一种碳市场与电力市场耦合模型及其建立方法

1.本发明涉及一种碳市场与电力市场耦合模型及其建立方法，特别涉及一种基于系统动力学的碳市场与电力市场耦合模型及其建立方法。


背景技术：

2.碳交易是利用市场机制控制和减少温室气体排放，即把碳排放权作为一种商品进行交易。全国碳排放权交易市场是利用市场化机制以较低社会成本控制温室气体排放、推动绿色低碳发展的一项重大制度创新。2021年，全国碳市场首个履约期已启动并开市交易。市场启动初期，交易产品为碳排放配额(chinese emission allowance，cea)。全国碳交易市场启动后，随着碳配额价格的波动、配额分配趋紧以及有偿配额的比例增大，电力企业的经营压力将逐步增大。对于电力企业而言，碳排放成本将逐渐成为其生产成本中的重要组成部分。因此要实现减碳目标，电力行业作为高耗能和高排放行业需要深入参与碳交易。电力行业需更加注重以碳排放为约束条件，依托低碳政策进行能源转型，以模型量化分析电-碳市场交互作用。
3.系统动力学综合应用控制论、信息论、决策论等有关理论和方法，通过建立系统动力学模型，以电子计算机为工具，进行仿真模拟得出实验结果。系统动力学仿真模拟易于构建和学习，具有多变量、定性与定量分析相结合的特点，可以处理多回路、非线性的时变复杂系统问题，方便定义动态过程中相关因素的因果关系，可以帮助研究者定量分析相关因素对动态过程的影响。因此，有些研究者采用系统动力学研究碳交易对电力市场的影响。但现有技术在研究碳交易对电力市场影响时，缺乏对碳交易市场影响效果的充分考虑，例如，碳配额、碳价、减排策略等因素对电力市场的影响，且未考虑不同机组火力发电边际成本变量、碳排放权卖方火电装机变量和碳排放权买方火电装机变量以及变量之间的关系等，导致构建的模型不够符合实际情况，对影响效果的分析研究不够准确。


技术实现要素：

4.本发明的发明目的是提供一种碳市场与电力市场耦合模型及其建立方法，该模型的建立是基于系统动力学的研究方法，充分考虑碳市场交易对电力市场的影响作用，明确碳价与电价的传导关系，旨在进一步量化分析碳交易对电力市场的影响效果，积极推进电力市场低碳转型。
5.本发明实现其发明目的所采取的技术方案是：一种碳市场与电力市场耦合模型及其建立方法，所述碳市场与电力市场耦合模型为电-碳市场系统动力学模型，模型的建立方法步骤如下：
6.s1、确定问题边界：确定电-碳市场系统动力学模型边界，边界内的因素进一步划分为内生因子和外生因子，分别确定的内生因子和外生因子如下；
7.电力市场子系统的内生因子包括碳排放权卖方火电厂的利润空间、碳排放权卖方火电开始建设装机、碳排放权卖方火电在建装机、碳排放权卖方火电完成建设装机、碳排放
权卖方火电装机、碳排放权卖方火力发电量、碳排放权买方火电厂的利润空间、碳排放权买方火电开始建设装机、碳排放权买方火电在建装机、碳排放权买方火电完成建设装机、碳排放权买方火电装机、碳排放权买方火力发电量、火力发电量总供给、预计电力需求、用户实时需求、电力超额需求、电力价格变化、上网电价、销售电价；
8.电力市场子系统外生因子包括电力需求增长率；
9.碳市场子系统的内生因子包括碳排放权价格、碳排放权价格变化、碳排放权超额需求、碳排放权预计销售量、碳排放权预计购买量、碳配额交易量、碳排放权卖方发电厂商持有量、碳排放权买方发电厂商持有量、碳排放权卖方供给量、碳排放权买方需求量、政府分配给碳排放权卖方配额、政府分配给碳排放权买方配额；
10.碳市场子系统的外生因子包括碳排放权卖方火力发电边际成本、碳排放权买方火力发电边际成本、碳排放因子；
11.s2、明确假设条件：明确电-碳市场系统动力学模型中电力市场子系统和碳市场子系统的假设条件；
12.s3、绘制因果回路图：确定电力市场子系统和碳市场子系统中各个内生因子和外生因子的因果关系，并分别绘制碳市场子系统、电力市场子系统和两个市场交互形成的电-碳市场系统的因果回路图；
13.s4、确定模型的变量和常量：对电力市场子系统和碳市场子系统中的内生因子和外生因子进行分类，确定电-碳市场系统动力学模型中电力市场子系统和碳市场子系统的状态变量、速率变量、辅助变量和常量；
14.s5、建立模型中各变量和常量间的函数关系：建立碳市场子系统、电力市场子系统中变量和常量间的函数关系，并确定电力市场子系统与碳市场子系统中变量与常量的交叉函数关系；
15.s6、绘制存量流量图：在步骤s3绘制的碳市场子系统、电力市场子系统和两个市场交互形成的电
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碳市场系统的因果回路图的基础上，结合步骤s4对变量常量的分类及步骤s5建立的各变量常量间的函数关系；通过用不同符号表示不同类型变量，不同类型箭头代表不同的函数关系，绘制碳市场与电力市场交互的存量流量图，即完成电-碳市场系统动力学模型的建立。
