CN117495317A - 一种电碳协同的碳分摊方案生成方法 - Google Patents
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Abstract
本发明公开了一种电碳协同的碳分摊方案生成方法，涉及电碳协同技术领域，包括以下具体步骤：S1、电网发电分析；S2、电碳协同计算；S3、碳分摊计算；S4、碳分摊任务分配。该电碳协同的碳分摊方案生成方法，通过分析得出当前电网区域所涵盖的发电方式及其碳排放占比，并计算出需进行碳抵消的碳排放量，确定碳抵消机制及碳抵消目标，然后通过计算得出火力发电与可再生发电的的度电碳排比，得出各可再生发电方式的碳分摊量上限，并按照碳分摊优先级将碳抵消目标分配给各可再生发电方式，改进后的碳分摊方案生成方法可根据实际电网情况对多余碳排进行分摊，有利于碳抵消的合理化和精准化，从而有利于碳抵消目标的推进实施，促进电碳协同的实现。
Description
技术领域
本发明涉及电碳协同技术领域，具体为一种电碳协同的碳分摊方案生成方法。
背景技术
在成熟的市场体系下，碳市场和电力市场互为因果，碳价影响发电企业成本，发电企业生产也影响碳排放量。目前大量市场主体同时参与电力市场与碳市场交易，系统研究分析两个市场之间的交互影响，以及两个市场的协同策略是实现“双碳”目标刻不容缓的任务。由于减排实际上增加了实体经济的成本，碳市场和电力市场在同时也作用于实体经济，这就决定了电碳市场协同策略研究需要基于一个非常复杂的经济和技术系统。
研究电力市场与碳市场的协同，需要将信息物理社会系统内的相关因素组合起来，构建综合考虑电力市场、碳市场和实体经济复杂交互影响的仿真模型框架。如果两个市场分别完全独立地制定政策，可能会出现政策效果相互抵消的情况；若两个市场能够有效协调，就能避免出现一加一小于二的情况。在市场主体层面，目前电力行业的主体中有一部分既参与电力市场也参与碳市场，如何协调其在两个市场的决策行为就变得非常重要。
但目前的电碳协同技术依然存在以下不足：
现有的电碳协同一般是从宏观的角度对电力市场和碳市场进行协同调控，使得现有的碳抵消依旧停留在较为宏观的层面，无法根据实际电网情况对需要抵消的多余碳排进行分摊，不利于碳抵消的合理化和精准化，从而不利于碳抵消目标的推进实施，影响电碳协同的实现。
因此，急需对此缺点进行改进，本发明则是针对现有的结构及不足予以研究改良，提供有一种电碳协同的碳分摊方案生成方法。
发明内容
本发明的目的在于提供一种电碳协同的碳分摊方案生成方法，以解决上述背景技术中提出的问题。
为实现上述目的，本发明提供如下技术方案：一种电碳协同的碳分摊方案生成方法，包括以下具体步骤：
S1、电网发电分析：
与电网连接，获取电力行业数据，统计当前电网区域的总碳排放量，并分析当前电网区域所涵盖的发电方式及其碳排放占比，所述发电方式分为火力发电和可再生发电两大类，且火力发电包括但不限于燃煤发电、燃气发电，可再生发电包括但不限于光伏发电、光热发电、陆地风电、海上风电、地热发电、潮汐发电和生物质能发电；
S2、电碳协同计算：
根据电碳协同目标，结合当前电网覆盖区域所允许的碳排放上限，计算出需进行碳抵消的碳排放量，即碳抵消量，对碳抵消量进行分级，并根据分级结果确定碳抵消机制及碳抵消目标；
S3、碳分摊计算：
通过检测火力发电的发电度数和碳排放量，得出火力发电的平均度电碳排，结合可再生发电的度电碳排，依次计算出火力发电与光伏发电、光热发电、陆地风电、海上风电、地热发电、潮汐发电和生物质能发电的度电碳排比，并结合当前电网区域内各可再生发电方式的上限，得出各可再生发电方式的碳分摊量上限；
S4、碳分摊任务分配：
对各可再生发电方式进行排序，按照排序先后规定可再生发电方式的碳分摊优先级，然后统计超出购买-抵消机制的碳抵消目标，并按照碳分摊优先级依次将目标分配给各可再生发电方式，通过可再生发电接替火力发电进行后续电力生产，利用多种可再生发电分摊消除超出的碳排放量。
