电碳耦合市场环境下电力系统运行模拟方法_赵宏兴.pdf

第 44 卷第 7 期2023 年 7 月电力建设Electric Power ConstructionVol.44No.7Jul 2023http:/www cepc com cn基金项目:国家自然科学基金项目(52277092);国家能源集团科技项目“碳市场和电力市场相互作用推演模型技术开发”(ST930022016N)电碳耦合市场环境下电力系统运行模拟方法赵宏兴1，肖建平1，乔中鹏1，冯田丰1，刘潇2，郭树森2，王剑晓3(1 国家能源集团共享服务中心有限公司，北京市 100011;2 北京低碳清洁能源研究院，北京市 102211;3 北京大学大数据分析与应用技术国家工程实验室，北京市 100871)摘要:我国碳市场已进入第二履约周期运行，碳市场为火电企业增加碳排放成本项，以市场手段推进电力行业碳减排。文章构建了以火电系统成本优化为目标的电力系统模型，可以模拟碳市场的经济影响，是分析碳市场对系统运行影响的有效工具。采用自下而上编制的全国厂级火电碳清单，考虑全国各省尽量满足风光水核可发电量消纳的源网荷运行平衡，构建计及碳市场成本的全国电力系统模拟模型。模型可模拟得到当前碳配额规则下火电厂碳市场成本的区域分布，可模拟当前碳市场导致系统碳减排的效果。结果表明，当前碳市场强度配额机制可有效鼓励低煤耗火电机组多发，以经济手段推动火电机组组合优化，有效降低系统碳排放强度，促进全国电力系统碳减排。关键词:碳市场模型;火电碳清单;电力碳减排;全国电力系统模型Study on Power System Operation Simulation Method inElectric-Carbon Coupling Market EnvironmentZHAO Hongxing1，XIAO Jianping1，QIAO Zhongpeng1，FENG Tianfeng1，LIU Xiao2，GUO Shusen2，WANG Jianxiao3(1 National Energy Group Shared Service Center Co，Ltd，Beijing 100011，China;2 National Institute of Clean-and-Low-Carbon Energy，Beijing 102211，China;3 National Engineering Laboratory for Big Data Analysis and Applications，Peking University，Beijing 100871，China)ABSTACT:ecently，China s carbon market entered its second compliance cycle The carbon market increases thecarbon emission costs of thermal power enterprises to reduce carbon emissions in the power sector A power system modelaimed at optimizing system costs in the power sector is an effective means of simulating the economic impact of the carbonmarket In this study，a national plant-level carbon inventory compiled from bottom up is adopted to develop a model of thenational power system with carbon market costs，considering the power grid operation balance of all provinces in China underthe condition of satisfying new energy consumption The model can simulate both the regional distribution of carbon marketcosts of thermal power plants under the current carbon allowance allocation rules and the effect of the current carbon market，reducing carbon emissions in the system The results show that the benchmark-based allowance allocation mechanism caneffectively encourage low-carbon units to effectively generate