低碳經(jīng)濟(jì)下基于排放軌跡約束的電力系統(tǒng)電源擴(kuò)展規(guī)劃模型

盧斯煜 婁素華 吳耀武

（華中科技大學(xué)強(qiáng)電磁工程與新技術(shù)國(guó)家重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室 武漢 430074）

1 引言

由于溫室氣體過度排放所造成的全球氣候變化問題已成為國(guó)際關(guān)注的焦點(diǎn)，能源系統(tǒng)的發(fā)展面臨著清潔化、高效化、低碳化的巨大壓力。2003年，英國(guó)在其公布的能源白皮書中首次提出了“低碳經(jīng)濟(jì)”的發(fā)展理念[1]；2009年12月，在丹麥哥本哈根召開的世界氣候大會(huì)，更是進(jìn)一步引發(fā)了世界各國(guó)對(duì)這一理念的關(guān)注和認(rèn)可。在中國(guó)，現(xiàn)階段以發(fā)展經(jīng)濟(jì)為首要任務(wù)，對(duì)碳減排采取以降低單位GDP的CO2排放量為目標(biāo)的國(guó)內(nèi)減緩政策，尚未承擔(dān)明確的減排量，這對(duì)于我國(guó)當(dāng)前國(guó)情而言是合理的。然而從中長(zhǎng)期利益出發(fā)，考慮國(guó)內(nèi)氣候加速惡化的可能性以及不斷加大的國(guó)際壓力，這種減排力度則顯得過于保守；可以說，從氣候變化本身的趨勢(shì)和國(guó)際碳減排的發(fā)展進(jìn)程來看，中國(guó)承擔(dān)碳減排責(zé)任將是一個(gè)必由之路。

電力工業(yè)是我國(guó)化石能源消耗的重要行業(yè)，其CO2排放量已經(jīng)占全國(guó)總排放量的38.76%[2]。在低碳經(jīng)濟(jì)環(huán)境下，中國(guó)的減排政策和減排模式，將給電力工業(yè)的發(fā)展帶來深遠(yuǎn)的影響。在各種不同的碳減排方式下，如何綜合考慮不斷增長(zhǎng)的負(fù)荷需求、日益復(fù)雜的電源結(jié)構(gòu)以及低碳經(jīng)濟(jì)的相關(guān)要素進(jìn)行合理的電源擴(kuò)展規(guī)劃，是電力工業(yè)配合國(guó)家政策實(shí)現(xiàn)碳減排的關(guān)鍵。

電力系統(tǒng)電源規(guī)劃的主要目的是根據(jù)某一時(shí)期的負(fù)荷預(yù)測(cè)需求，在滿足一定的可靠性水平下，尋求一種最合適的電源開發(fā)方案[3]。傳統(tǒng)電源規(guī)劃模型[4-5]是以規(guī)劃期內(nèi)的總費(fèi)用最小作為目標(biāo)，主要考慮規(guī)劃期內(nèi)全網(wǎng)電源的投資費(fèi)用和運(yùn)行費(fèi)用，著重從經(jīng)濟(jì)角度反映規(guī)劃方案的成本和費(fèi)用，對(duì)CO2的排放以及相關(guān)要素尚未考慮。文獻(xiàn)[6-7]在電源規(guī)劃模型中引入CO2排放總量的運(yùn)行約束條件，但尚未考慮其他低碳要素的影響。文獻(xiàn)[8]則進(jìn)一步將碳捕捉發(fā)電機(jī)組（Carbon Capture and Storage，CCS）加入待優(yōu)化電源集合，同時(shí)目標(biāo)函數(shù)中增加了傳統(tǒng)火電的改造費(fèi)用、碳交易收入以及碳排放超標(biāo)費(fèi)用，較為全面地考慮了低碳各要素的影響。在目前的研究中，減排約束尚未考慮與國(guó)家整體減排政策和排放模式相結(jié)合，而電力工業(yè)作為主要的碳排放源，其未來的發(fā)展模式及相應(yīng)的碳排放軌跡應(yīng)與國(guó)家整體的經(jīng)濟(jì)發(fā)展框架和減排模式協(xié)調(diào)一致，以保證實(shí)現(xiàn)電力工業(yè)的可持續(xù)發(fā)展。

