电碳耦合对煤电机组现货市场结算电价影响分析模型

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算例分析

本文算例研究对象包括广东省风电机组、光伏机组和常规煤电机组，为保障清洁能源优先消纳，允许清洁能源报量不报价，仅煤电机组参与现货市场交易。

5.1 基础数据

1）负荷及风光出力情况。

假设广东冬季最大负荷需求为1300 MW，夏季最大需求负荷为1800 MW，并以广东省2022年夏季工作日典型负荷曲线为依据，设置日负荷需求值，风电和光伏出力曲线实测数据来源于广东某风电场和某光伏电站。夏季某天24 h的总负荷及风光出力曲线，如图6所示。

图6 广东夏季典型日负荷及风光出力曲线

Fig.6 Typical daily load and solar output curve in summer of Guangdong

2）煤电机组基本参数。

本文选取3台燃煤发电机组（300 MW、600 MW、1000 MW）进行模拟研究，机组的相关参数如表2~5所示。

表2 3台常规煤电机组细分

Table 2 Three conventional coal power units are subdivided

表3 煤电机组在各负荷率下的平均供电煤耗

Table 3 Average coal consumption of power supply of coal power unit at each load rate

表4 生产消耗性材料费限额标准

Table 4 Production consumable material cost limit standard

表5 机组运行成本参数设置

Table 5 Unit operation cost parameter setting

3）机组报价曲线。

本文选取的3台煤电机组的竞价曲线如图7~9所示。由图7~9可以看出，根据煤电机组在不同负荷率下的报价排序，由于3号煤电机组报价最低，将有可能最先参与市场经济调度，然后是2号机组，最后是1号小型煤电机组。

图7 1号机组报价曲线（300 MW）

Fig.7 Bid curve of Unit 1 (300 MW)

图8 2号机组报价曲线（600 MW）

Fig.8 Bid curve of Unit 2 (600 MW)

图9 3号机组报价曲线（1000 MW）

Fig.9 Bid curve of Unit 3 (1000 MW)

5.2 结果分析

5.2.1 单一现货市场模拟运行结果

1）夏季和冬季机组调度情况对比。

基于边际成本定价原则对煤电机组进行经济调度，从而满足夏季和冬季的最大用电负荷需求，分别模拟夏季和冬季情景下的出清情况，结果如图10所示。由于可再生能源没有燃料成本，原则上可再生能源机组会优先参与电力调度，然后是煤电机组出清。大型煤电机组首先进行出清，其次出清中型煤电机组，最后是小型煤电机组出清。夏季和冬季情景下的煤电机组出清结果有一定差异，在其他能源机组出力相同时，夏季典型情景用电需求较高导致最终出清的煤电机组数量较多，因此煤电平均出清电价也比冬季更高，为0.1717元/(kW·h)；而冬季负荷需求比夏季低，因此平均出清电价较低，为0.1654元/(kW·h)。

图10 不同情景下的机组调度顺序及平均报价

Fig.10 Unit scheduling sequence and average quotation under different scenarios

2）夏季典型日机组出清情况。

图11为广东省夏季典型日有风有光情景下的出清结果，可再生能源机组优先发电，然后现货市场基于边际成本定价原则对煤电机组进行经济调度，故不同时刻的上网电价与出力的波动情况基本保持一致。

图11 夏季有风有光情景煤电机组出清情况及上网电价

Fig.11 Clearance of coal-fired power units and grid electricity price under wind and light conditions in summer

5.2.2 电-碳耦合市场模拟运行结果

1）碳市场对机组报价的影响分析。

分别计算3种情景下3台煤电机组的碳排放成本与平均报价，结果如图12和图13所示。以1号煤电机组（300 MW）为例，没有引入碳市场时，机组的平均报价为0.1720元/(kW·h)，在轻度碳市场情景、中度碳市场情景和重度碳市场情景下，其平均报价分别为0.1723元/(kW·h)、0.2024元/(kW·h)、0.2720元/(kW·h)，较未引入碳市场时分别增加了0.18%、17.7%和58.21%，碳成本占机组平均报价的比例分别为0.33%、15.17%和36.89%。由图12~13可以看出，火电机组的装机容量越低，碳排放成本越高；随着碳市场的逐步完善，机组的碳成本不断增加，导致机组报价也大幅增加。另外，由于负荷高峰期与低谷期的碳价传导率不同，相同情景下高峰期的碳成本和机组报价均高于低谷期。

图12 不同碳情景下的碳排放成本

Fig.12 Carbon emission costs under different carbon scenarios

图13 不同碳情景下的机组报价曲线

Fig.13 Unit bid curves under different carbon scenarios

另外，3号机组（1000 MW）在轻度碳市场情景下高峰期和低谷期的碳排放成本均为负数，分别为–2.25元/(MW·h)和–1.8元/(MW·h)，该结果表明3号机组在碳市场发展初期由于机组碳排放强度较低、机组效率较高导致碳排放量小于碳配额，可能会通过出售剩余减排量在碳市场获取额外收益；但从长期来看，随着碳市场不断完善，碳价和碳配额将进一步缩紧，煤电机组将难以在碳市场中获得额外收入。

