張力菠 童立敏

(1.南京航空航天大學經(jīng)濟與管理學院能源軟科學研究中心,江蘇南京 211106;2.中國船舶集團規(guī)劃發(fā)展研究中心,北京 100101)

1 引言

近年來,我國光伏、風電等可再生能源的補貼政策逐步轉向基于配額制(renewable portfolio standard,RPS)的市場導向考核政策.RPS配套綠色證書交易(tradable green certification,TGC)機制提出相關主體的可再生能源強制配額要求,以促進可再生能源的消納及市場化可持續(xù)發(fā)展[1–3].此外,作為能源互聯(lián)網(wǎng)在我國試點落地的主要形式,園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)(parklevel energy Internet,PEI)是一種靈活性較高的微型能源網(wǎng),可通過對多類分布式能源、多類負荷、儲能及信息流等的區(qū)域性集成互聯(lián),促進可再生能源大比例接入及電力市場直接交易[4].這對電力交易提出了新的要求,比如,交易主體角色不斷變化,用戶主體有純電力消費用戶,也有可以發(fā)電的產(chǎn)消型用戶,可以賣電給電網(wǎng)企業(yè),也可直接賣給其他用戶[5];電網(wǎng)企業(yè)未來可能更多的是承擔電網(wǎng)傳輸運行、維護、輸配電系統(tǒng)的升級與擴容等工作,適當收取過網(wǎng)費,以確保電力直接交易雙方的能量管理系統(tǒng)與調(diào)度機構間擁有足夠的通信能力[6];再者,能源互聯(lián)網(wǎng)大量主體信息與電力交易數(shù)據(jù)的處理也對電力交易提出了高效、安全、經(jīng)濟等要求.因此,研究能源互聯(lián)網(wǎng)快速發(fā)展、RPS實施及可再生能源高比例接入背景下的電力交易模式與策略具有重要意義.

區(qū)塊鏈作為一種創(chuàng)新性、革命性的分布式記賬技術,結合了分布式數(shù)據(jù)存儲、點對點傳輸、一致性機制及加密算法,允許通過可驗證的方式記錄相關數(shù)據(jù)和活動信息,與能源互聯(lián)網(wǎng)下的電力交易需求相吻合,可為電力交易模式的創(chuàng)新提供技術支撐[7].比如,王冰鈺[8]將區(qū)塊鏈技術引入分布式發(fā)電市場化交易,構建了交易、結算和獎懲機制;邰雪等[9]提出了基于區(qū)塊鏈的能源互聯(lián)網(wǎng)弱中心化管理電力交易方法,有助于市場參與者基于智能合約自主完成交易;武賡等[10]針對能源互聯(lián)網(wǎng)需求側響應資源參與市場交易中存在的問題,提出了基于區(qū)塊鏈的綜合需求側響應資源交易框架.但是,由于區(qū)塊鏈的“三元悖論”,即區(qū)塊鏈技術具有“去中心化”特性,直接應用于能源互聯(lián)網(wǎng)電力交易將無法完全保障系統(tǒng)中信息的安全性和功能的擴展性[11].而且,電力具有商品的基本屬性,但也是特殊的商品,除有別于其他絕大多數(shù)市場商品的即發(fā)即用、不易大規(guī)模儲存外,還具備公共品的屬性,其供應甚至直接關乎經(jīng)濟發(fā)展、國計民生.因此,作為能源領域及能源互聯(lián)網(wǎng)重要組成部分的電力系統(tǒng),把電力當成普通商品進行直接交易的完全去中心化模式顯然不符合國家對能源領域的發(fā)展要求.這就意味著,區(qū)塊鏈技術有助于提升傳統(tǒng)電力集中交易模式的效率和靈活性等,但又不能完全去中心化而影響安全性等.

