黃 瑩，薛禹勝，謝 敏，黃 杰，史守圓，余 濤

（1.華南理工大學電力學院,廣東省廣州市 510640；2.南瑞集團有限公司（國網(wǎng)電力科學研究院有限公司）,江蘇省南京市 211106）

0 引言

2021 年7 月,全國碳排放權交易市場（以下簡稱碳市場）正式啟動。碳市場作為推進“碳達峰?碳中和”行動的重要政策工具,采用市場機制優(yōu)化資金鏈,引導碳減排及優(yōu)化社會資金投入［1］。發(fā)電行業(yè)作為重要的碳排放來源,具有特性相對統(tǒng)一、數(shù)據(jù)基礎良好、碳排放量大且集中、易于計量和監(jiān)測等特點,是中國首批納入碳市場交易的行業(yè)。因此,在目前的市場環(huán)境下,發(fā)電行業(yè)面臨著同時參與電力市場及碳市場的交易決策協(xié)同問題,而協(xié)同交易行為是典型的社會元素,需要在能源的信息物理社會系統(tǒng)（cyber-physical-social system in energy,CPSSE）框架下開展研究[2]。

國際實踐及經(jīng)驗表明,電力市場與碳市場的協(xié)同發(fā)展、共同作用,可以最大限度地發(fā)揮市場機制在能源資源配置與氣候治理方面的優(yōu)化作用,推動電力系統(tǒng)清潔低碳發(fā)展［3］。目前,中國的電力市場與碳市場運營機制相對獨立,但電力主體“發(fā)電”和“排碳”的依存關系帶來了兩市場協(xié)同決策的需求。

目前,針對電力行業(yè)耦合電力市場和碳市場的相關研究已取得不少成果,但多從宏觀的市場角度出發(fā)研究兩市場的機制協(xié)同及價格傳導［4-9］,或是從電力市場角度分析碳市場的影響,主要通過將免費碳配額均分,再將超額碳排放結合市場均價作為成本項引入高排放機組的成本模型中開展研究［10-13］,往往忽視了碳市場的現(xiàn)貨交易特性。同時,針對兩市場交易決策協(xié)同的研究,文獻［14］提出一種發(fā)電商參與碳市場與電力中長期市場聯(lián)合決策模型,該研究考慮電力中長期市場及發(fā)電商在碳市場上的投機行為,立足市場現(xiàn)狀,但并未考慮決策的多時間尺度耦合需求。在現(xiàn)行市場環(huán)境下,發(fā)電集團在同時參與兩市場時需進行交易量協(xié)同以避免履約核算懲罰。同時,由于電力市場存在多種時間尺度交易,碳市場涉及現(xiàn)貨交易與年度履約限制,故交易決策需計及多時間尺度協(xié)同。文獻［15］建立了考慮多時間耦合的發(fā)電商碳-電協(xié)同決策模型,計及碳市場現(xiàn)貨交易與年度履約核查的時間耦合需求,但仍基于初始配額均分原則且僅聚焦于電力現(xiàn)貨市場。綜上,現(xiàn)有研究［14-17］大多將碳市場的交易特性簡化,或聚焦于一種交易時間尺度進行分析,未充分挖掘碳市場的交易特性及套利空間,而且忽略了市場環(huán)境下決策的多時間尺度耦合需求。除此之外,現(xiàn)有計及碳市場的研究多針對碳配額,忽視了國家核證自愿減排量（Chinese Certified Emission Reduction,CCER）交易的存在。CCER 市場作為碳配額市場的重要補充,是調控碳市場的重要市場工具［18-19］。計及CCER 交易是實現(xiàn)電-碳市場決策全面協(xié)同的重要一環(huán)。

基于此,本文在系統(tǒng)性地梳理現(xiàn)行電力市場與碳市場交易耦合機理后,提出了一種混合型發(fā)電集團參與電-碳市場的協(xié)同交易決策機制。同時,計及交易決策的多時間尺度耦合需求,構建了基于多時間尺度分解的電-碳市場協(xié)同交易決策模型,并基于該模型進行了仿真模擬,驗證了模型的可行性。此外,針對現(xiàn)行電-碳市場協(xié)同決策評價指標的缺失,構建了計及經(jīng)濟性、低碳性、穩(wěn)定性的評價指標體系,以有效量化決策的優(yōu)劣性。

