金定強(qiáng),莊 柯,姚 杰,黃 奎*(1.國電科學(xué)技術(shù)研究院,江蘇 南京 210031；2.南京電力設(shè)備質(zhì)量性能檢驗(yàn)中心,江蘇 南京 210031)

溫室氣體減排方法下多電源區(qū)域的減排分析

金定強(qiáng)1,2,莊 柯1,2,姚 杰1,2,黃 奎1,2*(1.國電科學(xué)技術(shù)研究院,江蘇 南京 210031；2.南京電力設(shè)備質(zhì)量性能檢驗(yàn)中心,江蘇 南京 210031)

通過分析電力供需、CO2排放限額值和能源供應(yīng)與經(jīng)濟(jì)目標(biāo)值的聯(lián)動(dòng)效應(yīng),構(gòu)建CCER和NEM等碳減排機(jī)制下系統(tǒng)成本最優(yōu)化的規(guī)劃模型,并在不可規(guī)避的風(fēng)險(xiǎn)條件下尋求系統(tǒng)最優(yōu)成本與CO2排放量的制衡點(diǎn).結(jié)果表明:在碳減排機(jī)制下,燃煤電廠、燃油電廠、生物質(zhì)電廠、風(fēng)電和水電的擴(kuò)建容量分別200、200、100、450和300MW,CO2總排放量為[208.15,275.38]×106t,燃煤和燃油電廠排放的CO2量占總排放量的[82.8%,87.9%].此外,CCER機(jī)制和NEM機(jī)制能精確挖掘出多電源類型的CO2排放潛力,在CCER機(jī)制下,各規(guī)劃期內(nèi)CO2減排量分別為[5.83,6.12]×106t、[8.95,9.78]×106t和[11.57,14.22]×106t,NEM機(jī)制能有效促進(jìn)源端清潔能源的發(fā)展和擴(kuò)建.碳減排機(jī)制有利于實(shí)現(xiàn)“高碳化”向“低碳化”發(fā)展的目標(biāo),便于決策者制定“能源-經(jīng)濟(jì)-環(huán)境”三位一體化的最佳方案.

溫室氣體減排方法學(xué)；多電源；CO2排放限額值；碳減排機(jī)制

“十三五”規(guī)劃提出提高煤炭洗選率、節(jié)能促減排、循環(huán)利用等10項(xiàng)明確、具體的、可衡量、可落實(shí)、可監(jiān)督,有實(shí)際效果的碳減排措施;此外,針對《巴黎協(xié)定》在2020～2030年的階段性碳減排目標(biāo),中國必須加快推進(jìn)碳減排機(jī)制建設(shè),盡快建成系統(tǒng)完善的碳減排長效機(jī)制[1-3].

目前,碳減排的減排措施有碳排放權(quán)配額發(fā)放、碳交易和CDM機(jī)制,然而,碳排放權(quán)配額發(fā)放在一定程度上打擊過去那些采取積極減排措施的企業(yè),如:生物質(zhì)電廠、安裝碳捕集的燃煤電廠,有悖于“誰污染、誰治理”的原則;碳交易雖然能避免碳排放權(quán)配額發(fā)放的缺陷,但同時(shí)也存在不公平競爭的隱患,CDM 機(jī)制雖是國際公認(rèn)的碳減排機(jī)制,但會(huì)給發(fā)展中國家?guī)硪欢ǖ牟淮_定性和風(fēng)險(xiǎn),尤其對于快速發(fā)展的中國更為凸顯[4-6].因此,鑒于現(xiàn)有的碳排放權(quán)配額的發(fā)放方式和碳交易機(jī)制的缺陷,如何對高能耗高排放源的多電源區(qū)域?qū)嵤┯行У奶紲p排措施將是源端面臨的一道壁壘.