對此,針對當前能源互聯(lián)網(wǎng)快速發(fā)展的背景,在可再生能源電力高比例接入情況下,傳統(tǒng)電力交易模式與市場化電力交易發(fā)展要求的不匹配,從園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)出發(fā),考慮我國實施RPS的影響,借鑒已有研究,引入聯(lián)盟區(qū)塊鏈、弱中心化交易、智能合約等概念、方法、技術,設計一種基于聯(lián)盟區(qū)塊鏈的園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)弱中心化電力交易模式,強化“弱中心化管理”,提出以分布式共享賬本的方式應對傳統(tǒng)電力交易過于中心化的不足,同時在一定程度上解決區(qū)塊鏈完全去中心化帶來的“三元悖論”問題,進一步針對電力交易中以自身利益最大化為目標的獨立決策智能體之間的電價博弈協(xié)商,構建上述交易模式下園區(qū)能源運營商與電力用戶之間電力交易的討價還價博弈模型,探討交易主體收益均衡下的電價策略.

2 RPS下園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)聯(lián)盟區(qū)塊鏈電力交易模式

RPS下園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)聯(lián)盟區(qū)塊鏈電力交易框架如圖1所示.為解決去中心化導致的安全性不足等問題,以園區(qū)專門建立的弱中心管理機構作為能源互聯(lián)網(wǎng)區(qū)塊鏈電力交易網(wǎng)絡中的一個特殊節(jié)點,進行賬號管理、交易資格準入審核、交易監(jiān)管、交易信息記錄、交易評價及追溯、反饋等,但其不能修改相關交易信息(所有節(jié)點達成共識才能修改).用戶是園區(qū)內(nèi)電力的消費主體;運營商是跟用戶進行電力交易、提供電力的售電主體,除了銷售自身發(fā)電量外,運營商也接受發(fā)電量較小的分布式發(fā)電主體的委托,銷售后者的電量;電網(wǎng)企業(yè)屬于園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)的外部供電方,在必要時可提供供電穩(wěn)定性保障.RPS是促進可再生能源大規(guī)模發(fā)展的考核驅動政策,為圖1所示電力交易模式的提出及運行價值提供了需求前提.該模式中,聯(lián)盟區(qū)塊鏈作為分布式數(shù)據(jù)存儲賬本,結合了點對點傳輸特征,降低了電力交易主體參與交易市場的門檻,提升了電力交易模式的靈活性;而弱中心管理機構對交易系統(tǒng)中的所有交易進行校核,只有認定為合法的交易才能繼續(xù)廣播并記錄上鏈,可有效保障交易用戶個人隱私.

圖1 園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)聯(lián)盟區(qū)塊鏈電力交易的框架Fig.1 Electricity trading framework of PEI base on consortium blockchain

基于圖1,圖2給出了能源互聯(lián)網(wǎng)聯(lián)盟區(qū)塊鏈電力交易模式下各交易環(huán)節(jié)具體的交易行為、交易方法以及交易評價及反饋機制.

圖2 園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)聯(lián)盟區(qū)塊鏈電力交易的具體過程Fig.2 Power transaction process of PEI base on consortium blockchain

1) 交易資格準入環(huán)節(jié):交易資格是開展電力交易的前提,只有通過審核后具備交易資格的主體才能夠參與電力交易活動.審核主體為弱中心管理機構,被審核主體主要是提供電力的運營商;用戶需要在公共交易平臺申請賬戶,并安裝智能電表即可完成資格準入;運營商首先要報備次月最低發(fā)電量,由弱中心管理機構審核發(fā)電能力,審核通過后才能在公共交易平臺獲得賬戶.為保證電力穩(wěn)定供給,弱中心管理機構會對運營商進行最低發(fā)電量限制.用戶和運營商擁有公共交易平臺賬戶后,即成為能源區(qū)塊鏈的一個節(jié)點,并擁有獨一無二的電子簽名;在平臺擬定并簽署能源互聯(lián)網(wǎng)通用的智能合約后,即獲得交易資質(zhì),可參與電力交易.

2) 交易協(xié)商環(huán)節(jié):用戶和運營商分別發(fā)布用電需求和供電信息,用戶可在交易平臺尋找合適交易對象與之協(xié)商.經(jīng)過運營商跟用戶討價還價博弈后,制定一個利益均衡的電價,然后在擬定好的智能合約上提供數(shù)字簽名,雙方將獲取的唯一密鑰相互確認后,達成智能合約.

