一种电力系统主要环节碳排放结构优化方法

摘要

本发明公开了一种电力系统主要环节碳排放结构优化方法，该方法基于全生命周期评价方法，研究了包含电力系统发‑输‑变‑配‑用等主要环节的碳排放因素贡献分析模型，从生命周期的视角分析碳排放的整个过程，将某一环节在其生命周期所直接或间接排放总量纳入考虑；研究电力系统主要环节中影响电力系统碳排放的主要因素，将影响主要因素纳入模型进行分析，从而形成系统化的城市电力系统碳排放测算分析方法。本发明根据电力生产与消费中碳排放产生的机理剖析了影响电力系统中碳排放的各种构成分量及影响各分量的内在因素，实现了对电力系统碳排放的结构辨识，搭建了电力碳排放影响效果的分解算法。

说明书

技术领域

本发明属于电力系统碳排放优化技术领域，尤其是一种电力系统主要环节碳排放结构优化方法。

背景技术

电力行业的碳排放量主要来自于发电侧。在既定的地区内，电力生产状况由用电需求及电源结构等因素共同决定。各种因素在电力系统碳排放结构中都具有重要的位置。

根据碳排放产生的具体来源，可以将电力碳排放分解到电力系统的若干主要环节，形成几类基本排放分量，对各分量进一步挖掘可将其分解为影响各排放分量的具体因素。同时除上述各类技术因素外，电力市场中的碳交易机制与政府制定的低碳政策等因素也会对电力系统碳排放产生影响，但是目前尚未出现基于全生命周期评价方法，研究包含电力系统发-输-变-配-用等主要环节的碳排放因素贡献分析模型，进而进行电力系统主要环节碳排放结构优化的方法。

发明内容

本发明的目的在于克服现有技术的不足，提出一种电力系统主要环节碳排放结构优化方法，能够从生命周期的视角分析碳排放的整个过程，将某一环节在其生命周期所直接或间接排放总量纳入考虑；研究电力系统主要环节中影响电力系统碳排放的主要因素，将影响主要因素纳入模型进行分析，从而形成系统化的城市电力系统碳排放测算分析方法。

本发明解决其技术问题是采取以下技术方案实现的：

一种电力系统主要环节碳排放结构优化方法，包括以下步骤：

步骤1、根据电力系统碳排放结构，明确电力系统碳排放影响因素；

步骤2、根据步骤1的影响因素，构建碳排放因素贡献分析模型；

步骤3、根据步骤2中碳排放因素贡献分析模型，结合各领域市场建设措施，演进路径规划的方法论，规划区域及全球市场演进路径。

而且，步骤1中电力系统碳排放为消费引致排放，电力系统碳排放影响因素包括：电能消费需求、地区负荷特性、电网输电线效率、区域需发电量和火电需发电量，其中区域需发电量的影响因素为区内低碳装机和低碳电能利用，火电需发电量的影响因素为火电装机结构和火电调度方式。

而且，电力系统碳排放总量为：

其中，

其中，

而且，步骤2的具体实现方法为：设定

地区电力消费与电量交换因素

非化石发电机组装机容量与利用小时数的贡献为：

煤电机组碳排放强度

其他火电机组碳排放强度

交互影响贡献为：

其中，

而且，步骤3中包括：电力侧路径规划、用能侧演进路径规划和电碳联合金融及国际合作配套机制演进路径规划。

而且，电力侧路径规划包括：构建电碳联合上网竞价机制判定流程、构建辅助服务交易机制、构建可再生能源义务制度和绿色证书制度、构建火电及天然气发电改造补贴机制、进行清洁电力电价补贴、构建市场阻塞管理机制及输电容量拍卖机制、构建电碳联合合约交易模式以及构建用户电碳联合净计量价格机制。

而且，用能侧演进路径规划包括：构建工业锅炉改造政策补贴机制、构建居民采暖改造政策补贴机制、构建绿色建筑政策补贴机制以及构建工业和建筑部门电碳联合交易机制。

而且，电碳联合金融及国际合作配套机制演进路径规划包括：构建市场投融资模式、构建电碳联合资产管理机制、构建电碳联合市场金融衍生品交易机制、构建国际金融贸易协商机制、构建电碳联合信用管理体系以及构建市场纠纷仲裁机制。

本发明的优点和积极效果是：

本发明基于全生命周期评价方法，研究了包含电力系统发-输-变-配-用等主要环节的碳排放因素贡献分析模型，从生命周期的视角分析碳排放的整个过程，将某一环节在其生命周期所直接或间接排放总量纳入考虑；研究电力系统主要环节中影响电力系统碳排放的主要因素，将影响主要因素纳入模型进行分析，从而形成系统化的城市电力系统碳排放测算分析方法。本发明根据电力生产与消费中碳排放产生的机理剖析了影响电力系统中碳排放的各种构成分量及影响各分量的内在因素，实现了对电力系统碳排放的结构辨识，建立了电力碳排放影响效果的分解算法。