對此,國內(nèi)外學(xué)者對 CO2減排進(jìn)行了深入的研究,如:申楊碩[7]根據(jù)我國發(fā)電側(cè)的電源結(jié)構(gòu)布局分析了發(fā)電側(cè)的污染物排放情況,構(gòu)建了發(fā)電側(cè) CO2減排優(yōu)化分析模型,從而挖掘我國發(fā)電結(jié)構(gòu)與 CO2排放之間的關(guān)系,并為 CO2減排措施的制定提供支持;顧佰和等[8]基于終端電力消費(fèi)、火力發(fā)電效率、線損等因素構(gòu)建了自底向上的電力行業(yè) CO2排放核算模型,并利用情景分析方法和對數(shù)平均權(quán)重分解法對電力行業(yè)CO2減排影響因素的貢獻(xiàn)度進(jìn)行歸因分析;葉敏華等[9]研究跨區(qū)電力傳輸將改變我國未來各區(qū)域能源使用、大氣污染物排放、溫室氣體排放等發(fā)展路徑并提供相應(yīng)的節(jié)能減排政策;毛顯強(qiáng)等[10]構(gòu)建了大氣污染物協(xié)同減排當(dāng)量指標(biāo),并對技術(shù)減排和結(jié)構(gòu)減排措施進(jìn)行成本-效果評價(jià)和敏感性分析,實(shí)現(xiàn)電力行業(yè)大氣污染物和溫室氣體的協(xié)同減排;李薇等[11]基于碳排放許可值、CO2減排技術(shù)與成本等約束參數(shù)構(gòu)建碳交易機(jī)制的區(qū)間兩階段不確定隨機(jī)規(guī)劃模型,尋求系統(tǒng)凈收益與 CO2排放許可的平衡點(diǎn);Chen等[12]開發(fā)了區(qū)間隨機(jī)優(yōu)化模型(RISO)并利用模型進(jìn)行區(qū)域間發(fā)電量的優(yōu)化調(diào)配;葉斌等[13]基于深圳市現(xiàn)狀研究的基礎(chǔ)上開發(fā)出電源結(jié)構(gòu)低碳優(yōu)化模型,并利用該模型測算深圳電力系統(tǒng)資源最優(yōu)配置下的碳減排成本.因此,基于多電源區(qū)域發(fā)電方式的多樣性和不確定性、碳減排技術(shù)的復(fù)雜性及碳減排政策的強(qiáng)制性,本文利用溫室氣體方法學(xué)和區(qū)間參數(shù)規(guī)劃方法構(gòu)建溫室氣體方法學(xué)下多電源區(qū)域的碳減排優(yōu)化模型,并根據(jù)“十三五”規(guī)劃的CO2排放強(qiáng)度下降40%～45%的減排目標(biāo)和《巴黎協(xié)定》中2020～2030年的階段性碳減排目標(biāo),設(shè)置不同規(guī)劃期內(nèi)電力需求和能源供應(yīng)量,通過模型優(yōu)化的結(jié)果調(diào)整相應(yīng)區(qū)域的能源結(jié)構(gòu),同時(shí)也有助于碳減排機(jī)制的發(fā)展,從而加快實(shí)現(xiàn)推進(jìn)市場化節(jié)能、碳減排目標(biāo).

1 模型的構(gòu)建

在考慮多電源區(qū)域的目標(biāo)發(fā)電量、能源供應(yīng)、新能源發(fā)展(NEM)機(jī)制項(xiàng)目運(yùn)行成本、CCER自愿減排技術(shù)成本等不確定參數(shù)的基礎(chǔ)上,構(gòu)建以多電源區(qū)域系統(tǒng)成本最小化為目標(biāo)函數(shù)的碳減排模型,通過Lingo軟件計(jì)算出穩(wěn)定且可行的決策變量解,尋求系統(tǒng)最小成本與CO2排放量的平衡點(diǎn),解析能源結(jié)構(gòu)與碳減排機(jī)制間的密切程度,從而為相應(yīng)的決策者提供最優(yōu)的碳減排方案[14-16].在該模型中,約束條件有:CO2排放總量控制、不同時(shí)期的能源供應(yīng)量、電力需求及新增機(jī)組容量成本等參數(shù)約束,這些約束參數(shù)均以區(qū)間參數(shù)表示.