1 電-碳市場耦合機理分析

2015 年至今,中國已初步形成空間覆蓋區(qū)域、省級,時間覆蓋電力中長期及現(xiàn)貨交易,標的物覆蓋電能量、輔助服務等多品種的電力市場體系結構。國內碳市場自2011 年啟動至今發(fā)展迅速,由最初7 個省市的試點碳市場逐步發(fā)展成至今已開始運營的全國統(tǒng)一碳市場。碳市場可分為兩級［20］:

1）一級碳市場的交易主體是控排企業(yè)與政府機構。政府機構通過相應的碳排放核算等手段確定控排企業(yè)的年度碳配額（Chinese emission allowance,CEA）總量,并通過免費或者拍賣的手段發(fā)放給控排企業(yè)。中國現(xiàn)階段一級碳市場主要通過免費發(fā)放一定比例的碳配額實現(xiàn)。

2）二級碳市場的交易主體主要有履約配額盈余或不足的控排主體和持有CCER 的減排主體兩類。其中,配額盈余主體及減排主體通過二級市場出售碳配額及CCER 憑證獲取收益,而配額不足的控排主體則可通過購買相應標的物履約。碳配額與CCER 履約效力相同,但兩者又有本質區(qū)別:碳配額是控排企業(yè)持有的碳排放額度憑證,而CCER 則是減排企業(yè)持有的碳減排量憑證。因此,在二級碳市場上兩種交易標的物分屬兩個交易池分別交易。除此之外,各地政策還規(guī)定了控排企業(yè)可使用CCER抵消碳排量的上限,即在為控排企業(yè)提供額外的低成本減排選擇、為減排企業(yè)提供減排獎勵的同時,防止控排企業(yè)過度購買CCER 履約,導致整體控排目標無法實現(xiàn)。

綜上,結合中國電力市場和碳市場現(xiàn)行交易機制、運營環(huán)境和政策約束,本文所研究的電力市場決策主要考慮年度中長期合約及日前現(xiàn)貨交易兩個方面。將二級碳市場劃分為碳配額交易市場及CCER交易市場兩種,分別交易碳配額及CCER 憑證。發(fā)電集團作為電力市場、碳市場的共同及主要參與者,是兩市場耦合的關鍵紐帶。傳統(tǒng)能源發(fā)電集團通過消耗化石能源發(fā)電獲得電力市場交易電量,同時排出CO2消耗配額；可再生能源發(fā)電集團通過風、光等可再生能源發(fā)電,獲得減排量,可申領CCER 憑證。通過發(fā)電集團生產活動可耦合兩類市場供需,實現(xiàn)聯(lián)動。電-碳市場互動耦合機理如圖1 所示。

圖1 電-碳市場耦合機理Fig.1 Coupling mechanism of electricity-carbon markets

電力市場和碳市場具有一定關聯(lián)性[7],圖1 給出了市場環(huán)境下電力市場與碳市場的一類典型互動模式,該模式機理中電碳兩市場聯(lián)動具有負反饋效應。若電力市場用戶用電需求增加,則電力市場價格增加,從傳統(tǒng)能源發(fā)電角度出發(fā),傳統(tǒng)能源發(fā)電增加,同時,碳市場需求增加,導致碳價提高、傳統(tǒng)能源發(fā)電成本提高、出力減少。另外,可再生能源發(fā)電增加,則電力市場及碳市場供應增加,導致電價降低、碳價降低,形成負反饋,市場實現(xiàn)動態(tài)均衡。三個市場的價格信號也存在一定程度的聯(lián)動,CCER 交易市場與碳配額交易市場標的物效用一致,價格呈現(xiàn)趨同效果,電力市場與碳市場通過度電碳排關聯(lián),價格存在流動性傳導。

2 電-碳市場協(xié)同決策機制設計

在“雙碳”背景下,風、光等新能源機組的投運將為發(fā)電企業(yè)在電-碳市場的決策行為帶來重要影響。為確保多市場協(xié)同決策機制的場景適應性,并進一步探究碳市場對不同發(fā)電主體決策的影響,本文以混合型發(fā)電集團作為決策主體。該類發(fā)電集團所轄發(fā)電資源既包括火電等傳統(tǒng)化石類能源電廠,又包括風、光等新能源場站。此外,結合中國電力市場和碳市場的現(xiàn)行交易體制和市場運營環(huán)境,電力市場計及“中長期+現(xiàn)貨”市場；碳市場考慮“免配發(fā)放+配額交易+CCER 抵消”機制,即國家每年向發(fā)電集團發(fā)放一定比例的免費配額,發(fā)電集團需要在年末繳納本年度碳排對應的配額數(shù)量。該上繳配額可分為三種形式:國家下發(fā)的免費配額、企業(yè)在碳配額交易市場中獲得的配額、企業(yè)在CCER 交易市場中獲得的CCER 憑證（存在允許抵消比例限制）。