16.进一步，本发明所述步骤s2中明确的电-碳市场系统动力学模型中电力市场子系统和碳市场子系统的假设条件如下：
17.所述电力市场子系统的假设条件包括：1)电力市场中火电厂包括碳排放权买方和碳排放权卖方； 2)火电机组的新建装机过程周期为12个月；3)火力发电量由碳排放权买方发电量和碳排放权卖方发电量组成；
18.所述碳市场子系统的假设条件包括：1)碳排放权卖方火电厂相比于碳排放权买方火电厂碳减排率高；2)火电厂的碳排放权配额由政府根据机组运行情况进行设定；3)只考虑火电厂内的碳交易，不考虑与其他行业间的碳交易；4)碳交易价格的初始值根据全国碳市场运行以来的情况进行加权平均，设定碳价的上限和下限。
19.进一步，本发明所述步骤s4确定的电-碳市场系统动力学模型中碳市场子系统和电力市场子系统的状态变量、速率变量、辅助变量和常量如下：
20.所述碳市场子系统的状态变量包括：碳排放权价格变化、碳排放权买方发电厂商
持有量、碳排放权卖方发电厂商持有量；
21.速率变量包括：碳排放权超额需求、碳排放权买方需求量、碳排放权卖方供给量、碳配额交易量；
22.辅助变量包括：碳排放权价格、碳排放权预计销售量、碳排放权预计购买量、政府分配给碳排放权卖方配额、政府分配给碳排放权买方配额；
23.常量包括：碳排放权卖方火力发电边际成本、碳排放权买方火力发电边际成本、碳排放因子；
24.所述电力市场子系统的状态变量包括：碳排放权买方火电在建装机、碳排放权卖方火电在建装机、碳排放权买方火电装机、碳排放权卖方火电装机、电力价格变化；
25.速率变量包括：碳排放权买方火电开始建设装机、碳排放权买方火电完成建设装机、碳排放权卖方火电开始建设装机、碳排放权卖方火电完成建设装机、电力超额需求；
26.辅助变量包括：碳排放权买方火电厂的利润空间、碳排放权卖方火电厂的利润空间、碳排放权买方火力发电量、碳排放权卖方火力发电量、火力发电量总供给、上网电价、销售电价、预计电力需求、用户实时需求；
27.常量包括电力需求增长率。
28.进一步，本发明所述步骤s5建立的碳市场子系统中各变量之间的函数关系如下：
29.碳排放权价格变化＝碳排放权初始价格-integ{碳排放权超额需求}
30.碳排放权买方发电厂商持有量＝碳排放权买方发电厂商持有量初始值+integ{碳配额交易量-碳排放权买方需求量}
31.碳排放权卖方发电厂商持有量＝碳排放权卖方发电厂商持有量初始值+integ{碳排放权卖方供给量-碳配额交易量}
32.碳排放权超额需求＝(碳排放权预计购买量-碳排放权预计销售量)/碳排放权预计销售量
33.碳配额交易量＝if then else(min(碳排放权预计购买量，碳排放权预计销售量)《碳排放权买方发电厂商持有量初始值，碳排放权买方发电厂商持有量初始值，min(碳排放权预计购买量，碳排放权预计销售量))
34.碳排放权预计购买量＝if then else(碳排放权买方发电厂商持有量》碳排放权买方需求量，碳排放权买方发电厂商持有量初始值，碳排放权初始价格/碳排放权价格*(碳排放权买方需求量-碳排放权买方发电厂商持有量))
35.碳排放权预计销售量＝碳排放权价格/碳排放权初始价格*(碳排放权卖方发电厂商持有量)
36.碳排放权价格＝if then else(smooth3i(碳排放权价格变化，碳排放权价格变化的延迟时间，碳排放权初始价格)》碳排放权价格的上限，碳排放权价格的上限，if then else(smooth3i(碳排放权价格变化，碳排放权价格变化的延迟时间，碳排放权初始价格)《碳排放权价格的下限，碳排放权价格的下限，smooth3i(碳排放权价格变化，碳排放权价格变化的延迟时间，碳排放权初始价格)))；
37.其中，碳排放权初始价格、碳排放权买方发电厂商持有量初始值、碳排放权卖方发电厂商持有量初始值分别为碳排放权价格、碳排放权买方发电厂商持有量、碳排放权卖方发电厂商持有量的初始值；碳排放权价格的下限、碳排放权价格的上限和碳排放权价格变
化的延迟时间为碳排放权价格的约束条件。
38.进一步，本发明所述步骤s5建立的电力市场子系统中各变量之间的函数关系如下：
39.碳排放权买方火电在建装机＝碳排放权买方火电在建装机的初始值+integ{碳排放权买方火电开始建设装机-碳排放权买方火电完成建设装机}
40.碳排放权卖方火电在建装机＝碳排放权卖方火电在建装机的初始值+integ{碳排放权卖方火电开始建设装机-碳排放权卖方火电完成建设装机}
41.碳排放权买方火电装机＝碳排放权买方火电装机的初始值+integ{碳排放权买方火电完成建设装机}
42.碳排放权卖方火电装机＝碳排放权卖方火电装机的初始值+integ{碳排放权卖方火电完成建设装机}
43.电力价格变化＝基准电价+integ{电力超额需求}
44.碳排放权买方火电开始建设装机＝(上一年火力发电总量/2)*电力需求增长率/12个月*碳排放权买方火电厂的利润空间/机组一年平均利用小时数
