本文属于类型a，即报告了一项原创性研究。以下是对该研究的详细介绍：

第一，研究的主要作者和机构、发表期刊及时间
本文的主要作者包括丁毅宏、檀勤良、魏咏梅和单子婧，他们均来自华北电力大学的国家能源发展战略研究院、经济与管理学院、北京市能源发展研究基地以及新能源电力与低碳发展研究北京市重点实验室。该研究发表于《系统工程理论与实践》期刊，网络首发时间为2025年2月17日。

第二，研究的学术背景
本研究属于能源电力系统优化领域，重点关注电力低碳转型背景下火电与可再生能源（风电、光伏）的协同运营问题。随着中国“双碳”目标的提出和新型电力系统的部署，可再生能源的快速发展对传统火电的发电份额和收益造成了冲击。然而，火电在电力系统中仍承担着重要的辅助服务功能，尤其是在可再生能源出力不稳定的情况下。因此，如何在电力低碳转型过程中实现火电与可再生能源的协同发展，成为当前亟需解决的科学问题。
本研究旨在构建电碳市场耦合下的风光火电协同优化运营模型，探讨市场耦合对运营结果的影响，并通过情景分析提出兼顾低碳性与可持续性的优化策略。

第三，研究的详细工作流程
本研究的工作流程主要包括以下几个步骤：
1. 问题定义与模型构建
研究首先明确了火电与可再生能源协同运营的背景和挑战，提出了电碳市场耦合下的风光火电协同优化运营问题。基于电力与碳交易市场的耦合关系，构建了联合发电运营优化模型。该模型的核心是发电利润函数，涵盖了电能量市场、辅助服务市场和碳交易市场的成本收益。
2. 目标函数与约束条件设计
模型的目标函数包括两个方面：一是发电厂商利益均衡，通过理想点法将火电与可再生能源厂商的利润最大化目标转化为单目标问题；二是系统经济运行成本最小化，包括边际发电成本、辅助服务成本、碳交易成本和可再生能源弃电成本。
约束条件包括电力电量平衡、可再生能源最低消纳比例、盈亏平衡利用小时数、可再生能源渗透率、节能减排以及发电机组与输电线路安全稳定运行等。
3. 模型转化与求解
由于目标函数的量纲不一致，研究采用偏差满意度法将多目标问题转化为单目标问题，并使用Lingo 17.0软件进行求解。
4. 案例分析
研究以新疆哈密地区±800kV天中直流输电工程的配套电源为案例，验证模型的适用性和有效性。案例数据包括火电机组运行参数、典型日负荷需求、可再生能源理论出力水平、煤炭价格、碳交易价格、辅助服务市场定价等。
5. 情景分析
研究进一步考虑政策形势与市场机制的变化，运用情景分析法探讨市场参数设置变化对运营结果的影响。调整的参数包括电能量交易市场的中长期交易占比、碳交易市场的配额分配方式以及辅助服务市场的成本核算方法。

第四，研究的主要结果
1. 市场耦合实施下的运营结果
案例结果显示，优化模型有效促进了可再生能源消纳，可再生能源外送占比达到44.65%，高于现实情景中的40%。在煤耗与碳排放方面，单位火电发电量的煤耗强度与碳排强度分别为312.82 kg/MWh和810.91 kg/MWh，系统总煤耗量与碳排放量较考核目标下降了约11%。
2. 发电利润与经济运行成本构成
火电以约55%的发电份额获取了约76%的发电利润，主要得益于辅助服务市场的再分配作用。辅助服务成本在系统经济运行成本中占比最高（28%），而碳交易成本占比仅为2%。
3. 情景分析结果
调整市场参数后，火电辅助服务收入降低，碳交易成本大幅上涨，导致火电总利润显著下降。可再生能源总利润则因辅助服务成本减少而上涨约78%。可再生能源外送占比进一步提升至45.75%，碳排放总量与煤耗总量分别下降约3.54%与2.31%。

第五，研究的结论
1. 电碳市场耦合通过优化发电机组调度次序实现碳交易外部成本内部化，相较于单一电力市场的节能调度办法，能进一步推动可再生能源利用，兼顾电力保供与低碳转型目标。
2. 在电能量市场与碳交易市场耦合的基础上，引入并优化电力辅助服务市场，可确保在提升可再生能源消纳水平的同时，不显著影响火电发电利益，保障协同运营的可持续性。
3. 精细化成本核算方法（如阶梯定价）在改进辅助服务交易机制方面具有显著优势，有助于实现系统待疏导成本最小化，更易被供需两侧主体接受。
4. 调整碳交易市场参数设置对降低系统碳排放水平的效果有限，但在中长期视角下，碳交易成本的上涨可通过影响火电经济性推动减排技术的投入。

第六，研究的亮点
1. 提出了电碳市场耦合下的风光火电协同优化运营模型，为电力低碳转型提供了理论支持。
2. 通过引入偏差满意度法和精细化成本核算方法，提升了模型的适用性和求解效率。
3. 情景分析结果表明，所提优化策略在多种市场环境下均具有稳健性，为政策制定和运营决策提供了重要参考。

第七，其他有价值的内容
研究还探讨了中长期交易占比、辅助服务成本核算方式和碳交易价格等市场参数的优化设置，为未来电力市场的机制设计提供了重要启示。