2）不同碳市场情景下机组出清情况。

不同类型的煤电机组碳成本相差不大，因此碳市场基本不会影响机组的调度顺序。广东省夏季有风有光情景、夏季无风无光情景煤电机组出清情况分别如图14和图15所示。夏季有风有光情景下轻度、中度、重度碳市场的平均出清电价分别为0.1607元/(kW·h)、0.1863元/(kW·h)、0.2461元/(kW·h)，较未引入碳市场时分别增加了0.18%、16.14%、53.41%。

图14 夏季有风有光情景煤电机组出清情况及电价

Fig.14 Clearing situation and electricity price of coal-fired power units under wind and light conditions in summer

图15 夏季无风无光情景煤电机组出清情况及电价

Fig.15 Clearing situation and electricity price of coal-fired power units under the situation of no wind and no light in summer

由图14~15可以看出，当夏季无风无光时，3台煤电机组均参与市场出清；当夏季有风有光时，原则上可再生能源机组优先发电，1号小型煤电机组（300 MW）由于报价最高没有参与市场调度，因此有风光出力下的同一碳市场情景同一时刻的出清电价要比无风无光情景下的低。

由于碳价传导率在负荷高峰与负荷低谷时刻有所不同，同一机组在高峰期和低谷期的碳成本有所差异，导致同一碳市场情景下机组在不同时刻的出清电价上涨幅度不同，并且负荷高峰期的上涨幅度略高于低谷期。随着碳市场进程不断发展，配额分配基准值和碳价将进一步收紧，会逐渐增加煤电机组的碳成本，从而抬高机组报价，使机组出清电价不断提高。短期内轻度碳市场对煤电机组出清电价的影响较小；而中长期内中度碳市场下上网电价增加显著，重度碳市场下上网电价大幅增加，煤电将逐步退出现货市场竞争，转而承担电力安全供应的职责。

3）煤电机组碳配额交易行为分析。

由图14的机组出清情况可计算得出各个机组每天的总发电量和总碳排放量，结合机组的碳成本曲线，可进一步得出广东省夏季有风有光情景各个机组在碳市场中进行配额交易的总收入，结果如表6所示。

表6 机组的碳市场总收入

Table 6 Total carbon market revenue and cost of the unit

由表6可知，轻度碳市场情景下，3号机组将剩余碳配额在碳市场中进行出售，因此每个夏季典型日能够获取4.86万元的额外收入。而1号和2号机组均需要在碳市场中购买碳配额，因此要在碳市场交易中支付一定的费用，机组的碳成本会随着碳市场的逐渐完善而不断增加。另外，机组容量越大，单位度电碳成本越低，总碳成本越高，原因是容量大的机组效率较高，碳排放强度较低，因此单位度电碳成本较低；同时大型机组报价较低会优先被调度，因此日发电量较多，机组的日总碳排放量较高，进而提高了机组的总碳成本。

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结语

本文通过结合碳市场情景分析，构建了基于碳配额交易的煤电机组报价模型，并以3台不同容量的常规煤电机组为算例，对比分析了有无可再生能源出力的碳市场对现货市场中煤电上网电价的影响，结论如下：1）电碳耦合下的煤电机组竞价模型在机组报价中考虑了碳成本，量化了碳市场对电力市场的影响，具有更高的市场效率，促进了电碳市场的有效协同；2）在电力现货市场中，新能源机组出力越多，煤电机组出力越少，出清电价越低，这将激励发电企业更多使用清洁能源，从根本上实现碳减排的目标；3）在碳市场不同发展阶段，由于空间逐步紧缩，煤电机组整体将从能够对外出售多余免费碳配额/CCER逐步转向需要向外购买碳配额，并且对于碳配额的需求量逐步增大，因此碳价整体会有一定的提高，煤电机组的碳成本也会逐渐增加；4）碳市场的引入能够积极引导减排性能较差的煤电机组通过技术改造进行优化升级，主动降低碳排放强度。

基于本文研究结果，对中国电力市场和碳市场建设提出以下建议：1）电力企业短期内可以通过发展储能、碳捕捉与封存等技术来减少碳排放；从长远来看，企业应逐步加大对可再生能源发电的投资；2）政府相关部门应继续完善配额分配政策，逐步提高配额拍卖比例和提升碳价，建立适用于中国碳市场发展新特点的碳减排制度；3）有序放开发用电计划，形成更加合理的市场出清价格，提高发电侧资源利用效率；4）推动电力市场与碳市场协调共同发展。碳成本在电力市场中具有不完全传导性，因此应考虑以计划发用电量为依据的碳价联动机制，有利于推动电力市场和碳市场的紧密耦合与健康发展，为中国实现“双碳目标”提供有效支撑。