3) 交易信息記錄及執(zhí)行環(huán)節(jié):用戶與運營商達成智能合約后,由弱中心管理機構審核智能合約,并攔截不符合要求的交易主體;審核通過后,該交易信息會在交易平臺進行廣播,在每個區(qū)塊鏈節(jié)點公開,并將交易數(shù)據(jù)打包記錄在區(qū)塊鏈主鏈中,存儲至各區(qū)塊鏈全節(jié)點時,交易達成,運營商開始按合約提供電力,用戶則按合約消納電力.

4) 交易評價及反饋環(huán)節(jié):弱中心管理機構對交易過程進行監(jiān)督、評價,判定交易雙方無違約情況后,交易平臺公開交易完成信息,并提升交易雙方信用分,交易結束;智能合約依據(jù)電能數(shù)據(jù)流通情況,自動實現(xiàn)交易資金的轉移.若運營商在交易期限內(nèi)未能按約發(fā)出相應電能,即被判定違約,其賬戶內(nèi)相應的違約金將會被自動扣除,弱中心管理機構也將依據(jù)合約進行交易追溯,并在區(qū)塊鏈節(jié)點中反饋交易信息.如確定存在非不可抗力導致的交易違約時,交易平臺將公開違約信息,對違約主體扣除一定信用分.如果用戶在規(guī)定期間內(nèi)未能消耗完電力,可按合約對剩余電量進行清零,用戶自行承擔損失.上述交易評價結果將反饋至交易資質(zhì)審核環(huán)節(jié),作為相關主體交易資格準入的依據(jù)之一.

2.1 購電分析

購電流程中,園區(qū)運營商向各類發(fā)電主體購電后再售給用戶,發(fā)電和購電需滿足RPS,它是繼度電補貼后推出的可再生能源激勵政策,在一定程度上補償了投資收益,一般通過RPS配額與TGC綠證交易來實施[12].1個綠證對應1000 kWh的非水電可再生能源電力(綠電),由國家權威機構頒發(fā),作為生產(chǎn)或接納一定數(shù)量綠電的憑證.RPS實施過程中,綠證權也可隨著交易而轉移,即承擔全額發(fā)電成本和發(fā)電商利潤的園區(qū)運營商可以完全接納綠電發(fā)電所獲得的綠證.運營商想要正常參與交易,必須要購入不小于配額比例要求的綠電,或收購相應數(shù)量的綠證,否則將面臨高額的罰款,因此接納綠電的運營商可從出售綠電與綠色證書兩個渠道獲利,一定程度上調(diào)動了電力企業(yè)生產(chǎn)或接納綠電的積極性,也能支持可再生能源發(fā)電商降低成本、優(yōu)化能源結構,實現(xiàn)可再生能源發(fā)展目標[13].國家發(fā)改委與能源局2019年5月提出了《可再生能源電力消納責任權重確定和消納量核算方法(試行)》(發(fā)改能源[2019]807號),明確了各省(自治區(qū)、直轄市)的綠電消納責任權重.

為加快電力交易轉型,2021年10月國家發(fā)改委《關于進一步深化燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價市場化改革的通知》(發(fā)改價格[2021]1439號)提出,將市場交易電價上下浮動范圍調(diào)整為原則上不超過20%,特別對高耗能行業(yè)建立由市場交易形成價格、不受價格浮動20%限制等舉措,為園區(qū)范圍內(nèi)電價制定提供了依據(jù).國家還將陸續(xù)推出相應的懲罰與強制措施,進一步完善綠證交易及可再生能源配額制.

2.2 售電分析

國家能源局在2017年《關于開展分布式發(fā)電市場化交易試點的通知》中主推直接交易模式作為電力市場化交易改革的重要方向,提出電力用戶向發(fā)電企業(yè)直接購電,并向電網(wǎng)企業(yè)支付“過網(wǎng)費”,推動電力直接交易盡可能在接入點上一級變壓器的供電范圍內(nèi)就近實現(xiàn),園區(qū)正好符合這一指導要求.但考慮RPS的配額需求,由運營商作為發(fā)電商和用戶的中間方參與電力交易則更能整合資源,因此在售電環(huán)節(jié)以運營商和用戶為交易主體,并采用區(qū)塊鏈作為交易記賬的底層支撐技術.