本模型研究多類型發(fā)電方式下溫室氣體方法學(xué)的碳減排機(jī)制,由于碳減排機(jī)制的引入將推動(dòng)清潔能源的利用和CO2減排技術(shù)的發(fā)展,間接影響傳統(tǒng)能源結(jié)構(gòu)比例的再調(diào)整與再分配[17],在電力供需、資源稟賦和 CO2排放限額值等不可規(guī)避的風(fēng)險(xiǎn)下,決策者需要根據(jù)溫室氣體方法學(xué)下多電源區(qū)域的碳減排優(yōu)化模型制定“能源-經(jīng)濟(jì)-環(huán)境”三位一體的最優(yōu)方案.基于此,本文的構(gòu)建模型如下:

式中:i代表資源(i=1為煤炭、i=2為石油、i=3為生物質(zhì));k代表規(guī)劃期(k=1,2,3);規(guī)劃期從2016～2025年共9a,每3a為一個(gè)規(guī)劃期;ENik±為第k時(shí)期資源 i的購買成本,103元/TJ;ESik±為k時(shí)期i資源供應(yīng)量,103/TJ;j代表發(fā)電技術(shù)(j=1為燃煤發(fā)電,j=2為燃油發(fā)電,j=3為生物質(zhì)發(fā)電,j=4為風(fēng)力發(fā)電,j=5為水力發(fā)電);n代表多電源類型(n=1為燃煤電廠,n=2為燃油電廠,n=3為生物質(zhì)電廠,n=4為風(fēng)力發(fā)電廠,n=5為水力發(fā)電廠);r代表碳減排機(jī)制(r=1為CDM機(jī)制、r=2為CCER機(jī)制);PMjk±為 k時(shí)期發(fā)電技術(shù) j的固定運(yùn)行成本,103元/GW;PCikn±為k時(shí)期發(fā)電技術(shù)j電廠n的剩余容量,GW;VMik±為k時(shí)期發(fā)電技術(shù)j的新增容量的可變運(yùn)行成本,103元/GW;EGikn±為k時(shí)期發(fā)電技術(shù)j電廠n的發(fā)電量,103GW;PRMkr±為k時(shí)期碳排放機(jī)制的固定運(yùn)行成本,103元/GW; ICknr±為k時(shí)期電廠n啟動(dòng)NEM機(jī)制的初始容量,GW;VRMkr±為k時(shí)期中新增的碳減排機(jī)制的可變運(yùn)行成本,103元/GW;ERknr±為k時(shí)期電廠n啟動(dòng) NEM機(jī)制的發(fā)電量,103GW;PRNMk±為不啟動(dòng)新增碳減排機(jī)制的固定成本,106元;BYRk±為 k時(shí)期對于高能耗高排放源的電廠是否啟動(dòng)NEM機(jī)制的二元變量;VRNMk±為k時(shí)期不啟動(dòng)新增碳減排機(jī)制的可變成本,106元/GW;RCk±為k時(shí)期對高能耗高排放源的電廠不啟動(dòng)碳減排機(jī)制的新增容量,GW;PNNMkr±為 k時(shí)期新建CCER機(jī)制的固定投資成本,106元;BYNknr±為 k時(shí)期是否進(jìn)行CCER機(jī)制的二元變量;VNNMkr±為 k時(shí)期 CCER機(jī)制的可變投資成本,106元/ GW;NCknr±為k時(shí)期中對電廠n啟動(dòng)CCER機(jī)制的新建容量,GW;kEM±為k時(shí)期售電價(jià)格106元/ GW?h;EFk±為k時(shí)期上網(wǎng)電量,103GW?h;MRCDik±為 k時(shí)期發(fā)電技術(shù) j的 CO2減排成本,103元/ GW?h;LECDikn±為k時(shí)期發(fā)電技術(shù)j電廠n的CO2最大排放量,t/GW?h;ERCDikn±為k時(shí)期發(fā)電技術(shù)j電廠n的CO2減排效率,%;MECDik±為k時(shí)期發(fā)電技術(shù)j的CO2排放成本,103元/t;SCDik±為k時(shí)期發(fā)電技術(shù) j的 CO2減排補(bǔ)貼,103元/ GW?h;LRCDknr±為k時(shí)期對于電廠n啟動(dòng)碳減排機(jī)制項(xiàng)目后的CO2最大排放量,t/GW?h;MCCDkr±為 k時(shí)期碳減排機(jī)制的 CO2排放成本,103元/t; ARCDkn±為 k時(shí)期對電廠 n啟動(dòng)碳減排機(jī)制的CO2減排量,103t;MRTk±為 k時(shí)期碳減排機(jī)制的交易成本,103元/t;ANCDknr±為k時(shí)期對電廠n啟動(dòng)NEM機(jī)制項(xiàng)目的CO2減排量,103t;MNTkr±為k時(shí)期NEM機(jī)制的交易成本,103元/t;RCERkn±為k時(shí)期中對電廠n啟動(dòng)NEM機(jī)制后獲得的CO2量,103t;MRk±為k時(shí)期啟動(dòng)NEM機(jī)制后減排CO2價(jià)格,103元/t;NCERknr±為 k時(shí)期對電廠 n啟動(dòng)CCER機(jī)制的CO2減排量,103t;MNkr±為k時(shí)期啟動(dòng)CCER機(jī)制后減排CO2價(jià)格103元/t.