45.碳排放权买方火电完成建设装机＝delay fixed(碳排放权买方火电开始建设装机，碳排放权买方火电建设周期，碳排放权买方火电完成建设装机的初始值)
46.碳排放权卖方火电开始建设装机＝(上一年火力发电总量/2)*电力需求增长率/12个月*碳排放权卖方火电厂的利润空间/机组一年平均利用小时数
47.碳排放权卖方火电完成建设装机＝delay fixed(碳排放权卖方火电开始建设装机，碳排放权卖方火电建设周期，碳排放权卖方火电完成建设装机的初始值)
48.电力超额需求＝上网电价*(用户实时需求-火力发电量总供给)
49.碳排放权买方火力发电量＝碳排放权买方火电装机*机组一年平均利用小时数/12个月
50.碳排放权卖方火力发电量＝碳排放权卖方火电装机*机组一年平均利用小时数/12个月
51.火力发电量总供给＝碳排放权买方火力发电量+碳排放权卖方火力发电量
52.上网电价＝if then else(smooth3i(电力价格变化，上网电价变化延迟时间，基准电价)》 上网电价的上限，上网电价的上限，if then else(smooth3i(电力价格变化，上网电价变化延迟时间，基准电价)《上网电价的下限，上网电价的下限，smooth3i(电力价格变化，上网电价变化延迟时间，基准电价)))
53.预计电力需求＝上一年火力发电总量*((1+电力需求增长率)^time)/12个月
54.用户实时需求＝预计电力需求*(销售电价/基准电价)^(-0.25)
55.其中，碳排放权买方火电在建装机的初始值、碳排放权卖方火电在建装机的初始值、碳排放权买方火电装机的初始值、碳排放权卖方火电装机的初始值、碳排放权买方火电完成建设装机的初始值、碳排放权卖方火电完成建设装机的初始值、基准电价和上一年火力发电总量，分别为碳排放买方火电机组在建装机、碳排放权卖方在建装机、碳排放权买方火电装机、碳排放权卖方火电装机、碳排放权买方火电完成建设装机、碳排放权卖方火电完成建设装机、电力价格变化和预计电力需求变量的初始值；上网电价变化延迟时间、上网电价的下限和上网电价的上限是上网电价变量的约束条件；机组一年平均利用小时数、碳排
放权买方火电建设周期、碳排放权卖方火电建设周期为机组的基础参数。
56.进一步，本发明所述步骤s5建立的电力市场子系统与碳市场子系统中变量与常量的交叉函数关系如下：
57.碳排放权买方火电厂的利润空间＝(销售电价-碳排放权买方火力发电边际成本-碳排放权价格*碳排放因子)*碳排放权买方火力发电量/12个月
58.碳排放权卖方火电厂的利润空间＝碳排放权初始价格/碳排放权价格*(销售电价-碳排放权卖方火力发电边际成本)
59.销售电价＝上网电价+碳排放权价格*碳排放因子
60.政府分配给碳排放权卖方配额＝碳排放权卖方火力发电量*(time-1)*碳排放因子
61.政府分配给碳排放权买方配额＝碳排放权买方火力发电量*(time-1)*碳排放因子
62.碳排放权买方需求量＝政府分配给碳排放权买方配额-碳排放权买方火力发电量*碳排放权买方机组的二氧化碳排放因子
63.碳排放权卖方供给量＝政府分配给碳排放权卖方配额-碳排放权卖方火力发电量*碳排放权卖方机组的二氧化碳排放因子
64.其中，碳排放权买方机组的二氧化碳排放因子、碳排放权卖方机组的二氧化碳排放因子为发电机组的基础参数。
65.本发明通过对电力市场子系统和碳市场子系统以及电-碳市场系统的因果回路图的绘制，得出电力市场运行、碳交易市场运行下系统内部变量和常量间的因果关系和反馈回路。然后通过确定模型变量和常量的性质，并建立变量和常量之间的数学关系，得出电-碳市场的系统动力学模型，既直观地表现出了电-碳市场系统内部的逻辑关系，又为电-碳市场交互作用下的定量分析打下基础。与现有技术相比，本发明的有益效果是：
66.一、本发明系统因素和变量与现有技术不同，本发明考虑了不同机组火力发电边际成本变量、碳排放权卖方火电装机变量和碳排放权买方火电装机变量以及变量之间的关系，边界设定考虑更加全面，构建的电力市场与碳市场的系统动力学模型更加符合实际情况，碳市场各因素对电力市场各主体以及各关键因子的影响效果的分析研究更加准确。
67.二、在能耗双控(能源消费总量和强度双控目标)的背景下，电力市场将逐步淘汰落后产能，在多情景仿真模拟中我们考虑了电力市场的这一发展趋势。本发明碳市场与电力市场耦合模型可通过设定落后机组逐步淘汰比例，模拟电力市场改革下碳市场对电力市场的影响，进一步分析碳排放权价格、销售电价以及电力供给等关键因素的变化情况。
68.三、本发明将火力发电商分为碳排放权卖方火力发电商和碳排放权买方火力发电商，使得电力市场参与碳交易的主体更加具体，从而可以充分考虑碳市场与电力市场的交互作用，使得模型交易仿真过程更贴近实际。通过对本发明电-碳市场系统动力学模型的仿真，可得到各种情形下碳排放权价格、销售电价和火力发电量等关键因素的变化趋势，有助于更好的预测和控制电-碳市场系统，为电力行业的碳交易履约机制提出政策建议，为电力企业战略决策提供有力支撑，从而更好地完成低碳转型。