more electricity，promote optimize the thermal power unitcombination using economic means，reduce the emission intensity of the thermal power sector，and promote carbon emissionreduction of the national power systemThis work is supported by National Natural Science Foundation of China(No 52277092)and the Science andTechnology Project of CHN Energy(No ST930022016N)KEYWODS:carbon market model;carbon inventory of thermal power;decarbonization of power sector;national powersystem model中图分类号:TM715文献标志码:A文章编号:1000 7229(2023)07 0050 07DOI:10.12204/j issn.1000 7229.2023.07.006第 7 期赵宏兴，等:电碳耦合市场环境下电力系统运行模拟方法http:/www cepc com cn0引言中国于 2013 年在北京、上海等 7 个省市正式启动碳交易试点，并于 2021 年 7 月正式启动全国碳市场运行。2020 年年底生态环境部印发了发电行业免费碳配额分配与设定方案，确立了基准线法的发电行业免费碳配额核算标准。碳市场以市场机制为手段，优化碳减排任务在电力企业间的分配，推动电力系统以尽可能低的成本达到碳减排目标，并使碳减排的经济代价在市场参与方中实现合理分担，是推动碳减排的核心市场手段1-7。碳市场模型可以模拟碳市场运行，量化分析碳市场经济影响，是市场参与者制定科学策略的有效工具。其中用能源系统模型作为基础工具，通过定义碳市场成本，从而开发碳市场运行模拟模型是主流技术手段8-11。可计算一般均衡(computable general equilibrium，CGE)模型可以对宏观经济政策进行评估，该模型描述的是经济体的市场均衡，可以模拟经济与能源 2 个系统之间的相互作用和影响。文献 12 基于 CGE 模型设置了差异化的政策情景，模拟了不同机制下碳市场对宏观经济的影响。文献 13 构建的中国 全球能源模型(China-in-global energy model，C-GEM)可以模拟能源与气候政策对于经济、产业、贸易、能源以及二氧化碳排放的影响。CGE 模型分析评估碳市场的宏观经济影响，却无法对碳市场背景下电力行业的转型模式和脱碳路径进行细致的量化模拟，无法详细刻画碳市场中中国电力系统的区域特征。区域电力系统模型可以模拟系统运行的成本结构，为模拟碳市场运行中的经济平衡提供了理想的平台14-25。美国能源部构建的区域电力系统模型(regional energy deployment system，eEDS)16，考虑了电力系统与储能的耦合、电网可达性和成本、可再生能源的区域性、季节性和波动性，可分析不同减排政策下的电力投资发展路径。文献 17 构建的中国西北区域电力系统模型考虑了机组灵活性约束、不同类型碳政策(碳税、总量控制与交易)、可再生能源组合，通过全年逐小时的电力系统运行模拟来优化各类能源调度，进而优化电源投资决策。文献 18构建的综合投资规划模型，可对全国省级电力系统运行进行全年逐小时的模拟，针对未来年份不同可再生能源渗透率情景下提供国家层面的最优电力建设投资决策。文献 19 构建的 SWITCH-China 模型是全国规模的长期电力系统规划模型，分析了碳排放总量控制的政策情景对国家长期电力系统投资决策的影响，但并未采纳省级精细度的电量需求与新能源供给。除服务于电力技术投资决策外，电力系统运行模拟可为碳政策设计提供理论支撑。北欧跨国电力系统 Balmorel 模型20，研究波罗的海区域电力行业未来政策情景下的系统调度问题，包括碳税政策对能源结构的影响。文献 21 构建了中国东北区域火电机组组合模型，可分析政策设计对系统的影响，其中重点考虑了中国电力市场中由计划型电量引起的火电运行约束。文献 22 构建的中国电力行业跨期路径优化模型考虑了碳税政策，可对情景年份的碳排放量、能源需求结构与预期成本等进行模拟。文献 23-24提出的可再生电力规划与运行模型(Chinarenewable electricity planning and operation model，EPO)对中国碳市场的模拟功能较全面，该模型选择一年中有代表性的 72 h 来模拟全国电力系统省级源网荷年度运行，对不同免费碳配额水平和市场运行机制可能导致的电力系统技术发展和整体碳减排进行了模拟分析。