进一步的，所述步骤S1中，电力行业碳排放核算方法包括排放因子法和实测法，排放因子法主要用于火力发电的碳排放检测，是根据不同燃料对应的不同碳排放系数，来估算碳排放量，实测法是在排气口安装二氧化碳监测仪表，通过实际测量数据，实时计算机组的碳排放量。
进一步的，所述步骤S1中，可再生发电的度电碳排如下：光伏发电的度电碳排为15～34克/千瓦时、光热发电的度电碳排为8.5～24.3克/千瓦时、陆地风电的度电碳排为7.0～10.8克/千瓦时、海上风电的度电碳排为9～17克/千瓦时、地热发电的度电碳排为15.1～55克/千瓦时、潮汐发电的度电碳排为10～20克/千瓦时和生物质能发电的度电碳排为4～1730克/千瓦时。
进一步的，所述步骤S2中，所述碳抵消量的计算公式如下：
X_co＝A_em-U_em
其中，X_co表示碳抵消量，A_em表示当前电网区域的实际碳排放量，U_em表示当前电网区域的碳排放量上限。
进一步的，所述步骤S2中，所述碳抵消量的分级公式如下：
其中，S表示碳抵消量分级结果，X_co表示碳抵消量，U_em表示当前电网区域的碳排放量上限，s1表示第一级别碳抵消，s2表示第二级别碳抵消，s3表示第三级别碳抵消。
进一步的，所述步骤S2中，不同级别的碳抵消对应有不同的碳抵消机制，且碳抵消有且只有一种碳抵消机制运行。
进一步的，所述步骤S2中，第一级别碳抵消对应的碳抵消机制如下：维持当前电网区域的发电方式及其碳排放占比，不进行任何干预操作。
进一步的，所述步骤S2中，第二级别碳抵消对应的碳抵消机制如下：购买其他第一级别碳抵消的电网区域的碳抵消量盈余，补偿本电网区域的碳抵消量。
进一步的，所述步骤S2中，第三级别碳抵消对应的碳抵消机制如下：对5％范围内的碳抵消目标执行第二级别碳抵消的碳抵消机制，对超过5％部分的碳抵消目标执行碳分摊操作，调整当前电网区域的发电方式架构，即在不改变总发电量的前提下，降低火力发电占比，增加可再生发电占比。
进一步的，所述步骤S4中，可再生发电方式的排序以碳分摊量上限作为排序依据，且遵循从大到小的排序规则。
本发明提供了一种电碳协同的碳分摊方案生成方法，具备以下有益效果：
本发明通过电网发电分析获取电力行业数据，分析得出当前电网区域所涵盖的发电方式及其碳排放占比，并根据电碳协同目标，结合当前电网覆盖区域所允许的碳排放上限，计算出需进行碳抵消的碳排放量，通过对碳抵消量进行分级，确定碳抵消机制及碳抵消目标，然后通过计算得出火力发电与可再生发电的的度电碳排比，结合当前电网区域内各可再生发电方式的上限，得出各可再生发电方式的碳分摊量上限，并按照碳分摊优先级将碳抵消目标分配给各可再生发电方式，利用多种可再生发电分摊消除超出的碳排放量，改进后的碳分摊方案生成方法可根据实际电网情况对需要抵消的多余碳排进行分摊，有利于碳抵消的合理化和精准化，从而有利于碳抵消目标的推进实施，促进电碳协同的实现。
附图说明
图1为本发明一种电碳协同的碳分摊方案生成方法的整体运行流程示意图；
图2为本发明一种电碳协同的碳分摊方案生成方法的发电方式框图；
图3为本发明一种电碳协同的碳分摊方案生成方法的碳抵消分级结果-碳抵消机制框图；
图4为本发明一种电碳协同的碳分摊方案生成方法的步骤S3运行流程示意图；
图5为本发明一种电碳协同的碳分摊方案生成方法的步骤S4运行流程示意图。
具体实施方式
下面结合附图和实施例对本发明的实施方式作进一步详细描述。以下实施例用于说明本发明，但不能用来限制本发明的范围。
如图1-图5所示，一种电碳协同的碳分摊方案生成方法，包括以下具体步骤：
S1、电网发电分析：
与电网连接，获取电力行业数据，统计当前电网区域的总碳排放量，并分析当前电网区域所涵盖的发电方式及其碳排放占比，发电方式分为火力发电和可再生发电两大类，且火力发电包括但不限于燃煤发电、燃气发电，可再生发电包括但不限于光伏发电、光热发电、陆地风电、海上风电、地热发电、潮汐发电和生物质能发电；
