化措施；同时，推广清洁能源微电网施工电源等低碳施工工艺。

四是动态优化运维策略，依托电力调度，基于分时分区因子调整运行时段，优化跨区清洁能源输送时序，从而达到全网层面的碳排放总量降低。

五是将碳足迹核算结果与企业减排目标挂钩，纳入部门业绩考核，每年度发布工程碳足迹报告，接受内部监督与第三方核查，形成管理闭环。