文献 25 提出了计及碳排放成本的源网荷储模型方法，与 EPO 模型相比考虑了储能系统，可模拟更加复杂的电力系统结构。综上来看，当前已有大量电力系统运行模拟研究，但对于我国当前碳市场的模拟，有些以排放总量控制设置碳配额规则，有些对强度配额的基准参数采用了大量假设，模拟结果可靠性仍需提升。本文利用自下而上编制的火电碳清单为依据，计算火电逐厂免费碳配额系数，并构建全国省级源网荷电力系统模型26，该模型能够反映中国电力系统结构特征和省级差异，可用于模拟中国碳市场推动电力系统结构转型的方式、碳市场情景下火电的行为模式以及碳市场对电力行业的经济影响。1中国厂级火电碳清单开发本文以 2017 年电力工业统计汇编27 和2020年电力工业统计汇编28 为基础，参考纳入 20192020 年全国碳排放权交易配额管理的重点排放单位名单29 进行筛选合并，自下而上地编制了全国火电厂级碳清单(2020 年)，清单包含全国 2 225 家火电厂的容量、煤耗和经当前碳配额分配方案规则修正30 的碳配额系数等信息。清单按照燃气机组、非常规燃煤机组、400 MW以下常规燃煤机组、400 MW 及以上常规燃煤机组初步分类，且在常规燃煤机组中按压力等级辨识了小机组(压力不足亚临界)、亚临界机组(400 MW 以下)、超临界机组(400 MW 及以上)和超超临界机组，并区分了热电联产机组和纯凝机组。清单依据201915电 力 建 设第 44 卷http:/www cepc com cn2020 年全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案(发电行业)30 对2020 年逐厂免费碳配额进行计算，包含了逐厂免费碳配额量、碳排放量、装机容量、煤耗等数据。此外，本清单参考2020 年电力工业统计汇编28 纳入了分省市社会用电量数据。2中国电力系统碳市场成本模拟模型2.1模型架构为全面高效地模拟全国范围电力系统运行，本文构建了两段式系统优化模型，采用直流潮流模型处理全国跨省网络计算，模型框架如图 1 所示。第一段模拟为全国火电发电成本趋优目标下跨省调度方案，求解得到省间电网联络线的传输电量。以省间电量交互结果作为输入，第二段模拟各省省内成本趋优目标下的火电机组组合方案。两段式的模型结构可以高效并行地求解全国范围火电机组组合优化问题。图 1电力系统模型框架Fig.1Framework of power system model第一段省间模拟为全年完整 8 760 h 逐小时求解;为提升求解速度，第二段省内模拟选取四季中的典型周作为优化时段，以 28 天模拟结果推算全年。典型周的选择兼顾电力系统运行的常态与极端情况，既考虑四季中电力系统的常规变化，也考虑系统四季内负荷最大、新能源小时穿透率最大和小时穿透率最小的情况。2.2目标函数与约束条件1)第一段以各省为节点建立省间电网拓扑，以各省的火电发电量为决策变量，建立电量供需平衡约束、各类能源出力约束、省间传输电量约束、免费碳配额可交易量约束，对全国电力系统进行全年逐小时的优化求解。省间模型的目标函数为最小化全国电力系统火电发电成本。火电发电成本由燃料成本和碳市场成本构成，其中碳市场成本定义为火电碳排放与免费碳配额的差值导致的潜在成本。目标函数表示为:minti PGi，tCGifueli+PGi，t(EGi TGi)carbon(1)式中:t 为全年逐小时时段，h;i 为省序号;PGi，t为 i 省火电发电量，MW h;CGi为 i 省火电发电燃料消耗系数，g/(kW h);fueli为 i 省燃料(包括煤和天然气)价格，元/t;EGi为 i 省碳排放系数，t/(MWh);TGi为 i省免费碳配额系数，t/(MW h);carbon为市场中碳交易价格，需要作为输入条件自定义，元/t。电量供需平衡约束保证全国电网拓扑中省节点的电量供需实时平衡，即各省全部类型能源发电量加上电网输入电量等于该省需求电量与通过电网送出的电量之和，表示为:PGi，t+PWi，t+PSi，t+PNi，t+PHi，tS(k)=i，klPTk，t+E(k)=i，klPTk，t=PDi，t(2)式中:PWi，t、PSi，t、PNi，t、PHi，t分别为 i 省的风电、光伏、核电、水电的发电量，MW h;PDi，t为 i 省用电量需求，MW h;PTk，t为电网传输电量，MWh;k 为电网传输线路编号;l为与 i 省节点相连的传输线集合;S(k)=i表示始端节点为 i 省节点的传输线;E(k)=i 表示终端节点为 i 省节点的传输线。各类能源出力约束确保各类能源每小时发电量均不超过其装机最大可发电量，表示为:0 PGi，t PG，maxi，t0 PWi，t PW，maxi，t0 PSi，t PS，maxi，t0 PHi，t PH，maxi，tPNi，t=PN，maxi，t(3)式中:PG，maxi，t、PW，maxi，t、PS，maxi，t、PH，maxi，t、PN，maxi，t分别为 i省的火电、风电、光伏、水电、核电的每小时最大可发电量，MW h。