基于多市场联动的区域能源系统低碳路径研究

赵国涛，丁泉，付军华，钱国明，陈颖，黄超

(1.国电南京自动化股份有限公司, 南京市 210032；2.山东省济南生态环境监测中心，济南市 250101；3.广州赛宝认证中心服务有限公司，广州市 510610)

0 引 言

作为“可期的未来能源系统形态[1]”和“集能源组合供应式、新技术融合式、一体集成式3种业务形态于一体的新的能源模式[2]”，能源互联网背景下的区域综合能源系统，正日益成为各方关注的焦点。目前有关该系统的研究，主要集中在3个方向：体系的评价与规划方面[3]、仿真建模方面[4]和系统优化调度方面[5]。

大致上，国内多数研究尚处于自身体系理论设计阶段[6]，至多开始尝试由概念导入、市场孵化到市场验证的转变。国外的区域能源系统，一般以发展新能源为重点，以分布式发电和联产联供(如美国)为主要特点，着重体现系统的开放性与灵活性(如丹麦[7])，发展系统内部信息流(如德国)和系统间能量流(如英国)的集成技术，关注能源系统与社区服务的一体化集成(如日本)，重视氢能等新能源应用[8]。

综合来看，国内外的研究多集中于区域能源系统自身的建设，而对于系统之外市场的关联分析以及在环境效益方面的专题性讨论，则是鲜有触及。少数涉及环境效益评价方面的研究，一般也是结合经济收益分析，从能效利用、开放共享等角度，对指标体系进行综合性评判，以考察其建立的合理性，从而为系统规划阶段提供前置性指导[9-10]。这些研究在评价角度的选取方面，尚存在一定的局限性，没有更多体现绿色发展的理念。因此有必要从“绿色、低碳”角度，研究区域能源系统的环境效益问题。毕竟，“多源多网泛在互联、多源协同与低碳高效都是能源互联网的基本特征”[11-12]。

要研究系统的“低碳”问题，首先要确定低碳目标实现的量化指标。按照联合国气候变化政府间专家委员会每年发布的《气候变化报告》，通常以研究区域内人均碳排放量作为量化指标。其次要确定实现低碳目标的方式，包括一些因客观因素无法量化的信息，也需要纳入区域内“低碳”问题规划与评估。

本文在已有项目实践(新能源微电网+园区多类型能源管理平台)的基础上，以市场交易与区域能源系统的关联为切入点，关注系统的环境效益问题，以CO2减排量的量化分析为主线，建立区域能源服务“碳中和”信息管理系统；并以此为基础，提出在多交易市场联动机制下，系统运行过程中低碳目标的实现路径。进而，构建有关区域能源系统的特定应用场景，用例证进一步阐述低碳目标的实现过程，为研究系统的低碳经济运行问题提供思路与借鉴。

1 “碳中和”信息管理系统

为研究区域内低碳目标的实现，而建立的“碳中和”信息管理系统，主要由碳排放源清单、减碳量核算与评估机制、碳排放信息管理平台以及各种技术和管理措施等4个方面的内容组成，其设计思想如图1所示。分别介绍这4个方面内容如下。

1)碳排放源清单。

通过对研究区域内生产企业、商业服务和生活区域等方面的调查，建立区域碳排放源清单。按照方法学的要求，对影响整体碳排放水平的重点单位进行监测和碳排放量核算，并确定有减排潜力的环节。对于暂时无法准确获得排放信息的排放源，可通过估算，尽可能完成统计拼图。

2)减碳量的核算与评估机制。

根据地域和应用场景选择相应的参数，确定项目基准线与边界条件，按照国家已经颁布的各类方法学的规定，对项目碳减排量进行计算，并通过第三方机构的审核后，在管理部门进行备案。另外，系统中各能源主体须通过技术进步和管理创新，不断挖掘减碳潜力，建立相应的评估制度，以检验技术改进的成效。这些核算与评估过程，可通过“碳中和”信息管理系统进行运作。

图1 “碳中和”信息管理系统思路设计图Fig.1 Design drawing of “carbon neutrality” information management system

