基于实现碳达峰目标的电力系统优化配置研究

2022-04-03马昭赵会茹霍慧娟

现代管理科学 2022年1期

马昭赵会茹霍慧娟

[摘要]电力行业是碳减排的重点领域，也是推进能源绿色转型的中心环节。推进电力行业提前碳达峰，对于实现我国“双碳”目标具有全局性意义。首先，结合电力系统建设现状及未来发展，以电力碳达峰为边界构建电力系统生产模拟模型。然后，运用曼-肯德尔（Mann-Kendall）趋势检验法对模型结果进行验证分析，提出实现地区电力碳达峰的电源装机结构优化配置方案，模拟区域电力碳排放轨迹。最后以山西省为例，设计实现电力碳达峰的地区电力系统配置方案。结果表明，山西省风电、光伏发电以及新型储能装机规模将快速增长，电力系统调峰压力不断增大，多种电网灵活性资源需协同发展。“十四五”到“十六五”期间，该区域电力二氧化碳排放量将经历前期快速增长、中期波动下降、后期稳定下降3个阶段，到2027年二氧化碳排放量将达到峰值。

[关键词]碳达峰;电力系统;优化配置;生产模拟

一、引言

面对全球气候急剧变化，自然灾害、极端天气频发，世界各国纷纷出台碳达峰、碳中和实现目标，推进能源体系低碳化转型发展。在第75届联合国大会上，中国宣布二氧化碳排放将“力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”1。此后，“碳达峰、碳中和”目标先后被列入“十四五”规划、政府工作报告等重要会议和政府文件中，并在能源、建筑、交通等重点领域落地实施，此举彰显出我国应对全球气候变化、推动世界绿色低碳发展的大国担当。我国仍然是发展中国家，以煤炭、石油为主的能源供给结构使得二氧化碳排放总量长期处于较高水平，目前年排放量已超过100亿吨，其中电力行业碳排放占比约为42.5%2，是我国碳排放总量最大的单一行业。未来随着电气化水平的不断提升，交通、建筑、工业等领域通过电能替代的方式减少了对化石能源的直接使用，使得部分碳排放转移至电力系统，电力行业将承担最主要的碳减排指标和更大的减排责任。控制电力行业碳排放量、推动电力行业提前碳达峰是实现全社会碳达峰、碳中和目标的主要路径和关键措施。

发展清洁电力，大规模提高可再生能源的接入比例，是实现电力行业碳达峰的必然选择。这意味着中国将在未来十年加速实现能源电力领域的深度低碳转型，强化风电、光伏发电等可再生能源大力发展的目标，以风电、光伏等新能源发电为主的清洁、低碳电力系统将逐步取代以传统化石能源发电为主的高碳排放电力系统，以实现电力行业碳排放更早达到峰值，并尽可能将峰值控制在相对较低的水平。由此，本文将2030年前实现电力碳达峰目标作为电力规划的硬约束，建立电力系统生产模拟模型;并以山西省为例，对区域电力发展趋势深入分析，通过优化清洁能源、传统电源以及储能设施的规模，提出该地区电力系统碳达峰的具体实施方案，为实现电力行业“双碳”目标提供理论支撑。

二、文献综述

近年来，国内外学者对于中国电力行业如何实现深度减排开展了很多研究。现有研究中大多是从宏观角度出发分析电力系统转型中遇到的问题和挑战，关注减排目标下电力系统未来的技术组合，并提出相应的对策建议。舒印彪等分析了实现电力系统低碳转型亟待解决的重大问题，提出科学确定煤电发展定位，解决好煤电发展问题是我国稳妥实现电力低碳转型的关键;处理好电力平衡与供应保障问题具有很大挑战，需要在统筹平衡、功能互补的前提下，注重能源绿色低碳转型与灵活性调节资源补短板并重，实现各类电源协同发展。提出实现双碳目标需要优化电力行业顶层设计，稳妥规划电力转型节奏，完善利益平衡、统筹兼顾的市场机制，建立绿色金融政策保障体系[1]。李晖等分析了面向“碳达峰碳中和”目标的中長期能源电力发展趋势，提出了通过需求侧响应释放系统调节潜力、新能源布局向中东部倾斜、提升输电通道利用效率、优化电网格局及主网架结构等电力系统发展建议[2]。张小丽等认为电力行业基础设施寿命周期较长，建议电力行业要尽早制定长期低碳战略，针对关键的电力行业低碳电力技术来制定相关的技术发展路线图[3]。电力低碳转型要与整个社会经济系统以及能源系统变革相一致，电力行业的低碳转型发展需要在能源经济发展的总体框架下给出系统性的政策实施建议。李政等认为应当从现在起就超前部署相关措施和政策，包括保障可再生能源的发展、加强CCS/PBECCS的研发与部署、保障电力低碳转型所需投资等[4]。