省间传输电量约束确保电网中两省之间电量传输不超过线路所能负载的最大电量，表示为:25第 7 期赵宏兴，等:电碳耦合市场环境下电力系统运行模拟方法http:/www cepc com cnPTk，t PT，maxk(4)式中:PT，maxk表示编号为 k 的线路的最大可传输电量，MW h。出于保证碳配额买卖符合市场实际的目的设置碳市场约束，该约束定义全国总排放量低于碳配额量，并定义全国碳市场碳配额买卖平衡量不超过本文对 2020 年全国实际免费碳配额平衡量的测算结果，表示为:0 tiPGi，t(TGi EGi)SG(5)式中:SG为全国免费碳配额平衡量，t。根据本文对全国免费碳配额平衡的测算，2020 年全国免费碳配额盈余约 1.45 亿 t。2)第二段以省内的每台可调用机组的启停状态与发电量作为决策变量，建立电量供需平衡约束、各类能源出力约束、机组免费碳配额可交易量约束、机组启停约束以及启停时间约束，对各省内的火电机组出力组合进行模拟。省内的机组组合计算相比省间模型对火电机组各项发电成本做了进一步细化，除了燃料成本和碳市场成本外，还考虑了机组启停成本和松弛变量引起成本。省内计算目标函数为最小化全省火电机组总发电成本，表示为:mintj PCGj，tCCGjfueli+PCGj，t(ECGjTCGj)carbon+j，tCUj+j，tCDj+VGPVGt(6)式中:j 为省内火电机组序号;PCGj，t为火电机组出力，MW h;CCGj为火电机组发电燃料消耗系数，g/(kWh);ECGj为火电机组碳排放量系数，t/(MWh);TCGj为火电机组免费碳配额系数，t/(MWh);j，t、j，t分别为机组启动、停机变量，同一机组在一个时间段内只能处于启动和停机 2 种状态之一;CUj、CDj分别为机组启动、停机成本，元/h;VG为松弛变量引起成本，元/(MW h);PVGt为需求侧和供给侧不平衡电量之和，MW h。省内电量供需平衡确保各类能源发电量等于省用电量与净输出电量之和，表示为:jPCGj，t+PWi，t+PSi，t+PHi，t+PNi，t+PSVGi，t=PDi，t+PTLi，t+PDVGi，t(7)式中:PSVGi，t、PDVGi，t分别为供给侧和需求侧不平衡电量，MW h;PTLi，t为 i 省电网净输出电量，MW h。4 类新能源机组的出力约束与省间模型相同，不再赘述。火电机组约束除设置了由装机容量带来的上限外，还考虑机组灵活性设置了最低出力，表示为:vj，tPCG，minj，t PCGj，t vj，tPCG，maxj，t(8)式中:vj，t为火电机组启停状态变量，0 为停机，1 为启动;PCG，minj，t、PCG，maxj，t分别为每小时机组最小发电量和最大可发电量，MW h。火电机组爬坡约束保证相邻 2 个时段内机组的出力变化不超过上限，表示为:PCGj，t PCGj，t1 vj，t1Uj+(vj，t vj，t1)SUj(9)PCGj，t1 PCGj，t vj，tDj+(vj，t1 vj，t)SDj(10)式中:Uj、Dj分别为机组 j 在时段 t 内允许的上、下调发电量，MW h;SUj、SDj分别为机组 j 的启动、停机时所允许的最大可调电量，MW h。启停约束确保火电机组在开机的状态下只能停机，在停机的状态下只能开机。启停时间约束确保火电机组 2 次相邻的启动和停机时间不得小于最小停机时间，火电机组 2 次相邻的停机和启动的时间间隔不得小于最小启动时间。表示为:vj，t1+vj，t j，t 0，vj，t=0 或 1，j，t=0 或 1，j，t(11)vj，t1 vj，t j，t 0，vj，t=0 或 1，j，t=0 或 1，j，t(12)(vj，t+1 vj，t)+(vj，t+vj，t+1)1，j，t，1，Tonj1(13)(vj，t vj，t+1)+(vj，t+1 vj，t+)1，j，t，1，Toffj1(14)式中:Tonj、Toffj分别为火电机组最小启动、停机时间，h。免费碳配额可交易量约束确保各省省内碳配额可交易量也不超过当前该省实际碳配额平衡量，表示为:tjPCGj，t(TCGj ECGj)SGi，SGi 0tjPCGj，t(TCGj ECGj)SGi，SGi0(15)式中:SGi为 i 省免费碳配额平衡量，t。由于当前全国碳市场规则中，燃气电厂并不履约，故对全国燃气电厂的免费碳配额系数均设为与该厂的碳排放强度相等，意为燃气电厂并不存在碳市场成本。2.3模型输入与输出在模型的“源”测，本文基于历史气象数据得到2020 年省级精度的新能源可发电量曲线。厂级火电装机容量、煤耗等数据来源为全国火电碳清单(2020年)。模型的“网”以特高压互联电网和省级 500 kV网架为基础，考虑全国 79 条省间联络线。模型的“荷”参考各省社会用电量统计报告28，31 设置。此外，输入数据集中的2020 年省级煤价和煤质(燃煤单位热值含碳量)数据基于对分布在全国各省市的 156家电厂的定点调研，以省内各厂均值代表省级输入。35电 力 建 设第 44 卷http:/www cepc com cn模型首先以各省为最小节点计算全国火电发电成本最优时的省际火电调度结果。