69.下面通过具体实施方式及附图对本发明作进一步详细说明。
附图说明
70.图1为本发明实施例碳市场子系统因果回路图。
71.图2为本发明实施例电力市场子系统因果回路图。
72.图3为本发明实施例碳市场与电力市场交互形成的电-碳市场系统因果回路图。
73.图4为本发明实施例碳市场与电力市场交互的存量流量图。
74.图5为本发明实施例在基础情景下仿真得到的碳排放权价格趋势图。
75.图6为本发明实施例在基础情景下仿真得到的碳交易量及相关变量趋势图。
76.图7为本发明实施例在基础情景下仿真得到的火力发电量趋势图。
77.图8为本发明实施例在基础情景下仿真得到的销售电价趋势图。
78.图9为本发明实施例在不同碳配额情景下仿真得到的碳排放权价格趋势图。
79.图10为本发明实施例在不同碳配额情景下仿真得到的销售电价趋势图。
80.图11为本发明实施例在不同碳配额情景下仿真得到的碳排放权卖方火电装机趋势图。
81.图12为本发明实施例在不同碳配额情景下仿真得到的碳排放权买方火电装机趋势图。
82.图13为本发明实施例在不同落后机组淘汰比例情景下仿真得到的碳排放权价格趋势图。
83.图14为本发明实施例在不同落后机组淘汰比例情景下仿真得到的销售电价趋势图。
84.图15为本发明实施例在不同落后机组淘汰比例情景下仿真得到的火力发电量总供给趋势图。
具体实施方式
85.实施例
86.一种碳市场与电力市场耦合模型的建立方法，所述碳市场与电力市场耦合模型为电-碳市场系统动力学模型，其建立方法步骤如下：
87.s1、确定问题边界：确定电-碳市场系统动力学模型边界，边界内的因素进一步划分为内生因子和外生因子，分别确定的内生因子和外生因子；
88.电力市场子系统的内生因子包括碳排放权卖方火电厂的利润空间、碳排放权卖方火电开始建设装机、碳排放权卖方火电在建装机、碳排放权卖方火电完成建设装机、碳排放权卖方火电装机、碳排放权卖方火力发电量、碳排放权买方火电厂的利润空间、碳排放权买方火电开始建设装机、碳排放权买方火电在建装机、碳排放权买方火电完成建设装机、碳排放权买方火电装机、碳排放权买方火力发电量、火力发电量总供给、预计电力需求、用户实时需求、电力超额需求、电力价格变化、上网电价、销售电价；
89.电力市场子系统外生因子包括电力需求增长率；
90.碳市场子系统的内生因子包括碳排放权价格、碳排放权价格变化、碳排放权超额需求、碳排放权预计销售量、碳排放权预计购买量、碳配额交易量、碳排放权卖方发电厂商持有量、碳排放权买方发电厂商持有量、碳排放权卖方供给量、碳排放权买方需求量、政府分配给碳排放权卖方配额、政府分配给碳排放权买方配额；
91.碳市场子系统的外生因子包括；碳排放权卖方火力发电边际成本、碳排放权买方火力发电边际成本、碳排放因子；
92.s2、明确假设条件：明确电-碳市场系统动力学模型中电力市场子系统和碳市场子系统的假设条件；
93.s3、绘制因果回路图：确定电力市场子系统和碳市场子系统中各个内生因子和外生因子的因果关系，并分别绘制碳市场子系统、电力市场子系统和两个市场交互形成的电-碳市场系统的因果回路图；
94.图1为本发明实施例绘制的碳市场子系统因果回路图，该因果回路图中主要有2个负反馈回路，分别是：
95.①
碳排放权卖方火力发电量
→
(+)政府分配给碳排放权卖方配额
→
(+)碳排放权卖方供给量
→
(+)碳排放权卖方发电厂商持有量
→
(+)碳排放权预计销售量
→
(－)碳排放权超额需求
→
(+) 碳排放权价格变化
→
(+)碳排放权价格
→
(+)碳排放权卖方火电厂的利润空间
→
(+)碳排放权卖方火电开始建设装机
→
(+)碳排放权卖方火电在建装机
→
(+)碳排放权卖方火电完成建设装机
→
(+)碳排放权卖方火电装机
→
(+)碳排放权卖方火力发电量。
96.②
碳排放权买方火力发电量
→
(+)政府分配给碳排放权买方配额
→
(－)碳排放权买方需求量
→
(+)碳排放权买方发电厂商持有量
→
(－)碳排放权预计购买量
→
(+)碳排放权超额需求
→
(+) 碳排放权价格变化
→
(+)碳排放权价格
→
(－)碳排放权买方火电厂的利润空间
→
(+)碳排放权买方火电开始建设装机
→
(+)碳排放权买方火电在建装机
→
(+)碳排放权买方火电完成建设装机
→
(+)碳排放权买方火电装机
→
(+)碳排放权买方火力发电量。
97.对于不在因果反馈回路中的变量进行单独解释：
98.③
碳排放权卖方火力发电边际成本
→
(－)碳排放权卖方火电厂的利润空间。
99.④
碳排放权买方火力发电边际成本
→
(－)碳排放权买方火电厂的利润空间。
100.⑤
碳排放权卖方发电厂商持有量
→
(+)碳配额交易量
→
(+)碳排放权买方发电厂商持有量。
101.⑥
碳排放因子
→
(+)政府分配给碳排放权卖方配额。
102.⑦
碳排放因子
→
