薛英杰，趙書強(qiáng)，張 現(xiàn)，陳家玉，劉仕豪

(華北電力大學(xué) 電力工程系，河北 保定 071003)

在全球環(huán)境日益惡化，化石類能源日益枯竭的情況下，風(fēng)能作為一種清潔、安全的可再生能源，得到迅猛發(fā)展。據(jù)國家能源局發(fā)布數(shù)據(jù)顯示，到2017年上半年，全國風(fēng)電累計并網(wǎng)裝機(jī)容量已達(dá)到1.54億kW，發(fā)電量為1 490億kW·h，累計裝機(jī)容量與發(fā)電量均居世界首位。但是風(fēng)電的不確定性、波動性及反調(diào)峰特性嚴(yán)重制約著自身發(fā)展，上半年棄風(fēng)電量為235億kW·h，棄風(fēng)率仍高達(dá)15.8%[1]。為減少溫室氣體排放，鼓勵可再生能源發(fā)展，提高可再生能源發(fā)電在一次能源消費中所占比例，我國先后制定了碳排放交易機(jī)制與綠色交易證書機(jī)制，并于2017年7月1日開展證書的認(rèn)購工作[2]。

國內(nèi)外學(xué)者對碳交易已做了深入研究，其中碳交易主要應(yīng)用在系統(tǒng)調(diào)度與規(guī)劃方面。文獻(xiàn)[3]基于總額度約束的排放軌跡，建立了低碳經(jīng)濟(jì)下基于排放軌跡約束的電力系統(tǒng)電源擴(kuò)展規(guī)劃模型；文獻(xiàn)[4-5]在電網(wǎng)調(diào)度中引入碳排放成本，即實際的碳排放量大于分配限制時則需購買碳排放權(quán)，小于時則盈利，使碳排放成為賦有經(jīng)濟(jì)價值的可調(diào)度資源，但在碳排放權(quán)管理方面并未規(guī)范具體要求；文獻(xiàn)[6]在碳排放成本中引入高額罰金，從而進(jìn)一步限制了發(fā)電系統(tǒng)的CO2排放，提高了風(fēng)電等新能源的發(fā)電權(quán)。以上文獻(xiàn)在搭建碳交易模型時均未考慮碳抵消機(jī)制從而使模型結(jié)果與實際存在較大偏差。關(guān)于綠證交易機(jī)制的研究主要集中在電力市場側(cè)，通過對機(jī)制內(nèi)容不斷補(bǔ)充來影響電力市場側(cè)行為，缺乏對綠證交易機(jī)制的量化建模。文獻(xiàn)[7]以可再生能源配額制為背景，引入綠色證書交易概念并針對當(dāng)前可再生能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的一些弊端闡述了綠色證書帶來的積極作用，對綠證交易機(jī)制的具體模型并未提及；文獻(xiàn)[8-9]給出綠證推廣的國際經(jīng)驗，提出“市場電價+綠證收入”盈利模式；文獻(xiàn)[10]針對可再生能源配額制下的綠色證書交易機(jī)制，設(shè)計出一個激勵相容的雙邊拍賣機(jī)制，促進(jìn)了具有成本優(yōu)勢的可再生能源發(fā)展。目前涉及碳交易調(diào)度的文獻(xiàn)一般僅考慮了碳交易中碳分配額成本，對碳分配額進(jìn)行買賣并綜合火電機(jī)組出力來計算碳交易成本，并未考慮碳抵消機(jī)制對總成本的波動；有關(guān)綠證交易的文獻(xiàn)很少涉及將綠證交易量化處理，對綠證交易機(jī)制與碳交易機(jī)制結(jié)合影響并未做細(xì)致研究。故本文綜合考慮包含碳抵消模式的碳交易機(jī)制與綠色證交易機(jī)制，建立綠證-碳交易模型，通過TCC成本對其量化處理。