基于國內外調研,電-碳市場的協(xié)同可分為三個階段:第1 階段以電定碳,先電后碳,決策體現(xiàn)為主從關系［10-13］；第2 階段電-碳協(xié)同,決策互相影響,體現(xiàn)為聯(lián)合決策［14-15］；第3 階段電-碳市場深度耦合,市場外部決策者進行交易協(xié)同,市場內部存在價格傳導。已有研究多針對電-碳市場協(xié)同的第1 階段,本文研究針對第2 階段進行,兩市場決策地位對等,同時設置如下研究邊界:

1）針對單個發(fā)電集團決策問題進行研究,假設各機組的容量規(guī)模較小,對電力系統(tǒng)的影響可忽略不計。假設市場無窮大,發(fā)電集團作為電碳市場價格接受者參與交易,市場價格為給定預測值。

2）理論上,新能源發(fā)電項目由于自身的減排效應可以申請成為CCER 項目,但因其申請、備案與核發(fā)時間周期長,與發(fā)電的時效性不相匹配,故本文暫不作考慮。

3）發(fā)電集團電力中長期合同已簽署完畢,發(fā)電量優(yōu)先保證中長期合約供應,盈余電量進行現(xiàn)貨交易。發(fā)電集團現(xiàn)貨出售電量均能被系統(tǒng)消納,不考慮成交價量的不確定性。

4）考慮的協(xié)同決策問題涵蓋年-周-日三維時間尺度。這主要是因為:計及配額結算周期及中長期合約為年度,故決策計劃需要耦合“年”履約需求。而所有的決策行為最終都落實到日時間尺度的執(zhí)行,故需耦合“日”時間尺度。此外,決策模型需考慮混合型發(fā)電集團所轄新能源機組的出力預測情況,其年度和月度預測精度較低,無法滿足應用需求,而現(xiàn)階段周出力預測結果相對可信［21］,且周計劃相對短期,能夠為市場主體提供靈活的策略調整空間和偏差應答空間,有利于提高交易流動性［22］,故在年-日決策過程中,劃分出“周”的時間尺度?？蓸嫿òl(fā)電企業(yè)在年-周-日的分層決策機制,其具體研究機理如圖2 所示。

協(xié)同主要包括兩個層面:

1）決策多市場協(xié)同。在電力市場中,發(fā)電集團交易電量獲取收益,通過機組發(fā)電供應用戶需求。相應的,部分機組出力,引起CO2排放,消耗碳配額,發(fā)電集團在持有配額盈余或者缺損時均可進入碳市場進行買賣,而碳市場分為碳配額交易及CCER 交易,交易標的物分別為各企業(yè)持有的國家下發(fā)配額及CCER 憑證。如圖2 所示,在電-碳市場協(xié)同決策的機制中,發(fā)電集團需要協(xié)同自身在電力市場、碳配額交易市場及CCER 交易市場的決策。首先,發(fā)電集團需計及自身電力市場中長期合約以及年末碳排履約要求安排機組協(xié)同出力；其次,發(fā)電集團可以依據(jù)多市場價格信號,進行交易套利以最大化自身收益。

2）決策多尺度協(xié)同。發(fā)電集團進行電-碳市場協(xié)同決策的同時涉及多時間尺度耦合問題。首先,電力市場交易決策需要協(xié)同中長期合約約束與現(xiàn)貨市場交易兩種尺度；其次,碳市場交易決策需要協(xié)同現(xiàn)貨交易與年度履約約束兩種尺度。本文對于發(fā)電集團的協(xié)同決策進行多時間尺度分解以匹配各市場決策需求。首先,發(fā)電集團以避免年末結算違約為目的,根據(jù)年度履約限制下發(fā)周決策計劃。然后,依據(jù)周決策計劃下發(fā)日決策計劃,周計劃為本周內的決策劃定交易總量范圍。由于年-周決策計劃是一個超前全局計劃,日計劃執(zhí)行時既要追求決策累計滿足年度履約,又需要一定的決策裕度應對預期偏差。本文的電力周計劃為本周交易總量劃定波動范圍,而碳配額及CCER 交易的周計劃則是下發(fā)本周交易總量,對于電力交易偏差帶來的碳排偏差則由碳配額市場額外承擔,實現(xiàn)電碳平衡。此機制可以為日決策計劃的執(zhí)行提供一定的靈活調整空間,同時,保證每周電-碳計劃交易量完成,進而滿足年度履約要求。