还有部分学者通过建立数学模型对碳减排目标下中国电力系统转型路径开展研究[5-6]。庄贵阳等在解读新发展格局与2030年前碳排放达峰逻辑关系的基础上，分析碳达峰的政策内涵，中国碳达峰的深层次问题是能源问题，要求源、网、荷同步发力，高比例发展非化石能源，以能源脱碳推动经济社会绿色低碳转型[7]。张小丽等认为未来中国电源结构逐步低碳化，电力部门在碳排放达峰后，进一步加速脱碳来支撑中国的低碳转型[3]。金晨等将中国划分为7个区域电网，认为各区域在新能源出力、储能及电网互联等方面应联合优化规划，充分发挥其在不同空间及时间尺度上的灵活调节作用[8]。张运洲等构建了适用于近中期的电力低碳发展源-网-荷-储协调规划模型，认为“十四五”期间，中国电力低碳转型进程提速，“十五五”期间，电源结构进一步优化，电力系统碳排放达峰后稳中有降[9]。李政等认为若按照当前的电力发展趋势，中国将不能实现《巴黎协定》规定的2℃/1.5℃目标，必须在当前基础上加大可再生能源扩张，未来30年风电和光伏发电需要逐渐转变为主力电源[4]。

总体来看，现有研究主要是从全国实现碳排放目标的角度提出整个电力行业的转型方向，而各地区实际资源禀赋不尽相同，这也决定了各地区在实现电力碳达峰的方案上存在差异，习近平指出“支持有条件的地方和重点行业、重点企业率先达峰”1，但是目前学界针对具体地区电力系统如何优化配置来实现该地区电力碳达峰的研究较少。本文的创新点是将电力二氧化碳排放与传统电力系统运行模拟耦合求解，得到满足电力碳达峰目标的电力系统优化配置方案。

三、电力系统模拟方法

电力系统是由电源、电网和电力负荷组成的电能生产、输送和转化的统一系统，发电、送电和用电是在同一瞬间进行并完成的连续过程。由于电力系统的特殊性和安全性，对于电力系统的研究绝大多数都是在电力系统仿真模型上进行的，按照模拟方法不同，可分为物理模拟与数学模拟两大类。在物理模型上的仿真称为电力系统动态模拟，在计算机数学模型上的仿真称为电力系统数字模拟，后者也称为电力系统生产模拟，这两种方法都是研究和分析电力系统的重要手段。

电力系统动态模拟是在基于相似理论建立的电力系统物理模型上开展研究，物理模型模拟并不改变原型系统物理量的性质，只是模型系统与原型系统的物理量大小不同，模型系统与原型系统具有相同的物理过程。

电力系统数字模拟是用数学模型来研究物理现象的过程，依据电力系统相关理论，对电力系统运行的物理过程建立相应的数学模型，选择适当的数值计算方法在计算机上进行求解计算，从而得到模拟结果。电力系统数字模拟不受原型系统规模和结构复杂程度的限制，对于不同研究对象只须在数学模型上进行适当修改，数字模拟具有较好的经济性和通用性。

本文采用电力系统数字模拟开展研究，模型建立过程中遵循如下原则：

（1）电力系统必须保持发电功率和用电功率实时相等。（2）新能源发电最大理论出力取决于地区风光资源特性，参考新能源历史出力能力。（3）火电机组最小运行方式参照华北能源监管局的核定结果。（4）各电源数学模型根据其自身运行特性进行建立。

四、电力系统生产模拟模型

由于电能不能大规模储存，电力平衡成为电力系统安全稳定运行的刚性约束，因此在研究电力系统规划配置问题时，电力系统生产模拟是保证电力系统电力平衡必不可少的工具与方法[10-11]。本文提出的模型旨在优化地区电力系统中长期发展规划（见图1），以地区负荷、电源装机结构以及各类电源运行参数和出力特性作为输入参数，根据实际电力系统运行特性，考虑电力负荷分配过程中各种发电技术的运行特点和约束条件，最终得出可以满足电力碳达峰条件的最优电源装机类型、容量以及建设时序等。