3)碳排放信息管理平台。

区域能源系统中产生碳排放数据的来源复杂、更新快且累积量大，需要建立一个碳排放信息管理平台进行管理，在此平台上，可实现对碳排放行为在不同环境下的大数据分析。平台通过数理统计分析，找出规律性和缺陷，为区域能源系统管理提供技术性支撑，这也是能源互联网建设的基本要求。

4)技术和管理措施。

根据排放源的规律和特点，采取相应的技术改进与管理升级手段，采取纠正和预防措施，充分挖掘系统的减排潜力，以实现碳排放信息统计的初衷和目标。

综合上述内容，即可构成区域能源服务的“碳中和”管理系统。这个管理系统的建立与能源供应、发配售服务、能效管控和需求侧响应等要素密切相关，也与新能源微电网系统、增量配电网和各类储能系统的支撑作用紧密相连。因此，“碳中和”管理信息系统的建立，为系统内低碳路径的实施提供了基础与保障。

2 多交易市场联动机制

目前，在我国能源领域存在多种交易市场，例如碳交易、绿证交易、电力市场交易、节能量交易[13]、用能权交易[14]和排污权交易[15]等。这些隶属于不同主管部门的交易市场，基本处于相对分隔的状态，尚无一个核心的定义与机制将其有机关联起来。对于区域能源系统而言，可以考虑以“碳中和”概念为核心，将不同类型的市场进行连接，形成联动机制，以实现系统范围内碳排放信息的核算与管理过程的可控性，如图2所示。

由图2可看出，“碳中和”信息管理系统包括管理平台、支撑体系和市场交易3个部分。有关市场机制设计方面的内容，简要分析如下。

2.1 各交易市场的协同减碳

1)碳交易市场。主要是指自愿减排机制和碳普惠机制这两种类型。按照方法学的规定，在这两种机制下的可再生能源发电，都能够产生相应的碳减排量。

2)电力交易市场。现有电力市场规则下，可再生能源消纳基本都可以被保证优先消纳。另外，在“就近消纳”原则下，新能源微电网与用户之间的交易(B→C)、微电网与微电网之间的交易(B→B)、产/耗用户与微电网之间的交易(C→B)以及用户与用户之间的交易(C→C)等过程中也都存在可再生能源的消纳。这些交易的可再生能源发电量，也都可以折算成减碳量。

图2 多交易市场联动减碳机制设计图Fig.2 Design drawing of multi-trade market linkage mechanism for carbon reduction

3)绿证市场。作为替代财政补贴政策的一种市场形式，可再生能源证书及其电能量交易，对于在调整能源结构布局、减轻消纳压力、创新商业模式等方面都有着不可替代的作用。绿证市场所涉及的可再生能源电能量交易，在一定的市场识别规则下，可折算成减碳量。

4)节能量市场。节能量交易及其白色证书制度，本质上是在绿色发展理念下的一种节能市场约束和激励制度。仅就项目节能量而言，市场产生的节能量配额经核证后，可以进行市场交易。而这些被交易的项目节能量，在可识别场景下，也能被折算成减碳量。

5)用能权市场。用能权市场与节能量市场存在密切的关联，其交易的用能总量指标，在一定的场景下，可以换算成节能量，进而折算成碳减排量。

6)排污权市场。从衔接角度看，排污权交易与碳排放权交易是可以进行融合，并被统一进行监管的[16]。从定量分析角度看，企业富余的排污权配额，可折算成为处理相应当量的污染物而消耗的节能量，进而折算成减碳量。

总之，借助上述几个市场，可完成系统条件下协同减碳的目标。在这些过程中计算或折算的减碳量，都可纳入到“碳中和”信息管理系统中。

2.2 各交易市场之间的关联分析

1)碳市场与电力交易市场。从欧美国家的实践经验[17]看，碳市场的价格与发电机组的边际报价存在一定的相关性。由此产生的发电成本变化，会影响电力投资策略，进而影响可再生能源的消纳能力，最终也会影响减碳量的核算。因此，有必要进行碳市场和电力交易市场的统筹设计，建立有利于绿色低碳发展的电-碳联合市场。

2)碳市场与绿证市场。两者都是实现温室气体减排的市场化手段，绿证价格的变化能够促使火电企业能源结构的调整；而碳价的高低则会直接影响企业的减排效果[18]。具体业务中，要注意避免减碳量重复计算的问题。

