曾慧，杜源，李濤，薛屹洵*，孫開元，夏天，孫宏斌

（1.廣東電網(wǎng)有限責(zé)任公司廣州供電局，廣州 510620； 2.清華大學(xué) 電機(jī)工程與應(yīng)用電子技術(shù)系，北京 100084；3.太原理工大學(xué) 電氣與動(dòng)力工程學(xué)院，太原 030024）

0 引言

2020 年9 月，我國領(lǐng)導(dǎo)人在第七十五屆聯(lián)合國大會(huì)一般性辯論上宣布中國“二氧化碳排放力爭(zhēng)于2030 年前達(dá)到峰值，努力爭(zhēng)取2060 年前實(shí)現(xiàn)碳中和”。能源領(lǐng)域的碳排放占總碳排放的60%，因此亟須探索能源行業(yè)的低碳轉(zhuǎn)型之路。電-熱耦合園區(qū)（Park-level Integrated Electric and Heating System，PIEHS）作為能源互聯(lián)網(wǎng)建設(shè)的重要組成部分，被認(rèn)為是優(yōu)化能源結(jié)構(gòu)的重要支撐之一［1-2］。為充分發(fā)揮異質(zhì)能流間靈活互補(bǔ)的潛力，PIEHS 能源設(shè)備的合理規(guī)劃至關(guān)重要，目前國內(nèi)外研究者針對(duì)PIEHS已開展了廣泛研究。文獻(xiàn)［3］將規(guī)劃周期分成若干階段，提出了一種PIEHS 多階段規(guī)劃方法；文獻(xiàn)［4］提出了一種電-熱-冷園區(qū)的擴(kuò)展規(guī)劃方法以輔助電力系統(tǒng)調(diào)頻；文獻(xiàn)［5］提出了一種含電-熱能源樞紐的機(jī)組線路聯(lián)合規(guī)劃策略。還有一些學(xué)者針對(duì)系統(tǒng)內(nèi)源-荷波動(dòng)對(duì)規(guī)劃的影響展開研究。文獻(xiàn)［6］針對(duì)電-氣互聯(lián)系統(tǒng)負(fù)荷波動(dòng)可能導(dǎo)致的規(guī)劃模型適用性低的問題，提出了基于信息間隙決策理論的多目標(biāo)規(guī)劃模型；文獻(xiàn)［7］針對(duì)PIEHS 中源-荷存在的不確定性，提出了一種隨機(jī)規(guī)劃模型。上述研究往往以規(guī)劃運(yùn)行的總成本為優(yōu)化目標(biāo)，然而“雙碳”目標(biāo)下機(jī)組的碳排放量將為系統(tǒng)運(yùn)行帶來額外成本，在規(guī)劃中忽略碳排放因素可能會(huì)超前甚至額外規(guī)劃高碳排機(jī)組，使得規(guī)劃方案不合理、不經(jīng)濟(jì)，難以滿足系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型的現(xiàn)實(shí)需求。

全國碳排放權(quán)交易（以下簡(jiǎn)稱碳交易）體系與綠色證書交易（以下簡(jiǎn)稱綠證交易）機(jī)制作為引導(dǎo)企業(yè)控碳減碳的重要手段被相繼提出。相關(guān)學(xué)者針對(duì)碳排放權(quán)交易機(jī)制進(jìn)行了廣泛的研究。文獻(xiàn)［8］提出了基于碳交易機(jī)制的電-氣綜合能源系統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度策略，證明了碳交易機(jī)制可以通過市場(chǎng)引導(dǎo)企業(yè)選擇兼顧經(jīng)濟(jì)性與低碳的調(diào)度策略；文獻(xiàn)［9］針對(duì)我國碳排放市場(chǎng)存在的問題，提出了基于區(qū)塊鏈技術(shù)的碳排放交易框架，可以減少系統(tǒng)運(yùn)行成本，提高交易的效率和信息透明度；文獻(xiàn)［10］對(duì)階梯碳交易機(jī)制進(jìn)行建模，給出了電-熱-氣綜合能源系統(tǒng)考慮碳交易的經(jīng)濟(jì)調(diào)度策略，分析了碳交易價(jià)格對(duì)調(diào)度策略的影響；文獻(xiàn)［11］從政策和技術(shù)兩方面入手，提出了結(jié)合碳交易機(jī)制與碳捕集技術(shù)的虛擬電廠低碳調(diào)度策略；文獻(xiàn)［12］基于能源中心的建模思想提出了考慮碳交易的綜合能源系統(tǒng)分布式調(diào)度策略。眾多學(xué)者針對(duì)綠證交易機(jī)制也進(jìn)行了研究。文獻(xiàn)［13］提出了基于熵權(quán)法的綠證核發(fā)評(píng)估體系，建立了電力市場(chǎng)及綠證交易市場(chǎng)出清模型；文獻(xiàn)［14］將綠證交易機(jī)制與區(qū)塊鏈技術(shù)結(jié)合，提出了考慮綠證跨鏈交易的綜合能源系統(tǒng)運(yùn)行策略。還有一些研究綜合考慮了碳交易機(jī)制與綠證交易機(jī)制。文獻(xiàn)［15］基于綠證交易機(jī)制與碳交易機(jī)制提出了考慮需求響應(yīng)的“源-荷”協(xié)同調(diào)度策略；文獻(xiàn)［16］建立了一個(gè)以綠證交易成本、火電發(fā)電成本、風(fēng)電運(yùn)行維護(hù)成本、棄風(fēng)懲罰成本和碳交易成本為目標(biāo)的環(huán)境經(jīng)濟(jì)調(diào)度系統(tǒng)模型，分析不同調(diào)度情景以及不同可再生能源配額系數(shù)對(duì)系統(tǒng)的影響；文獻(xiàn)［17］構(gòu)建了綠證-碳排等價(jià)交互的綜合能源系統(tǒng)調(diào)度模型。然而，上述研究均針對(duì)經(jīng)濟(jì)調(diào)度等短期運(yùn)行問題，對(duì)碳交易及綠證交易在規(guī)劃問題上的作用亟須進(jìn)行進(jìn)一步研究。