附图说明

图1为本发明电力系统碳排放构成与影响因素关系示意图；

图2为本发明区内电力碳排放的形成示意图；

图3为本发明电碳联合上网竞价机制判定流程图；

图4为本发明辅助服务交易机制判定流程图；

图5为本发明可再生能源义务制度和绿色证书制度判定流程图；

图6为本发明火电及天然气发电改造补贴机制判定流程图；

图7为本发明清洁电力电价补贴判定流程图；

图8为本发明市场阻塞管理机制及输电容量拍卖机制判定流程图；

图9为本发明电碳联合合约交易模式判定流程图；

图10为本发明用户电碳联合净计量价格机制判定流程图；

图11为本发明工业锅炉改造政策补贴机制判定流程图；

图12为本发明绿色建筑补贴机制判定流程图；

图13为本发明工业和建筑部门电碳联合交易机制判定流程图；

图14为本发明市场投融资模式判定流程图；

图15为本发明电碳联合资产管理机制判定流程图；

图16为本发明电碳联合市场金融衍生品交易机制判定流程图；

图17为本发明国际金融贸易协商机制判定流程图；

图18为本发明电碳联合信用管理体系判定流程图；

图19为本发明市场纠纷仲裁机制判定流程图。

具体实施方式

以下结合附图对本发明做进一步详述。

一种电力系统主要环节碳排放结构优化方法，包括以下步骤：

根据碳排放产生的具体来源，如图1所示将电力碳排放分解到电力系统的3个主要环节，形成几类基本排放分量，对各分量进一步挖掘可将其分解为影响各排放分量的具体因素。除图1中列出的各类技术因素外，电力市场中的碳交易机制与政府制定的低碳政策等因素也会对电力系统碳排放产生影响为简便起见，本发明主要基于对电力系统碳排放可产生直接影响的技术因素（发电环节与用电环节）进行碳排放的结构分解。

步骤1、根据电力系统碳排放结构，明确电力系统碳排放影响因素。

根据电力需求来源写生产的过程，结合图1可得到对电力系统碳排放可产生直接影响的因素与电力碳排放的形成过程，如图2所示。电力生产碳排放主要来自于火电机组。由图2可知，火电电量首先由总需发电量和低碳电源的发电情况共同决定；其次，总需发电量由地区电力需求、区外送入电量以及向区外送出的电量共同决定。所以，电力生产排放的变化由区外送入电量、电力消费需求、向区外送出的电量、低碳电源电量和火电排放强度五大因素共同决定。因此，在分析地区内电力碳排放构成时，需要综合考虑各类因素以准确、全面地计算电力碳排放的构成，为进一步的贡献率分析打好基础。

由于非化石能源使用时不产生碳排放，因此电力系统碳排放总量为：

其中，

根据中国以煤电为主的实际情况，本发明主要以传统的非碳捕集煤电机组为核心分析碳排放问题。火电机组中煤电机组与其余各类机组的生产相对独立，在总电力需求给定的情形下，除煤电外的火力发电机组与非化石电源的需发电量确定之后，剩余电量由煤电机组承担。由于煤电机组的利用小时数由其他类型机组的生产情况与电力需求共同决定，因此模型中将不再出现煤电机组的利用小时数，对所有煤电机组的生产情况仅采用总需发电量和发电碳排放强度描述。因此电力系统碳排放总量可转换为：

其中，

进而得到电力系统碳排放总量的表达式：

其中，

电力系统碳排放的各类结构分量间存在耦合，很难直接将总碳排放量直接分解为各类分量的和。但是，影响各类分量的因素是彼此独立的，本发明将从这些因素出发，建立各类因素对碳排放的贡献分解方法，从而得到电力碳排放的各结构分量对碳排放的贡献率。

步骤2、根据步骤1的影响因素，构建碳排放因素贡献分析模型。

将电力系统碳排放总量的表达式进行变形得到：

其中，等号右侧各变量均代表影响电力系统碳排放的各种直接影响因素，这些因素变量均可通过地区内电源结构调整、运行方式调整和发电技术的改良升级使自身独立变化。在一段时间内，等号右侧各因素变量总是同时发生变化的，为将各个因素变量对电力碳排放变化的贡献区分开，得到更具有针对性的分析结果，本发明采用基于一阶泰勒展开的增量分析法，以定量分析在一段时间内地区内电力碳属性因素对地区电力生产碳排放的影响值。