3 基于多時間尺度分解的年-周-日分層協(xié)同決策模型

3.1 年-周協(xié)同決策模型

發(fā)電集團在年-周尺度的協(xié)同決策模型的目標函數(shù)為三個市場綜合年凈收益與碳配額年末結算缺額懲罰之差最大化。由于缺額違約懲罰是在年末清算,故在本層考慮:

式中:Fy為發(fā)電集團電-碳市場交易年凈收益；Fey為電力市場年凈收益,等于售電收益與燃料成本之差；Fcy為碳配額交易市場的年凈收益,等于發(fā)電集團在市場買賣配額的凈收益；Foy為CCER 交易市場年凈收益,等于發(fā)電集團在市場買賣CCER 憑證的凈收益；Ppenalty為年度配額違約懲罰；W為年內總周數(shù),這里取52；J為發(fā)電機組數(shù)；Qe,w為電力市場第w周預測電價；pj,w為機組j第w周總出力；lw為第w周負荷預測值；Pw為第w周中長期合同分解電量；fg（pj,w）為機組j的第w周燃料成本函數(shù)；Qc,w為碳配額市場第w周配額預測價格；p為第w周配額交易量,買入為正、賣出為負；Qo,w為CCER 憑證第w周預測價格；為第w周交易憑證量,買入為正、賣出為負；ξc為懲罰系數(shù)；為年平均碳價；為企業(yè)年度碳排核算總量；P為企業(yè)年末持有配額總量,為免費配額量Pfree與碳市場交易最終持有量之和；ηj為機組j的碳排放強度系數(shù)；Plast為往年傳統(tǒng)機組總出力。

約束條件包括機組周出力限制、中長期合約總電量限制、年交易資金流限制,即

式中:P、P分別為機組j第w周的周出力上、下限；PY為中長期合同交易總電量；Mw為第w周資金流；MmaxY、M分別為年資金流上、下限。

3.2 周-日協(xié)同決策模型

發(fā)電集團在周-日時間尺度的決策以其年-周下發(fā)計劃及發(fā)電集團自身特性為約束,將決策計劃由長時間尺度計劃過渡為短期可執(zhí)行決策。

目標函數(shù)為:

式中:Fw為發(fā)電集團第w周凈收益；Fe,w為電力市場第w周凈收益；Fc,w為碳配額交易市場第w周凈收益；Fo,w為CCER 交易市場第w周凈收益；D為周內總天數(shù),這里取7；Qe,d為電力市場第d天預測電價；pj,d為 機 組j第d天 出 力；ld為 第d天 負 荷 預 測 值；Pd為第d天中長期合同分解電量；fg（pj,d）為機組j第d天的日燃料成本函數(shù)；Qc,d為碳配額市場第d天的預測價格為第d天的配額交易量；plimite,j,w為機組j第w周的周計劃電量,于碳配額交易市場中均衡實際周出力與年-周計劃出力差異導致的計劃碳排量偏差；Qo,d為CCER 憑證第d天預測價格；為第d天的交易憑證量。

約束條件包括機組日出力約束、周出力總量約束、中長期合同日分解電量約束、周資金流約束、周計劃碳市場交易量約束,即

式中:P、P分別為機組j第d天的出力上、下限；T為日內總時段數(shù),這里取24；pj,t為t時段機組j的出力；wmax、wmin分別為周出力約束上、下限系數(shù)；Md為第d天資金流。

由式（1）—式（6）所構建的多時間尺度分層協(xié)同決策模型為典型混合整數(shù)非線性規(guī)劃模型,可采用GAMS-CPLEX 求解器進行求解。

4 電-碳市場協(xié)同決策評價指標體系

針對發(fā)電集團在電-碳市場協(xié)同決策計劃的評價能夠量化決策實施的效果,為決策計劃的修訂及市場機制的調整提供參考。同時,也能用于電-碳市場不同決策方案的對比分析,有助于發(fā)電集團選擇較優(yōu)的決策計劃,為提升其在各個市場的競爭力和企業(yè)效益提供支持。因此,建立全面的評價指標體系十分必要。本文計及協(xié)同的經(jīng)濟性、低碳性、穩(wěn)定性,構建如下評級指標體系。