約束條件:

1.1 上網(wǎng)電量約束:

1.2 資源供需量約束:

1.3 CO2排放約束:

1.4 資源供應(yīng)平衡約束:

1.5 碳減排機(jī)制的容量約束:

1.6 固有碳減排機(jī)制項(xiàng)目和擴(kuò)建碳減排機(jī)制項(xiàng)目的容量約束:

1.7 實(shí)行碳減排機(jī)制后獲得的CO2獎(jiǎng)勵(lì)價(jià)格:

1.8 非負(fù)約束:

式中:TRk±為k時(shí)期上網(wǎng)電量,103GW?h;FDik±為k時(shí)期能源i的需求量,103TJ;CDRikn±為k時(shí)期發(fā)電技術(shù)j電廠n的CO排放因子,t/(GW?h);CDNQ±2rkn為k時(shí)期對電廠n啟動(dòng)CCER機(jī)制后的CO2排放因子,t/(GW?h);CDPAk±為 k時(shí)期 CO2排放限量,103t;FEikn±為k時(shí)期發(fā)電技術(shù)j電廠n生產(chǎn)單位電量消耗的能源資源量,TJ/(GW?h);AWik±為 k時(shí)期發(fā)電技術(shù)j的能源資源可獲得量,103TJ;ESknr±為k時(shí)期對于電廠n啟動(dòng)碳減排機(jī)制后的年運(yùn)行小時(shí)數(shù),h;PNRknr±為k時(shí)期對于電廠n啟動(dòng)碳減排機(jī)制后的廠用電率,%;URkn±為 k時(shí)期燃油電廠n的NEM機(jī)制的擴(kuò)建容量上限,GW;UNknr±為k時(shí)期電廠 n啟動(dòng) CCER機(jī)制的擴(kuò)建容量上限,GW;BLCOk±為區(qū)域 CO2排放基準(zhǔn)值,t/ (GW?h).

2 案例仿真研究

基于環(huán)保政策的強(qiáng)壓和CO2排放基準(zhǔn)值的減小,針對某市是否施行碳減排機(jī)制項(xiàng)目,對該市2016～2025年的碳減排機(jī)制項(xiàng)目運(yùn)行成本、能源供應(yīng)成本、電力外賣收益、機(jī)組運(yùn)行及擴(kuò)容成本進(jìn)行優(yōu)化分析,使其在不可規(guī)避的風(fēng)險(xiǎn)下達(dá)到系統(tǒng)成本最小化.現(xiàn)假設(shè)該市存在多種電源形式,如:燃煤電廠、燃油電廠、生物質(zhì)電廠、風(fēng)電和水電,并且作為 CO2的主要排放源,碳減排機(jī)制包括新能源發(fā)展機(jī)制(NEM)和自愿減排機(jī)制(CCER),分成3個(gè)規(guī)劃期,每個(gè)規(guī)劃期時(shí)長為3a.

本研究通過模型優(yōu)化系統(tǒng)的成本收益來挖掘該市電力系統(tǒng)發(fā)電側(cè)的碳減排潛力.在仿真案例中,各規(guī)劃期內(nèi)的能源資源供應(yīng)量、電力需求量及其成本如表1和表2所示,CO2總排放量為[12.5,13.0]×107t、[13.8,15.3]×107t和[14.8,16.2]× 107t,化學(xué)吸收技術(shù)(CA)和碳捕集與封存技術(shù)(CCS)的碳減排效率為[0.95,1.0]和[0.80,0.90],多電源類型的污染物控制技術(shù)運(yùn)行成本如表 3所示,利用溫室氣體減排方法學(xué)分析該市的碳減排效果,優(yōu)化不同規(guī)劃期內(nèi)的碳減排機(jī)制,尋求能源-經(jīng)濟(jì)-環(huán)境的最優(yōu)方案.

