碳排放成本和非电量收益对煤电中长期发展影响的量化分析

碳排放成本和非电量收益对煤电中长期发展影响的量化分析我国电力系统结构特征独特，其中煤电长期占据主导地位。在能源转型与“双碳”战略的驱动下风电、光伏等可再生能源成为新增装机的主体，但煤电仍保持着基础性电源的地位。电力行业作为重点碳排放行业，煤电率先被纳入全国碳市场体系，开始承担碳排放成本。本研究依托能源的信息物理社会系统(CPSSE)框架，创新性的建立了煤电政策、经济、行为决策以及装机容量长期演化的模型，重点分析碳排放成本和非电量收益对于煤电企业经济状况的影响，并从煤电企业比较关注的自身利润角度出发反向对政策进行优化，为煤电的低碳转型提供决策支持。仿真建模和量化分析本文基于政府和发电企业在能源、电量、容量、碳排放以及资本市场等方面的政策、能源发展规划的交互性建立研究框架；研究出发点为发电企业的经济情况会受到政策失衡或者政策偏离预期目标的影响而恶化，进而影响电力系统的长期电量平衡。本研究建立了设施级仿真模型包括煤电和非燃煤发电，模拟其投资、建设、运行和退役环节，涉及各个设施的寿命、装机容量、发电量、煤耗、碳排放量、碳排放配额、发电成本(燃料、排放、运维、财务等)、发电收入(电量、容量)、发电利润等特征量的演化过程。约束中忽略电力平衡和电网安全稳定性约束，考虑非化石发电量占比、年新增装机量、年投资总额上限、燃料消耗上限等。续收紧，对象系统的碳配额亏损在2048年达到峰值，约11.05亿吨。由于转型初期碳配额有少量盈余，碳排放成本为负值。在2050年对象系统碳排放成本达到峰值为2604亿元，同时发电利润达到最低点2044年出现关停情况，2057年全部关停；然而对象系统在2053年才时数在2044年到2053年维持了系统的电量平衡。需要对煤电相关的政策进行优化研究进而支撑煤电低碳转型与保障电力安全。路径(以2060年单位供电量碳排放成本为控制目标，中间年份线性增长),可通过仿真得到不同碳排放成本发展路径对应的碳配额收紧路径。再通过设置煤电的单位供电量目标，将得到的碳配额收紧路径重新输入，便可得到煤电行业目标年供电利润曲线，将其与仿真推演得到的煤电发电利润曲线进行对比，便可得到非电量收益的参考值。主要结论1、随着碳排放配额的逐渐收紧以及碳排放权价格的上涨，碳排放成本将成为影响所有燃煤电厂发电成本、发电利润以及净资产等经济指标的重要影响因素之一。2、碳排放配额收紧过快且碳排放权价格上涨过快，则会导致大量煤电对象经济状况恶化，出现严重亏损、资不抵债等情况。煤电对象也会因此提前关停，当系统中没有其他补充电源时，将出现严重的缺电情况危及中长期电量平衡。3、通过给定煤电碳排放成本控制目标和给定煤电单位供电量预期利润目标对碳配额收紧规则和非电量收益规则进行优化可以引导煤电健康发展。制定经济社会、“双碳”与能源发展规划制定经济社会、“双碳”与能源发展规划(非化石能源发电目标与路径等)能源市场煤电企业A电量市场容量市场煤电企业C风光水核气等其他发电企业其他各类电源新建/运行/改造/关停全系统可用煤电容量社会元素物理元素物理流各类政策、监管与市场机制调整(开设容量市场，调整碳配额基准值等)可用共他发电容量 (总和)输配电用电资本市场图1发电企业政策分析的研究框架发电企业发电企业图2煤电政策量化分析的方法流程碳配额盈亏一发电碳排放量—有碳市场场景—无碳市场场景0—1500—(b)发电利润3照发电量kWh发电量kWh图6有碳市场和无碳市场场景的煤电装机容量、发电量和全系统发电量对比两者差值—无碳市场场景一无碳市场场景图7有碳市场和无碳市场场景下的煤电度电成本对比