4.1 經(jīng)濟性評價指標

經(jīng)濟性評價指標主要用于評價多市場決策的協(xié)同效果,可分為電-碳市場協(xié)同效果評價和碳配額-CCER 市場協(xié)同效果評價兩方面,具體如下。

1）度電綜合收益

建立度電綜合收益指標評價每千瓦時電經(jīng)過多市場協(xié)同決策的綜合收益情況,其數(shù)值越大,表征度電性價比越高。具體表達式如下:

式中:ε1為度電綜合收益指標；Fet為t時段電力市場的凈收益；Fct為t時段碳配額交易市場的凈收益；Fot為t時段CCER 交易市場的凈收益。

2）度電碳排成本

建立度電碳排成本指標評價碳市場兩種標的物交易協(xié)同效果,度電碳排成本越低,反映碳市場套利越成功。具體表達式如下:

式中:ε2為度電碳排成本指標。

4.2 低碳性評價指標

建立控排系數(shù)指標及碳排強度系數(shù)指標來評價決策的低碳性,具體如下。

1）控排系數(shù)指標

建立控排系數(shù)指標評價企業(yè)控排力度。利用企業(yè)履約周期內的碳排總量與政府分配的免費配額比值來表征,比值越小,則企業(yè)控排效果越顯著。具體表達式如下:

式中:ε3為控排系數(shù)指標；CCO2,t為企業(yè)在t時段的碳排量。

2）碳排強度系數(shù)指標

建立碳排強度系數(shù)指標評價多機組協(xié)同控排效果,碳排強度越低,則機組低碳協(xié)同效果越好。具體表達式如下:

式中:ε4為碳排強度系數(shù)指標。

4.3 穩(wěn)定性評價指標

建立收益率波動系數(shù)指標及收益風險溢出系數(shù)指標來評價決策的穩(wěn)定性,具體如下。

1）收益率波動系數(shù)指標

依據(jù)經(jīng)濟學中收益率的概念［23］建立收益率波動系數(shù)指標。收益率可用于衡量市場收益的波動情況,在不同的市場機制及環(huán)境設置下所得市場的收益率不同,收益率波動大意味著市場交易不平穩(wěn),資金調動頻繁,決策波動劇烈。具體表達式如下:

式中:ε5為收益率波動系數(shù)指標；p'i和pi分別為場景變化前、后i時段的市場收益；E（?）表示求期望。收益率表征為當期收益情況與上一期收益情況的比值。收益率波動系數(shù)定義為場景變化前后收益率的差值期望。

2）收益風險溢出系數(shù)指標

本文依據(jù)計量經(jīng)濟學中風險溢出效應的概念［24-25］并加以拓展,建立收益風險溢出系數(shù)指標,通過多市場的收益率時間序列分析市場決策間的聯(lián)動關系。該評價指標立足于發(fā)電集團市場決策耦合緊密性分析。使用EViews 軟件,采用DCC-GARCHBeek 模型獲得多市場收益風險溢出方向及溢出相關系數(shù),再進行數(shù)據(jù)統(tǒng)計取期望獲得風險溢出效應指標。具體表達式如下:

式中:εAB為A、B 市場的收益風險溢出系數(shù)指標；αAB為A、B 市場風險溢出方向；γAB,t為A、B 市場在t時段的風險溢出系數(shù)。

5 算例分析

本文考慮的混合型發(fā)電集團下轄一個火電廠（包含三臺機組,容量分別為660、640、600 MW）,兩個風電場（容量均為300 MW）,以及一個容量為100 MW 的集中式光伏電站。該發(fā)電集團的碳配額根據(jù)其火電廠的歷史碳排數(shù)據(jù)得出。電價數(shù)據(jù)參考中國廣東電力交易中心交易數(shù)據(jù),碳配額價格數(shù)據(jù)參考全國碳排放權交易數(shù)據(jù),CCER 價格數(shù)據(jù)參考北京綠色交易所交易數(shù)據(jù)。

