中能论坛|深挖减排潜力 推动电碳协同发展

来源：​《中国电力报》 时间：2022-12-07 14:49

　　围绕构建新能源占比逐步提升的新型电力系统这一目标，本文深入思考了电碳协同的典型场景，提出了“无协同、弱协同、静态协同、动态协同1.0、动态协同2.0”的发展路径，并从发电侧、调度侧、市场侧等不同角度提出建议。

电碳协同发展演变路径

　　电碳无协同。从发电侧的视角，自新一轮电力体制改革以来，通过多元主体竞争的市场化交易来获得发电量已经成为优化运行的常态。在碳市场未建立时，发电企业的优化决策不需要考虑碳排放要素，只需在电力市场上提交各自的发电报价，并接受由交易和调度机构出清的发电计划。从调度侧的视角，电碳无协同阶段对应着传统的低碳调度，即节能调度。此时，调度机构按照节能、经济的原则，优先调度可再生发电资源，按机组能耗和污染物排放水平由低到高排序，依次调用化石类发电资源，最大限度地减少能源、资源消耗和污染物排放。

　　电碳弱协同。随着全国碳市场的建立，电力企业首先参加电力市场，然后依据实际发电量产生的碳排放，前往碳市场交易剩余或缺少的碳配额。由于两个市场的决策过程是相互独立的，相对高排放的企业在电力市场中难以联动传导碳排放的成本，相对清洁的企业也不能充分利用碳市场带来的成本优势。与此同时，调度侧与发电侧及碳市场的协同程度不够，只能默认机组碳排放强度和碳市场的价格固定不变，碳市场被简化成了碳税的形式。二氧化碳排放被固定地纳入到了度电成本中，调度侧能够相对经济地实现低碳调度。

　　电碳静态协同。发电企业可以基于历史统计数据评估一段时间内某机组的平均碳排放强度（可以理解为静态碳排放强度），并根据碳排放特性协同决策在两个市场中的报价。如果碳排放强度高于基准值，可以提高电力报价向用电侧传导碳排放成本；如果低于基准值，既可以保持原有电力报价，也可以采取降低报价的方式获得更多的发电量，从而在碳市场出售更多的碳配额。这种情况下，每个发电企业都需要交易碳配额，碳市场价格将随着电力交易结果的影响而变化。此时，碳市场价格能够有效体现当前时段的碳配额供需情况和边际碳减排成本，调度侧则需要接收碳市场的价格信息开展低碳调度，所形成的调度方案可有效促进机组进行低碳化改造。

　　电碳动态协同1.0。根据火电机组的实测运行数据，机组的碳排放强度与运行工况存在动态关联，在火电机组频繁参与调峰、调频任务的场景下，静态碳排放强度将难以满足发电企业精细化的碳管理需求。通过烟气排放连续监测系统（CEMS）小时级采样数据，可以得出火电机组的动态碳排放强度，实时反映不同发电工况下的碳排放水平。

　　发电企业可以在电力市场中动态灵活地传导碳排放成本，甚至可以改变在碳市场中的买卖角色。当前发电出力水平下的碳排放强度高于基准值，企业可以提高发电报价向用电侧传导碳排放成本，也可以降低发电报价以获得更多的发电量，由此提高机组负载率使得碳排放强度降低至基准线以下，由碳市场的买方转换为卖方。如果碳排放强度低于基准值，发电企业更有动力降低自己的发电报价以获得更多的发电量，进一步降低自己的碳排放强度，从而在碳市场出售更多的碳配额。

　　调度侧需要同时接入碳市场价格信息和各发电机组的动态碳排放强度信息，火电机组频繁参与调峰、调频所导致的供电煤耗升高、碳排放量升高等成本被纳入调度决策中，所形成的调度方案能兼顾机组不同工况的碳排放水平，同时提升火电机组深度调峰时段的电力价格。

　　电碳动态协同2.0。伴随着电源结构向“新能源+火电”互补形态的逐步发展，碳市场向碳金融发展，电碳动态协同阶段也将迎来2.0版本。一方面，“新能源+火电+储能”的互补发电量中混合了大量的新能源电力，新能源占比程度越高，打包的碳排放强度越低；另一方面，发电企业可以基于对未来碳配额价格的预期，通过合理配置碳金融衍生品实现在碳市场不同时间尺度间的套利，形成包含碳期权、碳期货交易的电碳协同。通过融合碳配额、绿证、国家核证自愿减排量、碳期权、碳期货等多种减排标的，动态碳排放强度逐渐向虚拟动态碳排放强度演变，为调度侧电碳协同优化决策提供了新的思路。

多形式促进电碳协同发展

　　一是加强对机组碳排放强度的监测，优化发电企业参与电、碳市场的协同决策。与欧美国家的碳市场不同，中国的碳市场配额不是基于排放总量上限确定的，而是基于碳排放强度，即根据火电企业所拥有燃煤、燃气机组的实际产出量（含供电、供热）和预先规定的碳排放强度基准值，向其免费分配配额。因此，碳排放强度是评价火电机组碳排放水平和发电企业制定碳市场交易策略的核心指标。然而，火电机组碳排放强度并不是固定的，基于理论推导和实测数据的研究表明，碳排放强度是动态变化且与机组负载率成反比的。因此，亟须通过有效手段实现对机组动态碳排放强度的监测，并构建合理的机制体制，优化发电企业参与电、碳市场的协同决策，在降低碳排放的基础上提升发电企业的经济效益。

　　二是围绕新能源占比逐步提升的新型电力系统运行，发展电碳协同优化调度技术。在发电侧精准掌握动态碳排放强度并参与电力市场和碳市场协同决策的基础上，电力系统的调度侧亟须发展电碳协同的优化调度技术。引入碳市场价格信息、发电机组的动态碳排放强度信息，构建电碳协同的调度模式；在机组组合、经济调度等环节考虑建立电碳协同机制，构建动态碳排放强度及碳市场价格优化调度模型；分析不同场景下电碳协同调度模式的作用效果，实现碳排放成本在新型电力系统运行层面的合理分配。

　　三是推动碳金融的发展，从更长时间尺度实现电碳协同过程的有序传导。目前，全球碳金融市场每年交易规模超过600亿美元，开发了包括碳期权、碳期货、碳债券等在内的多种金融产品。我国在2021年以电力行业为突破口建立了全国碳市场，但目前发电侧的碳资产管理手段仍十分有限，电网侧难以评估中长期电源结构的碳排放风险，社会资本也缺乏投资清洁能源的有效途径。而通过推动碳金融发展，恰恰可以提供有效的碳风险对冲工具、碳市场履约手段、碳价格中长期信号来解决上述问题。因此，亟须在夯实碳现货市场的基础上，加快发展碳金融市场，构建完善碳金融制度体系，充分挖掘电力上下游主体的碳减排潜力，实现更长时间尺度电碳协同过程的有序传导。

　　（作者：华北电力大学新能源电力系统国家重点实验室 刘念 蒋凯）

　　责任编辑：沈馨蕊