本文從國(guó)家和電力工業(yè)整體的減排模式出發(fā)，根據(jù)英國(guó)氣候變化委員會(huì)（Committee on Climate Change，CCC）于2008年發(fā)布的專題報(bào)告中所預(yù)測(cè)的基于不同排放峰值年和不同減排速率的全球碳排放軌跡圖[9]，提出了基于排放總額度約束的碳排放軌跡路線模型，并將其引入電源擴(kuò)展規(guī)劃，在總體減排軌跡約束的框架下考慮規(guī)劃期內(nèi)逐年的碳排放約束，同時(shí)將系統(tǒng)運(yùn)行中發(fā)電系統(tǒng)的CO2排放問題作為研究的重點(diǎn)，通過逐年排放量與給定排放額度差額的處理和碳交易成本等，賦予電力行業(yè)中碳排放量相應(yīng)的經(jīng)濟(jì)價(jià)值，并把這部分費(fèi)用計(jì)入目標(biāo)函數(shù)，從而建立低碳經(jīng)濟(jì)下的電源擴(kuò)展規(guī)劃模型。利用該模型對(duì)某實(shí)際電網(wǎng)進(jìn)行了電源擴(kuò)展規(guī)劃研究，計(jì)算結(jié)果證明該模型對(duì)于我國(guó)長(zhǎng)期的減排政策和電力系統(tǒng)的可持續(xù)發(fā)展具有較高的適應(yīng)性和有效性。

2 低碳經(jīng)濟(jì)相關(guān)要素及其影響

低碳經(jīng)濟(jì)的實(shí)質(zhì)是能源高效利用、清潔能源開發(fā)、追求綠色GDP等問題，其根本目標(biāo)是促進(jìn)經(jīng)濟(jì)發(fā)展的碳中性，即經(jīng)濟(jì)發(fā)展中人為排放的CO2與通過人為措施吸收的CO2達(dá)到動(dòng)態(tài)平衡。在低碳經(jīng)濟(jì)模式下，低碳技術(shù)的應(yīng)用和碳排放指標(biāo)的交易是進(jìn)行電源擴(kuò)展規(guī)劃需重點(diǎn)考慮的兩個(gè)相關(guān)方面。

2.1 低碳技術(shù)的應(yīng)用

目前低碳技術(shù)主要分為兩類：一為直接減排技術(shù)，即直接對(duì)CO2進(jìn)行處理，例如利用碳捕捉和儲(chǔ)存技術(shù)對(duì)已排放的CO2氣體進(jìn)行捕捉和處理[10]；二為間接減排技術(shù)，即通過減少化石能源的消耗，達(dá)到CO2氣體減排，如提高燃料使用效率或利用可再生能源（如風(fēng)能、水能、太陽能等）替代傳統(tǒng)的化石燃料電源，以間接減少CO2氣體的排放。

假設(shè)在某一時(shí)期，CO2氣體排放當(dāng)量為M1，對(duì)這部分排放量采用低碳技術(shù)處理的成本為E1，即

式中，KT為利用低碳技術(shù)處理CO2氣體的單位成本。

2.2 CO2交易機(jī)制的引入

《京都議定書》提出了三種碳排放交易機(jī)制：聯(lián)合履行（Joint Implementation，JI）、清潔發(fā)展機(jī)制（Clean Development Mechanism，CDM）和排放貿(mào)易（Emissions Trading，ET）[11]。在這三種碳排放交易機(jī)制中，中國(guó)目前主要參與CDM交易，而一旦2012年以后發(fā)展中國(guó)家也需要承擔(dān)減排義務(wù)，那么中國(guó)將可能參與到ET交易中。