2.2.1 園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)背景下區(qū)塊鏈技術的選型

傳統(tǒng)電力的配電網(wǎng)中各主體間交易,通常需指定一個主導機構或者受信任的第三方進行協(xié)調(diào)與監(jiān)管,構成完全中心化的交易模式,交易記錄集中存放,一旦系統(tǒng)故障或遭到攻陷,可能造成無法挽回的損失.而區(qū)塊鏈則不同,它是由多個包含交易信息的區(qū)塊逐級連接而成的鏈狀分布式賬本,有區(qū)塊頭和區(qū)塊體兩個重要的部分(見圖3).區(qū)塊頭包含前一區(qū)塊頭Hash值、隨機數(shù)、Merkle根等.Hash值在區(qū)塊間起到數(shù)字簽名作用,促使各區(qū)塊連接成不可逆、不可篡改的區(qū)塊鏈;區(qū)塊體包含得到驗證后的交易信息;所有交易形成的Merkle根連接到區(qū)塊頭,保證信息不被惡意篡改傳播[14].

圖3 區(qū)塊鏈結構Fig.3 Blockchain structure

區(qū)塊鏈主要有公有鏈、聯(lián)盟鏈和私有鏈3種應用模式.其中公有鏈是完全去中心化的區(qū)塊鏈;聯(lián)盟鏈是部分去中心化或弱中心化的區(qū)塊鏈,適用于多個實體構成的組織或聯(lián)盟,其共識過程受到預定義的節(jié)點控制;私有鏈則是完全中心化的區(qū)塊鏈.3種交易模式差異對比如表1所示.

表1 3種電力交易模式對比Table 1 Comparison of three power trading modes

2.2.2 售電流程

園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)中的售電流程如圖4所示,由包括運營商和用戶在內(nèi)的相關交易主體發(fā)起并完成.運營商電力購自周邊的各類電力供應商.為防止園區(qū)可再生能源電力無法完全滿足園區(qū)用電需求,參與交易的運營商主體需滿足月最低供電量要求.園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)還與外部電網(wǎng)接通,發(fā)揮對電力資源的統(tǒng)一調(diào)配作用,并為園區(qū)運營商提供電價參考,還通過雙主線配置充當備用電源,實現(xiàn)對園區(qū)用戶的電力不間斷供應.

圖4 園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)售電流程Fig.4 Process of power sales in PEI

售電流程設立的弱中心管理機構提供電力交易輔助服務,包括交易網(wǎng)絡維護、交易數(shù)據(jù)寫入、交易主體資格準入、收取違規(guī)罰款、代幣兌換等,保證各主體交易的正常進行[16].聯(lián)盟區(qū)塊鏈算法作為底層數(shù)據(jù)基礎,在園區(qū)建立了分布于各被授權節(jié)點的“聯(lián)盟區(qū)塊”數(shù)據(jù)庫與記賬機制,通過互聯(lián)網(wǎng)實現(xiàn)數(shù)據(jù)同步,區(qū)塊按照時間戳形式記錄包括流向數(shù)據(jù)、調(diào)度數(shù)據(jù)、計費解算和節(jié)點信用值評估數(shù)據(jù),電力市場各參與單位的虛擬地址和網(wǎng)絡賬戶也同樣映射在聯(lián)盟區(qū)塊鏈上.該系統(tǒng)由網(wǎng)絡所有節(jié)點共同運行和維護,數(shù)據(jù)統(tǒng)一封裝記錄在鏈上,且上鏈后具有不可篡改、可追溯和非對稱加密特性[17].

3 RPS下園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)聯(lián)盟區(qū)塊鏈電力交易博弈

在發(fā)改價格[2021]1439號文的指導下,園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)聯(lián)盟區(qū)塊鏈電力交易模式有助于實現(xiàn)各類主體自身利益需求:可再生能源發(fā)電商除獲得比脫硫煤標桿電價更高的收益外,還有助于實現(xiàn)電力就近消納,緩解棄風、棄光問題.運營商可以和用戶通過博弈協(xié)商電力交易獲得更多的收益,而用戶也可獲得市場化電價紅利.對政府和社會:1)弱化當前電網(wǎng)職能,推動電力體制改革;2)實現(xiàn)可再生能源電力就近消納,緩解輸送壓力;3)鼓勵實現(xiàn)園區(qū)電網(wǎng)智能化,推動能源利用向清潔、綠色轉型;4)通過降低企業(yè)用電成本,吸引企業(yè)入駐.