步骤S1中，电力行业碳排放核算方法包括排放因子法和实测法，排放因子法主要用于火力发电的碳排放检测，是根据不同燃料对应的不同碳排放系数，来估算碳排放量，实测法是在排气口安装二氧化碳监测仪表，通过实际测量数据，实时计算机组的碳排放量；
步骤S1中，可再生发电的度电碳排如下：光伏发电的度电碳排为15～34克/千瓦时、光热发电的度电碳排为8.5～24.3克/千瓦时、陆地风电的度电碳排为7.0～10.8克/千瓦时、海上风电的度电碳排为9～17克/千瓦时、地热发电的度电碳排为15.1～55克/千瓦时、潮汐发电的度电碳排为10～20克/千瓦时和生物质能发电的度电碳排为4～1730克/千瓦时；
S2、电碳协同计算：
根据电碳协同目标，结合当前电网覆盖区域所允许的碳排放上限，计算出需进行碳抵消的碳排放量，即碳抵消量，对碳抵消量进行分级，并根据分级结果确定碳抵消机制及碳抵消目标；
步骤S2中，碳抵消量的计算公式如下：
X_co＝A_em-U_em
其中，X_co表示碳抵消量，A_em表示当前电网区域的实际碳排放量，U_em表示当前电网区域的碳排放量上限；
步骤S2中，碳抵消量的分级公式如下：
其中，S表示碳抵消量分级结果，X_co表示碳抵消量，U_em表示当前电网区域的碳排放量上限，s1表示第一级别碳抵消，s2表示第二级别碳抵消，s3表示第三级别碳抵消；
步骤S2中，不同级别的碳抵消对应有不同的碳抵消机制，且碳抵消有且只有一种碳抵消机制运行；
步骤S2中，第一级别碳抵消对应的碳抵消机制如下：维持当前电网区域的发电方式及其碳排放占比，不进行任何干预操作；
步骤S2中，第二级别碳抵消对应的碳抵消机制如下：购买其他第一级别碳抵消的电网区域的碳抵消量盈余，补偿本电网区域的碳抵消量；
步骤S2中，第三级别碳抵消对应的碳抵消机制如下：对5％范围内的碳抵消目标执行第二级别碳抵消的碳抵消机制，对超过5％部分的碳抵消目标执行碳分摊操作，调整当前电网区域的发电方式架构，即在不改变总发电量的前提下，降低火力发电占比，增加可再生发电占比；
S3、碳分摊计算：
通过检测火力发电的发电度数和碳排放量，得出火力发电的平均度电碳排，结合可再生发电的度电碳排，依次计算出火力发电与光伏发电、光热发电、陆地风电、海上风电、地热发电、潮汐发电和生物质能发电的度电碳排比，并结合当前电网区域内各可再生发电方式的上限，得出各可再生发电方式的碳分摊量上限；
S4、碳分摊任务分配：
对各可再生发电方式进行排序，按照排序先后规定可再生发电方式的碳分摊优先级，然后统计超出购买-抵消机制的碳抵消目标，并按照碳分摊优先级依次将目标分配给各可再生发电方式，通过可再生发电接替火力发电进行后续电力生产，利用多种可再生发电分摊消除超出的碳排放量；
步骤S4中，可再生发电方式的排序以碳分摊量上限作为排序依据，且遵循从大到小的排序规则。
综上，结合图1-图5所示，该电碳协同的碳分摊方案生成方法的工作原理如下：
S1、电网发电分析：
与电网连接，获取电力行业数据，统计当前电网区域的总碳排放量，并分析当前电网区域所涵盖的发电方式及其碳排放占比，发电方式分为火力发电和可再生发电两大类，且火力发电包括但不限于燃煤发电、燃气发电，可再生发电包括但不限于光伏发电、光热发电、陆地风电、海上风电、地热发电、潮汐发电和生物质能发电；其中，电力行业碳排放核算方法包括排放因子法和实测法，排放因子法主要用于火力发电的碳排放检测，是根据不同燃料对应的不同碳排放系数，来估算碳排放量，实测法是在排气口安装二氧化碳监测仪表，通过实际测量数据，实时计算机组的碳排放量；可再生发电的度电碳排如下：光伏发电的度电碳排为15～34克/千瓦时、光热发电的度电碳排为8.5～24.3克/千瓦时、陆地风电的度电碳排为7.0～10.8克/千瓦时、海上风电的度电碳排为9～17克/千瓦时、地热发电的度电碳排为15.1～55克/千瓦时、潮汐发电的度电碳排为10～20克/千瓦时和生物质能发电的度电碳排为4～1730克/千瓦时；