1. 目标函数

为了保证风电、光伏发电等可再生能源高比例接入电网后，充分利用电力系统的消纳能力，积极提升新能源发展空间，本模型以计算期内风电和光伏发电弃电量之和最小作为目标函数。

[min=j=year1year2t=1T∆Pjwind，t+∆Pjpv，t] （1）

2. 风电和光伏发电运行约束

风电和光伏发电装机容量受到当地最大可开发容量和电站建设速度的双重限制，模型中设定了每年的新增风电和光伏发电装机容量上限。风电和光伏发电出力主要受该发电技术某时刻理论最大出力的约束。

[0≤Pwind，t≤Pwind，t，max] （2）

[0≤Ppv，t≤Ppv，t，max] （3）

[∆Pwind，t=Pwind，t，max-Pwind，t] （4）

[∆Ppv，t=Ppv，t，max-Ppv，t] （5）

式中[Pwind，t]为[t]时刻风电机组出力;[Ppv，t]为[t]时刻光伏发电出力;[Pwind，t，max]为[t]时刻风电机组最大出力;[Ppv，t，max]为[t]时刻光伏发电最大出力，[∆Pwind，t]为[t]时刻风电弃电量;[∆Ppv，t]为[t]时刻光伏发电弃电量。

3. 火电机组运行约束

该地区火电机组包括燃煤发电机组、燃气发电机组和生物质发电机组，火电机组运行需满足最小技术出力、最大技术出力、爬坡能力、滑坡能力以及最小启停的约束[12-13]。

[Pfire，min×Ifire，t≤Pfire，t≤Pfire，max×Ifire，t] （6）

[-Pfire，down≤Pfire，t-Pfire，t-1≤Pfire，up] （7）

[k=tt+TO-1Ifire，t≥TOfire×Ifire，t-Ifire，t-1] （8）

[k=tt+TO-11-Ifire，t≥TSfire×Ifire，t-Ifire，t-1] （9）

式中[Pfire，t]为[t]时刻火电机组出力;[Pfire，min]为火电机组出力下限;[Pfire，max]为火电机组出力上限;[Pfire，down]为火电机组滑坡能力;[Pfire，up]为火电机组爬坡能力;[Ifire，t]为机组启停状态变量，当机组启动运行时为1，当机组停机时为0;[TOfire]为机組启停的最小开机时间;[TSfire]为机组启停的最小停机时间。

4. 常规水电运行约束

常规水电机组运行约束与火电类似，另外还需要满足水电站水容量的约束，水电站总出力应不超过水电站某时刻水量可以发出的最大电力。

[Pcon，min×Icon，t≤Pcon，t≤Pcon，max×Icon，t] （10）

[-Pcon，down≤Pcon，t-Pcon，t-1≤Pcon，up] （11）

[Pcon，t≤Wcon，t] （12）

[k=tt+TO-1Icon，t≥TOcon×Icon，t-Icon，t-1] （13）

[k=tt+TO-11-Icon，t≥TScon×Icon，t-Icon，t-1] （14）

式中[Pcon，t]为[t]时刻常规水电机组出力;[Pcon，min]为常规水电机组出力下限;[Pcon，max]为常规水电机组出力上限;[Pcon，down]为常规水电机组滑坡能力;[Pcon，up]为常规水电机组爬坡能力;[Wcon，t]为常规水电站某时刻水量可以发出的最大电力;[Icon，t]为常规水电机组启停状态变量，当机组启动运行时为1，当机组停机时为0;[TOcon]为机组启停的最小开机时间;[TScon]为机组启停的最小停机时间。

5. 储能电站运行约束

储能电站作为电力系统中的重要设备，能够通过平衡机组出力与用户需求在时间上的差异，实现削峰填谷，平抑可再生能源出力的波动性，从而提高系统的经济性以及稳定性[14]。储能电站运行需满足储能充放电功率、储能电站容量上限、充电和放电过程不能同时发生等约束。抽水蓄能电站运行约束与储能电站运行约束类似。

[Wt=Wt-1+ηch×Pch，t-Pdis，tηdis] （15）

[0≤Wt≤Wmax] （16）

[0≤Uch，t×Pch，t≤Pch，max] （17）

[0≤Udis，t×Pdis，t≤Pdis，max] （18）

[Uch，t+Udis，t≤1] （19）

式中[Wt]为[t]时刻储能电站中存储的电量;[Wmax]为储能电站容量上限;[ηch]为储能电站充电效率;[ηdis]为储能电站放电效率;[Pch，t]为[t]时刻储能电站充电功率;[Pdis，t]为[t]时刻储能电站放电功率;[Uch，t]、[Udis，t]为0/1变量，分别为[t]时刻储能电站充放电状态。

