潘 荔,陈 忠,石丽娜*,杨 帆,李佩佩,黄宇航,黄漪帅,杨 利,刘志强
(1.中国电力企业联合会,北京 100761；
2.国家能源集团宁夏电力有限公司，宁夏 银川 750000)
电力行业是我国碳排放最大的行业[1-2]，既面临自身达峰的艰巨任务，也要支撑全社会尽早达峰。2021年，我国煤电机组装机容量达110 962万kW，占全部装机容量的46.7%，是电力行业二氧化碳排放的主要来源[3]。在构建以新能源为主体的新型电力系统的进程中，我国新能源发电快速发展，其波动性、随机性对电力系统的安全可靠提出了更高要求。为支撑新能源发电，需要充分挖掘电力系统灵活性调节潜力，以促进新能源的消纳[4]。
火电机组灵活性改造是现阶段解决电网灵活性调节能力不足的重要可行的技术手段[5-7]。目前，国内外学者对火电机组灵活性改造激励机制的相关研究取得一定成果，但大都站在电力市场的角度，从短期市场、长期容量补偿机制等方面来激励提高高比例新能源电力系统灵活运行能力[8-10]，站在碳市场角度研究火电机组灵活性运行的激励机制较少。
新能源的穿透率越高，系统的调节能力需求越大，煤电承担灵活性调节的任务越重，煤电长时间变负荷运行将成为常态[11]。在实际变工况运行中，不同负荷下不同类型燃煤机组碳排放特点不同，参与碳市场的成本、碳配额盈余情况也有所差异[12]。当前全国碳市场仅纳入发电行业，且处于起步阶段，部分关键机制仍有待完善优化[13]。因此，探讨燃煤机组负荷变化对碳交易的影响，特别是配额分配方案对燃煤机组变负荷运行的适用性和碳价对燃煤机组变负荷运行的影响，对于优化完善碳市场关键机制设计和燃煤机组运行策略具有重要参考意义。
2.1 计算依据
2.1.1 供电碳排放强度
燃煤发电设施运行参数与机组的实际碳排放量密切相关，也影响着企业碳排放配额的分配。燃煤机组的碳排放量约有98%来自于燃煤过程产生的CO2，并且受机组运行水平的影响大，是进行节能减排的重点[14-15]。因此，本研究重点讨论了燃煤燃烧产生的碳排放量。根据2019-2020年配额分配方案和《企业温室气体排放核算方法与报告指南发电设施》（2022年修订版），燃煤机组碳排放量可表示为：
式中：E为碳排放量，t；
S为供电碳排放强度，t/(MW·h)；
L为供电量，MW·h；
T为供热碳排放强度，单位为t/GJ；
M为供热量，GJ；
A为燃煤消耗量，t；
N为供热比，%；
β为标煤的折标系数，为燃煤热值与标煤热值之比；
C为燃煤低位发热量，GJ/t；
D为燃煤单位热值含碳量，tC/GJ；
E为碳氧化率，单位为%，燃煤的碳氧化率取0.99；
O为供电煤耗，tce/(MW·h)；
P为供热煤耗，tce/GJ。
机组的碳排放量与入炉煤的单位热值含碳量、供电量和供热量有关。由于入炉煤的煤质受来煤和掺烧比例的影响，与机组运行参数关系不大，为简化机组碳排放量的计算，不分煤种的单位热值含碳量缺省值可近似为常数。根据《2016年国家温室气体清单指南》和《省级温室气体清单编制指南（试行）》，燃煤单位热值含碳量取值范围为25.8～27.97 kg/GJ，为便于计算，不分煤种的单位热值含碳量缺省值可近似为中间值26.8 kg/GJ。式（1）可近似为：
对于热电联产机组，其供热量受民生和工业供热影响较大，因此，本文仅探讨纯供电机组的碳排放特点。纯供电机组的碳排放强度可简化为如下计算公式：
2.1.2 供电碳排放量
对于纯供电机组的碳排放量可用下式计算：
式中：Et为燃煤机组单位时间碳排放量，t/h；
O为供电煤耗，单位为t/(MW·h)；
Pe为机组运行出力，单位为MW；
Wdcy为发电厂用电率，单位为%。
2.1.3 不同类型机组与配额分配方案中的负荷系数修正系数
根据2019-2020年配额分配方案，机组变负荷运行对碳交易的影响因素主要为负荷系数。当前全国碳市场的配额分配方案考虑了负荷变化因素对机组碳排放的影响。参考《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》（GB 21258-2017）做法，机组负荷（出力）系数修正系数按照表2选取，其他类别机组负荷（出力）系数修正系数为1。