現(xiàn)行政策環(huán)境下,全國碳市場在2019—2020 年針對發(fā)電行業(yè)配額實行全部免費分配,CCER 抵消清繳比例不超過0.05,而試點地區(qū)碳排放政策各有不同。以中國廣東地區(qū)為例,2020 年其電力企業(yè)的免費配額分配比例為0.95,CCER 或廣東省省級碳普惠核證減排量允許抵消比例為0.10。目前,中國碳市場處于初步發(fā)展階段,免費配額比例較高且CCER 允許抵消比例較低,故市場協(xié)同需求并不明顯,但從長遠來看,為實現(xiàn)“雙碳”目標,控制碳排放并激勵碳減排,免費配額比例將逐步收緊,CCER 允許抵消清繳比例或將放松。本文為更好地反映市場協(xié)同效果,研究電-碳市場協(xié)同規(guī)律,為市場發(fā)展提供支撐,將免費配額比例設置為0.75,CCER 可抵消比例設置為0.35。

5.1 年-周-日多市場決策結果

5.1.1 年-周協(xié)同決策結果

該發(fā)電集團的年-周決策協(xié)同結果如圖3、圖4所示。

圖4 碳市場年交易情況Fig.4 Annual trading of carbon market

觀察圖3、圖4 可知,在電力現(xiàn)貨市場電價較低時,機組發(fā)電量較小,現(xiàn)貨交易量也較少。發(fā)電集團于兩類碳市場的交易行為主要表現(xiàn)為在市場價格低時購買相應標的物,發(fā)電集團能夠結合自身需求較好地響應各市場價格信號。

綜合仿真結果進一步分析可知,在現(xiàn)行市場環(huán)境下,電力市場價格約為300 元/（MW?h）,相應碳排成本約為40 元/（MW?h）。因此,發(fā)電集團會在保證自身配額達標的情況下,最大限度地購買碳配額以增加自身出力空間并于電力現(xiàn)貨市場獲益,而非減少自身出力于碳市場出售盈余配額。同時,由于發(fā)電集團碳市場交易量受資金流限制,發(fā)電集團在電價較低時仍會縮減火電機組出力以保障碳市場履約順利。由于CCER 市場價格普遍低于碳配額,發(fā)電集團會傾向于在允許履約比例限制下最大化購買CCER 憑證。

5.1.2 周-日協(xié)同決策結果

以年-周決策計劃為約束,發(fā)電集團的周-日協(xié)同交易結果如圖5、圖6 所示（以前5 周為例）。

圖5 電力市場周交易情況Fig.5 Weekly trading of electricity market

圖6 碳市場周交易情況Fig.6 Weekly trading of carbon market

分析圖5、圖6 可以發(fā)現(xiàn),發(fā)電集團在電力現(xiàn)貨市場的交易基本滿足高價增加出力售電、低價減少出力、響應市場價格信號的規(guī)律。同時,該決策受到中長期合同的影響,在合同負荷需求高的時段,即使現(xiàn)貨市場電價較高,發(fā)電集團也需先滿足合同要求,再最大化自身現(xiàn)貨市場收益。碳市場交易結果滿足周計劃交易量要求,決策能夠實現(xiàn)周清,在最大化本周收益的同時,不影響下一周的決策計劃,即所提模型協(xié)同效果符合預期。

5.2 電-碳市場協(xié)同決策的評價結果

應用第4 章所述評價指標對5.1 節(jié)所得最優(yōu)決策進行全面評價,具體思路如下:1）針對免費配額比例按0～1 變化,CCER 允許抵消履約比例按0～1 變化,分析發(fā)電集團度電綜合收益、度電碳排成本、控排系數(shù)、碳排強度系數(shù)的變化,研究機制影響；2）針對預測類數(shù)據(jù)進行偏差模擬,研究收益率波動系數(shù)指標的變化情況,找出主導不確定性因素；3）利用收益風險溢出系數(shù)指標分析三市場決策聯(lián)動性。

仿真結果如下:

1）免費配額及CCER 允許抵消比例變化指標仿真結果如圖7 所示。

觀察圖7 可知,隨著各項占比的增加,度電綜合收益先增大后略有下降、度電碳排成本降低、控排系數(shù)降低、碳排強度系數(shù)增加。究其原因,可分為三個階段討論:首先,在各項占比較小時,發(fā)電集團傾向于控制自身高排機組發(fā)電；隨著占比的增加,高排機組出力空間增加,故集團發(fā)電收益增加,碳市場履約壓力減少。隨后,集團高排機組發(fā)電飽和,集團碳配額盈余,可在碳市場出售套利。除此之外,可觀察到免費配額比例較CCER 允許履約比例影響更為顯著,這是因為免費配額比例增加意味著零成本碳排額度的增加,CCER 允許履約比例的增加意味著低成本碳排額度的增加,故免費配額比例變化帶來的影響更為顯著。