6. 碳排放约束

电力碳排放来源于含碳燃料燃烧时所释放的二氧化碳，主要包括燃煤和燃气。电力二氧化碳排放量等于所有含碳燃料的消耗量乘以相應的排放因子。

[Qcar，j=t=1T（Pjcoal，t×Ajcoal×Bcoal+Pjgas，t×Ajgas×Bgas）] （20）

[j≤year] （21）

式中[j]为计算年份;[year]为设定的最晚电力碳达峰年份;[Qcar，j]为该地区第[j]年二氧化碳排放量;[Aicoal]为该地区第[j]年平均发电标准煤耗;[Bcoal]为单位重量标准煤的二氧化碳排放因子;[Aigas]为该地区第[j]年燃气发电的平均发电气耗;[Bgas]为单位重量燃气的二氧化碳排放因子。

7. 电力平衡约束

[Pload，t+DRt-VFt=Pcoal，t+Pgas，t+Pbio，t+Pwind，t+Ppv，t-Pch，t+Pdis，t] （22）

式中[Pload，t]为[t]时刻系统负荷大小;[DRt]为[t]时刻参与削峰响应的负荷;[VFt]为[t]时刻参与填谷响应的负荷;[Pcoal，t]为[t]时刻燃煤发电出力;[Pgas，t]为[t]时刻燃气发电出力;[Pbio，t]为[t]时刻生物质发电出力。

五、模型检验

为验证本文所提方法与模型的有效性，采用曼-肯德尔（Mann-Kendall）趋势检验判断碳排放峰值年以后碳排放量是否有显著下降趋势，当具有显著下降趋势时，证明本文模型给出的电力系统优化配置结果是可靠的。Mann-Kendall检验法是世界气象组织推荐并已经广泛应用的非参数检验方法。

在Mann-Kendall检验中，原假设[H0]为时间序列数据（[X1，X2，Xn]），是n个独立的、随机变量同分布的样本;备择假设[H1]是双边检验。对于所有的[i，j≤n]，且[i≠j]，[Xi]和[Xj]的分布是不相同的，检验的统计量S计算公式如下：

[S=i=1n-1j=i+1nsgn（Xj-Xi）] （23）

其中，[sgn（）]为符号函数，当[Xj-Xi]小于、等于或大于零时，[sgn（Xj-Xi）]分别为-1、0或1。统计量S服从正态分布，其均值为[E（S）=0]，方差[Var（S）=n（n-1）（2n+5）/18]。标准化后的检验统计量Z计算公式如下：

[Z=S-1Var（S）S>00S=0S+1Var（S）S<0] （24）

在双边趋势检验中，对于给定的置信水平[α]，若[|Z|≥Z1-α2]，则原假设[H0]是不可接受的，即在置信水平[α]上，时间序列数据存在明显的上升或下降趋势。Z为正值表示碳排放量为上升趋势，负值表示碳排放量为减少趋势。

六、案例分析

本文以山西省电力系统为研究对象，该电力系统接入了风电、光伏发电、燃煤发电、燃气发电、水电、生物质发电等6种电源以及储能。首先分析该地区负荷、各类电源的现状、特点及未来发展趋势，数据来源于国家能源局发布的全国电力工业统计数据、山西省统计年鉴、统计公报等，然后将分析结果作为模型输入参数，最终得到2030年前实现电力碳达峰情景下的各类电源装机容量、储能、需求侧响应等的优化配置结果。

1. 地区电力系统发展分析

（1）地区负荷

“十三五”期间山西省电网最大负荷逐年增长，至2020年出现历史最大负荷3225万千瓦，峰谷差为1618万千瓦，全社会用电量达到2262万千瓦时。“十四五”到“十六五”期间，考虑该地区经济转型发展及产业结构调整，第一产业负荷占比整体平稳并缓慢下降;第二产业负荷受经济转型发展、“碳达峰、碳中和”政策及能效提升等因素影响，其占比将逐步降低;第三产业和居民负荷将进一步升高。预计“十四五”“十五五”“十六五”末年最大负荷将分别达到4336万千瓦、5404万千瓦、6606万千瓦。