(+)政府分配给碳排放权买方配额。
103.图2为本发明实施例绘制的电力市场子系统因果回路图，该因果回路图中主要有3个负反馈回路。分别是：
104.①
销售电价
→
(－)用户实时需求
→
(+)电力超额需求
→
(+)电力价格变化
→
(+)上网电价
→
(+)销售电价。
105.②
碳排放权买方火力发电量
→
(+)火力发电量总供给
→
(－)电力超额需求
→
(+)电力价格变化
→
(+)上网电价
→
(+)销售电价
→
(+)碳排放权买方火电厂的利润空间
→
(+)碳排放权买方火电开始建设装机
→
(+)碳排放权买方火电在建装机
→
(+)碳排放权买方火电完成建设装机
→
(+)碳排放权买方火电装机
→
(+)碳排放权买方火力发电量。
106.③
碳排放权卖方火力发电量
→
(+)火力发电量总供给
→
(－)电力超额需求
→
(+)电力价格变化
→
(+)上网电价
→
(+)销售电价
→
(+)碳排放权卖方火电厂的利润空间
→
(+)碳排放权卖方火电开始建设装机
→
(+)碳排放权卖方火电在建装机
→
(+)碳排放权卖方火电完成建设装机
→
(+)碳排放权卖方火电装机
→
(+)碳排放权卖方火力发电量。
107.对于不在因果反馈回路中的变量进行单独解释：
108.④
电力需求增长率
→
(+)预计电力需求
→
(+)用户实时需求。
109.⑤
碳排放权价格
→
(+)碳排放权卖方火电厂的利润空间。
110.⑥
碳排放权价格
→
(－)碳排放权买方火电厂的利润空间。
111.图3为本发明实施例绘制的碳市场与电力市场交互形成的电-碳市场系统因果回路图。该因果回路图中主要有5个负反馈回路，分别是：
112.①
销售电价
→
(－)用户实时需求
→
(+)电力超额需求
→
(+)电力价格变化
→
(+)上网电价
→
(+)销售电价。
113.②
碳排放权卖方火力发电量
→
(+)火力发电量总供给
→
(－)电力超额需求
→
(+)电力价格变化
→
(+)上网电价
→
(+)销售电价
→
(+)碳排放权卖方火电厂的利润空间
→
(+)碳排放权卖方火电开始建设装机
→
(+)碳排放权卖方火电在建装机
→
(+)碳排放权卖方火电完成建设装机
→
(+)碳排放权卖方火电装机
→
(+)碳排放权卖方火力发电量。
114.③
碳排放权买方火力发电量
→
(+)火力发电量总供给
→
(－)电力超额需求
→
(+)电力价格变化
→
(+)上网电价
→
(+)销售电价
→
(+)碳排放权买方火电厂的利润空间
→
(+)碳排放权买方火电开始建设装机
→
(+)碳排放权买方火电在建装机
→
(+)碳排放权买方火电完成建设装机
→
(+)碳排放权买方火电装机
→
(+)碳排放权买方火力发电量。
115.④
碳排放权卖方火力发电量
→
(+)政府分配给碳排放权卖方配额
→
(+)碳排放权卖方供给量
→
(+)碳排放权卖方发电厂商持有量
→
(+)碳排放权预计销售量
→
(－)碳排放权超额需求
→
(+) 碳排放权价格变化
→
(+)碳排放权价格
→
(+)碳排放权卖方火电厂的利润空间
→
(+)碳排放权卖方火电开始建设装机
→
(+)碳排放权卖方火电在建装机
→
(+)碳排放权卖方火电完成建设装机
→
(+)碳排放权卖方火电装机
→
(+)碳排放权卖方火力发电量。
116.⑤
碳排放权买方火力发电量
→
(+)政府分配给碳排放权买方配额
→
(－)碳排放权买方需求量
→
(+)碳排放权买方发电厂商持有量
→
(－)碳排放权预计购买量
→
(+)碳排放权超额需求
→
(+) 碳排放权价格变化
→
(+)碳排放权价格
→
(－)碳排放权买方火电厂的利润空间
→
(+)碳排放权买方火电开始建设装机
→
(+)碳排放权买方火电在建装机
→
(+)碳排放权买方火电完成建设装机
→
(+)碳排放权买方火电装机
→
(+)碳排放权买方火力发电量。
117.对于不在因果反馈回路中的变量进行单独解释：
118.⑥
电力需求增长率
→
(+)预计电力需求
→
(+)用户实时需求。
119.⑦
碳排放权卖方火力发电边际成本
→
(－)碳排放权卖方火电厂的利润空间。
120.⑧
碳排放权买方火力发电边际成本
→
(－)碳排放权买方火电厂的利润空间。
121.⑨
碳排放权卖方发电厂商持有量
→
(+)碳配额交易量
→
(+)碳排放权买方发电厂商持有量。
122.⑩
碳排放因子
→
(+)政府分配给碳排放权卖方配额。
123.碳排放因子
→
(+)政府分配给碳排放权买方配额。
124.s4、确定模型的变量和常量：对电力市场子系统和碳市场子系统中的内生因子和外生因子进行分类，确定电-碳市场系统动力学模型中电力市场子系统和碳市场子系统的状态变量、速率变量、辅助变量和常量；
125.s5、建立模型中各变量和常量间的函数关系：建立碳市场子系统、电力市场子系统中变量和常量间的函数关系，并确定电力市场子系统与碳市场子系统中变量与常量的交叉函数关系；