2.2.1 CDM交易機(jī)制

所謂CDM交易，就是在發(fā)達(dá)國(guó)家和發(fā)展中國(guó)家間進(jìn)行的CO2減排量抵銷額的轉(zhuǎn)讓與獲得。一般的形式是發(fā)達(dá)國(guó)家在發(fā)展中國(guó)家開展溫室氣體減排項(xiàng)目，并據(jù)此獲得“經(jīng)核證的減排量”（Certified Emission Reductions，CERs）[11]，發(fā)達(dá)國(guó)家可以用獲得的CERs來抵減本國(guó)的減排義務(wù)。

在某一時(shí)期，假設(shè)排放的CO2氣體當(dāng)量為M2，若這部分排放額度需要通過CDM交易獲得，則其交易費(fèi)用E2為

式中，KCDM為CDM單位交易價(jià)格。

2.2.2 ET交易機(jī)制

所謂ET交易，就是發(fā)達(dá)國(guó)家之間進(jìn)行的CO2排放指標(biāo)交易，是將碳排放額度作為金融衍生品在市場(chǎng)上流通和買賣。

在某一時(shí)期，設(shè)已排放的CO2氣體當(dāng)量為M3，若這部分排放量需要通過ET交易而得，則交易費(fèi)用E3為

式中，KET為ET單位交易價(jià)格。

2.2.3 超額排放經(jīng)濟(jì)性懲罰的引入

在低碳經(jīng)濟(jì)體制下，如果CO2氣體排放量超過規(guī)定的排放額度，就需要為超出排放額度部分支付罰金。

設(shè)在某一時(shí)期，超出所分配的排放額度的排放量為M4，那么需要支付的罰款金額E4為

式中，Kpen為超出排放額度單位排放量所需支付的罰金。

3 基于總額度約束的CO2排放軌跡模型

在低碳經(jīng)濟(jì)環(huán)境下，碳排放權(quán)的分配是實(shí)現(xiàn)國(guó)際合作減排的基礎(chǔ)，需要遵循公平和效益的原則。目前，各國(guó)研究人員基于不同的角度提出了多種分配方法，我國(guó)學(xué)者在綜合考慮歷史責(zé)任和公平性的基礎(chǔ)上，提出以人均累積排放的方法來計(jì)算各國(guó)在未來一段時(shí)間內(nèi)所能獲得的碳排放量[12]。所以，在未來的減排工作中，需要在總排放額度的約束下，逐年制定減排目標(biāo)，并將其分配給各行業(yè)和企業(yè)，以便碳交易的策劃和實(shí)施。針對(duì)這一問題，本文對(duì)文獻(xiàn)[9]的預(yù)測(cè)軌跡圖進(jìn)行建模，提出了考慮總額度約束的CO2排放軌跡模型，其數(shù)學(xué)描述如下：

式中，et為第t年的碳排放量；Y0為排放軌跡起始前的基準(zhǔn)年（不包括在排放約束期內(nèi)）；e0為Y0年的排放基數(shù)；Yz為排放軌跡的終止年（包括在排放約束期內(nèi)）。排放軌跡有以下七個(gè)控制變量：em，Ym0，Ymt為排放峰值及達(dá)到該值的起始年和終止年；es，Ys為平穩(wěn)排放值及達(dá)到該值的起始年；rIi為排放增長(zhǎng)期內(nèi)第i年在第i-1年的基礎(chǔ)上相對(duì)于起始年Ym0的增長(zhǎng)率，由于低碳技術(shù)的不斷成熟和應(yīng)用以及減排政策的逐步制定和實(shí)施，rIi將呈逐年降低的趨勢(shì)，從而使碳排放量逐漸趨于飽和并達(dá)到峰值；rD為減排期的年均遞減率。區(qū)間（Y0，Ym0）為排放增長(zhǎng)區(qū)，受rIi影響，排放量總體呈斜率不斷下降的上升趨勢(shì)；區(qū)間[Ym0，Ymt]為排放飽和區(qū)，排放量達(dá)到峰值水平，因經(jīng)濟(jì)增長(zhǎng)漸趨飽和以及減排政策的趨于穩(wěn)定，碳排放量在此區(qū)間內(nèi)基本保持不變；區(qū)間(Ymt，Ys)為減排區(qū)，排放量呈指數(shù)下降；區(qū)間（Ys，Yz）為排放平穩(wěn)區(qū)，排放量維持在某一較低水平上。排放軌跡具體如下圖所示。