本文以減碳降排、提高能效為出發(fā)點(diǎn)，提出一種考慮碳交易與綠證交易的PIEHS 規(guī)劃方法，通過算例分析碳交易與綠證交易對(duì)規(guī)劃策略的影響。

1 碳交易與綠證交易機(jī)制

1.1 碳交易機(jī)制

目前，全國多地已開展碳交易市場(chǎng)試點(diǎn)建設(shè)，通過增加傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)碳排放成本，促進(jìn)考核主體通過節(jié)能投資等手段實(shí)現(xiàn)減碳降排。碳交易機(jī)制如圖1所示，政府賦予考核主體碳排放配額，當(dāng)考核主體的碳排放量高于碳排放配額時(shí)，需要從碳交易市場(chǎng)購買配額；當(dāng)考核主體碳排放配額有盈余時(shí)，盈余配額可通過碳交易市場(chǎng)出售。綜上所述，碳交易機(jī)制主要由碳配額、碳排放量、碳交易量3部分組成。

圖1 碳交易機(jī)制Fig.1 Carbon trading mechanism

1.1.1 碳排放模型

本文研究的PIEHS 碳排放源包括傳統(tǒng)火電機(jī)組、熱電聯(lián)產(chǎn)（CHP）機(jī)組及外購電力（本文認(rèn)為外購電力均源于火電）。

式中：Ey為園區(qū)碳排放總量；Ds為第s個(gè)典型日的天數(shù)；NS和NT分別為典型日及時(shí)段；分別為傳統(tǒng)火電機(jī)組、CHP 機(jī)組及外購電力的碳排放量；下標(biāo)t表示時(shí)段，下標(biāo)s表示典型日序號(hào)，下標(biāo)y表示規(guī)劃年份。

綜合考慮燃料熱值、含碳量等，參照文獻(xiàn)［11］，確定傳統(tǒng)火電機(jī)組碳排放量為1.08 t/（MW·h），CHP機(jī)組碳排放量為0.065 t/GJ。

1.1.2 碳配額模型

目前國內(nèi)碳交易市場(chǎng)處于建設(shè)初期，碳排放配額主要實(shí)行無償分配，配額計(jì)算采用基準(zhǔn)線法［18］。單位時(shí)刻CHP 機(jī)組的熱出力；kE和kH分別為單位發(fā)電、發(fā)熱的碳排放配額，分別取0.728 t/（MW·h）和0.102 t/GJ［8］?？紤]到本文CHP 機(jī)組熱電比大于1，因此將CHP 發(fā)電量折算為熱量計(jì)算碳排放配額，折算系數(shù)kE2H取6 GJ/（MW·h）。

1.1.3 碳交易模型

在碳交易機(jī)制下，園區(qū)的年度碳排放成本可表示為交易價(jià)格與年度碳配額購置量的乘積

式中：pE為碳交易價(jià)格。

1.2 綠證交易機(jī)制

在建設(shè)以新能源為主體的新型電力系統(tǒng)背景下，傳統(tǒng)電價(jià)補(bǔ)貼的方式難以滿足新能源消納和可持續(xù)發(fā)展的要求，對(duì)此，我國于2017 年開始試行可再生能源綠證制度并逐步健全完善“配額制+綠色證書”的政策體系。