126.s6、绘制存量流量图：在步骤s3绘制的碳市场子系统、电力市场子系统和两个市场交互形成的电
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碳市场系统的因果回路图的基础上，结合步骤s4对变量常量的分类及步骤s5建立的各变量常量间的函数关系。通过用不同符号表示不同类型变量，不同类型箭头代表不同的函数关系，绘制碳市场与电力市场交互的存量流量图，即完成电-碳市场系统动力学模型的建立。
127.本例步骤s2中明确的电-碳市场系统动力学模型中电力市场子系统和碳市场子系统的假设条件如下：
128.所述电力市场子系统的假设条件包括：1)电力市场中火电厂分为碳排放权买方和碳排放权卖方； 2)火电机组的新建装机过程周期为12个月；3)火力发电量由碳排放权买方发电量和碳排放权卖方发电量组成；
129.所述碳市场子系统的假设条件包括：1)碳排放权卖方火电厂相比于碳排放权买方火电厂碳减排率高；2)火电厂的碳排放权配额由政府根据机组运行情况进行设定；3)只考虑火电厂内的碳交易，不考虑与其他行业间的碳交易；4)碳交易价格的初始值根据全国碳市场运行以来的情况进行加权平均，同时设定碳价的上限和下限。
130.本例步骤s4确定的电-碳市场系统动力学模型中碳市场子系统和电力市场子系统的状态变量、速率变量、辅助变量和常量如下：
131.所述碳市场子系统的状态变量包括：碳排放权价格变化、碳排放权买方发电厂商持有量、碳排放权卖方发电厂商持有量；
132.速率变量包括：碳排放权超额需求、碳排放权买方需求量、碳排放权卖方供给量、碳配额交易量；
133.辅助变量包括：碳排放权价格、碳排放权预计销售量、碳排放权预计购买量、政府分配给碳排放权卖方配额、政府分配给碳排放权买方配额；
134.常量包括：碳排放权卖方火力发电边际成本、碳排放权买方火力发电边际成本、碳排放因子；
135.所述电力市场子系统的状态变量包括：碳排放权买方火电在建装机、碳排放权卖方火电在建装机、碳排放权买方火电装机、碳排放权卖方火电装机、电力价格变化；
136.速率变量包括：碳排放权买方火电开始建设装机、碳排放权买方火电完成建设装机、碳排放权卖方火电开始建设装机、碳排放权卖方火电完成建设装机、电力超额需求；
137.辅助变量包括：碳排放权买方火电厂的利润空间、碳排放权卖方火电厂的利润空间、碳排放权买方火力发电量、碳排放权卖方火力发电量、火力发电量总供给、上网电价、销售电价、预计电力需求、用户实时需求；
138.常量包括电力需求增长率。
139.表1和表2为电-碳市场系统动力学模型中各个变量和常量的名称、性质及单位说明。
140.表1碳市场子系统变量和常量的说明
[0141][0142][0143]
表2电力市场子系统变量和常量的说明
[0144]
变量和常量名称变量性质变量单位碳排放权买方火电在建装机状态变量亿kw/月碳排放权卖方火电在建装机状态变量亿kw/月碳排放权买方火电装机状态变量亿kw/月碳排放权卖方火电装机状态变量亿kw/月电力价格变化状态变量元/kw
·
h碳排放权买方火电开始建设装机速率变量亿kw/月碳排放权买方火电完成建设装机速率变量亿kw/月碳排放权卖方火电开始建设装机速率变量亿kw/月碳排放权卖方火电完成建设装机速率变量亿kw/月电力超额需求速率变量亿元/月碳排放权买方火电厂的利润空间辅助变量亿元/月碳排放权卖方火电厂的利润空间辅助变量亿元/月碳排放权买方火力发电量辅助变量亿kw
·
h/月碳排放权卖方火力发电量辅助变量亿kw
·
h/月火力发电量总供给辅助变量亿kw
·
h/月上网电价辅助变量元/kw
·h销售电价辅助变量元/kw
·
h预计电力需求辅助变量亿kw
·
h/月用户实时需求辅助变量亿kw
·
h/月电力需求增长率常量％/年
[0145]
本例步骤s5建立的碳市场子系统中各变量之间的函数关系如下：
[0146]
碳排放权价格变化＝碳排放权初始价格-integ{碳排放权超额需求}
[0147]
碳排放权买方发电厂商持有量＝碳排放权买方发电厂商持有量初始值+integ{碳配额交易量-碳排放权买方需求量}
[0148]
碳排放权卖方发电厂商持有量＝碳排放权卖方发电厂商持有量初始值+integ{碳排放权卖方供给量-碳配额交易量}
[0149]
碳排放权超额需求＝(碳排放权预计购买量-碳排放权预计销售量)/碳排放权预计销售量
[0150]
碳配额交易量＝if then else(min(碳排放权预计购买量，碳排放权预计销售量)《碳排放权买方发电厂商持有量初始值，碳排放权买方发电厂商持有量初始值，min(碳排放权预计购买量，碳排放权预计销售量))
[0151]
碳排放权预计购买量＝if then else(碳排放权买方发电厂商持有量》碳排放权买方需求量，碳排放权买方发电厂商持有量初始值，碳排放权初始价格/碳排放权价格*(碳排放权买方需求量-碳排放权买方发电厂商持有量))
[0152]