3)碳市场与用能权市场。用能权交易机制建立在实现能耗总量控制目标之上，主要从供给侧约束用能行为，实现节能降耗的目标[19]。与碳排放权交易相比，二者从本质上都能促进温室气体的减排，因而具备运营市场机制，是发挥协同作用进行能耗控制的基础。

4)节能量市场与用能权市场。两者都是针对重点用能企业，从制度上控制能耗数量和比例，以保证区域节能降耗目标的实现。如何进一步改进与融合两种交易机制，对于企业的节能减排和降本增效十分重要，也会对系统内减碳量的折算产生影响。

5)碳市场与排污权市场。两者在理论基础、交易模式和监管机制上，存在实现融合互补的可能性。可以考虑在涉及碳交易和排污权交易时，将配额发放、数据核查、监测信息审核以及履约跟踪等多个环节统一进行设计管理。

以上就是利用多交易市场联动机制实现减碳目标的主要内容。这个机制的核心目标是综合多种市场力量，以解决能源和环境问题为出发点，构建全方位、多层次的低碳实施路线，以实现区域能源系统内的“碳中和”。

3 应用场景下的低碳目标实现与分析

本文在已有项目实践的基础上，构建一个区域能源系统应用场景，针对以上研究思路，以例证方式展开进一步分析与讨论。

3.1 应用场景的构建

所构建的应用场景，其能耗情况、能源供应和综合能源服务方案，简述如下。

1)区域内能耗概况。

选择一个具有生产、商住、服务等完备功能的经济技术开发区作为研究对象。该区域占地15 km2，人口约20万，并配备区域、街区和用户等3级能源系统；区域内用能需求主要集中在采暖、供冷、建筑电气、炊事用气和生活热水，年度累计能耗约27.6万tce；另外，每年处理垃圾量约26 000 t。

2)区域内能源供应概况。

该区域内电能供给主要来自4个方面：外购电需求(4 000 (kW·h)/(a·人))、天然气冷热电三联供分布式机组(3.625×107Nm3)、光伏(装机容量16 MW；发电量23.03 (GW·h)/a)和沼气发电(5 400 Nm3/h)；另外，燃气锅炉(供热)耗气15 313.6×104Nm3/a，生活用气264 000 GJ/a。

3)区域内综合能源服务概况。

在该区域建设能源与信息深度融合的主动配电网系统，其供能方式是以“综合能源站”为核心，并配备多类型储能装置，可实现高品位电能、低品位热、冷能源的搭配利用，一次能源综合利用效率到80%以上。该区域的综合能源服务规划情况如图3所示。

3.2 低碳目标相关的可量化计算

根据前述应用场景里的基础数据，有关研究区域内低碳控制目标的实现，可量化计算部分简述如下。其中，对于非减排项目，选用的二氧化碳排放因子来自国家应对气候变化战略研究和国际合作中心发布的《2011年和2012年中国区域电网平均二氧化碳排放因子》，取华北区域电网因子0.8843 kg/(kW·h)；对于减排项目，所取二氧化碳排放因子，来自生态环境部应对气候变化司颁布的《2019年度减排项目中国区域电网基准线排放因子》，取华北地区的参数。

图3 与碳减排相关的综合能源服务应用场景图Fig.3 Scenario diagram of application for integrated energy services related to reduction of carbon emission

3.2.1区域内主要能源产生的排放量

根据用户侧负荷需求，天然气机组运行采取“以热定电”的原则，结合前述基础数据，区域内主要能源碳排放情况计算如下。

1)外购电碳排放。

假定外购电中控制的比例为：清洁电力60%+传统火电40%，此购电比例可通过电力交易市场实现，所购绿电的识别可通过购电合同进行确认。计算外购电碳排放量Q1为：

Q1=Q外购×η1

(1)

式中：Q外购为实际外购电量；η1为所在区域电力排放因子，华北地区排放因子取0.884 3。

Q1=(4 000×200 000×10-3×0.884 3 ×
40%)万t/a=28.3万t/a。

(2)

2)供热燃气锅炉碳排放。

锅炉用天然气燃烧产生碳排放，属于碳排放方法学的计算范畴。燃气锅炉产生的碳排放量Q2为：

(3)