綜上,針對機制設定的研究表明,免費碳配額及CCER 允許履約比例的合理設定對于企業(yè)運營及控排均有重大影響。在碳市場建設的不同階段,機制設定需要兼顧控排主體生存空間、控排力度等多種因素。過度的碳配額分配及CCER 使用都會導致控排政策失效,配額的供過于求也會導致市場碳價低迷［26-27］,這也是碳市場風險的主要來源,歐洲碳市場就曾因此一度出現(xiàn)碳價暴跌的現(xiàn)象。而過低的比例設定則會導致集團控排壓力過大,火電出力壓縮,影響電力供應。因此,在推動碳市場建設的進程中,需要不斷完善市場機制,鼓勵減排技術發(fā)展,逐漸減少配額總量,適度增加CCER 允許抵消比例。

2）預測數(shù)據(jù)變化的指標仿真結果。分別對電價、碳配額價格、CCER 價格、可再生能源機組預測出力做20%的預測誤差模擬,結果見附錄A 圖A1、表A1。觀察可知,誤差的影響具有收益波動聚集效應,在收益波動劇烈時,各類誤差影響均更為顯著。電價誤差與機組出力預測誤差跟隨基線波動,且電價相對機組出力預測誤差影響更為顯著,這兩類誤差對波動有加劇效果；而CCER 及碳價預測誤差的跟隨效果相對較差,在基線波動劇烈時甚至表現(xiàn)為一定的反作用,該類誤差可能導致發(fā)電集團進行決策計劃調整,對于收益波動的引導非線性。綜上,對比4 種預測類數(shù)據(jù)的不確定性影響,其中的碳價及CCER 價格預測誤差處于主導影響地位。

3）收益風險溢出系數(shù)指標。由附錄A 表A2 可知,在現(xiàn)行市場環(huán)境下,電力市場及碳配額市場均對CCER 市場的風險溢出效應較大,動態(tài)溢出相關系數(shù)如附錄A 圖A2 所示。其中,正向溢出表示風險增強、負向溢出表示風險削弱。電力市場對于兩類碳市場主要體現(xiàn)為正向溢出,即電力市場風險會傳播至兩類碳市場并增強,造成其波動,而碳配額市場對CCER 市場主要表現(xiàn)為負向溢出,即碳配額市場的風險傳播至CCER 市場時風險作用會減弱。綜上,發(fā)電集團決策受電力市場波動風險影響更為顯著。為保證發(fā)電集團多市場聯(lián)動決策的穩(wěn)定性,在電力市場收益波動較大時,應適當減少三市場套利操作,而當碳配額市場交易波動較大時,發(fā)電集團應側重于CCER 市場進行交易,以適當緩解自身交易風險。

5.3 碳價變化對電-碳市場協(xié)同決策的影響

根據(jù)清華大學對中國2020—2035 年的碳價預測結果對碳價進行設定［28-29］,研究碳價長效變化對于電-碳市場協(xié)同決策的影響。結合評價指標體系量化決策協(xié)同效果,結果如圖8 所示。

圖8 碳價變化場景下評價指標仿真結果Fig.8 Simulation results of evaluation index in carbon price changing scenario

隨著時間的推移,碳價呈上升趨勢,由此會引起電-碳市場協(xié)同結果發(fā)生變化。分析可知,隨著碳價上升,企業(yè)碳排成本增加,收益減少,控排力度增加,至2030 年碳價達到當前的約1.79 倍后各項指標發(fā)生顯著變化,存在明顯轉折。結合附錄A 圖A3 分析,集團整體決策趨勢并未發(fā)生變化,這是由于年內價格趨勢未變,發(fā)電集團依舊會在電價高時增加出力、碳價低時購買相應標的物。但是,隨著碳價不斷升高,集團在現(xiàn)貨市場的交易行為發(fā)生顯著變化,不再傾向于“買碳賣電”進行多市場套利以最大化收益,而是轉向減少高排機組出力控制碳排。這是因為市場碳價增高,在資金流限制內集團可購買的碳配額/CCER 憑證減少,履約標的物最大可持有量減少,由此導致其碳排裕度降低、高排機組出力被迫壓縮、現(xiàn)貨可交易電量減少,此時的碳市場成為影響集團決策的重要因素。