論文主要考慮發(fā)電成本、配額比例等RPS下園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)電力交易的影響因素,交易過程中,交易雙方需根據(jù)各自成本與需求給出報價,并通過協(xié)商達成一致,而該過程實際上是雙方根據(jù)對方給出的信息及各自的收益目標函數(shù)進行的動態(tài)博弈演化,最終達到雙方都可接受的結果.本文基于此設計出一種考慮限制交易主體協(xié)商次數(shù)的用戶完全信息博弈模型,交易雙方在發(fā)布交易信息后,進行有限次協(xié)商博弈演化,最終就交易電價與采購電量達成一致,實現(xiàn)在運營商獲利前提下,用戶利益的最大化.為此給出以下假設:1)為吸引園區(qū)發(fā)電方參與能源互聯(lián)網(wǎng)電力交易,發(fā)電方收益需大于以綜合指導價與外部電網(wǎng)交易的收益;2)市場化交易中,為吸引園區(qū)內(nèi)用戶購買園區(qū)內(nèi)運營商的電力而促進就近消納,運營商一般會以低于電網(wǎng)企業(yè)的售電價向用戶報價;3)園區(qū)內(nèi)可再生能源電力可完全被園區(qū)用戶消納;4)為提升能源互聯(lián)網(wǎng)的自愈能力,運營商一般會安裝一定的儲能設備.

3.1 購電成本分析

綠證的附加值體現(xiàn)在可再生能源發(fā)電的額外費用,包含生產(chǎn)成本和輔助可再生能源安全接入電網(wǎng)的完整過程中的各項成本.而在RPS下實現(xiàn)園區(qū)市場化電力交易,運營商購電成本來源于3部分:傳統(tǒng)電力購電成本、綠電購電成本、綠色電力證書(簡稱綠證)的交易成本,其中綠證由運營商與發(fā)電商通過協(xié)商,全額承擔發(fā)電商發(fā)電成本與預期收益后,相應轉移而來.若所獲綠證數(shù)量多于非綠電所消耗的綠證數(shù)量,可將多余綠證售出獲得收益;反之則需購入綠證以滿足配額要求,否則將承擔高于綠證價格的罰款.則運營商的購電度電成本G為

式中:E為傳統(tǒng)電力購電成本,m為綠電購電成本與傳統(tǒng)電力購電成本之比(當前m>1),η為綠電實際占比,λ為政府要求當年綠電發(fā)電量占總發(fā)電量的配額,Vg是綠證價格.綠證價格一般以上一年最終價格Vg0為基準價格,并參考當年的綠電占比、規(guī)定配額、綠電購電成本與傳統(tǒng)電力購電成本之比而設定,如式(2)所示.其中為綠證價格變化量.

3.2 售電博弈模型

在討價還價博弈過程中,用戶作為詢價方提出購買意向,由運營商首先提出報價.根據(jù)已有相關研究,能源運營商和用戶之間的討價還價過程的協(xié)商最大輪次應為奇數(shù),而且考慮到現(xiàn)實中的協(xié)商時間和成本,討價還價不可能無休止循環(huán)下去,不僅帶來更多區(qū)塊服務費,而且擠壓售電側利潤空間,也會剝奪用戶電價紅利[18];同時經(jīng)過試驗分析發(fā)現(xiàn),5輪協(xié)商下的整體博弈效果相對最佳,因此,設定報價協(xié)商輪數(shù)為5輪,價格協(xié)商博弈樹如圖5所示.此外,在了解了自身電力需求、可選電力供應、電力市場價格波動等情況下,只要不存在發(fā)電事故或官方限電等情況,一個特定用戶總能跟一個運營商達成一致,也就是考慮到基于成本與時間效率前提下限定的討價還價博弈次數(shù)以及最終能達成一致的前提,運營商最終的報價原則上是交易雙方認可的.每輪報價為Sn,整個協(xié)商過程在公共交易平臺智能系統(tǒng)中實現(xiàn)并記錄.由運營商A首先在公共交易平臺上發(fā)布度電報價S1,用戶B若接受該報價,即可進入智能合約簽署階段;用戶也可進行價格協(xié)商,提出新的報價S2由對方?jīng)Q定,運營商若接受該報價,便進入智能合約簽署階段;運營商A還可對該報價進行協(xié)商,提出新的報價S3···如此重復至運營商提出最終報價S5時,雙方若仍未達成交易即進入交易談判凍結階段,在一定時間內(nèi)均不能在平臺中進行價格協(xié)商,以防惡意報價事件的發(fā)生,警示雙方慎重報價.