表1 常规燃煤纯凝发电机组负荷（出力）系数修正系数Tab.1 Correction coefficient of load(output)coefficient of conventional coal-fired pure condensing generator set
为分析负荷系数修正系数具体数值设置的符合性，将不同类型机组供电碳排放强度与配额分配方案中的负荷系数修正系数按归一化公式（5）进行归一化处理。
式中：F负荷系数修正系数；
S为不同负荷下机组供电碳排放强度，t/(MW·h)；
Smax不同负荷下机组供电碳排放强度的最大值，单位为t/(MW·h)；
Smin不同负荷下机组供电碳排放强度最小值，t/(MW·h)。
2.1.4 碳价对机组度电成本影响
假设电厂现有能耗的水平不变，理想情况下，对于纯供电机组，碳价对火电度电成本的影响可用下式来表示：
式中：Cc为度电成本增加值，元/(MW·h)；
Cc1为配额初始分配的获取成本，元/(MW·h)；
Cc2为碳市场中购买碳配额成本，元/(MW·h)；
Sjz为碳排放供电基准值，t/(MW·h)；
γ为有偿分配比例，%；
CP1为拍卖碳价，元/t；
Ssj为供电碳排放强度，t/(MW·h)；
CP2为交易碳价，元/t。
2.2 研究对象
宁夏地区是可再生能源富集地区，随着宁夏地区新能源的发展，煤电机组利用小时数逐年下降，煤电机组变负荷运行成为常态。本文选取宁夏地区35台不同类型的火电为例，其机组参数、冷却方式和容量等级如表2所示。
表2 宁夏区域不同类型机组基础参数表Tab.2 Basic parameter table of different types of units in Ningxia regions
2.3 数据来源
采用机组常规热力试验获取机组运行煤耗性能曲线，根据式（3）计算并绘制出纯供电机组碳排放强度的变化曲线，如图1所示。
图1 宁夏区域不同类型机组不同负荷下的供电碳排放强度变化Fig.1 Power supply carbon emission intensity of different types of generating units in Ningxia under variable load
根据式（4）绘制出不同类型机组不同发电负荷下碳排放量，如图3所示。根据式（5）将不同类型机组供电碳排放强度与配额分配方案中的负荷修正系数进行归一化处理，得到不同类型机组与配额分配方案中的负荷系数的修正系数图，如图5所示。基于式（6）和图1，绘制出不同情景下不同类型机组的度电成本增加值，如图6所示。
3.1 机组负荷变动对碳排放的影响
图1为宁夏区域不同类型机组不同负荷下的供电碳排放强度变化，电力行业典型机组在不同负荷下供电碳排放强度的变化如图2所示。由图1和2可以看出，总体上，大容量、高参数机组的碳排放强度值低；
空冷机组、循环流化床机组碳排放强度值偏高。随着负荷率降低，碳排放强度值增加。其中，当负荷率低于70%左右时，随着负荷率的进一步降低，碳排放强度值增加明显[17-18]，大容量、高参数机组的碳排放强度增加更为显著。
图2 典型机组不同负荷下的供电碳排放强度变化[16]Fig.2 Power supply carbon emission intensity of typital different types of generating units under variable load