5.4 發(fā)電集團采取不同決策模式的對比與評價

考慮發(fā)電集團采取以下三種決策模式進行仿真模擬,研究決策方式變化對集團收益及控排效果的影響。

1）模式1:發(fā)電集團在年末最后一個月進入碳市場交易,結合本年度已排碳量及免費配額數(shù)量,進行電-碳市場耦合決策以最大化自身收益。對應碳市場建設初期,參與主體碳市場交易尚不積極,交易有明顯潮汐現(xiàn)象的情景。

2）模式2:發(fā)電集團將自身所有碳配額均分至每周,每周以本周碳排清零為目的進入碳市場交易,以最大化自身收益。對應碳市場建設中期,參與主體采取保守策略,力求避免年末違約并最小化購碳成本。

3）模式3:以年末不違約為目標,發(fā)電集團決策做年-周-日計劃分解,對應本文模型。對應碳市場建設成熟時期,參與主體密切關注碳市場交易行情,進行多市場套利,實現(xiàn)自身收益最大化。

應用評價指標體系對三種模式的決策結果進行定量評價。由于所提模式電-碳市場耦合尺度存在差異,暫不考慮收益風險溢出系數(shù)指標。三種模式的市場交易仿真結果及評價結果如表1 所示。

表1 多種決策模式仿真結果Table 1 Simulation results of multiple decisionmaking modes

結合表1 及附錄A 圖A4 分析可知,隨著發(fā)電集團參與碳市場積極性的提高,價格信號跟隨更為緊密,市場套利行為逐漸凸顯,而通過市場套利帶來的火力發(fā)電空間上升,將導致發(fā)電集團的控排力度下降。發(fā)電集團適度的市場套利可以提高自身收益、減輕控排壓力,但過度的市場交易及套利行為可能會導致市場控排機制失效,對“雙碳”目標的實現(xiàn)起到了反作用。

綜上,碳市場作為助力實現(xiàn)“雙碳”的政策工具,以市場機制激勵控排企業(yè)減排,為控排企業(yè)履約提供了緩沖帶,碳市場的繁榮可以為控排企業(yè)帶來一定的喘息空間,但同時也可能成為控排企業(yè)逃避履約、套利獲益的工具。因此,隨著碳市場的不斷發(fā)展,需要不斷完善價格機制,探求碳價與電力行業(yè)及其他行業(yè)的匹配方法,以合理激勵各行業(yè)減排。同時,也要設定相應的交易約束,以避免控排企業(yè)過度套利,配額制失效。免費配額比例及CCER 允許履約比例的設定也需隨著市場的推進動態(tài)調整,以給予控排企業(yè)合理的壓力、減排企業(yè)適度的獎勵。

6 結語

本文針對發(fā)電集團電-碳市場協(xié)同決策問題展開研究。首先,針對國內電-碳兩類市場運行現(xiàn)狀展開分析,明確了電-碳市場耦合機理；然后,考慮決策的多時間尺度耦合需求,構建了基于時間尺度分解的電-碳市場交易協(xié)同決策機制及相應模型,并從協(xié)同決策的經(jīng)濟性、低碳性、穩(wěn)定性三個角度出發(fā)構建了評價指標體系；最后,結合決策模型及評價指標進行算例仿真,驗證了模型的可行性,證實模型可以在保證年末結算履約的同時最大化發(fā)電集團收益。

同時,本文針對市場機制、碳價水平、決策模式的研究表明:

1）免費配額比例是碳市場約束行業(yè)控排的重要調控手段,CCER 允許履約比例的變化也在一定程度上影響行業(yè)控排效果。為推動各行業(yè)減排,需要依據(jù)各行業(yè)控排能力合理設定免費配額比例,并調整CCER 允許履約比例作輔助調控。

2）目前,碳價與電價存在不匹配問題,碳市場的激勵效果甚微,而過高的碳價又會導致傳統(tǒng)能源發(fā)電成本過高,影響電力供應。因此,有必要設定彈性的行業(yè)碳價機制,合理提高碳市場效力。

3）控排企業(yè)進行多市場協(xié)同決策可以有效提高企業(yè)收益,但過度套利則會影響控排效力。因此,需設定相應的套利約束機制,防止控排主體通過碳市場過度套利,導致控排機制失效。

后續(xù)研究將挖掘電碳市場價格預測的不確定性,在決策模型中進一步完善對于電-碳市場價格機制的考慮,研究發(fā)電集團電-碳市場第3 階段深度協(xié)同決策的不確定性優(yōu)化模型和算法。

本文得到南瑞集團有限公司項目（信息-物理-社會元素的交互及協(xié)調技術，GFGFWD-210338）的資助，特此感謝！

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