圖 CO2排放軌跡模型Fig.Trajectory model of CO2 emission

模型有三個(gè)等式約束，包括排放峰值起始年、平穩(wěn)排放起始年的排放量約束和總排放額度約束：

4 基于排放軌跡約束的電源擴(kuò)展規(guī)劃模型

4.1 目標(biāo)函數(shù)

電源規(guī)劃一般涉及諸多不同投產(chǎn)年份和使用壽命的電源工程項(xiàng)目，這將導(dǎo)致在規(guī)劃年末出現(xiàn)不同的剩余使用年限，為了方便處理這部分殘值，模型采用等年值表示。模型以規(guī)劃期內(nèi)綜合費(fèi)用最低作為目標(biāo)函數(shù)，主要包括三方面：①投資費(fèi)用等年值F1t，即該年相對(duì)于規(guī)劃起始年新投產(chǎn)機(jī)組的投資等年值；②年固定運(yùn)行費(fèi)F2t，即該年相對(duì)于規(guī)劃起始年新投產(chǎn)機(jī)組的年固定運(yùn)行費(fèi)用；③年可變運(yùn)行費(fèi)用F3t，主要指該年系統(tǒng)消耗化石燃料的費(fèi)用及CO2排放的處理費(fèi)用。模型目標(biāo)函數(shù)的數(shù)學(xué)表達(dá)式如下：

其中

式中，Nt為規(guī)劃期；t表示年份；ng為待優(yōu)化電站數(shù)；Cti表示第t年電站i相對(duì)于規(guī)劃起始年新增裝機(jī)容量；為第t年電站i新增裝機(jī)的單位綜合造價(jià)；r為貼現(xiàn)率；NGi為電站i新增機(jī)組的使用壽命；

ρti為第t年電站i的年固定運(yùn)行費(fèi)率；Ft、分別為第t年系統(tǒng)消耗的化石燃料總量及其單位價(jià)格；為系統(tǒng)CO2排放當(dāng)量中超過限額部分的計(jì)算費(fèi)用；CRF（r，NGi）為電站i新增機(jī)組的資金回收系數(shù)，可表示為

4.2 模型約束條件

（1）規(guī)劃期內(nèi)逐年系統(tǒng)電力電量平衡約束

式中，PGt、PLDt、ΔPSt分別為第t年系統(tǒng)的總裝機(jī)容量、負(fù)荷以及備用容量；EGt、ELDt分別為第t年系統(tǒng)總發(fā)電量和負(fù)荷所需電量；SEt為電量備用系數(shù)。

（2）受火電檢修等的影響，規(guī)劃期內(nèi)逐年系統(tǒng)年火電發(fā)電量受火電年利用小時(shí)約束

式中，Pft、Eft、Tft.max分別為第t年系統(tǒng)的火電裝機(jī)容量、火電發(fā)電量以及火電最大利用小時(shí)數(shù)。

（3）規(guī)劃期內(nèi)逐年碳減排目標(biāo)約束式中，MCt、Mdt分別為第t年系統(tǒng)的CO2實(shí)際排放總量和分配的排放額度；ΔMCDM.t、ΔMET.t分別為通過CDM和ET交易購(gòu)入和售出的排放指標(biāo)差值。

（4）對(duì)基于合作減排項(xiàng)目的交易機(jī)制（如CDM），由于受資金、技術(shù)水平的限制，項(xiàng)目所能達(dá)到的減排量會(huì)有一個(gè)上限；而對(duì)基于排放額度的交易機(jī)制，由于受碳交易市場(chǎng)發(fā)展規(guī)模和流動(dòng)性的影響，交易量同樣受到制約，即

（5）本電源規(guī)劃模型是基于CO2排放軌跡模型提出的，其規(guī)劃年限必須處于排放軌跡的基準(zhǔn)年Y0和終止年Yz之間，即t∈[Y0，Yz]。