式中：V供热为供热用耗气量；λ1为锅炉燃烧效率，取值0.99；mCO2和mC分别为CO2和C的摩尔质量；γ1为天然气燃烧热值，取36 MJ/m3；γ2为单位热值含碳量，取15.3 t/TJ。则，

Q2=(15 313.6×104×36×15.3×0.99×

44/12×10-6)万t= 30.62万t

(4)

3)居民生活用气碳排放。

居民用天然气燃烧产生碳排放，属于碳排放方法学的计算范畴。假定不计入生物质制气，按照最大负荷，根据式(3)提供的计算方法，计算居民用气碳排放量Q3为：

Q3=(264 000×15.3×0.99×44/12×
10-6)万t=1.47万t

(5)

4)天然气三联供机组碳排放。

三联供机组天然气燃烧产生碳排放，属于碳排放方法学的计算范畴。按照式(3) 提供的计算方法，计算三联供机组碳排放量Q4为：

Q4=36 250 000×36×15.3×0.99×44/12×
106万t =7.26万t

(6)

5)按照方法学规定，沼气燃烧不产生碳排放。

6)计算合计产生的总碳排放量Q总为：

Q总=Q1+Q2+Q3+Q4=
(28.3+ 30.62+1.47+7.26)万t=67.65万t

(7)

3.2.2区域内产生的可量化减排量

区域内现阶段可量化计算减排量的部分，主要包括：天然气机组相对于煤基机组发电产生的碳减排(替代外购电部分)、沼气燃烧产生的碳减排、光伏发电产生的碳减排。这3部分内容皆属于碳排放方法学的计算范畴。

1)天然气替代煤基发电部分减排量P1。

按照方法学的规定，此部分计算须在相同应用场景下进行比较。现假定利用天然气三联供机组产出电力，热电比为40%，满足用户全部的热力需求和40%外购电力需求(假设这40%电力需求原来全部来自传统火电)。此时产生的外购电排放量Q5=Q1= 28.3万t。

若换为天然气机组产出同样电力，其用量为10 000 Nm3(发电效率按40%计)，按照式(3) 提供的计算方法，其排放量Q6为：

Q6=(100×106×36×15.3×0.99×

44/12×10-6)万t= 19.99万t

(8)

则天然气替代煤基发电所产生的减排量P1：

P1=Q5-Q6=(28.3-19.99)万t= 8.31万t

(9)

2)沼气发电减排量P2。

按照式(3)提供的计算方法，计算P2：

P2=(5 400×5.4×15.3×0.99×44/12×
10-6)万t=1.44万t

(10)

3)光伏发电产生的碳减排量P3。

按照光伏发电碳排放方法学中的规定，排放因子取华北地区参数值(电量边际排放因子和容量边际排放因子分别取0.75和0.25进行加权)，进行光伏发电产生的减排量P3的计算：

P3=Q光伏×(0.75×FOM,y+
0.25×FBM,y)

(11)

式中：Q光伏为光伏发电量；FgOM,y和FBM,y分别为光伏项目运行电量边际排放因子和容量边际排放因子，t/(MW·h)。

P3=[23 030 880×(0.75×0.941 9+0.25×
0.481 9)]×10-7万t=1.90万t

(12)

4)可量化计算部分的总减排量P总。

P总=P1+P2+P3=

(8.31+1.44+1.90)万t= 11.65万t

(13)

3.2.3区域内人均能源碳排放

区域内低碳目标实现的方式之一，可通过区域内人均能源碳排放W人均来体现。

W人均=W净排放/总人口

(14)

其中,CO2净排放量W净排放：

W净排放=Q总-P总

(15)

则研究区域内人均能源碳排放W人均：

W人均= (Q总-P总)/200 000=(67.65-11.65) t/a×
104/200 000人=2.80 t/(人·a)

(16)

根据由法国巴黎银行基金会通过其气候与生物多样性计划建立的在线平台Global Carbon Atlas提供的统计数据，上述应用场景下计算的人均碳排放量，低于中国大陆地区人均碳排放水平(7.03 t/(人·年)(2017年))，说明在该区域能源系统的应用场景下，低碳控制目标基本得到实现。