本文構(gòu)建綜合考慮綠證-碳交易機(jī)制的含風(fēng)電電力系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型，在經(jīng)濟(jì)目標(biāo)函數(shù)中引入TGC成本與考慮碳抵消模式的CT成本。通過調(diào)控風(fēng)電比例來控制TGC成本，將TGC成本模型分為三段函數(shù)處理；TGC機(jī)制通過單位供電強(qiáng)度來影響CT模型中實際碳排放量實現(xiàn)結(jié)合影響；引入碳抵消額成本，碳交易采用總量控制方式，基于地區(qū)電網(wǎng)基準(zhǔn)線排放因子確定機(jī)組的分配額度，將碳交易模型分為三段函數(shù)計算；基于機(jī)會約束理論處理風(fēng)電預(yù)測誤差的不確定性，采用布谷鳥算法處理目標(biāo)函數(shù)，從而實現(xiàn)含風(fēng)電電力系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度。

1 TCC成本模型

TCC成本是新電改能源政策在發(fā)電側(cè)的具體體現(xiàn)，由TGC成本與CT成本構(gòu)成，單位供電CO2排放強(qiáng)度實現(xiàn)TGC與CT一體連接。

1.1 TGC成本模型

綠色證書交易機(jī)制是配合可再生能源配額制順利實施的輔助政策，由專門機(jī)構(gòu)對特定的可再生能源發(fā)電量進(jìn)行認(rèn)證，發(fā)放具有可再生能源電量標(biāo)識的可交易的證書[11]。本文可再生能源考慮風(fēng)力發(fā)電，取一天24個點進(jìn)行風(fēng)電出力預(yù)測，每個點的預(yù)測出力值以及每個點的火電出力值規(guī)定為這1 h內(nèi)風(fēng)火出力的平均值。

TGC成本模型第一階段為實際可再生能源發(fā)電比例大于規(guī)定配額比例，出售可再生能源產(chǎn)生的電量(反映在模型上以出售綠證形式表示)獲利階段；第二階段為實際可再生能源發(fā)電比例小于規(guī)定配額比例，但仍在懲罰裕度內(nèi)，此時只需對不足可再生能源發(fā)電量以綠證形式進(jìn)行購買；第三階段為實際可再生能源發(fā)電比例嚴(yán)重不足，超出懲罰裕度，此時不僅需要對可再生能源電量進(jìn)行購買，還需要接受懲罰機(jī)制，具體計算公式見式(1).

f1=

(1)

式中：f1為TGC成本；k為發(fā)改委規(guī)定的可再生能源發(fā)電量占總上網(wǎng)電量的配額比例，滿足k≥15%；u為實際可再生能源占上網(wǎng)電量的比例；s為懲罰裕度，模型中表示為可再生能源占總體上網(wǎng)電量的裕度百分比；cp為懲罰價格；c為風(fēng)電綠證交易價格，參考綠證認(rèn)購平臺2017年7月份線上交易情況，Pa，Pw和PG分別為單位時段內(nèi)發(fā)電廠的上網(wǎng)電量、風(fēng)電上網(wǎng)電量和火電上網(wǎng)電量；具體計算公式見下式：

(2)

Pa=PG+Pw.

(3)

每一部分可再生能源發(fā)電量減少的CO2排放量是由火電機(jī)組決定的確定值。計算公式見下式：

Cc=Z'Pw.

(4)

式中：Cc為可再生能源發(fā)電間接減少的CO2排放量；Z'為單位供電排放強(qiáng)度，單位kg/MWh.可再生能源發(fā)電量直接影響TGC成本，故本文利用算例參數(shù)計算單獨考慮TGC機(jī)制的機(jī)組出力值，并與傳統(tǒng)調(diào)度機(jī)組出力值比較，Z'的值由測量時段內(nèi)出力最大變化機(jī)組決定。

1.2 CT成本模型

1.2.1 碳分配額模型

碳分配額有免費和有償分配兩種方式。我國碳交易處于起步階段，大部分碳交易額度以免費分配的方式分配給電廠，故本文采用基于發(fā)電量的免費初始分配方式。其分配方法主要有基準(zhǔn)線和歷史法兩種，北京與湖北等地采用基準(zhǔn)線法，深圳采用歷史法進(jìn)行分配。本文采用基準(zhǔn)線法進(jìn)行初始分?jǐn)偺挤峙漕~度，以一個含風(fēng)電場的發(fā)電公司為例，t時刻分?jǐn)偟玫降奶挤峙漕~為：

CDt=ηPDt.