4.3 CO2排放費(fèi)用的計(jì)算

在CO2排放軌跡模型中，若et為第t年中國(guó)各行業(yè)總的CO2排放額度，則在電源規(guī)劃期t年處于區(qū)間（Y0，Yz）內(nèi)時(shí)，電力工業(yè)的排放額度可表示為

式中，αt為電力工業(yè)CO2排放比重系數(shù)，按照當(dāng)前情況可取αt=0.4[2]；βt為待規(guī)劃區(qū)域或省份的電力系統(tǒng)CO2排放比重系數(shù)。

其中，L(x)為0-1決策函數(shù)：

采用式（19）計(jì)算系統(tǒng)的CO2排放費(fèi)用，可分為兩種情況：

（1）當(dāng)MCt＞Mdt時(shí)，表示第t年系統(tǒng)總排放量超過規(guī)定的排放額度，ΔMt即是總排放量中超出Mdt的部分，是需要通過低碳技術(shù)、碳交易所獲得的排放額度，或需要支付罰款的排放額度，即

式中，ΔM1t、ΔM2t、ΔM3t、ΔM4t為優(yōu)化變量，分別對(duì)應(yīng)于應(yīng)用低碳技術(shù)、CDM交易、ET交易以及支付罰款的排放額度。由式（19）可見，在一定的ΔMt和相應(yīng)約束條件下，調(diào)整該優(yōu)化變量的組合將會(huì)影響系統(tǒng)的CO2排放費(fèi)用。

（2）當(dāng)MCt≤Mdt時(shí)，表示第t年系統(tǒng)總排放量低于分配的排放額度，ΔM表示總排放量中低于Mdt的部分，即可通過排放指標(biāo)交易出售而獲得經(jīng)濟(jì)效益的排放額度，可表示為ΔM

5 算例分析

應(yīng)用本文所提模型，在低碳經(jīng)濟(jì)環(huán)境下對(duì)中國(guó)某省電力系統(tǒng)的電源擴(kuò)展問題進(jìn)行規(guī)劃分析。

5.1 基本數(shù)據(jù)及計(jì)算條件

本算例規(guī)劃期為2011～2015年，規(guī)劃期內(nèi)系統(tǒng)的負(fù)荷水平和負(fù)荷特性見表1，現(xiàn)有電源情況見表2，待規(guī)劃系統(tǒng)（以下簡(jiǎn)稱系統(tǒng)A）規(guī)劃期內(nèi)接受外系統(tǒng)B、C送電，逐年送電規(guī)模見表3。由于核電站、抽水蓄能電站等為國(guó)家政策確定，不列入本算例的優(yōu)化范圍。

表1 2011～2015年A系統(tǒng)的負(fù)荷預(yù)測(cè)水平和負(fù)荷特性Tab.1 Load data of system A during 2011～2015

表2 A系統(tǒng)現(xiàn)有電源數(shù)據(jù)Tab.2 The existing generators data of system A in 2010

表3 2011～2015年A系統(tǒng)接受外電規(guī)模Tab.3 Outside power transmitted to system A during 2011～2015

火電和水電機(jī)組單位投資費(fèi)用分別采用￥450萬元/MW和￥675萬元/MW，使用壽命分別為25年和30年；煤價(jià)為￥600/t標(biāo)煤；電力行業(yè)收益率為0.1；火電年利用小時(shí)上限設(shè)定為6500h。根據(jù)我國(guó)低碳經(jīng)濟(jì)發(fā)展的實(shí)際情況，超過或少于排放限額部分均通過CDM交易進(jìn)行衡量，而忽略低碳技術(shù)、ET交易及支付罰款等方式，CDM交易價(jià)格設(shè)為￥150/tCO2e[14]。

按照人均累積排放理論以及各國(guó)在哥本哈根談判中達(dá)成的全球溫升不超過2℃的共識(shí)（即在本世紀(jì)末將大氣中CO2濃度穩(wěn)定在450×10-6水平），我國(guó)2011～2100年所能獲得的CO2排放額度約為250Gt[15]，而電力行業(yè)可分配到的等效排放額度約為100Gt，即αt=0.4；根據(jù)1995～2006年統(tǒng)計(jì)資料，A系統(tǒng)的年平均碳排放水平在全國(guó)所占比重約為4.81%[16]，即βt=0.0481。