S2、电碳协同计算：
根据电碳协同目标，结合当前电网覆盖区域所允许的碳排放上限，计算出需进行碳抵消的碳排放量，即碳抵消量，碳抵消量的计算公式如下：
X_co＝A_em-U_em
其中，X_co表示碳抵消量，A_em表示当前电网区域的实际碳排放量，U_em表示当前电网区域的碳排放量上限；
对碳抵消量进行分级，碳抵消量的分级公式如下：
其中，S表示碳抵消量分级结果，X_co表示碳抵消量，U_em表示当前电网区域的碳排放量上限，s1表示第一级别碳抵消，s2表示第二级别碳抵消，s3表示第三级别碳抵消；
并根据分级结果确定碳抵消机制及碳抵消目标，不同级别的碳抵消对应有不同的碳抵消机制，且碳抵消有且只有一种碳抵消机制运行；其中，第一级别碳抵消对应的碳抵消机制如下：维持当前电网区域的发电方式及其碳排放占比，不进行任何干预操作；第二级别碳抵消对应的碳抵消机制如下：购买其他第一级别碳抵消的电网区域的碳抵消量盈余，补偿本电网区域的碳抵消量；第三级别碳抵消对应的碳抵消机制如下：对5％范围内的碳抵消目标执行第二级别碳抵消的碳抵消机制，对超过5％部分的碳抵消目标执行碳分摊操作，调整当前电网区域的发电方式架构，即在不改变总发电量的前提下，降低火力发电占比，增加可再生发电占比；
S3、碳分摊计算：
通过检测火力发电的发电度数和碳排放量，得出火力发电的平均度电碳排，结合可再生发电的度电碳排，依次计算出火力发电与光伏发电、光热发电、陆地风电、海上风电、地热发电、潮汐发电和生物质能发电的度电碳排比，并结合当前电网区域内各可再生发电方式的上限，得出各可再生发电方式的碳分摊量上限；
S4、碳分摊任务分配：
对各可再生发电方式进行排序，可再生发电方式的排序以碳分摊量上限作为排序依据，且遵循从大到小的排序规则，按照排序先后规定可再生发电方式的碳分摊优先级，然后统计超出购买-抵消机制的碳抵消目标，并按照碳分摊优先级依次将目标分配给各可再生发电方式，通过可再生发电接替火力发电进行后续电力生产，利用多种可再生发电分摊消除超出的碳排放量。
本发明通过电网发电分析获取电力行业数据，分析得出当前电网区域所涵盖的发电方式及其碳排放占比，并根据电碳协同目标，结合当前电网覆盖区域所允许的碳排放上限，计算出需进行碳抵消的碳排放量，通过对碳抵消量进行分级，确定碳抵消机制及碳抵消目标，然后通过计算得出火力发电与可再生发电的的度电碳排比，结合当前电网区域内各可再生发电方式的上限，得出各可再生发电方式的碳分摊量上限，并按照碳分摊优先级将碳抵消目标分配给各可再生发电方式，利用多种可再生发电分摊消除超出的碳排放量，改进后的碳分摊方案生成方法可根据实际电网情况对需要抵消的多余碳排进行分摊，有利于碳抵消的合理化和精准化，从而有利于碳抵消目标的推进实施，促进电碳协同的实现。
本发明的实施例是为了示例和描述起见而给出的，而并不是无遗漏的或者将本发明限于所公开的形式。很多修改和变化对于本领域的普通技术人员而言是显而易见的。选择和描述实施例是为了更好说明本发明的原理和实际应用，并且使本领域的普通技术人员能够理解本发明从而设计适于特定用途的带有各种修改的各种实施例。
Claims (10)
1.一种电碳协同的碳分摊方案生成方法，其特征在于，包括以下具体步骤：
S1、电网发电分析：
与电网连接，获取电力行业数据，统计当前电网区域的总碳排放量，并分析当前电网区域所涵盖的发电方式及其碳排放占比，所述发电方式分为火力发电和可再生发电两大类，且火力发电包括但不限于燃煤发电、燃气发电，可再生发电包括但不限于光伏发电、光热发电、陆地风电、海上风电、地热发电、潮汐发电和生物质能发电；
S2、电碳协同计算：
根据电碳协同目标，结合当前电网覆盖区域所允许的碳排放上限，计算出需进行碳抵消的碳排放量，即碳抵消量，对碳抵消量进行分级，并根据分级结果确定碳抵消机制及碳抵消目标；
S3、碳分摊计算：