表1 能源供應(yīng)成本(103元/TJ)Table 1 Cost of energy supply(103元/TJ)

表2 能源資源及電力需求量Table 2 Energy resources and power demand

表3 多電源類型的污染物控制技術(shù)運(yùn)行成本(元/t)Table 3 Operation cost of pollution control technology in multi-power areas(元/t)

3 結(jié)果分析

3.1 碳減排機(jī)制下的電源新增容量分析

通過模型優(yōu)化出在不同規(guī)劃期內(nèi)該市多電源類型的新增機(jī)組容量如圖1和圖2所示.對比圖1和圖2發(fā)現(xiàn),燃煤電廠、燃油電廠和生物質(zhì)電廠采用自愿減排技術(shù)(CCER機(jī)制),而風(fēng)力發(fā)電和水力發(fā)電采用新能源發(fā)展機(jī)制(NEM機(jī)制).具體而言,從圖1可知,燃煤電廠在規(guī)劃期內(nèi)新增容量為100、200和0MW,類似的,燃油電廠和生物質(zhì)電廠分別為150、100和100MW及0、100和150MW;從圖2可知,風(fēng)力和水力發(fā)電在規(guī)劃期內(nèi)新增容量分別為0、150和200MW及0、0和 200MW,進(jìn)一步分析可得,自愿減排機(jī)制(CCER機(jī)制)和新能源發(fā)展機(jī)制(NEM機(jī)制)分別針對不同的CO2排放環(huán)節(jié),如:CCER機(jī)制能控制電源末端的CO2排放,NEM機(jī)制能有效地調(diào)節(jié)電源端的能源結(jié)構(gòu),目前,自愿減排機(jī)制主要包括CS和CA碳減排技術(shù),NEM機(jī)制主要包括抽水蓄能電站、光伏和分布式等“零碳源”的清潔電源.因此,隨著電源末端的碳減排技術(shù)的日臻完善和源端清潔能源政策的激勵(lì),該市未來需加快碳減排機(jī)制的投入,快速實(shí)現(xiàn)“高碳化”向“低碳化”轉(zhuǎn)變的目標(biāo).

圖1 CCER機(jī)制下多電源的新增容量Fig.1 New capacity of multi-power supply under CCER mechanism

圖2 NEM機(jī)制下多電源的新增容量Fig.2 New capacity of multi-power supply under NEM mechanism

3.2 電源結(jié)構(gòu)及系統(tǒng)凈成本的風(fēng)險(xiǎn)分析

鑒于NEM和CCER等碳減排機(jī)制項(xiàng)目的新建,該市在規(guī)劃期2016～2025年內(nèi)的電源結(jié)構(gòu)如圖3所示.通過模型的優(yōu)化結(jié)果可知,該市將減緩高能耗高排放源的電源增幅速度,同時(shí)加大“零碳源”的清潔能源投入,從而逐漸縮小傳統(tǒng)能源在能源結(jié)構(gòu)中占有的比例.從圖3可知,在規(guī)劃期內(nèi),高能耗高排放源的燃煤和燃油電廠分別增加了100、100和0MW及100、0和100MW,相應(yīng)地,“零碳源”的風(fēng)電和水電增加了 0、150和300MW 及 0、150和 150MW,即:燃煤電廠在2016～2025年內(nèi)新增機(jī)組容量為 200MW,同理,燃油電廠、生物質(zhì)電廠、風(fēng)電和水電新增機(jī)組容量為 200、100、450和 300MW.通過分析可知,在保證電力供需平衡的前提下,該市增加了“零碳源”的清潔能源的投入使用力度和范圍.