需要说明的是，该人均碳排放数据是在可获取数据的基础上计算得来的。若要对计算结果进行深层次讨论，需要借助多市场联动机制，对暂时无法量化计算的部分进行分析。

3.3 暂时无法量化计算部分的减碳分析

在应用场景下，部分基础数据，如核证项目节能量、核证排污配额、绿证单价以及区域内核证用能权配额等，可能暂时无法获取而无法纳入上述量化计算过程，但仍可以进行进一步减碳分析。

1)燃气机组的优化运行。

可通过针对燃机的优化运行来实现节电，如在制冷季和制热季不同条件下，可根据负荷情况改变燃气机组的出力，实现最佳节能状态。此部分所节省电能可通过节能量交易市场，实现对于碳减排量的折算。

2)光储技术的应用。

可通过储能设施来完成对于可再生能源电力的调节，并可参与到新能源微电网区域电力交易系统中，实现不同商业模式的可再生能源消纳。此过程涉及的可再生能源电量，可纳入到碳减排量的计算过程中。

3)户用光伏的建设。

研究区域内，居民可通过自主布设小型可再生能源发电设施(屋顶、车棚光伏)，在一定程度上也能促进减碳。此部分产生的减排量可用于碳市场的自愿减排机制和碳普惠项目开发。

4)节能设施与节能技术。

通过建筑节能、设备节能等措施，可产生一定的项目节能量，经核证后进入节能量交易市场，实现对于电能量的补偿，进而可折算为碳减排量。

5)环境污染物的治理。

可通过末端治理技术减少环境排污，企业获得多余的核证排污配额。此配额的应用分为两种渠道：一是根据排污权市场与碳市场的关联，建立排污配额与减碳量的转化系数；二是此配额不进入排污权市场，而是根据治理同当量污染物所耗能量，而折算节能量，进而折算成减碳量。

6)用能权市场的富余配额。

根据区域内政府用能指标分配情况，系统内产生的年度用能富余配额，可不进入交易渠道，而直接折算成目标节能量，进而折算为减碳量。

7)用户侧其他减碳潜力。

系统内用户侧可产生减碳潜力的内容还包括：生活物资的循环利用、绿色交通出行、废能利用等，国家也都有相应的碳减排放量计算方法。

总之，在假定的应用场景下，除去可量化计算部分，还有很多碳减排的潜力。随着各类交易市场的完善发展和节能环保技术的提高，区域内人均能源碳排放的水平将会得到进一步降低，从而真正实现或接近区域“零碳”的目标。

3.4 不同市场参与的时序与应用策略

如前所述，本文旨在阐述在多交易市场联动机制下，实现区域综合能源系统“碳中和”目标的过程。在此过程中，不同市场参与的时序是存在差异的。对于碳市场，尤其是有关减碳量计算的方法学应用，是贯穿整个低碳实施过程始终的。例如，前文计算中提及的天然气机组碳排放和光伏发电碳排放等；对于电力交易市场的参与，主要是指在系统内占相当比例的外购电交易，一般集中于过程的前期计算中；绿证市场的参与和电力交易市场存在密切的关联，但其参与过程往往后置，一般集中于过程计算的中间阶段；节能量市场、用能权市场和排污权市场，一般在系统中承担补充计算的角色，一般处于过程计算的后期。

要实现区域综合能源系统的“碳中和”目标，从应用策略看：应该聚焦“减碳量”这个核心概念，以碳市场为主导，将能源的发、输、配、送、用等过程进行串联，并对这些过程中涉及碳排放的单元进行细分。同时，与用能、节能、排污和可再生能源证书管理等市场进行关联，对不同单元涉及到的碳排放量和减碳量进行补充计算或经验性预估，以保证“碳中和”信息管理过程的完整性与可靠性。

4 结 语

随着国家对循环发展、低碳理念的日益重视和深入推动，国内能源领域对于绿色电力的消费也愈发关注，而聚焦用户侧需求和健全相关市场机制，是促进绿色低碳、清洁高效能源体系建立的重要途径，也是讨论区域能源系统开放性和环境收益的基础条件。在此背景下，在以往项目实践的基础上，提出加强系统内外互联互通，运用多市场交易联动机制促进低碳路线的实施，可为区域能源系统的发展提供新的思路与方法。同时，在联动机制下所涉及到的碳中和信息管理系统及其主体架构设计，也可为未来的项目示范提供借鉴与参考。