(5)

式中：CDt為t時刻系統(tǒng)分配得到的碳分配額，kg；PDt為t時刻的負(fù)荷預(yù)測值，MW；η為國家發(fā)改委規(guī)定的區(qū)域單位電量碳分配額分配系數(shù)，kg/MW.

1.2.2 碳抵消額模型

我國目前用于碳抵消的項目類型以碳抵消信用(CCER)為主。CCER是指經(jīng)國家自愿減排管理機(jī)構(gòu)簽發(fā)的減排量，已成為國內(nèi)市場碳抵消機(jī)制的主要交易對象。碳抵消機(jī)制主要體現(xiàn)在允許減排主體在履行年度碳排放控制責(zé)任時，可以采用相應(yīng)的經(jīng)過認(rèn)證的其他減排量來抵消一定比例的減排量[12]，即允許使用CCER抵消一定比例的碳排放，從而使碳交易市場活躍化。碳抵消額滿足一定的約束即：

0≤Cot≤0.05CDt.

(6)

式中：CDt為t時刻發(fā)電集團(tuán)通過CCER核證得到的碳抵消額。

1.2.3 碳交易成本模型建立

碳交易成本模型包括3個階段：當(dāng)實際碳排放量在碳配額以內(nèi)，出售多余的碳分配額和全部的碳抵消額進(jìn)而獲利；碳實際排放量大于碳分配額但小于碳分配額與碳抵消額之和時，出售多余的碳抵消額；碳實際排放量大于碳分配額與抵消額之和時，從碳交易市場購買碳量。綜合考慮市場交易價格中，碳抵消額價格普遍低于碳分配額價格，故本文采用需要購買的碳額度為碳抵消額，且購買量充足(即可以購買到足夠的碳抵消額)。碳交易成本的計算公式如下：

Fqt=

(7)

(8)

(9)

式中：Fqt為t時刻系統(tǒng)的碳交易成本；CQt為t時刻的系統(tǒng)碳實際排放量；Zi為第i臺機(jī)組的碳排放強(qiáng)度；KDst和KOst分別為t時刻碳分配額和碳抵消額的賣出價格；KObt為t時刻碳抵消額的買入價格；PGit為t時間段內(nèi)第i個常規(guī)機(jī)組計劃出力；Nt為常規(guī)機(jī)組數(shù)量；f2為系統(tǒng)碳交易成本；T為調(diào)度時段，取24 h；T'為單位測量時段，取1 h.

TCC成本為TGC成本與CT成本之和，具體見式(10)

f3=f1+f2.

(10)

式中：f1為TGC成本；f2為CT成本；f3為TCC成本。

2 含風(fēng)電場優(yōu)化調(diào)度模型

2.1 火電機(jī)組經(jīng)濟(jì)成本

火電機(jī)組發(fā)電運行成本包括煤耗成本與考慮閾點效應(yīng)成本，具體為：

(11)

2.2 棄風(fēng)成本

(12)

式中：f5為系統(tǒng)棄風(fēng)成本；Kt為風(fēng)電機(jī)組在t時刻的棄風(fēng)容量價格；Pwst為風(fēng)電機(jī)組在t時刻的調(diào)度出力。

2.3 購買備用成本

(13)

式中：Uit，Dit分別為機(jī)組i在t時刻正、負(fù)旋轉(zhuǎn)備用，λi，πi分別為單位正、負(fù)備用容量價格。

本文經(jīng)濟(jì)調(diào)度目標(biāo)函數(shù)為TCC成本、火電機(jī)組運行成本、棄風(fēng)成本與購買備用成本之和最小，下見式：

min(f)=f3+f4+f5+f6.

(14)

2.4 系統(tǒng)約束條件

2.4.1 功率平衡約束

(15)

式中：Pr為事件成立的概率；PDt為t時段內(nèi)負(fù)荷需求；PLt為t時段電力的傳輸損耗；ΔPw為風(fēng)電出力誤差；η1為滿足負(fù)荷需求的置信水平。

考慮電力線路容量的約束，采用直流法計算線路潮流?；贙ron損耗方程[13]，傳輸損耗在各時間段內(nèi)的傳輸損耗簡化方程表示為:

(16)

式中：Bij,Bi0和B00是電力網(wǎng)功率損耗矩陣B中的損耗系數(shù)，其中第2和3項數(shù)值較小，本文中不考慮。

2.4.2 火電機(jī)組出力約束

(17)

2.4.3 旋轉(zhuǎn)備用約束

旋轉(zhuǎn)備用約束是用來應(yīng)對風(fēng)電預(yù)測誤差引起的火電機(jī)組出力的波動性。

(18)

2.4.4 機(jī)組爬坡約束

-tr·rid≤PGit-PGi(t-1)≤tr·riu.