通过检测火力发电的发电度数和碳排放量，得出火力发电的平均度电碳排，结合可再生发电的度电碳排，依次计算出火力发电与光伏发电、光热发电、陆地风电、海上风电、地热发电、潮汐发电和生物质能发电的度电碳排比，并结合当前电网区域内各可再生发电方式的上限，得出各可再生发电方式的碳分摊量上限；
S4、碳分摊任务分配：
对各可再生发电方式进行排序，按照排序先后规定可再生发电方式的碳分摊优先级，然后统计超出购买-抵消机制的碳抵消目标，并按照碳分摊优先级依次将目标分配给各可再生发电方式，通过可再生发电接替火力发电进行后续电力生产，利用多种可再生发电分摊消除超出的碳排放量。
2.根据权利要求1所述的一种电碳协同的碳分摊方案生成方法，其特征在于，所述步骤S1中，电力行业碳排放核算方法包括排放因子法和实测法，排放因子法主要用于火力发电的碳排放检测，是根据不同燃料对应的不同碳排放系数，来估算碳排放量，实测法是在排气口安装二氧化碳监测仪表，通过实际测量数据，实时计算机组的碳排放量。
3.根据权利要求1所述的一种电碳协同的碳分摊方案生成方法，其特征在于，所述步骤S1中，可再生发电的度电碳排如下：光伏发电的度电碳排为15～34克/千瓦时、光热发电的度电碳排为8.5～24.3克/千瓦时、陆地风电的度电碳排为7.0～10.8克/千瓦时、海上风电的度电碳排为9～17克/千瓦时、地热发电的度电碳排为15.1～55克/千瓦时、潮汐发电的度电碳排为10～20克/千瓦时和生物质能发电的度电碳排为4～1730克/千瓦时。
4.根据权利要求1所述的一种电碳协同的碳分摊方案生成方法，其特征在于，所述步骤S2中，所述碳抵消量的计算公式如下：
X_co＝A_em-U_em
其中，X_co表示碳抵消量，A_em表示当前电网区域的实际碳排放量，U_em表示当前电网区域的碳排放量上限。
5.根据权利要求1所述的一种电碳协同的碳分摊方案生成方法，其特征在于，所述步骤S2中，所述碳抵消量的分级公式如下：
其中，S表示碳抵消量分级结果，X_co表示碳抵消量，U_em表示当前电网区域的碳排放量上限，s1表示第一级别碳抵消，s2表示第二级别碳抵消，s3表示第三级别碳抵消。
6.根据权利要求5所述的一种电碳协同的碳分摊方案生成方法，其特征在于，所述步骤S2中，不同级别的碳抵消对应有不同的碳抵消机制，且碳抵消有且只有一种碳抵消机制运行。
7.根据权利要求6所述的一种电碳协同的碳分摊方案生成方法，其特征在于，所述步骤S2中，第一级别碳抵消对应的碳抵消机制如下：维持当前电网区域的发电方式及其碳排放占比，不进行任何干预操作。
8.根据权利要求6所述的一种电碳协同的碳分摊方案生成方法，其特征在于，所述步骤S2中，第二级别碳抵消对应的碳抵消机制如下：购买其他第一级别碳抵消的电网区域的碳抵消量盈余，补偿本电网区域的碳抵消量。
9.根据权利要求6所述的一种电碳协同的碳分摊方案生成方法，其特征在于，所述步骤S2中，第三级别碳抵消对应的碳抵消机制如下：对5％范围内的碳抵消目标执行第二级别碳抵消的碳抵消机制，对超过5％部分的碳抵消目标执行碳分摊操作，调整当前电网区域的发电方式架构，即在不改变总发电量的前提下，降低火力发电占比，增加可再生发电占比。
10.根据权利要求1所述的一种电碳协同的碳分摊方案生成方法，其特征在于，所述步骤S4中，可再生发电方式的排序以碳分摊量上限作为排序依据，且遵循从大到小的排序规则。
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Non-Patent Citations (1)
| Title |
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| 毛明明;孙建;: "基于联立方程模型的FDI、产业结构与碳排放互动关系研究", 重庆理工大学学报(社会科学), no. 04, 20 April 2015 (2015-04-20) * |
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