由于上述各个因素随时间变化，可视为时间

其中，全微分等号右边前4项分别为

地区电力消费与电量交换因素

非化石发电机组装机容量与利用小时数的贡献为：

煤电机组碳排放强度

其他火电机组碳排放强度

交互影响贡献为：

当非化石电源装机容量

由此可计算出各种因素对应的排放分量对电力系统碳排放的影响程度的定量表达，以便不同地区的电力行业对其中的“突出”分量与相应因素制定具有针对性的改进方案。

步骤3、根据步骤2中碳排放因素贡献分析模型，结合市场效益测算模型为依据，结合各领域市场建设措施，提出演进路径规划的方法论，规划区域及全球市场演进路径，确保经济、社会、环境效益最大化。

电力侧发展路径需基于各国、区域电力工业发展情况等方面进行规划。本发明主要关注电力侧的多种机制，对其适用的场景进行判定，分析各个国家、区域应在不同时间节点采用的机制。本发明所提路径规划方法可用于得出全球九大区域的电力侧发展路径。电力侧路径规划包括：构建电碳联合上网竞价机制判定流程、构建辅助服务交易机制、构建可再生能源义务制度和绿色证书制度、构建火电及天然气发电改造补贴机制、进行清洁电力电价补贴、构建市场阻塞管理机制及输电容量拍卖机制、构建电碳联合合约交易模式以及构建用户电碳联合净计量价格机制。

如图3所示，电碳联合上网竞价机制电碳联合上网竞价机制作为电碳联合市场的基础机制，在建成电碳联合市场后，即需通过开展电碳联合上网竞价机制，对常规发电机组发电上网电价收取额外的基于碳价格信号的费用，提升可再生能源发电的竞争力。

如图4所示，垂直管理的电力系统管理方式由电力系统调度机构统一维持电力系统安全稳定，提高系统运行质量。进行电力体制改革后，需要建设一个为电网提供辅助服务的市场，以维护电力系统的安全运行。在进行电力体制改革且电力市场已经建成的国家或区域，需要实行辅助服务交易机制。

如图5所示，可再生能源义务制度和绿色证书制度为推动碳减排的过渡性政策。当国家或区域内尚未建成电碳联合市场时，可根据各国各区域具体情况，实行可再生能源义务制度和绿色证书制度。

如图6所示，火电、天然气发电改造补贴机制为一种过渡性机制，适用于电碳联合市场尚未建成、且火电为电力系统主体的国家或区域。

如图7所示，清洁电力电价补贴同样为一种过渡性政策，适用于电力市场建成但电碳联合市场尚未成熟的国家或区域，从而推动清洁能源发电的发展，推动电力系统碳减排。

如图8所示，电力市场建成后，需要一定的机制对电力系统中电力传输通道输电容量进行管理，防止输电通道出现阻塞现象。

如图9所示，待电力市场改革完成后，售电系统中存在多个售电商，在这种情况下需要运用电碳联合合约交易模式，以开展多对多电力交易。

如图10所示，待电力市场建成后，为提高电力用户参与碳减排的积极性，可运用用户电碳联合净计量价格机制。

基于特定区域特定时间节点在能源结构、宏观经济、电力市场及碳市场建设程度等方面的市场发展现状，通过多重指标的判定得到下一阶段该区域在用能侧的市场建设措施，本发明所提路径规划方法可用于推演迭代得到未来一段时间该区域用能侧的发展演进路径。用能侧演进路径规划包括：构建工业锅炉改造政策补贴机制、构建居民采暖改造政策补贴机制、构建绿色建筑政策补贴机制以及构建工业和建筑部门电碳联合交易机制。

如图11所示，在保证供电可靠性的基础上，工业锅炉改造政策补贴机制需着重考虑该区域当前的工业，特别是重工业发展情况，根据产业结构及单位GDP能耗情况评估其碳排放水平。其次，研判该区域是否存在制造业回流或再工业化趋势。此外，评估该区域当前电能消费占终端能源消费的比例，该比例上升至一定程度后应取消此类过渡性补贴机制。最后，结合当前该区域内各国经济发展水平，判定改造补贴机制的适用性及相关补贴细节。

在保证供电可靠性的前提下，居民采暖改造补贴机制应用需要考量该区域的实际居民采暖需求，综合评估该区域居民采暖领域产生的温室气体排放，评判居民采暖清洁化改造的紧迫性。其次，需衡量该区域居民清洁供暖领域的技术成熟程度。此外，需测算电能在终端用能结构中所占的比重，作为过渡性补贴政策是否沿用的依据。最后，根据国家经济发展水平和财政能力判定该区域是否适用居民采暖改造政策补贴机制。