(19)

2.4.5 可再生能源發(fā)電配額比例約束

k≥15% .

(20)

2.4.6 碳交易抵消額約束

0≤Cot≤0.05CDt.

(21)

2.5 風(fēng)電場出力與負(fù)荷隨機(jī)性

采用beta分布擬合[14-15]基于某一風(fēng)電預(yù)測水平的風(fēng)電短期出力概率分布模型，其概率密度函數(shù)見式(22).

(22)

式中：P為歸一化風(fēng)電功率，由風(fēng)電場實際功率P確定，見式(23)，其中Pmin和Pmax分別為風(fēng)電場最小和最大出力值；B(α,β)為歸一化系數(shù)，α，β由歸一化后風(fēng)電功率預(yù)測值Ppre和預(yù)測方差δ2決定，其公式見式(24)-(27).

(23)

(24)

(25)

(26)

(27)

式中：Pinst為風(fēng)電裝機(jī)總量。

采用服從正態(tài)分布的預(yù)測誤差隨機(jī)變量表示系統(tǒng)負(fù)荷的隨機(jī)特性，見式(28).

PDt=PDt'+ΔPDt.

(28)

式中：PDt和PDt'分別為負(fù)荷實際值與預(yù)測值；ΔPDt為負(fù)荷預(yù)測誤差，服從均值為0、標(biāo)準(zhǔn)差為δLj的正態(tài)分布。

2.6 隨機(jī)約束的處理

采用機(jī)會約束規(guī)劃將隨機(jī)約束轉(zhuǎn)化為確定性約束進(jìn)行求解，其顯著特點是隨機(jī)約束條件至少以一定的置信水平成立。根據(jù)機(jī)會約束理論[16]，隨機(jī)約束函數(shù)由以下公式轉(zhuǎn)化成確定性等價約束：

(29)

式中：x為n維決策變量；ζ為隨機(jī)變量；gi(x,ξ)為隨機(jī)約束函數(shù)；η為給定隨機(jī)約束條件的置信區(qū)間;φ為隨機(jī)變量的分布函數(shù)；K為滿足概率理論前提下滿足要求的某一數(shù)值；sup為上確界。根據(jù)式(29)可將約束條件式(15)與式(18)轉(zhuǎn)化為如下確定性表達(dá)式：

(30)

3 模型求解

3.1 布谷鳥算法

本文構(gòu)建的模型屬于高維、非線性、多約束的優(yōu)化問題，傳統(tǒng)算法很難求解，故采用一種新型智能算法——布谷鳥算法進(jìn)行求解。該算法受布谷鳥寄生育雛啟發(fā)被提出，已經(jīng)成功應(yīng)用到很多實際問題的優(yōu)化中。其搜索過程基于布谷鳥產(chǎn)卵過程的3種理想假設(shè)：

1) 每只布谷鳥一次只能產(chǎn)一個鳥蛋，并且隨機(jī)選擇一個鳥巢來孵化它。

2) 在尋窩時最好的鳥巢將會被保留到下一代。

3) 鳥巢的數(shù)目固定，假設(shè)布谷鳥的卵被鳥窩主人發(fā)現(xiàn)的概率是一固定值P(P∈[0,1]).當(dāng)這種情況發(fā)生時，則拋棄重新建窩。

基于以上3條基本假設(shè)進(jìn)行模擬，再根據(jù)Lévy-flights隨機(jī)游走的搜索機(jī)制，布谷鳥的尋窩路徑和位置更新公式如下：

3.2 約束條件的處理

在目標(biāo)函數(shù)中引入懲罰項，將約束問題轉(zhuǎn)化為非約束問題進(jìn)行求解，流程圖如圖1所示。經(jīng)轉(zhuǎn)換

圖1 基于布谷鳥算法模型求解流程圖Fig.1 Flow chart based on Cuckoo lgorithm

后的目標(biāo)函數(shù)為：

式中：σ為罰因子，大括號里面分別為功率平衡約束、火電機(jī)組出力的上下限約束，機(jī)組爬坡的上下限約束、單臺機(jī)組備用約束以及總的備用約束。

4 算例分析

4.1 算例參數(shù)