圖5 運營商與用戶之間的電力交易討價還價博弈樹Fig.5 Bargaining game tree of electricity transactions between operators and users

達成交易后,除運營商A獲得售電收入,用戶B消納電力并支付購電費用外,雙方還需各付給電網(wǎng)企業(yè)一筆度電過網(wǎng)費P、付給園區(qū)聯(lián)盟區(qū)塊鏈記錄者一筆區(qū)塊費(P ·δ(n?1)?P),區(qū)塊費由雙方協(xié)商階段次數(shù)n決定,δ為區(qū)塊系數(shù).當雙方第1次協(xié)商就達成了交易,則僅需支付過網(wǎng)費P.過網(wǎng)費成本基于國家核定的輸配電價,按接入電壓等級和輸電及電力消納范圍分級確定.

園區(qū)具有運營商與外部電網(wǎng)雙主線配置,運營商供電成本需低于外部電網(wǎng)電價才能吸引園區(qū)用戶,但又不能虧本經(jīng)營;在市場化交易中,用戶可以從不同運營商或電網(wǎng)企業(yè)中選擇成本更低的主體購電,那么跟未選擇的售電主體的較高電價相比,用戶就可以節(jié)約一定的電費,相當于獲得了基于售電主體電價差的購電成本節(jié)約收益.設外部電網(wǎng)度電標桿電價為β,則雙方度電收益函數(shù)為

利用逆向歸納法分析該討價還價博弈過程.

首先討論第5階段,由運營商A提出最終報價S5,用戶B有3種選擇:接受報價、拒絕報價選擇外部電網(wǎng)、拒絕報價等待凍結期后再與其他運營商談判.因此運營商A擁有談判主動權,提出的報價需使自身收益最大,若此時電價不高于外部電網(wǎng)企業(yè)電價,則雙方的度電收益為

如果同運營商交易的用電成本和電網(wǎng)企業(yè)的售電價相同,不管選擇跟哪個主體交易,那么用戶B購電成本節(jié)約的收益為0,此時運營商的報價如式(5)所示.這也是討價還價博弈分析的臨界條件(即影響用戶選擇的臨界電價),隨著后續(xù)運營商報價的變化,用戶也根據(jù)其購電成本節(jié)約收益的變化而做出不同選擇,推動下一輪討價還價.

前推至第4階段,用戶B提出報價需使自身收益大于第5階段,若此時運營商A的收益不低于第5階段,則雙方的度電收益為

令運營商A的收益與第5階段相同,則

此時用戶B收益與第5階段的差為

前推至第3階段,運營商A提出報價需使自身收益大于第4階段,若此時用戶B的收益不低于第4階段,則雙方的度電收益為

令用戶B的收益與第4階段相同,則

此時運營商A的益與第4階段的差為

前推至第2階段,用戶B提出報價需使自身收益大于第3階段,若此時運營商A的收益不低于第3階段,則雙方的度電收益為

令運營商A的收益與第3階段相同,則

用戶B此時收益與第3階段的差為

前推至第1階段,運營商A提出報價需使自身收益大于第2階段,若此時用戶B的收益不低于第2階段,則雙方的度電收益為

令用戶B的收益與第2階段相同,則

此時運營商A收益與第2階段的差為

由此逆向歸納法求得收益均衡解為

帶入式(1)和式(2)中所設的購電度電成本和綠證價格,可得最終收益均衡解為

4 算例分析

4.1 江蘇省基礎數(shù)據(jù)

對計算出的收益均衡解u?(A,B)T,以江蘇省某PEI為例,模擬其2020年運營商與用戶電力交易情況,為推行PEI聯(lián)盟區(qū)塊鏈電力交易提供參考.