（2）风力发电

在实现“碳达峰、碳中和”战略目标的引领下，风电、光伏作为可永续利用的清洁能源，是未来能源发展的重要方向。该地区风电春冬季出力整体较大，夏季出力整体较小，具有一定的季节特性。图2为山西省风电日出力特性曲线，可以看出风电呈现明显的反调峰特性，并且风电日出力波动幅度较大，没有明显规律可循，与当地风力资源实时情况关系较大。因此，风电的快速发展对电网调峰、运行调整带来较大影响。

在加快可再生能源开发利用的同时，风电、光伏发电的送出和消纳问题开始显现，2019年发布的《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》为促进可再生能源电力发展和消纳建立了长效机制1。该通知明确了承担可再生能源电力配额义务的责任主体，在执行上亦具有可操作性，这将充分保证《考核办法》中各项指标的完成，促进风电、光伏风电等可再生能源的充分利用，利好风电、光伏等新能源运营企业，从而进一步促进风电和光伏发电等新能源的投资增长。

“十三五”期间，山西省风电装机新增749万千瓦，年均新增装机增速达到15%以上，截至2020年底，该地区风电装机达到1418万千瓦2。习近平总书记提出到2030年，全国风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上，山西省风光资源较为丰富，“十四五”到“十六五”期间，该地区风电、光伏发电将以更快的速度发展3。

（3）光伏发电

山西省是我国太阳能资源较丰富的地区之一，具备光伏发电规模开发的资源优势和广阔的开发前景。图3为山西省光伏日出力特性曲线，可以看出，光伏日出力有明显的规律性，中午出力较大，傍晚出力较小，夜间没有出力;光伏发电由于受太阳光照强度、天气条件等影响，具有随机性、间歇性的不稳定特点，难以承担基荷发电。

截至2020年年底，山西省光伏发电装机规模1446万千瓦，其中90%以上的光伏发电机组均投产于“十三五”期间，光伏发电已成为可再生能源领域增长速度最快的发电方式之一。预计“十四五”到“十六五”期间，山西省光伏发电规模仍将进一步快速发展。

（4）燃煤发电

从世界范围看，在能源结构的调整和能源转型的推进中，燃煤发电在电力系统中的定位将从电量型电源转变为电量、电力调节型电源。当高比例的间歇性、随机性可再生电源接入电网，必然需要保留部分機组作为电力调节电源使用。2018年3月，国家发展改革委、国家能源局印发《关于提升电力系统调节能力的指导意见》1，提出加快推进电源侧调节能力，实施火电机组灵活性改造是提升电源侧调峰能力的有力措施。

目前，纯凝机组在实际运行中的调峰能力一般为额定容量的50%左右，典型的抽凝机组在供热期的调峰能力仅为额定容量的20%。通过灵活性改造，将使热电机组增加20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到40%～50%额定容量;纯凝机组增加15%～20%额定容量的调峰能力，最小技术出力达到30%～35%额定容量。通过加强国内外技术交流和合作，部分具备改造条件的电厂将达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%～25%[15-17]。随着清洁能源进一步快速发展和辅助服务市场的不断完善，“十四五”“十五五”期间山西省煤电向调节性电源转型的速度将比预期更快，煤电机组调峰能力提升工程将加快实施，推动存量煤电逐步由电量型向电力型转变的力度将更大。

燃煤发电一直是山西省的主力电源，发挥基荷电厂的作用，承担着地区保障性、支撑性电源的重要作用，但其发展面临着碳排放、环保以及成本优势渐失等诸多因素的制约。截至2020年底，山西省燃煤发电装机容量为4180万千瓦2，目前已开工建设的部分机组将陆续在“十四五”期间投产发电，但是随着国家对燃煤发电机组审批条件的愈加严苛，预计“十五五”和“十六五”期间将不再新增投产燃煤机组。

（5）燃气发电

与传统燃煤发电相比，燃气发电具有很大的优势，二氧化碳排放量不足燃煤电厂的一半，氮氧化物排放量约为燃煤电厂的10%3，二氧化硫和烟尘排放几乎为零，环保优势突出，并且燃气机组运行灵活，负荷适应性强，启停迅速，作为电网调峰机组，有助于改善电网的安全性。