本文利用碳排放軌跡模型，在不同減排模式下，研究A系統(tǒng)的電源擴(kuò)展規(guī)劃問題。

5.2 定峰減排模式

在碳排放軌跡模型中，給定排放峰值起始年Ym0和終止年Ymt及排放峰值em的減排模式即為定峰減排模式。對(duì)于我國(guó)目前短期減排壓力大且前景不甚明朗的情況，定峰模式具有較強(qiáng)的適應(yīng)性。

根據(jù)我國(guó)目前的電力工業(yè)現(xiàn)狀，設(shè)定2010年全國(guó)的電力CO2排放量為e0=2.76Gt，平穩(wěn)區(qū)的年排放量es=0.2e0=0.552Gt，假定兩種不同的定峰模式：模式（1）Ym0=2010，Ymt=2011，em=e0=2.76Gt，排放軌跡將于2068年進(jìn)入排放平穩(wěn)區(qū)，減排區(qū)的年減排率為rD=2.78%；模式（2）Ym0=2015，Ymt=2016，假設(shè)排放增長(zhǎng)區(qū)2011～2015逐年的增長(zhǎng)率分別為：10%、8%、6%、4%和2%，呈逐年下降趨勢(shì)，并可得2015年排放峰值em=3.69Gt，排放軌跡將于2044年進(jìn)入排放平穩(wěn)區(qū)，減排區(qū)的年減排率r=6.56%。兩種模式下A系統(tǒng)逐年CO2排放額度見表4。

表4 不同減排模式下A系統(tǒng)逐年CO2排放額度Tab.4 CO2 emission credit of system A during 2011～2015 in different scenarios

由表4可見，在Ym=2010模式下，A系統(tǒng)需要從2011年開始進(jìn)行CO2排放的嚴(yán)格限制，排放額度呈逐年下降趨勢(shì)，規(guī)劃期內(nèi)減排壓力很大；在Ym=2015模式下，2011～2015年A系統(tǒng)CO2排放量仍以年均6%的速度增長(zhǎng)，其減排壓力明顯較前者小。在這兩種不同模式下，電源規(guī)劃結(jié)果見表5。

表5 定峰模式下A系統(tǒng)電源規(guī)劃結(jié)果Tab.5 Power generation planning results of system A in fixed-peak scenarios

由表5可見，在Ym=2010模式下，年排放超額達(dá)40.83%～62.86%，各年碳排放費(fèi)用在費(fèi)用等年值中的比重為12.39%～14.89%。由于減排壓力較大，火電規(guī)劃裝機(jī)容量相對(duì)較少，且在2013年、2014年高煤耗、高排放的小容量機(jī)組分別退役880MW和650MW，以降低系統(tǒng)整體的碳排放率；同時(shí)，2012和2014年各新增水電機(jī)組570MW，通過提高對(duì)清潔能源的利用促進(jìn)CO2減排。在Ym=2015模式下，年排放超額為4.52%～28.02%，各年碳排放費(fèi)用在費(fèi)用等年值中的比重為2.01%～9.65%，由于減排壓力相對(duì)較輕，水電機(jī)組投資較大，故規(guī)劃裝機(jī)以火電為主。Ym=2010為典型的“前緊后松”模式，將排放峰值年提前，規(guī)劃期內(nèi)減排壓力較大；但這種模式能更好地提高對(duì)于排放曲線的控制力和降低減排工作的不確定性；而Ym=2015模式則相對(duì)寬松一些，排放軌跡的峰值年滯后前種模式5年，在規(guī)劃期內(nèi)排放限額仍呈增加趨勢(shì)，電力工業(yè)的減排壓力及費(fèi)用相對(duì)較小，導(dǎo)致電源的裝機(jī)仍以火電為絕對(duì)主力，但后續(xù)減排壓力會(huì)相對(duì)較大。