江蘇省度電過網(wǎng)費P參考《江蘇省物價局關于江蘇電網(wǎng)2017–2019年輸配電價有關事項的通知》,商業(yè)最大過網(wǎng)費為0.03元/kWh;運營商傳統(tǒng)電力購電度電成本E按現(xiàn)行燃煤發(fā)電標桿上網(wǎng)電價確定為0.391元/kWh;綠電占比η參考2019年數(shù)據(jù),江蘇全省發(fā)電量5062.28億kWh,其中可再生能源發(fā)電量405.33億kWh,為9.5%;規(guī)定最低配額λ參考發(fā)改能源[2019]807號文,江蘇省2020年最低消納責任權重為7.5%;上年度綠證價格Vg0參考中國綠色電力證書認購交易平臺數(shù)據(jù),平均價格為0.3535元/kWh;綠電購電成本與傳統(tǒng)電力購電成本之比為m、區(qū)塊系數(shù)為δ,且均大于1.江蘇省居民用電度電標桿電價β參考外部電網(wǎng)一般電價0.5283元/kWh,求得雙方收益為

2020年江蘇省一般工商業(yè)用電的一般電價參考外部電網(wǎng)企業(yè)的最低電價,即為0.7054元/kWh,求得雙方收益為

對大工業(yè)用戶而言,2020年江蘇省度電標桿電價β參考外部電網(wǎng)企業(yè)大工業(yè)用電的一般電價中最低電價,為0.6418元/kWh,可得雙方收益為

運營商想獲得最大收益,必須考慮區(qū)塊系數(shù)δ、綠電購電成本與傳統(tǒng)電力購電成本之比m的影響;用戶想要獲得最大收益,則需考慮區(qū)塊系數(shù)δ的影響,故基于不同的m與δ情景,可模擬出運營商A與用戶B收益的變化情況.

4.2 仿真結果分析

4.2.1 居民用戶用電情景

居民用戶用電情景下對運營商而言,綠電與傳統(tǒng)電力購電成本之比m和區(qū)塊系數(shù)δ會共同影響其收益情況,且m和δ越大,收益越小,如圖6所示.當成本比m=1時,(δ4?δ3+δ2?δ)需小于1.382,即δ需小于1.358才能獲得收益;當區(qū)塊系數(shù)δ=1時,m需小于3.115才能獲得收益.當m和δ均為1時,運營商可獲得最大的度電收益,為0.0829元.

圖6 居民用戶用電情景下的運營商收益Fig.6 Operators’ revenue under power consumption scenario for residential users

相較于采用電網(wǎng)企業(yè)電力,用戶在新交易模式下可節(jié)省成本與區(qū)塊系數(shù)δ正相關,即區(qū)塊系數(shù)越大,度電節(jié)約成本越高.當δ到達上限1.382時,用戶獲得的最大收益為0.0829元/kWh,見圖7.

圖7 居民用戶用電情景下的用戶收益Fig.7 Users’ revenue under power consumption scenario for residential users

對用戶和運營商總體而言,雙方收益之和同綠電與傳統(tǒng)電力購電成本之比m成反比線性關系,即成本之比m越大,雙方收益之和越低,如圖8所示.當m為3.115時,雙方收益之和為0;當m為1時,雙方收益之和最大,為0.0829元/kWh;原則上m可以小于1,但此時綠電購電成本小于傳統(tǒng)電力購電成本,會吸引發(fā)電商主動選擇綠電,RPS也失去了存在的必要.

圖8 居民用戶用電情景下的交易雙方益本比Fig.8 Trading parties’benefit cost ratio under power consumption scenario for residential users

4.2.2 一般工商業(yè)用戶用電情景

一般工商業(yè)用戶用電情景下收益情況與居民用戶用電情景類似,如圖9所示.當成本比m=1時,δ需小于1.677才能獲得收益;當區(qū)塊系數(shù)δ=1時,m需小于7.633才能獲得收益.當m和δ均為1時,運營商可獲得最大度電收益(0.26元/kWh).

圖9 一般工商業(yè)用戶用電情景下的運營商收益Fig.9 Operators’revenue under power consumption scenarios for general industry and commerce users

對用戶而言,新交易模式下可節(jié)省成本同樣與區(qū)塊系數(shù)δ呈現(xiàn)正相關關系,當δ到達上限1.677時,用戶獲得最大收益為0.26元/kWh,見圖10.