但是由于山西省资源禀赋的特点，天然气资源短缺，进口量较大，对外依存度逐年上涨，价格成本偏高，在现有情况下，造成燃气发电企业气源成本难以下降，且优先保障民生用气，导致天然气发电发展受限。“十三五”期间，山西省无新增投产燃气发电机组，截至2020年底，燃气发电装机规模334万千瓦，燃气主要由其他地区输送来保障供应。为了减少燃气对外依存度，保障能源安全，并且天然气价格居高不下，预计“十四五”到“十六五”期间，山西省不再新增燃气发电机组，装机规模维持不变。

（6）水力发电

常规水电具有增减负荷增减负荷速度快、发电效率高、无污染等特点，是承担电力系统的调峰、调频、负荷备用和事故备用等任务的优势电源。截至2020年底，山西省常规水电装机223万千瓦4。但是山西省水电资源相对匮乏，难以寻找合适的可开发常规水电站址，预计“十四五”到“十六五”期间，不再新增常规水电机组，装机规模维持不变。

目前，抽水蓄能电站成为各电网企业新建储能电站的首选，使抽水蓄能电站成为构建清洁低碳、安全稳定、经济高效的现代电力系统的重要组成部分。山西地区风电、光伏发电发展迅猛，建设抽水蓄能电站可以满足风电、光伏发电快速增长所增加的部分调峰需求，为当地大规模发展清洁能源提供了有利条件，保障了电网安全运行。国家水电发展规划的指导思想是积极稳妥发展水电，科学有序开发大型水电，严格控制中小水电，加快建设抽水蓄能电站。由于山西省水力资源相对匮乏，常规水电发展受限，只有少量站址可以适度发展抽水蓄能电站。截至2020年底，抽水蓄能装机规模120万千瓦，预计“十五五”期间新增260万千瓦5。

（7）生物质发电

生物质能作为可再生资源，是全生命周期零碳排放能源，发展生物质能发电是降低电力碳排放，助力双碳目标实现的有效措施。山西省农作物秸秆资源和林业生物物资资源较为丰富，生物质发电稳步发展。截至2020年底，生物质发电装机规模60万千瓦，在所有电源装机中占比相对较小，考虑到生物质发电受到燃料收集等因素的制约，预计“十四五”到“十六五”期间生物质发电装机规模仍将继续增长，但总的装机容量不会很大。

（8）储能

电能具有发输供用实时平衡的特点，储能技术的出现，改变了电力工业即发即用的传统模式，成为提升传统电力系统灵活性、经济性和安全性的重要手段;储能能够显著提高风、光等可再生能源的消纳水平，推动主体能源由化石能源向可再生能源加速更替。

随着新能源发电装机占比逐渐攀升，能源电力结构正在逐步转型，储能系统因其响应速率快、调节精度高等特点，成为能源行业中提升电能品质和促进新能源消纳的重要支撑手段，受到越来越多的重视。进入“十四五”后，山西省加快推动新型储能发展，全面推广“新能源+储能”的系统友好型新能源电站，新增新能源装机原则上必须配置一定比例储能设施，实现储能与新能源电源的深度融合、联合运行。考虑到“十四五”期间，新型储能成本仍然较高，预计该地区新型储能将在“十五五”和“十六五”期间迎来快速发展。

2. 结果分析

以山西省电力系统分析结果作为模型边界条件，其中：“十四五”“十五五”“十六五”末年最大负荷分别为4336万千瓦、5404万千瓦、6606万千瓦;风电和光伏发电装机容量年均增速不超过20%;燃煤发电机组和抽水蓄能机组按照计划建设时序进行设置;“十四五”期间按照新能源新增装机容量的10%配置新型储能，“十五五”和“十六五”期间按照15%配置;燃气发电和常规水电装机容量恒定不变，通过计算得到山西省在2030年前实现电力碳达峰情境下的电力系统优化配置方案以及电力碳排放轨迹。

（1）电源结构方面，“十四五”“十六五”期间山西省电源装机容量年均增速保持在6%左右，“十五五”期间年均增速接近8%，高于“十四五”“十六五”电源装机容量年均增速，结果如图4所示。