如图12所示，需判断当前该区域的公共建筑及私人居所的建筑水平以及是否具备进行绿色建筑普及的基本条件。其次，综合分析该区域的资源禀赋及能源需求，衡量通过绿色建筑建设进行能耗管理、资源再利用的必要性和紧迫性。此外，需分析该区域绿色建筑相关技术的成熟程度，作为绿色建筑推广的技术支撑。最后，根据国家经济发展水平，判定该区域当前是否适用绿色建筑政策补贴及确定相关补贴细节。

如图13所示，工业和建筑部门企业电碳联合资产账户的建立与管理对国家治理能力提出了较高要求，因此国家的整体治理能力和治理体系应作为该机制适用性判定的首要因素。其次，需综合考量该区域工业和建筑部门的发展现状，对该领域产生的碳排放进行精确测算。此外，作为工业和建筑部门电碳联合交易的基础，需对该区域电力市场和碳市场的建设现状进行分析评估。最后，需分析过渡性补贴机制对工业和建筑部门节能减排的作用机理及相关效果，作为进一步引入电碳联合交易机制的必要性依据。

电碳联合金融及国际合作配套机制侧重于从金融市场及国际合作角度探究电碳联合市场发展路径。本发明结合全球主要国家和区域的经济发展水平、电碳联合市场建设进展以及低碳经济等要素，对电碳联合金融及国际合作配套机制的适用场景进行判定，作为后续路径推演的依据。电碳联合金融及国际合作配套机制演进路径规划包括：构建市场投融资模式、构建电碳联合资产管理机制、构建电碳联合市场金融衍生品交易机制、构建国际金融贸易协商机制、构建电碳联合信用管理体系以及构建市场纠纷仲裁机制。

如图14所示，在计划引入市场投融资模式前，应对区域能源结构及化石能源消耗量进行评估，衡量环境污染及化石能源依赖程度，从而决定是否需要优化能源结构；其次，根据区域经济发展情况、低碳投融资需求预估低碳投融资缺口，最后根据现有金融体系及投融资模式，对采用市场投融资模式进行合理性及可行性评估。

如图15所示，企业的减排需求将会影响各企业在电碳联合市场中的交易积极性，进而改变市面上电碳联合资产的流动性。其次，市场参与主体规模是决定启用电碳联合资产管理机制的主要因素之一，市场参与主体数量的增多给电碳联合资产的管理带来新的挑战。最后，电碳联合金融产品的出现会进一步刺激企业参与市场交易，企业电碳联合资产账户品类的增多将会增加资产管理难度。

如图16所示，满足企业的低碳投融资需求是开展电碳联合金融交易的首要目标。其次，电碳联合市场风险是衡量开发电碳联合金融衍生品的另一重要指标，当风险超出可控范围时应立即启动电碳联合金融衍生品交易机制，发挥电碳联合期权、期货等金融衍生品价格发现、规避风险的作用。最后，研判该国家/地区的金融市场发展基础能否支撑电碳联合金融机制的开展。

如图17所示，只有当该区域大部分国家均有电碳联合市场的发展基础，才有条件开展跨国电碳联合贸易。其次，该区域内各国的年碳排放量、可再生能源资源禀赋以及电能跨时区输送能力等均会影响各国的电碳联合跨国交易及投融资需求，进而会影响该区域整体跨国贸易格局。最后，该地区各国历年进出口产品贸易壁垒对跨国贸易能否顺利进行起到关键作用。

如图18所示，电碳联合信用管理体系是电碳联合市场的辅助管理机制，因此电碳联合交易机制是建立电碳联合信用管理体系的先决条件。其次，对该区域整体信用指数进行评估是判断建立电碳联合信用管理体系的重要前提。此外，电碳联合市场规模大小是衡量市场潜在风险的重要因素，市场规模越大，建立电碳联合信用管理体系的紧迫性越强。

如图19所示，参与市场交易的国家数量是判断建立市场纠纷仲裁机制的直观性指标。其次，一个地区的政治环境是该地区电碳联合市场能否长效运行的关键因素，明显的政治纠纷不仅影响着该地区电碳联合市场的建成，更会给各国之间的贸易带来隐形壁垒，加大合作难度。最后，随着各国之间的电碳联合贸易程度不断加深，各类贸易摩擦无法避免，因此，电碳联合贸易的多样性是衡量建立市场纠纷仲裁机制的另一重要指标。

需要强调的是，本发明的实施例是说明性的，而不是限定性的，因此本发明包括并不限于具体实施方式中的实施例，凡是由本领域技术人员根据本发明的技术方案得出的其他实施方式，同样属于本发明保护的范围。