以由10臺火電機(jī)組與10座風(fēng)電場組成的某區(qū)域電網(wǎng)為例，以1天24 h為決策周期。火電機(jī)組參數(shù)見文獻(xiàn)[19]。切入，額定，切出風(fēng)速為4，14，25 m/s.裝機(jī)容量為40 MW.負(fù)荷預(yù)測誤差服從N(0,0.1)正態(tài)分布。取可再生能源發(fā)電量占總上網(wǎng)電量的配額比例為15%，懲罰裕度為0.02，懲罰價格為100元，系統(tǒng)基準(zhǔn)線排放因子取0.798，碳抵消額為碳分配額2%，碳抵消額買賣價格為22元，碳分配額買賣價格為55元，η1，η2和η3取0.95.24 h時間段的風(fēng)速及負(fù)荷預(yù)測情況如圖2所示。

圖2 24 h時段內(nèi)風(fēng)速與負(fù)荷預(yù)測值Fig.2 Wind speed and load forecast value in 24 h period

4.2 Z'參數(shù)的選取

可再生能源發(fā)電量直接影響TGC成本。本文利用算例參數(shù)計算單獨考慮TGC機(jī)制的機(jī)組出力值，并與傳統(tǒng)調(diào)度機(jī)組出力值進(jìn)行比較；Z'的取值由測量時段內(nèi)出力最大變化機(jī)組決定。機(jī)組出力如圖3、圖4所示。

機(jī)組單位電量CO2排放強(qiáng)度Zi依次為0.97，0.97，0.98，1.23，1.21，1.18，0.86，1.08，1.80，0.73 kg/MWh.

圖3 考慮TGC機(jī)制經(jīng)濟(jì)調(diào)度與傳統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度機(jī)組出力Fig.3 Unit output of the economic dispatch considering TGC mechanism and traditional economic dispatch

圖4 考慮TGC機(jī)制經(jīng)濟(jì)調(diào)度與傳統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度機(jī)組出力Fig.4 Unit output of the economic dispatch considering TGC mechanism and traditional economic dispatch

由圖3、圖4可知，引入TGC機(jī)制后，24個時刻的10臺機(jī)組出力都發(fā)生了變化。通過計算機(jī)組各時刻的出力變化程度，確定每個時刻Z'的取值，如表1.

表1不同時刻Z'的取值

Table 1 Values ofZ' at different moment

kg/MWh

4.3 算例結(jié)果分析

4.3.1 機(jī)組出力結(jié)果分析

為了研究引入綠證-碳交易機(jī)制對電力系統(tǒng)調(diào)度的影響，對比分析考慮TCC機(jī)制的含風(fēng)電電力系統(tǒng)調(diào)度與傳統(tǒng)含風(fēng)電電力系統(tǒng)調(diào)度機(jī)組出力，結(jié)果如圖5、圖6所示。其中虛線代表傳統(tǒng)含風(fēng)電電力

圖5 考慮TCC機(jī)制經(jīng)濟(jì)調(diào)度與傳統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度前5個機(jī)組出力Fig.5 First five units output of the economic dispatch considering TCC mechanism and traditional economic dispatch

系統(tǒng)調(diào)度機(jī)組出力，實線代表考慮TCC的含風(fēng)電電力系統(tǒng)調(diào)度機(jī)組出力。比較傳統(tǒng)調(diào)度模型下機(jī)組出力與考慮TCC機(jī)制調(diào)度模型下機(jī)組出力的差值。

圖6 考慮TCC機(jī)制經(jīng)濟(jì)調(diào)度與傳統(tǒng)經(jīng)濟(jì)調(diào)度后5個機(jī)組出力Fig.6 Last five units output of the economic dispatch considering TCC mechanism and traditional economic dispatch