由式（4）可知，影响机组燃煤碳排放量的主要因素有机组运行负荷、厂用电率、供电煤耗。机组负荷率越高，发电厂用电率越低，供电煤耗越低。图3为不同负荷下机组供电碳排放量变化。由图3可知，尽管不同类型机组的碳排放强度和供电煤耗随着负荷的降低而增加，但是由于低负荷下机组的供电量也减少，机组的碳排放量会随着机组负荷的增加而增加。总体上看，相同负荷下，同一容量等级的高参数机组碳排放量相对较低。机组负荷在300 MW以下时，碳排放量从小到大顺序分别为：350 MW超临界空冷机组、330 MW亚临界湿冷机组、330 MW亚临界空冷机组、330 MW亚临界流化床机组。机组负荷在300 MW以上时，碳排放量从小到大顺序分别为：660 MW超超临界空冷机组、1 000 MW超超临界空冷机组、660 MW超临界空冷机组、600MW亚临界空冷机组。针对1 000 WM超超临界空冷机组，碳排放量变化规律是：当机组负荷低于约560 MW时，1 000 MW超超空冷机组碳排放量高于660 MW超超临界空冷机组；
当机组负荷高于560 MW左右时，1 000 MW超超空冷机组碳排放量低于660 MW超超临界空冷机组。针对350 WM超临界空冷机组，碳排放量变化规律是：当机组负荷低于340 MW左右时，350 MW超临界空冷机组的碳排放量最低；
当机组负荷高于340 MW左右时，350 MW超临界空冷机组的碳排放量明显升高，且高于330 MW亚临界湿冷机组。
图3 不同负荷下机组供电碳排放量变化Fig.3 Power supply carbon emission of different types of generating units under variable load
煤电机组灵活性改造后能够获得更多发电机会，如果多台机组长时间低负荷运行，机组和各个辅机的运行工况均大幅偏离设计值，机组能耗增加，经济性降低[19]。当电网调度给定的运行负荷小于全厂的额定容量时，应科学合理安排全厂的开停机组合和灵活性运行，减少机组启停频次和低负荷运行时间[20]。
3.2 配额分配方案适用性分析
根据图1和图2可知，当负荷率低于70%左右时，随着负荷率的进一步降低，碳排放强度值增加明显。由此得出，当前全国碳市场的配额分配方案中的负荷系数出力范围设定与实际情况基本一致。
根据图1和2019-2020年配额分配方案，绘制出不同类型机组供电碳排强度与供电基准值，如图4所示。由图4可知，总体上，不同负荷下各类型机组的碳排放强度与考虑修正系数之后的供电基准值变化趋势一致，所以，配额分配方案中的负荷系数修正系数设置基本合理。
图4 机组供电碳排放强度与供电基准值Fig.4 Unit power supply carbon emission intensity and power supply reference value
为分析负荷系数修正系数具体数值设置的符合性，将不同类型机组供电碳排放强度与供电基准值进行归一化处理，如图5所示。由图5可知，当机组负荷率低于60%时，目前配额分配方案中负荷系数修正系数值设置偏低，由此会造成低负荷下机组碳排放配额分配量比实际碳排放量低的情况。
图5 不同类型机组与配额分配方案中的负荷系数修正系数Fig.5 Load correction factor of Allowance Allocation Scheme 2019-2020 and different types of generating units
3.3 碳价对机组度电成本的影响
不同类型机组变负荷运行的碳排放变化规律不同，碳价的影响规律也有所不同[21]。碳配额的松紧程度、发放方式直接决定了碳市场的活跃程度以及碳价水平。随着配额的收紧以及碳总量碳强度双控政策的约束，长期来看，碳价总体将呈上升趋势。对于低效发电机组，其供电碳排放强度大于供电基准值，碳配额亏损，企业需要在碳市场中付出一定的成本代价来购买碳配额，增加了经营成本；
反之高效的发电机组碳配额盈余，可出售多余的配额获取收益[22]。
为科学分析碳市场对机组度电成本的影响，考虑到地方及国际碳市场的发展特点，设置了免费配额分配（碳价为50元/t，为200元/t）、有偿配额分配（有偿分配比例为10%、拍卖价格为30元/t、碳价为50元/t；