“十四五”期间山西省新增电源装机累计2578万千瓦，至2025年电源总装机容量达到10239万千瓦，其中风电装机达到2344万千瓦，光伏装机达到2637万千瓦，分别占电源总装机容量的22.63%、25.46%，较“十三五”末分别新增781万千瓦和954万千瓦，年均新增装机增速分别为10.57%、12.77%。由于风电和光伏的发电量增量不能完全满足负荷持续增长的需要，“十四五”期间仍有部分燃煤发电机组投产，新增燃煤机组容量合计437万千瓦，至2025年燃煤发电机组装机达到4617万千瓦。“十五五”和“十六五”期间无新增燃煤机组，新增电源装机均为风电和光伏发电机组。“十五五”期间风电装机累计新增1683万千瓦，光伏装机累计新增3000万千瓦，年均新增装机增速分别为11.43%、16.41%，至2030年风电、光伏装机分别达到4027万千瓦和5637万千瓦，分别占电源总装机容量的26.27%、36.78%。“十六五”期间风电装机累计新增2077万千瓦，光伏装机累计新增3400万千瓦，年均新增装机增速分别为8.67%、9.90%，较“十五五”新增装机增速有所下降，至2035年风电、光伏装机分别达到6104万千瓦和9037万千瓦，分别占电源总装机容量的29.31%、43.39%。

高比例新能源接入电网后，由于风电和光伏出力的随机性和波动性，山西电网对灵活性电源的需求将不断提升，燃煤机组将由电量型电源逐步向电量型、调峰型电源过渡，到“十五五”末，将有超过50%的燃煤机组进行灵活性改造，机组最小出力达到30%左右，部分先进机组的最小出力水平将达到20%左右，参与深度调峰。抽水蓄能电站容量大，反应迅速、灵活，是运行可靠且较为经济的调峰电源与储能装置，但是该地区水资源相对匮乏，适合建设抽水蓄能电站的站址较少，只有“十五五”期间投产260万千瓦抽水蓄能机组。新型储能作为风电和光伏建设的配套设施，对新能源功率的平抑作用明显。“十四五”期间新型储能将新增211万千瓦，进入“十五五”后，新型储能相对新能源的配套比例将进一步提高，新型储能进入快速发展阶段，“十五五”期间将新增新型储能702万千瓦，“十六五”期间新型储能装机新增821万千瓦，到“十六五”末，新型储能将为该地区提供1736万千瓦的调峰能力。

（2）电力需求方面，“十四五”末山西省电力需求为4857万千瓦，“十五五”末电力需求为6052万千瓦，“十六五”末电力需求将达到7399万千瓦。随着第三产业和居民负荷在整体负荷中的占比不断提高，该地区电网峰谷差不断拉大，同时对调峰电源的需求也不断增大，“十六五”时期主要的调峰电源包括部分煤电机组、抽水蓄能机组、新型储能电站以及少量装机的燃气发电和常规水电。但是到“十六五”中期，已有的调峰电源将不能满足地区负荷对电力的需求，需要配合需求侧响应保证电力供应，需求侧响应的需求比例在5%左右。

（3）电量方面，山西省全社会用电量需求持续增长，“十四五”期间所有电源发电量累计13367亿千瓦时，“十五五”期间所有电源发电量累计17086亿千瓦时，“十六五”期间所有电源发电量累计20382亿千瓦时，年最大负荷年均增长率分别为6.10%、4.50%、4.10%，全社会用电量年均增速分别为5.75%、4.19%、3.47%，“十五五”较“十四五”期间，“十六五”较“十五五”期间的年最大负荷和年均发电量增速均有所下降。主要是该地区将不断强化经济转型发展，进一步优化调整产业结构布局，第一产业负荷虽有小幅度提升，但在整体负荷中的占比较小，第三产业和居民负荷在整体负荷中的占比进一步升高，虽然第二产业负荷仍占据主导地位，但是第二产业负荷将向绿色经济转型，能源消耗效率将不断提升，能耗强度将明显下降。结果如图5所示。

2021—2035年，非化石能源发电量占比不断提升，“十四五”“十五五”“十六五”期间非化石能源累计发电量占比分别为26.22%、36.99%、51.01%。从各年不同类型电源发电量占比情况来看，“十四五”末非化石能源发电量占比为28.40%，“十五五”末非化石能源发电量占比提升14.02个百分点，达到42.42%，到2033年，即“十六五”中期非化石能源发电量将超过化石能源发电量，“十六五”末非化石能源發电量占比将达到54.95%。

（4）弃电方面，“十四五”到“十六五”期间，各年新能源弃电率均小于5%，满足国家和行业要求。其中，“十四五”期间，随着风电和光伏发电装机比例的升高，新能源弃电率不断提升;“十五五”期间，260万千瓦抽水蓄能机组和15%配置比例的新型储能陆续投产，部分燃煤机组灵活性改造持续推进，使新能源弃电率逐年下降;“十六五”期间，电力负荷增速放缓，新能源弃电率基本维持在3.50%左右。结果如图6所示。