由圖5、圖6可以看出，引入TCC機(jī)制后，10臺機(jī)組出力均發(fā)生變化，前5臺機(jī)組出力變化波動影響顯著，后5臺機(jī)組出力變化較為平穩(wěn)，正負(fù)變化最為強(qiáng)烈的機(jī)組在前5臺易波動機(jī)組中，其中機(jī)組1與機(jī)組2正變化最明顯，機(jī)組1在11時刻出力變化峰值為229.041 4 MW，機(jī)組2在9時刻出力變化峰值為145.180 5 MW，機(jī)組3為10機(jī)組中負(fù)變化最為劇烈的機(jī)組，負(fù)變化率為79.17%，出力變化峰值為-91.201 5 MW；其余機(jī)組只會在某個單獨時刻出現(xiàn)負(fù)變化；前5臺機(jī)組在0～12時刻出力呈上升趨勢，且在12時刻達(dá)到峰值，10機(jī)組在12～24時刻雖有短暫出力上升時刻，但仍以下降趨勢為主，原因在于在0～12時刻風(fēng)電出力值與負(fù)荷值是處于不斷上升趨勢，雖引入TCC機(jī)制后降低了大部分機(jī)組出力，但整體機(jī)組出力變化趨勢仍是受風(fēng)電出力與負(fù)荷需求所控制呈上升趨勢，在12～24時刻風(fēng)電出力與負(fù)荷需求整體呈下降趨勢，風(fēng)電雖在部分時刻出力增加，但大部分時刻不如負(fù)荷需求下降程度與幅度，故火電機(jī)組出力整體呈下降趨勢，但在部分時刻有上升趨勢；10機(jī)組在24個時刻以正變化為主，正變化率為86.25%，表明引入TCC機(jī)制后，機(jī)組出力以減少為主，火電機(jī)組發(fā)電成本隨之降低。

4.3.2 綠證-碳交易結(jié)合影響分析

TGC成本與CT成本通過單位供電CO2強(qiáng)度Z'實現(xiàn)模型一體連接，且風(fēng)電出力值影響著TGC成本，圖7給出了24時刻風(fēng)電預(yù)測值、TGC成本與CT成本的曲線。

圖7 24 h時段風(fēng)電預(yù)測值、TGC成本與CT成本Fig.7 Forecast value of wind power, TGC cost and CT cost in 24 h period

由圖7可知，不同的風(fēng)電預(yù)測值對應(yīng)不同的TGC與CT成本；在大部分情況下，風(fēng)電預(yù)測值與兩種成本負(fù)相關(guān)，TGC成本與CT成本正相關(guān)，在風(fēng)電出力降低的時段內(nèi)，TGC成本與CT成本會有不同程度的增加，在TGC成本增加的時段，CT成本由不同程度的增加。風(fēng)電出力通過影響TGC成本進(jìn)而影響CT成本。

在4～5時刻，風(fēng)電上升，此時TGC成本卻呈現(xiàn)負(fù)相關(guān)聯(lián)系。采用皮氏積矩相關(guān)系數(shù)(pearson product-moment correlation coefficient，PPCC)計算TGC成本與CT成本影響關(guān)系，計算公式如下：

式中：r(f1,f2)為PPCC；Cov(f1,f2)為f1與f2的協(xié)方差；Var[f1]為f1的方差；Var[f2]為f2的方差；將f1與f2數(shù)值以矩陣形式帶入求解，得出r的取值為0.733 6，即CT成本受TGC成本影響程度為73.36%.同理計算出f1與P2影響程度為-89.50%，f2與Pw影響程度為-56.82%，可見TGC成本受風(fēng)電預(yù)測出力波動較大。

4.3.3 CT模型靈敏度分析

本算例中風(fēng)電滲透率為30%～40%之間，屬于含高比例可再生能源電力系統(tǒng)；風(fēng)電的高比例引入使得TGC函數(shù)大部分?jǐn)?shù)值落在三段函數(shù)盈利范圍內(nèi)，懲罰裕度的變化對TGC成本影響較小，在此不做考慮；CT模型的靈敏度分析主要考慮碳抵消額裕度變化對CT成本、TGC成本、火電機(jī)組運行成本及整體成本的影響；碳抵消額與碳分配額買賣價格由具體交易市場決定，故本文不對其進(jìn)行具體考慮。采用控制變量進(jìn)行計算，即在算例參數(shù)中，改變碳抵消裕度的值，具體數(shù)據(jù)見表2.