碳排放权预计销售量＝碳排放权价格/碳排放权初始价格*(碳排放权卖方发电厂商持有量)
[0153]
碳排放权价格＝if then else(smooth3i(碳排放权价格变化，碳排放权价格变化的延迟时间，碳排放权初始价格)》碳排放权价格的上限，碳排放权价格的上限，if then else(smooth3i(碳排放权价格变化，碳排放权价格变化的延迟时间，碳排放权初始价格)《碳排放权价格的下限，碳排放权价格的下限，smooth3i(碳排放权价格变化，碳排放权价格变化的延迟时间，碳排放权初始价格)))
[0154]
其中，碳排放权初始价格、碳排放权买方发电厂商持有量初始值、碳排放权卖方发电厂商持有量初始值分别为碳排放权价格、碳排放权买方发电厂商持有量、碳排放权卖方发电厂商持有量的初始值；碳排放权价格的下限、碳排放权价格的上限和碳排放权价格变化的延迟时间为碳排放权价格的约束条件。
[0155]
本例所述步骤s5建立的电力市场子系统中各变量之间的函数关系如下：
[0156]
碳排放权买方火电在建装机＝碳排放权买方火电在建装机的初始值+integ{碳排放权买方火电开始建设装机-碳排放权买方火电完成建设装机}
[0157]
碳排放权卖方火电在建装机＝碳排放权卖方火电在建装机的初始值+integ{碳排放权卖方火电开始建设装机-碳排放权卖方火电完成建设装机}
[0158]
碳排放权买方火电装机＝碳排放权买方火电装机的初始值+integ{碳排放权买方火电完成建设装机}
[0159]
碳排放权卖方火电装机＝碳排放权卖方火电装机的初始值+integ{碳排放权卖方火电完成建设装机}
[0160]
电力价格变化＝基准电价+integ{电力超额需求}
[0161]
碳排放权买方火电开始建设装机＝(上一年火力发电总量/2)*电力需求增长率/12个月*碳排放权买方火电厂的利润空间/机组一年平均利用小时数
[0162]
碳排放权买方火电完成建设装机＝delay fixed(碳排放权买方火电开始建设装机，碳排放权买方火电建设周期，碳排放权买方火电完成建设装机的初始值)
[0163]
碳排放权卖方火电开始建设装机＝(上一年火力发电总量/2)*电力需求增长率/12个月*碳排放权卖方火电厂的利润空间/机组一年平均利用小时数
[0164]
碳排放权卖方火电完成建设装机＝delay fixed(碳排放权卖方火电开始建设装机，碳排放权卖方火电建设周期，碳排放权卖方火电完成建设装机的初始值)
[0165]
电力超额需求＝上网电价*(用户实时需求-火力发电量总供给)
[0166]
碳排放权买方火力发电量＝碳排放权买方火电装机*机组一年平均利用小时数/12个月
[0167]
碳排放权卖方火力发电量＝碳排放权卖方火电装机*机组一年平均利用小时数/12个月
[0168]
火力发电量总供给＝碳排放权买方火力发电量+碳排放权卖方火力发电量
[0169]
上网电价＝if then else(smooth3i(电力价格变化，上网电价变化延迟时间，基准电价)》 上网电价的上限，上网电价的上限，if then else(smooth3i(电力价格变化，上网电价变化延迟时间，基准电价)《上网电价的下限，上网电价的下限，smooth3i(电力价格变化，上网电价变化延迟时间，基准电价)))
[0170]
预计电力需求＝上一年火力发电总量*((1+电力需求增长率)^time)/12个月
[0171]
用户实时需求＝预计电力需求*(销售电价/基准电价)^(-0.25)
[0172]
其中，碳排放权买方火电在建装机的初始值、碳排放权卖方火电在建装机的初始值、碳排放权买方火电装机的初始值、碳排放权卖方火电装机的初始值、碳排放权买方火电完成建设装机的初始值、碳排放权卖方火电完成建设装机的初始值、基准电价和上一年火力发电总量，分别为碳排放买方火电机组在建装机、碳排放权卖方在建装机、碳排放权买方火电装机、碳排放权卖方火电装机、碳排放权买方火电完成建设装机、碳排放权卖方火电完成建设装机、电力价格变化和预计电力需求变量的初始值；上网电价变化延迟时间、上网电价的下限和上网电价的上限是上网电价变量的约束条件；机组一年平均利用小时数、碳排放权买方火电建设周期、碳排放权卖方火电建设周期为机组的基础参数。
[0173]
本例步骤s5建立的电力市场子系统与碳市场子系统中变量与常量的交叉函数关系如下：
[0174]
碳排放权买方火电厂的利润空间＝(销售电价-碳排放权买方火力发电边际成本-碳排放权价格*碳排放因子)*碳排放权买方火力发电量/12个月
[0175]
碳排放权卖方火电厂的利润空间＝碳排放权初始价格/碳排放权价格*(销售电价-碳排放权卖方火力发电边际成本)
[0176]
销售电价＝上网电价+碳排放权价格*碳排放因子
[0177]
政府分配给碳排放权卖方配额＝碳排放权卖方火力发电量*(time-1)*碳排放因子
[0178]
政府分配给碳排放权买方配额＝碳排放权买方火力发电量*(time-1)*碳排放因子