與碳交易類似，綠證交易也是在政府指導(dǎo)下通過市場(chǎng)發(fā)揮作用。一方面，政府向新能源發(fā)電企業(yè)發(fā)放綠證，使其除參與電力市場(chǎng)外，也可以通過出售綠證獲得收益；另一方面，政府對(duì)發(fā)售電企業(yè)或區(qū)域用戶的電量中綠電份額進(jìn)行強(qiáng)制規(guī)定，不滿足配額要求的企業(yè)/用戶需要從綠證交易市場(chǎng)購入綠證。綠證交易機(jī)制如圖2所示。

圖2 綠證交易機(jī)制Fig.2 Green certificate trading mechanism

綠證交易成本為

式中：pGE為綠證市場(chǎng)價(jià)格；為單位時(shí)刻園區(qū)內(nèi)分布式光伏出力；αGR為可再生能源配額制度下，園區(qū)配額指標(biāo)系數(shù)［15］為單位時(shí)刻園區(qū)電負(fù)荷。

2 考慮碳交易與綠證交易的PIEHS規(guī)劃模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

本文所建立的PIEHS 規(guī)劃模型以規(guī)劃周期內(nèi)設(shè)備投資成本及運(yùn)行成本之和最小為目標(biāo)

式中：C為園區(qū)整個(gè)規(guī)劃周期的總成本現(xiàn)值；CINVy和COPEy分別為年度投資與運(yùn)行成本；Vs為規(guī)劃周期末的設(shè)備殘值；d為貼現(xiàn)率。

2.1.1 年度投資成本

定義候選設(shè)備集合Ω=[ΩTU，ΩCHP，ΩES，ΩPV]，其中ΩTU，ΩCHP，ΩES，ΩPV分別候選傳統(tǒng)火電機(jī)組、CHP 機(jī)組、儲(chǔ)能設(shè)備、分布式光伏的集合。園區(qū)在第y年的設(shè)備投資成本為

式中：Cinvi為設(shè)備i的投資成本；Xy，i為設(shè)備i在第y年的規(guī)劃狀態(tài)。

2.1.2 年度運(yùn)行成本

園區(qū)運(yùn)行成本包括傳統(tǒng)火電機(jī)組和CHP 機(jī)組的燃料成本CGy、購電成本CBUYy、棄光成本CPENy、碳交易成本CEy及綠證交易成本CGyR

機(jī)組燃料成本

式中：cCHP和cTU分別為傳統(tǒng)火電機(jī)組和CHP 機(jī)組的單位燃料成本；kH2P為CHP機(jī)組熱電轉(zhuǎn)化系數(shù)。

年度購電成本

式中：pBUY為單位時(shí)段的電價(jià);為單位時(shí)段外購電功率。

年度棄光成本

式中：cPEN為單位時(shí)段的棄光懲罰系數(shù)，本文取0.5元/（kW·h）；為單位時(shí)段分布式光伏預(yù)測(cè)出力。

年度碳交易成本計(jì)算見式（3），年度綠證交易成本計(jì)算見式（4）。

2.1.3 設(shè)備殘值

考慮到設(shè)備在規(guī)劃末期仍具有使用價(jià)值，因此在規(guī)劃時(shí)要考慮設(shè)備殘值，即

式中：?i為設(shè)備i的年折舊率；Yi為設(shè)備i在規(guī)劃周期內(nèi)的使用年數(shù)。

2.2 約束條件

2.2.1 設(shè)備投資約束

考慮到設(shè)備不能重復(fù)建設(shè)，因此

2.2.2 設(shè)備運(yùn)行約束

（1）傳統(tǒng)火電機(jī)組約束。傳統(tǒng)火電機(jī)組需要滿足爬坡約束及額定功率約束。

（2）CHP 機(jī)組約束。CHP 機(jī)組的運(yùn)行可行域可以用多面體來描述，因此，用CHP 機(jī)組的運(yùn)行可行域中極值點(diǎn)的凸組合表示其電、熱出力［19］。