表2 不同碳抵消額裕度下的CT成本、TGC成本、火電機(jī)組成本與總成本Table 2 CT cost、TGC cost、thermal power unit cost and total cost under different carbon offset margin 元

由表2可以看出，在引入CT機(jī)制后，CT成本、TGC成本、火電機(jī)組運行成本與總成本不同程度上減少，且隨著碳抵消裕度的增大而遞減。在裕度為3%時，CT成本與裕度為0時相比下降1.94%，TGC成本下降3.54%，火電機(jī)組運行成本下降2.186%,總成本下降1.365%，雖有成本減少情況，但減少幅度較小。碳抵消機(jī)制是對傳統(tǒng)碳交易模型的補(bǔ)充，其裕度不超過規(guī)定碳分配額的5%，裕度的基數(shù)偏小，最后對結(jié)果的影響程度隨之偏小。碳抵消裕度的增加使整體規(guī)定排放量增加，碳交易大多數(shù)處于出售多余碳分配額和碳抵消額盈利的狀態(tài)；由于整體規(guī)定的排放量增加，電廠將花費更少的成本來向碳交易市場購買不足碳量導(dǎo)致其成本的下降；CT成本與TGC成本是正相關(guān)關(guān)系，CT成本的減少會影響TGC成本不同程度地減少。

4.3.4 消納能力分析

在大規(guī)模風(fēng)電并網(wǎng)情況下，本文從系統(tǒng)棄風(fēng)成本與備用成本角度來考慮風(fēng)電消納能力，結(jié)果見表3.

表3 TCC調(diào)度和傳統(tǒng)調(diào)度的系統(tǒng)運行成本Table 3 Cost of system ooperation of TCC dispatch and the traditional dispatch 元

由表3可以看出，在調(diào)度模型中引入TCC，棄風(fēng)成本較傳統(tǒng)調(diào)度下降13.29%，火電機(jī)組運行成本下降了18.33%，備用成本增加13.63%，總成本下降37.98%.算例中風(fēng)電出力占整體比重為30%～40%，TGC成本與CT落在盈利區(qū)間比重較大，故TCC成本為負(fù)值處于盈利狀態(tài)；TCC機(jī)制引入后，86.25%的機(jī)組出力值為正變化，機(jī)組出力減少，火電成本減少；TCC機(jī)制以CT與TGC兩種具體機(jī)制對風(fēng)電進(jìn)行量化買賣處理，并設(shè)置懲罰機(jī)制，市場買賣機(jī)制在新能源政策中可促進(jìn)新能源的開發(fā)利用，棄風(fēng)成本響應(yīng)減少；高比例風(fēng)電的引入對系統(tǒng)的安全性構(gòu)成威脅，系統(tǒng)用來應(yīng)對高比例風(fēng)電的出力隨機(jī)性與波動性的旋轉(zhuǎn)備用成本相應(yīng)提高。備用成本增加外，棄風(fēng)成本與總成本均下降較大比重。TCC機(jī)制的應(yīng)用提高了風(fēng)電消納能力，降低了總體經(jīng)濟(jì)成本，同時也增加了應(yīng)對大規(guī)模風(fēng)電并網(wǎng)波動特性的備用成本。

5 結(jié)論

為探求新電改能源政策對調(diào)度的影響，本文提出了基于TCC的含風(fēng)電電力系統(tǒng)優(yōu)化調(diào)度模型，并驗證了所提模型的有效性，主要結(jié)論如下：

1) TCC機(jī)制的引入能大范圍降低常規(guī)火電機(jī)組出力，減少火電機(jī)組發(fā)電成本。

2) TGC成本與CT成本通過單位供電CO2排放強(qiáng)度結(jié)合，受風(fēng)電出力影響，且TGC成本受風(fēng)電影響較大。

3) 碳抵消機(jī)制的引入降低了CT成本、TGC成本、火電機(jī)組運行成本與總成本，但降低幅度偏小。

4) TCC機(jī)制的引入提高了風(fēng)電消納能力，降低了總體經(jīng)濟(jì)成本，卻增加了一定比重的備用成本。