圖3 規(guī)劃期內(nèi)的多電源結(jié)構(gòu)示意Fig.3 Schematic diagram of multi power structure during the planning period

圖4 不同風(fēng)險(xiǎn)值下的多電源系統(tǒng)成本Fig.4 Multiple power system costs under different risk values

為了尋求最優(yōu)的“能源-經(jīng)濟(jì)-環(huán)境”方案,決策者確保在滿足資源供需、電力需求和 CO2排放限額值等約束條件下優(yōu)化出系統(tǒng)的最優(yōu)成本.一般情況下在不可規(guī)避的風(fēng)險(xiǎn)條件下,需求側(cè)用電類型越多,風(fēng)險(xiǎn)值a越大,越易導(dǎo)致系統(tǒng)的波動(dòng)性與不穩(wěn)定性,進(jìn)而引起電力需求和CO2排放量的不確定性,其中,風(fēng)險(xiǎn)值a表示決策者對規(guī)劃期內(nèi)的不確定性所承擔(dān)的違約風(fēng)險(xiǎn).圖4為不同風(fēng)險(xiǎn)值下的多電源系統(tǒng)成本,從圖中可知,系統(tǒng)總成本隨著風(fēng)險(xiǎn)值的增加而增大,當(dāng)a=0.6時(shí),系統(tǒng)的總成本為[560.34,638.19]×109元,當(dāng)a=1.0時(shí),系統(tǒng)的總成本為[649.18,725.44]×109元.然而,進(jìn)一步分析發(fā)現(xiàn),系統(tǒng)凈成本并不是隨著風(fēng)險(xiǎn)值的增加而達(dá)到最優(yōu),隨著CCER和CDM等碳減排機(jī)制的投入和運(yùn)行,決策者在風(fēng)險(xiǎn)值 a=0.8時(shí)承擔(dān)的風(fēng)險(xiǎn)最佳,此時(shí)該系統(tǒng)的凈成本處于最優(yōu)狀態(tài),主要是由于CCER和NEM機(jī)制能夠有效促進(jìn) CO2排放量的減少和“零碳源”的清潔能源的投入,以致在上述模型的約束條件下獲得最合理的 CO2交易量的收益和政策獎(jiǎng)勵(lì).因此,基于資源供需、電力需求和 CO2排放限額值等約束條件下,深入分析碳減排量與經(jīng)濟(jì)目標(biāo)值間聯(lián)動(dòng)效應(yīng),有利于制定最優(yōu)的“能源-經(jīng)濟(jì)-環(huán)境”方案.

3.3 基于溫室氣體減排方法學(xué)下的碳減排分析

圖6 CCER機(jī)制下CO2排放量示意Fig.6 Schematic diagram of CO2emission under CCER mechanism

上述從能源和經(jīng)濟(jì)兩個(gè)角度計(jì)算出該市的能源結(jié)構(gòu)比例及經(jīng)濟(jì)成本,本節(jié)從環(huán)境角度解析該市的碳減排潛力.在規(guī)劃期內(nèi),由模型計(jì)算出該市 CO2排放量為[208.15,275.38]×106t,其不同類型電源排放的CO2占有比例如圖5所示.從圖5可知,燃煤和燃油電廠是 CO2的主要排放源,占CO2總排放量的[82.8%,87.9%],其中,燃煤電廠占[52.7%,54.2%],燃油電廠占[30.1%,33.7%].鑒于該市不斷引入碳減排機(jī)制項(xiàng)目,燃煤和燃油電廠的CO2排放量均減少.雖然碳減排機(jī)制占有比例較小,但 CO2減排效果顯著,需要注意的是,這里的碳減排機(jī)制主要指CCER機(jī)制(CA和CS),由于本文的NEM機(jī)制主要指“零碳源”的清潔能源,無 CO2直接排放,不計(jì)在 CO2減排范圍內(nèi).鑒于CCER機(jī)制具有顯著的碳減排優(yōu)勢,利用基準(zhǔn)線方法學(xué)繪制CCER機(jī)制下CO2排放量示意見圖6.從圖6看出,在CCER機(jī)制下,CO2在規(guī)劃期內(nèi)總減排量為[26.35,30.12]×106t,各規(guī)劃期分別為[5.83,6.12]×106t、[8.95,9.78]×106t和[11.57,14.22]×106t.