圖10 一般工商業(yè)用戶用電情景下的用戶收益Fig.10 Users’revenue for power consumption scenarios of general industry and commerce users

對用戶和運營商總體而言,雙方收益之和同綠電與傳統(tǒng)電力購電成本之比m同樣成反比線性關系(見圖11).當m為7.633時,雙方收益之和為0;當m為1時,雙方收益之和最大,為0.26元/kWh.

圖11 一般工商業(yè)用戶用電情景下的交易雙方益本比Fig.11 Trading parties’benefit cost ratio for power consumption scenarios of general industry and commerce users

4.2.3 大工業(yè)用戶用電情景

大工業(yè)用戶用電情景下對運營商而言,綠電與傳統(tǒng)電力購電成本之比m和區(qū)塊系數(shù)δ越大,收益越小,如圖12所示.當成本比m=1時,δ需小于1.427才能獲得收益;當區(qū)塊系數(shù)δ=1時,m需小于3.115才能獲得收益.當m和δ均為1時,運營商可以獲得最大度電收益,為0.166元元/kWh.

圖12 大工業(yè)用戶用電情景下的運營商收益Fig.12 Operators’ revenue under power consumption scenarios for large industrial users

相較于采用電網(wǎng)企業(yè)電力,區(qū)塊系數(shù)越大,用戶度電節(jié)約成本越高.當δ到達上限1.427時,用戶獲得最大收益為0.166元/kWh,如圖13所示.

圖13 大工業(yè)用戶用電情景下的用戶收益Fig.13 Users’ revenue under power consumption scenarios for large industrial users

大工業(yè)用戶用電情景下對用戶和運營商總體而言,購電成本比m越大,雙方收益之和越低,如圖14所示.當m為5.245時,雙方收益之和為0;當m為1時,雙方收益之和最大,為0.166元/kWh;原則上m同樣可以小于1,但此時綠電購電成本小于傳統(tǒng)電力購電成本,會吸引發(fā)電商主動選擇綠電,RPS也失去了存在價值.

圖14 大工業(yè)用戶用電情景下的交易雙方益本比Fig.14 Trading parties’benefit cost ratio under power consumption scenarios for large industrial users

4.3 居民用戶用電選擇

江蘇省目前推行的是用戶自愿選擇執(zhí)行階梯電價與居民峰谷分時電價并行的策略.階梯電價模式下初始固定價格為0.5283元/kWh;峰谷電價在不同時段存在差異(如表2所示),導致用戶用電量在峰時與谷時也存在差異.當采用園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)電力交易時,用戶用電成本將節(jié)省0.0829元/kWh,由階梯電價的0.5283元/kWh降至最低0.4454元/kWh,降幅達15.7%.

表2 江蘇省峰谷電價Table 2 Peak and valley electricity price in Jiangsu

如圖15所示,用戶在用電模式上可以有新的選擇.當峰谷電耗比達到約0.77時,即每日峰時耗電量是谷時耗電量的0.77倍,采用園區(qū)電價與采用峰谷電價的度電成本相同.以電耗比0.77為臨界點,峰時電耗更多時,采用園區(qū)電價更劃算;谷時電耗更多時,則采用峰谷電價更劃算.

圖15 3種電價的度電成本對比Fig.15 Comparison of unit electricity cost of three electricity prices

5 結束語

本文提出的RPS政策框架下園區(qū)能源互聯(lián)網(wǎng)聯(lián)盟區(qū)塊鏈電力交易模式,可有效降低園區(qū)用戶的用電成本,提升能源運營商的收益,可為園區(qū)能源互聯(lián)等微網(wǎng)中能源運營商電價策略及用戶用電策略方面的決策提供一定的參考,也為可再生能源電力比例日益提升的綜合能源系統(tǒng)的高效管理與運行提供了一種思路,有利于分布式可再生能源電力在園區(qū)內(nèi)的就近消納,也為能源互聯(lián)網(wǎng)背景下電力市場化交易的實踐提供了一定的理論參考.但論文提出的相關模型還相對簡單,隨著能源互聯(lián)網(wǎng)電力交易的發(fā)展,基于區(qū)塊鏈的能源互聯(lián)網(wǎng)電力交易模式中報價、審核、競價、出清、結算等相對復雜的博弈,還有待深入研究.