除此之外，CHP 機(jī)組還需滿足爬坡功率約束及額定功率約束。

（3）分布式光伏約束。分布式光伏i預(yù)測(cè)出力

2.2.3 系統(tǒng)運(yùn)行約束

園區(qū)運(yùn)行時(shí)，除了需要滿足各能源設(shè)備的運(yùn)行約束，還需要滿足電網(wǎng)與熱網(wǎng)運(yùn)行約束。

（1）電網(wǎng)運(yùn)行約束包括電功率平衡與線路傳輸容量約束。

式中：κbus為母線的集合；ΨTU，ΨCHP，ΨPV，ΨES分別為

（2）熱網(wǎng)運(yùn)行約束。CHP 所生產(chǎn)的熱量通過熱流傳遞給熱負(fù)荷。

值得注意的是，為保證規(guī)劃問題的可求解，通常管道中的質(zhì)量流量是給定的。

3 算例分析

3.1 算例設(shè)置

選取一個(gè)P6H10 系統(tǒng)對(duì)所提模型進(jìn)行驗(yàn)證。P6H10系統(tǒng)由6母線電力系統(tǒng)與10節(jié)點(diǎn)熱力系統(tǒng)耦合而成，包含1 臺(tái)傳統(tǒng)火電機(jī)組（TU1）、2 個(gè)分布式光伏電站（PV1—PV2）、2 臺(tái)CHP 機(jī)組（HS1—HS2）、3 個(gè)電負(fù)荷（D1—D3）與5 個(gè)熱負(fù)荷（HL1—HL5），如圖3所示。此外，P6H10系統(tǒng)通過母線1與上級(jí)電網(wǎng)相連，單位時(shí)刻購電上限為1 MW。

圖3 P6H10系統(tǒng)示意Fig.3 Configuration of a P6H10 system

規(guī)劃周期為15 a，每個(gè)規(guī)劃年中有3 個(gè)時(shí)間步長(zhǎng)為1 h 的典型日數(shù)據(jù)（夏季、冬季和過渡季節(jié)）。其中，夏季和冬季為91 d/a，過渡季節(jié)為183 d/a。電、熱負(fù)荷的年增長(zhǎng)率分別為4.0%和3.5%，貼現(xiàn)率為8.0%。候選設(shè)備參數(shù)見表1。

表1 候選設(shè)備參數(shù)Table 1 Data of candidate facilities

為說明本文所提模型的有效性，設(shè)置以下3 個(gè)場(chǎng)景進(jìn)行對(duì)比分析。場(chǎng)景1：基礎(chǔ)場(chǎng)景，運(yùn)行成本中只對(duì)機(jī)組燃料成本和購電成本進(jìn)行優(yōu)化；場(chǎng)景2：在場(chǎng)景1 的基礎(chǔ)上考慮碳交易；場(chǎng)景3：在場(chǎng)景2 的基礎(chǔ)上考慮綠證交易。

3.2 結(jié)果分析

3.2.1 規(guī)劃結(jié)果分析

3 種場(chǎng)景下的規(guī)劃策略及成本見表2、表3。場(chǎng)景1為既不考慮碳交易也不靠慮綠證交易的基礎(chǔ)場(chǎng)景。在場(chǎng)景1 中，G1，G2，C1，ES 分別在第1，7，11，6年進(jìn)行規(guī)劃，設(shè)備投資成本為889.93 萬元。在場(chǎng)景1 的運(yùn)行成本中，只有機(jī)組燃料成本和購電成本被優(yōu)化，分別為4 674.74，574.73 萬元，而潛在的碳交易成本和綠證交易成本分別為70.22，363.23 萬元，總成本達(dá)6 453.57萬元。

表2 不同場(chǎng)景下園區(qū)設(shè)備規(guī)劃建設(shè)時(shí)間Table 2 Planned installation time of PIEHS facilities in different scenarios

表3 不同場(chǎng)景成本對(duì)比Table 3 Costs in different scenarios 萬元

當(dāng)考慮碳交易時(shí)，由于外購電量和傳統(tǒng)火電機(jī)組碳排量高于CHP 機(jī)組，因此CHP 機(jī)組的規(guī)劃和運(yùn)行優(yōu)先級(jí)提高，故場(chǎng)景2 中C1 提前到第6 年進(jìn)行規(guī)劃。此外，考慮到CHP 機(jī)組以熱定電的調(diào)節(jié)特性，將ES的規(guī)劃提前到第1年，以輔助CHP 機(jī)組進(jìn)行調(diào)節(jié)。在場(chǎng)景2 中，利用儲(chǔ)能設(shè)備等靈活性資源充分調(diào)用低碳高效的CHP 機(jī)組，使得機(jī)組燃料成本、購電成本和碳交易成本分別降至4 601.24，550.10，5.49 萬元，總成本降至6 425.19 萬元。