5.3 定年減排模式

定年減排模式將標(biāo)準(zhǔn)排放軌跡模型與傳統(tǒng)的基于目標(biāo)年減排比例的方式相結(jié)合，即排放軌跡模型中給定某一特定年份Yt的排放控制目標(biāo)et。定年模式具有簡(jiǎn)單直觀的特點(diǎn)，比較適用于我國(guó)目前的宏觀調(diào)控體制。

若取Yt=2050，et=es=0.2e0=0.552Gt，即2050年開始進(jìn)入排放平穩(wěn)區(qū)，此時(shí)，Ym0=2013，Ymt=2014，em=3.42Gt，減排區(qū)的年減排率為rD=4.94%。在該模式下A系統(tǒng)逐年CO2排放額度見表4，電源規(guī)劃方案見表6。

表6 定年模式下A系統(tǒng)電源規(guī)劃結(jié)果Tab.6 Power generation planning result of system A in fixed- target year scenario

在定年模式下，2011～2015年的CO2排放額度呈先增加后減少的趨勢(shì)，規(guī)劃期內(nèi)年排放超額達(dá)6.58%～25.74%，各年碳排放費(fèi)用在年費(fèi)用中的比重為2.81%～9.08%，減排壓力介于Ym=2010和2015兩種定峰模式之間。在該模式下，570MW的水電規(guī)劃裝機(jī)在2014年投產(chǎn)，而規(guī)劃期內(nèi)的綜合費(fèi)用也介于前兩種模式之間。定年模式能夠較好地與我國(guó)的宏觀調(diào)控相結(jié)合，但需要選擇合適的目標(biāo)年及相應(yīng)的控制目標(biāo)，既要著眼于現(xiàn)在，又要考慮未來，而相應(yīng)的電源規(guī)劃也須兼顧當(dāng)前系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)效益以及長(zhǎng)期的減排需要，并適當(dāng)考慮提高對(duì)可再生能源和低碳新技術(shù)的利用。

特別地，基于我國(guó)低碳經(jīng)濟(jì)的發(fā)展現(xiàn)狀，本算例計(jì)及的CO2排放費(fèi)用均通過CDM交易的方式進(jìn)行衡量；若考慮其他因素諸如低碳技術(shù)、ET交易、碳排放超額罰款等的影響，本文所提模型，尤其是碳排放的計(jì)算將更具靈活性和實(shí)際可操作性。

6 結(jié)論

低碳經(jīng)濟(jì)發(fā)展模式是我國(guó)未來保持可持續(xù)發(fā)展的必由之路。電力行業(yè)作為碳排放量最高的行業(yè)，依據(jù)國(guó)家總體低碳發(fā)展路線進(jìn)行電力系統(tǒng)的電源擴(kuò)展規(guī)劃是極其重要的。本文將低碳經(jīng)濟(jì)的理念和碳排放軌跡模型引入電力系統(tǒng)電源擴(kuò)展規(guī)劃中，主要結(jié)論如下：

（1）提出低碳經(jīng)濟(jì)下基于碳排放軌跡約束的電力系統(tǒng)電源規(guī)劃模型，該模型在標(biāo)準(zhǔn)碳排放軌跡的框架下，綜合考慮了低碳經(jīng)濟(jì)所帶來的影響，包括CO2減排約束、低碳電力技術(shù)成本以及碳交易機(jī)制等，能更為全面合理地反映電源擴(kuò)展規(guī)劃在低碳經(jīng)濟(jì)模式下的綜合費(fèi)用，適應(yīng)我國(guó)長(zhǎng)期的低碳發(fā)展之路。

（2）模型以基于總額度約束的排放軌跡下的CO2排放費(fèi)用計(jì)算為核心，將規(guī)劃期內(nèi)逐年碳排放量與排放軌跡中相應(yīng)排放額度之差額通過低碳減排技術(shù)成本、CDM交易、ET交易或超額排放的罰款來進(jìn)行評(píng)價(jià)，賦予該部分排放量以經(jīng)濟(jì)價(jià)值。