[0179]
碳排放权买方需求量＝政府分配给碳排放权买方配额-碳排放权买方火力发电量*碳排放权买方机组的二氧化碳排放因子
[0180]
碳排放权卖方供给量＝政府分配给碳排放权卖方配额-碳排放权卖方火力发电量*碳排放权卖方机组的二氧化碳排放因子
[0181]
其中，碳排放权买方机组的二氧化碳排放因子、碳排放权卖方机组的二氧化碳排放因子为发电机组的基础参数。
[0182]
下面结合实际情况对电-碳市场系统动力学模型中的参数赋值，见表3和表4。然后分别在基础情景下、不同碳配额情景下和不同落后机组淘汰比例进行模拟仿真，分析不同情景对碳市场和电力市场的影响。
[0183]
表3碳市场子系统中参数设定
[0184]
碳排放权初始价格50元/吨碳排放权买方发电厂商持有量初始值0亿吨碳排放权卖方发电厂商持有量初始值0.286亿吨碳排放权买方机组的二氧化碳排放因子9*10-4
吨/kw
·
h碳排放权卖方机组的二氧化碳排放因子8*10-4
吨/kw
·
h碳排放权价格的下限10元/吨碳排放权价格的上限600元/吨碳排放权价格变化的延迟时间3个月碳排放权卖方火力发电边际成本0.22元/kw
·
h碳排放权买方火力发电边际成本0.32元/kw
·
h碳排放因子8.77*10-4
吨/kw
·h[0185]
表4电力市场子系统中参数设定
[0186]
[0187][0188]
图4为本发明实施例步骤s6绘制的碳市场与电力市场交互的存量流量图。
[0189]
利用vensim软件对电-碳市场系统动力学模型进行仿真模拟，得出不同情景下系统中关键变量的变化趋势，图5-图15为仿真模拟结果，下面进行具体说明：
[0190]
1、基础情景分析
[0191]
图5-图8为基础情景下系统动力学模型仿真结果。从图5可知，按照现有的发展趋势，碳排放权价格和碳排放权价格变化这两个变量将经历“低位徘徊-快速上升-高位徘徊”的过程。图6为碳配额交易量、碳排放权预计购买量和碳排放权预计销售量三个变量的变化趋势。碳排放权预计购买量和碳排放权预计销售量共同决定了碳配额交易量。从图中可以发现碳配额交易量经历先上升后波动的过程。图 7为碳排放权买方火力发电量和碳排放权卖方火力发电量的变化趋势。从图中可以发现两条曲线均呈现出上升的趋势，其中碳排放权买方火力发电量比碳排放权卖方火力发电量上升的更快，可见碳排放权价格对火力发电的约束不足。图8为碳排放权价格与销售电价的变化趋势图。从图中可以发现：碳排放权价格较低时，碳排放权价格的波动对销售电价的影响较小。当碳排放权价格处于高位时，碳排放价格的波动显著的影响着销售电价。
[0192]
2、不同碳配额情景分析
[0193]
图9-图12为不同碳配额情景下系统动力学模型仿真模拟结果。图9为不同碳配额比例情景下碳排放权价格的变化趋势。整体看碳排放权价格呈现出上升的趋势。具体来看，随着免费碳配额比例的降低，碳排放权价格曲线下移。图10为不同碳配额比例情景下销售电价的变化趋势，从图中可以发现：前45个月销售电价曲线之间的差异并不明显，但是后期随着免费碳配额比例的降低，销售电价曲线下移。究其原因，随着碳排放权价格曲线的下移，销售电价曲线也下移。图11和图12分别为不同碳配额情景下碳排放权卖方火电装机和碳排放权买方火电装机情况。随着免费碳配额比例的降低，碳排放权卖方火电装机曲线下移，而碳排放权买方火电装机曲线变化并不明显。
[0194]
3、不同落后机组淘汰比例情景分析
[0195]
通过调整碳排放权买方火电装机比例，仿真模拟不同火力发电落后机组淘汰比例对碳市场和电力市场的影响。图13-图15为不同落后机组淘汰比例情景下系统动力学模型仿真模拟的结果。图13为不同落后机组淘汰比例情景下碳排放权价格变化趋势图。从图中可以发现，随着落后机组的淘汰比例的增加，碳排放权价格曲线下移。随着高耗能机组的淘
汰，碳排放权的需求降低，因此导致碳排放权价格的降低。图14为不同落后机组淘汰比例情景下销售电价的变化趋势图。由于销售电价受到碳排放权价格的影响，在后期销售电价的曲线呈现出下移的趋势。图15为不同落后机组淘汰比例情景下火力发电量总供给情况。从图中可以发现，从整体来看，随着电力需求的增加，火力发电量总供给仍旧上升的趋势。具体来看，随着落后机组淘汰比例的增加，火力发电量总供给曲线呈现出下移的趋势。
[0196]
上述利用本发明模型进行的基本情境下的仿真模拟结果有助于发现促进碳价向销售电价传导的路径，从而促进碳交易市场碳排放权价格倒逼机制的形成，进一步有助于利用利益调节机制促进火力发电企业增强低碳减排的内在动力。利用本发明模型模拟不同碳配额情景，在碳交易市场引入有偿配额分配机制，增加火力发电机组的碳成本，在利润空间的驱动下，引导火电机组降低碳排放，从而促进碳减排目标的实现。利用本发明模型模拟不同火力发电落后机组淘汰比例情景，有助于把握火力发电机组发展和引导退出的节奏，从而进一步有助于完成逐步淘汰落后产能的任务目标。