考慮綠證交易后建設(shè)分布式光伏的性價(jià)比將大大提升，因此選擇在第1 年建設(shè)PV。與場(chǎng)景2 相比，由于額外規(guī)劃了PV1，對(duì)G2 與C1 等火電機(jī)組的規(guī)劃推遲1 年。此外，由于規(guī)劃了PV1，園區(qū)綠電出力增多，機(jī)組燃料成本降至4 355.93 萬元，購電成本降至506.69 萬元，碳交易成本降至-15.48 萬元，綠證成本降至216.48 萬元，總成本降至6 344.11萬元（節(jié)省成本約1.27%）。值得注意的是，在場(chǎng)景3 中，園區(qū)實(shí)現(xiàn)了從“碳配額短缺”到“碳配額盈余”的重要轉(zhuǎn)變。

綜合分析3個(gè)場(chǎng)景，最優(yōu)規(guī)劃結(jié)果顯示，在規(guī)劃問題中考慮碳交易與綠證交易，對(duì)規(guī)劃CHP 機(jī)組、分布式光伏等低碳高效設(shè)備有積極影響，對(duì)PIEHS實(shí)現(xiàn)低碳轉(zhuǎn)型有重要意義。

3.2.2 碳交易價(jià)格及綠證交易價(jià)格靈敏度分析

碳交易機(jī)制和綠證交易機(jī)制對(duì)電熱園區(qū)的低碳轉(zhuǎn)型有著重要意義，碳交易價(jià)格與綠證交易價(jià)格的變化將直接影響電熱園區(qū)規(guī)劃成本，因此，基于場(chǎng)景3繪制了不同碳交易價(jià)格與綠證交易價(jià)格下的規(guī)劃成本，如圖4所示。

圖4 不同碳交易價(jià)格與綠證交易價(jià)格下的規(guī)劃成本Fig.4 Total costs under different carbon trading prices and green certificate trading prices

分析圖4可知，當(dāng)碳交易價(jià)格低于75 元/t時(shí)，碳交易價(jià)格上升導(dǎo)致更多的碳配額購置成本，進(jìn)而使得總成本上升。當(dāng)碳交易價(jià)格高于75 元/t 時(shí)，購置碳配額將給園區(qū)運(yùn)行帶來較大的經(jīng)濟(jì)負(fù)擔(dān)，因此選擇自建CHP 機(jī)組、儲(chǔ)能等設(shè)備為園區(qū)負(fù)荷提供低碳能源。此時(shí)，園區(qū)實(shí)現(xiàn)從“碳配額短缺”到“碳配額盈余”的轉(zhuǎn)變，隨著碳交易價(jià)格的上升，園區(qū)在碳交易市場(chǎng)的收益上升，總成本下降。

總規(guī)劃成本隨著綠證價(jià)格的上升也呈現(xiàn)先上升后下降的趨勢(shì)。當(dāng)綠證交易價(jià)格低于90 元/本時(shí)，綠證交易價(jià)格上升導(dǎo)致更多的綠證購置成本，總成本提高；而當(dāng)綠證交易價(jià)格高于90 元/本時(shí)，園區(qū)自建分布式光伏將更具有成本優(yōu)勢(shì)，此時(shí)綠證價(jià)格上升將為園區(qū)帶來更多的收益。

綜上所述，碳交易價(jià)格和綠證交易價(jià)格會(huì)直接影響能源設(shè)施的規(guī)劃策略，制定合理的價(jià)格將有助于引導(dǎo)能源行業(yè)進(jìn)行低碳轉(zhuǎn)型。

4 結(jié)論

本文結(jié)合碳交易機(jī)制與綠證交易機(jī)制，提出了一種PIEHS 低碳規(guī)劃模型。所提模型在P6H10 系統(tǒng)上進(jìn)行驗(yàn)證，結(jié)果表明碳交易機(jī)制與綠證交易機(jī)制有助于CHP 機(jī)組、儲(chǔ)能設(shè)備、分布式光伏等低碳高效設(shè)備的規(guī)劃，對(duì)PIEHS 的低碳轉(zhuǎn)型有著積極影響。碳交易價(jià)格和綠證交易價(jià)格的靈敏度分析結(jié)果表明，合理的交易價(jià)格可以有效影響能源行業(yè)、企業(yè)低碳轉(zhuǎn)型。

未來隨著碳交易市場(chǎng)及綠證交易的完善，如何通過市場(chǎng)機(jī)制進(jìn)一步發(fā)揮其對(duì)能源系統(tǒng)低碳轉(zhuǎn)型的作用，可在未來進(jìn)行進(jìn)一步研究。