省间模拟能够求解全国火电成本最低时的省间联络线传输电量，并将其作为省内模拟计算环节的输入数据之一。随后省内模型模拟不同碳市场条件下全年内各省火电发电成本趋优时的火电发电量、各项火电成本、碳市场成本以及碳排放量。本文基于 MATLAB/YALMIP 编写规划方程，并调用 CPLEX 求解器进行计算。3算例分析3.1算例设计2021 年 7 月开市到 2021 年年底，全国碳市场累计交易量约为 1.79 亿 t，日成交均价在 40 60 元/t的范围内波动5。为分析当前碳市场规则对电力系统的经济影响，本节以碳市场实际成交均价为基准设计碳价影响模拟算例。据测算，中国碳市场第一个履约周期免费碳配额呈整体盈余特征，在当前建立碳市场交易机制阶段，并没有经济动力催生更高的碳价水平，故本节设置了碳价为 0、50、100 元/t 的算例进行模拟。碳价 0 元/t 的算例代表了在无碳市场条件下满足火电发电成本趋优和新能源消纳的系统出力调度优化的情景，50 元/t 碳价水平的算例代表了当前碳市场运行对出力调度优化后电力系统的影响，而100 元/t 碳价水平的算例代表未来碳价水平上升后市场运行对系统的影响。3.2碳市场对电力系统减排影响表1 列出了本文模型对 3 个算例模拟的结果，并列出了以火电碳清单为工具，利用 2020 年中国电力行业统计数据 27-28 测算的全国火电碳排放结果。整体来说，相比利用统计数据推算得到的 2020 年全国火电碳排放水平，模拟调度优化可降低全国火电发电量约808亿 kW h/a，碳排放量可降低约 1.7 亿 t。不同碳价水平的算例模拟结果对比显示，全国火力发电的碳排放强度随碳价水平提高而降低，碳市场的经济影响可整体降低火电出力，并促进火电机组低碳化组合，降低全国系统碳排放量同时也会降低火电系统碳排放强度。表 1算例模拟结果Table 1Simulation results本文以中电联统计的 2020 年各省火电平均煤耗作为各省低煤耗、高煤耗机组的分界线，选择山西、陕西、上海、云南、湖南、黑龙江分别代表我国华北、西北、华东、华南、华中、东北 6 个电网区域。图 2 为上图 2各省份低煤耗段机组的发电量Fig.2The power generation of low coal consumption units in different provinces45第 7 期赵宏兴，等:电碳耦合市场环境下电力系统运行模拟方法http:/www cepc com cn述省份的低煤耗段机组发电量变化统计结果。结果显示，随着碳价上升，在各省火电总体发电量下降的同时，低煤耗段机组发电量上升。这表明当前碳市场机制可以推动低煤耗机组替代高煤耗机组电量，通过鼓励低排放机组增加运行时间、抑制高排放机组出力，促进了系统整体降低碳排放强度。而且图 2 还表明，更高的碳价可更大幅度促使低碳排机组增加发电量，使各省电力系统内更倾向以低碳排机组完成机组组合发电。3.3碳市场对电力系统经济影响图 3 为本文模型对碳价 50 元/t 算例模拟得到的各省份火电碳市场经济影响分布。图中碳市场经济影响为正值表示该省份碳市场经济影响为成本项，若为负值则表示该省份火电系统在碳市场存在潜在利益。模拟结果显示，以 50 元/t 碳价水平测算，黑龙江、云南等 7 个省市存在碳市场成本，成本总额达到5.19 亿元;其余广东、山东等 18 个省市则存在潜在盈利，规模达到 65.06 亿元。图 3各省份碳市场成本分布Fig.3egional distribution of carbon market costs4结论本文构建了计及碳市场成本的全国省级电力系统模型，结合全国火电碳清单(2020 年)对电力系统优化模拟。本文结果表明，低碳排机组会获得碳配额盈余，碳市场成本为收益项，可从经济上刺激多发电;而高碳排机组需要从碳市场支付额外成本购买碳配额，从而抑制出力。整体来说，当前中国碳市场机制为火电生产带来了额外的成本项，在成本竞争的市场环境下，可推进火电系统寻求较低碳排放强度的机组组合方式运行。参考碳市场实际运行情况测算，碳市场成本规模相比于火电燃料成本约为 1%，对全国系统的经济影响仍很小。这表明我国碳市场在现阶段仍缺乏依据“双碳”目标制定的长期、具体的总量控制制度和方案，而是注重于夯实碳核查技术体系的落实，建立交易机制，引导低碳排机组多发，同时避免在短期内对系统造成过大冲击，稳妥有序推进碳达峰。未来可利用本文的模型工具对更多碳市场可能性进行情景推算，比如对未来不同免费碳配额发放机制、更大比例的碳配额拍卖机制导致的系统影响进行评价，对纳入钢铁、水泥等其他行业后，碳市场对全国产能用能社会体系的经济影响进行推演，还可对新型电力系统和新兴能源技术的推广价值进行情景模拟。本文开发的模型将是推算、分析、评价我国碳市场经济影响的重要工具。5参考文献 1 中华人民共和国生态环境部 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