（3）針對(duì)中國(guó)某省電力系統(tǒng)，利用本文所提模型分別在定峰和定年減排模式下進(jìn)行電源規(guī)劃和分析，結(jié)果表明，該模型能夠較好地適應(yīng)中國(guó)長(zhǎng)期的減排政策，對(duì)未來電力系統(tǒng)的可持續(xù)發(fā)展具有更強(qiáng)的適應(yīng)性和有效性。

[1] Secretary of State for Trade and Industry，UK.Energy White Paper: Our energy future-creating a low carbon economy[M].2003.

[2] 魏一鳴,劉蘭翠,范英,等.中國(guó)能源報(bào)告(2008):碳排放研究[R].北京: 科學(xué)出版社,2008.

[3] 丁明,石雪梅.基于遺傳算法的電力市場(chǎng)環(huán)境下電源規(guī)劃的研究[J].中國(guó)電機(jī)工程學(xué)報(bào),2006,26(21):43-49.Ding Ming,Shi Xuemei.Study of Generation expansion planning based on genetic algorithms in the environment of electricity market[J].Proceedings of the CSEE,2006,26(21): 43-49.

[4] 吳耀武,侯云鶴,熊信銀,等.基于遺傳算法的電力系統(tǒng)電源規(guī)劃模型[J].電網(wǎng)技術(shù),1999,23(3):10-14.Wu Yaowu,Hou Yunhe,Xiong Xinyin,et al.A model for generation expansion planning of power system based on genetic algorithm[J].Power System Technology,1999,23(3): 10-14.

[5] Park J B,Pack Y M,Won J R.An improved genetic algorithm for generation expansion planning[J].IEEE Transactions on Power Systems,2000,15(3):916-922.

[6] Sirikum J,Techanitisawad A,Kachitvichyanukul V.A new efficient GA-benders’ decomposition method:for power generation expansion planning with emission controls[J].IEEE Transactions on Power Systems,2007,22(3): 1092-1100.

[7] Srivastava S C,Srivastava A K,Rout U K.Least cost generation expansion planning for a regional electricity board in India considering green house gas mitigation[C].Proceedings of the International Conference on Power System Technology,2000.

[8] Chen Qinxin,Kang Chongqing,Xia Qing.Power generation expansion Planning model towards low-carbon economy and its application in China[J].IEEE Transactions on Power Systems,2010,25(2):1117-1125.

[9] Committee on climate change.Building a low-carbon economy—the UK’s contribution to tackling climate change[M].London: The Stationary Office,2008.

[10] Bjorn H Bakken,Ingrid Von Streng Velken.Liner models for optimization of infrastructure for CO2capture and storage[J].IEEE Transactions on Energy Conversion,2008,23(3): 824-833.

[11] UNGA.Kyoto protocol to the United Nations framework convention on climate change[M].1997.

[12] 陳文穎,吳宗鑫.氣候變化的歷史責(zé)任與碳排放限額分配[J].中國(guó)環(huán)境科學(xué),1998,18(6): 481-485.Chen Wenying,Wu Zongxin.Historical responsibility to climate change and carbon permit allocation[J].China Environmental Science,1998,18(6): 481-485.

[13] Wu Yaowu,Lou Suhua,Lu Siyu.A model for power system interconnection planning under low-carbon economy with CO2emission cnstraints[J].IEEE Transactions on Sustainable Energy,2011,2(3):205-214.

[14] 中國(guó)低碳網(wǎng).http://www.ditan360.com.

[15] IPCC.Intergovernmental panel for climate change fourth assessment report[M].Cambridge: Cambridge University Press,2007.

[16] 王錚,朱永彬.我國(guó)各省區(qū)碳排放量狀況及減排對(duì)策研究[J].戰(zhàn)略與決策研究,2008,23(2): 109-115.Wang Zheng,Zhu Yongbin.Study on the Status of carbon emission in provincial scale of China and countermeasures for reducing its emission[J].Strategy and Policy Dicision Research,2008,23(2):109-115.