4 結(jié)論

4.1 當(dāng)該市采用CCER和NEM等碳減排機(jī)制時(shí),高能耗高排放源的電廠采用CCER機(jī)制進(jìn)行末端 CO2的減排處理,風(fēng)電和水電宜采用 NEM機(jī)制促進(jìn)源端“零碳源”的清潔能源的擴(kuò)建,且不同電源類型的電廠在碳減排機(jī)制下具有不同的新增容量,如:風(fēng)力和水力發(fā)電的新增容量分別為0、150和200MW及0、0和200MW,有利于其實(shí)現(xiàn)“高碳化”向“低碳化”發(fā)展的目標(biāo).此外,有利于研究碳減排量與經(jīng)濟(jì)目標(biāo)值間聯(lián)動(dòng)效應(yīng),便于決策者制定“能源-經(jīng)濟(jì)-環(huán)境”三維一體的最優(yōu)方案.

4.2 該市在2016～2025年的規(guī)劃期內(nèi)需減緩高能耗高排放源的燃煤和燃油電廠的增幅速度,加大“零碳源”的清潔能源的投入,縮小傳統(tǒng)能源在電源結(jié)構(gòu)中占有的比例.在規(guī)劃期內(nèi),燃煤電廠、燃油電廠、生物質(zhì)電廠、風(fēng)電和水電共擴(kuò)建機(jī)組容量分別為200、200、100、450和300MW,且在風(fēng)險(xiǎn)值 a=0.8時(shí)系統(tǒng)的凈成本為最佳狀態(tài),使得系統(tǒng)在滿足 CO2排放限額值的前提下優(yōu)化最佳成本.

4.3 該市在規(guī)劃期內(nèi) CO2排放量為[208.15, 275.38]×106t,同時(shí)優(yōu)化出不同電源類型的CO2排放量所占總排放量的比例,其中,燃煤和燃油電廠排放的CO2量占總排放量的[82.8%,87.9%],除此以外,在各規(guī)劃期內(nèi)CCER機(jī)制下CO2的減排量分別為[5.83,6.12]×106t、[8.95,9.78]×106t和[11.57, 14.22]×106t.

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Analysis of carbon emission reduction in multi-power areas under the greenhouse gas emission reduction method.

JIN Ding-Qiang1,2, ZHUANG Ke1,2, YAO Jie1,2, HUANG Kui1,2*(1.Guodian Science and Technology Research Institute, Nanjing 210031, China；2.Nanjing Power Equipment Quality and Performance Test Center, Nanjing 210031, China). China Environmental Science, 2017,37(7)：2793～2800

In this paper, we analyzed the linkage relationship between the electric supply and demand, CO2emission limit value and resource supply and economic target value, so that the cost optimization programming model could be built under the CCER and CDM mechanism. The balance point would be found between the optimal cost of the system and the CO2emissions in the inevitable risk condition.The results showed that coal-fired power plant, oil-fired power plant, biomass power plant, wind power and hydropower would increase expansion capacity of 200MW, 200MW, 100MW, 450MW and 300MW, the total CO2emissions was [208.15,275.38]×106t, emissions of CO2by coal-fired and oil-fired power plant accounted for total emissions of [82.8%,87.9%]. In addition, CCER and NEM could accurately dig CO2reduction potential out in the multi-power areas, for example, under the CCER mechanism, CO2emission reduction were [5.83,6.12]×106t, [8.95,9.78]×106t and [11.57,14.22]×106t each period, at the same time, NEM mechanism could effectively promote the clean energy development and expansion. Carbon emission reduction mechanism was conducive to realizing the goal of "high carbon" to "low carbon", so that the decision-makers could formulate a scheme of “energyeconomy-environment"

the greenhouse gas emission reduction method；multi-power；CO2emission limits；Carbon emission reduction mechanism

X322

A

1000-6923(2017)07-2793-08

金定強(qiáng)( 1964 -) ,男,江蘇南京人,高級工程師,大專,長期從事燃煤電廠的鍋爐煙氣脫硫、脫硝、除塵及碳減排工作.發(fā)表論文10余篇.

2016-12-19

國家高技術(shù)研究發(fā)展計(jì)劃(2013AA065401)

* 責(zé)任作者, 工程師, hk2216@126.com