有偿分配比例为100%、拍卖价格为200元/t）情景，以此研究碳价对机组度电成本的影响。图6为不同情景下不同类型机组的度电成本增加值。
图6 不同情景下不同类型机组的度电成本增加值Fig.6 The cost per kilowatt hour of the coal-fired increment of different types of units under different scenarios
总体来看，火电机组度电成本的增加值随负荷降低呈三段变化趋势，与表2中负荷修正系数设置的三段函数一致，且机组负荷率在50%～60%时，度电成本增加值最低。当机组负荷从100%降至70%～90%时，度电成本增加值增加；
当机组负荷率从70%～90%降至50%～60%时，度电成本增加值降低；
当机组的负荷率从40%～50%继续降低时，度电成本增加值增加，这与负荷修正系数在低负荷（＜75%）时设置为指数函数有关。总体上，在情景（a）、（b）、（c）下，600 MW等级机组度电成本增加值相对较多。这是由于2019-2020年配额实施方案将600 MW等级的机组和1 000 MW等级的机组划分为一条基准线，但实际上600 MW与1 000 MW机组在生产条件、技术参数上的差距远大于300 MW及以下机组，因而碳价对600 MW等级机组的度电成本影响相对较大。
在碳配额免费分配情景下，当碳价为50元/t，机组度电成本的增加值为 -0.00585～0.00256元/(kW·h)。当碳价为200元/t，机组度电成本的增加值为-0.0234～0.0102元/(kW·h)。调研机组的全生命周期煤电度电成本平均为0.358元/(kW·h)，当碳价为50元/t，机组度电成本的增加约-1.63%～0.71%，碳成本对淘汰落后机组的影响有限；
当碳价为200元/t，机组度电成本的增加约-6.53%～2.85%，对企业生产经营的影响需引起重视。
碳配额有偿分配将温室气体排放的外部性影响内部化，体现了“污染者付费”原则[23-25]。在碳配额有偿分配情景（c）下，机组度电成本增加值约-0.00224～0.00551元/(kW·h)；
在碳配额有偿分配情景（d）下，机组度电成本增加值约0.165～0.237元/(kW·h)，机组度电成本增加约46.09%～66.20%，碳市场对机组度电成本的影响显著。随着碳配额基准线的收紧、有偿分配比例上升、碳交易价格上升，将推升煤电度电成本，并成为影响发电企业效益的重要变量。
本文以宁夏区域不同类型机组为例，探讨了2019-2020年配额分配方案对机组变负荷运行碳排放特点的适用性，以及碳价对机组不同负荷下度电成本的影响。研究认为：
（1）当前全国碳市场的配额分配方案中的负荷系数出力范围设定与实际情况基本一致，不同负荷下各类型机组的碳排放强度与考虑修正系数之后的供电基准值变化趋势一致，但当机组负荷率低于60%左右时，配额分配方案中负荷系数修正系数值设置偏低，由此会造成低负荷下机组碳排放配额分配量比实际碳排放量低，而出现配额亏损的情况。
（2）碳市场作为一种碳定价机制，对发电企业投资决策行为产生影响。随着碳价水平提高、有偿分配的引入，碳成本或碳资产将成为决定企业生产经营和节能降碳行为的重要因素。
根据研究结论得出以下启示：
一是优化发电企业配额分配方案。建议密切关注电力系统供需形势的变化，合理调整燃煤发电机组碳排放强度基准值，在符合整体减排目标的前提下，加强负荷修正系数研究，对深度参与调峰机组给予更多的激励。
二是优化机组负荷分配和启停组合。建议引入煤耗或碳排放最优的目标，根据每台机组的运行特性，积极争取不同机组间的电热负荷优化分配，不同发电企业间的电量优化分配，合理安排机组启停组合，优化机组运行方式，把电量往大容量高参数低排放机组上转移，尽量避免多台机组同时低负荷运行。
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