（5）二氧化碳排放方面，山西省“十四五”期间二氧化碳排放总量为7.73亿吨，“十五五”为8.45亿吨，较“十四五”期间二氧化碳排放总量增加0.72亿吨，“十六五”期间二氧化碳排放总量为7.84亿吨，与“十四五”期间二氧化碳排放总量基本持平。结果如图7所示。

山西省在“十四五”期间，由于负荷增长较快，燃煤发电仍是该地区主要支撑性电源，各年二氧化碳排放量将以较快速度增长，二氧化碳排放量由2020年的1.37亿吨增长到2025年的1.68亿吨，年均二氧化碳排放增加量约0.6亿吨。“十五五”和“十六五”期间全社会用电量增速逐步放缓，风电和光伏装机容量增加较快，加速对化石能源发电量的替代，到2027年，二氧化碳排放量达到峰值1.72亿吨。二氧化碳达峰后，进入平台期，二氧化碳排放量开始波动下降，2028年二氧化碳排放量1.68亿吨，较达峰年二氧化碳排放量下降0.4亿吨，2029年二氧化碳排放量较2028年有少量增加，但基本持平;在“十五五”末该地区二氧化碳排放量进入快速下降阶段，到“十六五”末二氧化碳排放量降至1.54亿吨，与“十四五”中期二氧化碳排放水平相当。未来随着全社会用电量逐步趋于饱和，新能源发电量将进一步替代化石能源发电量，二氧化碳排放量将持续稳定下降。

3. 模型检验

根据Mann-Kendall趋势检验计算公式，对山西省碳排放峰值年后的碳排放量进行趋势检验计算，计算结果见表1。

从表1数据可知，山西省碳排放峰值年后的碳排放量趋势检验值Z=-3.84，小于0，山西省碳排放峰值年后的碳排放量具有显著下降趋势，且在[α=0.05]置信水平下，|Z |=3.84，[Z1-0.052]=1.96，[|Z |>Z1-0.052]，通过Mann-Kendall趋势检验，说明通过本文模型对山西省实现碳达峰目标的电力系统优化配置结果是可靠的。

七、结论与建议

本文建立了碳达峰目标下的电力系统生产模拟模型，充分考虑了各类电源的运行特性、建设情况以及储能、需求侧响应等灵活性资源，在满足电力电量平衡、碳排放约束的条件下，对山西省电力系统进行实例分析。研究结论包括：

第一，本文模型可用于模拟地区电力系统碳排放轨迹，得出电力二氧化碳年排放量存在较快速增长、波动下降、持续稳定下降3个阶段。

第二，在实现电力碳达峰的过程中，电源结构逐步优化，清洁低碳电源比重不断提高，但各地区资源禀赋存在差异，新能源发展应因地制宜。

第三，新能源出力的波动性和随机性使得电力系统对调峰资源的需求越来越大，新能源的建设进度需与地区调峰电源、储能、需求侧响应等灵活性资源发展相匹配，源网荷储要统筹协调发展，本文模型可根据地区电力系统的调峰能力得到电力系统优化配置方案，以实现电力碳达峰目标，为类似地区电力系统规划提供思路。

构建以新能源为主体的新型电力系统是电力行业服务碳达峰、碳中和的重要举措，新能源的大规模发展使整个电力系统的建设运行成本提高，但本文未考虑经济性，后续可进一步完善。

为了保障电力系统碳达峰目标的实现，本研究提出以下政策建议：

（1）保障新能源的高效发展。随着电力负荷的持续增长，明确将新能源定位为满足增量电力需求，积极部署储能设施、综合能源系统、微电网、虚拟电厂等电网相关技术的研发和应用，通过多种技术手段组合来应对高比例波动性新能源的接入问题，保障电网安全稳定运行。

（2）做好煤电发展定位。推动煤电机组节能提效升级，对具备供热条件的纯凝机组开展供热改造，鼓励通过技术创新，探索进一步降低机组最小发电出力的可靠措施，对无法改造的机组逐步淘汰关停，并视情况将具备条件的转为应急备用电源。

（3）保障电力系统所需投资。为了实现碳达峰目标，电力行业对于电源、电网等技术的投资需要保持在较高水平，这对现有投融资机制是一个极大的挑战，需要尽快健全和完善绿色投融资机制。

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