RPS下园区能源互联网联盟区块链电力交易策略

张力菠 童立敏

(1.南京航空航天大学经济与管理学院能源软科学研究中心,江苏南京 211106;2.中国船舶集团规划发展研究中心,北京 100101)

1 引言

近年来,我国光伏、风电等可再生能源的补贴政策逐步转向基于配额制(renewable portfolio standard,RPS)的市场导向考核政策.RPS配套绿色证书交易(tradable green certification,TGC)机制提出相关主体的可再生能源强制配额要求,以促进可再生能源的消纳及市场化可持续发展[1–3].此外,作为能源互联网在我国试点落地的主要形式,园区能源互联网(parklevel energy Internet,PEI)是一种灵活性较高的微型能源网,可通过对多类分布式能源、多类负荷、储能及信息流等的区域性集成互联,促进可再生能源大比例接入及电力市场直接交易[4].这对电力交易提出了新的要求,比如,交易主体角色不断变化,用户主体有纯电力消费用户,也有可以发电的产消型用户,可以卖电给电网企业,也可直接卖给其他用户[5];电网企业未来可能更多的是承担电网传输运行、维护、输配电系统的升级与扩容等工作,适当收取过网费,以确保电力直接交易双方的能量管理系统与调度机构间拥有足够的通信能力[6];再者,能源互联网大量主体信息与电力交易数据的处理也对电力交易提出了高效、安全、经济等要求.因此,研究能源互联网快速发展、RPS实施及可再生能源高比例接入背景下的电力交易模式与策略具有重要意义.

区块链作为一种创新性、革命性的分布式记账技术,结合了分布式数据存储、点对点传输、一致性机制及加密算法,允许通过可验证的方式记录相关数据和活动信息,与能源互联网下的电力交易需求相吻合,可为电力交易模式的创新提供技术支撑[7].比如,王冰钰[8]将区块链技术引入分布式发电市场化交易,构建了交易、结算和奖惩机制;邰雪等[9]提出了基于区块链的能源互联网弱中心化管理电力交易方法,有助于市场参与者基于智能合约自主完成交易;武赓等[10]针对能源互联网需求侧响应资源参与市场交易中存在的问题,提出了基于区块链的综合需求侧响应资源交易框架.但是,由于区块链的“三元悖论”,即区块链技术具有“去中心化”特性,直接应用于能源互联网电力交易将无法完全保障系统中信息的安全性和功能的扩展性[11].而且,电力具有商品的基本属性,但也是特殊的商品,除有别于其他绝大多数市场商品的即发即用、不易大规模储存外,还具备公共品的属性,其供应甚至直接关乎经济发展、国计民生.因此,作为能源领域及能源互联网重要组成部分的电力系统,把电力当成普通商品进行直接交易的完全去中心化模式显然不符合国家对能源领域的发展要求.这就意味着,区块链技术有助于提升传统电力集中交易模式的效率和灵活性等,但又不能完全去中心化而影响安全性等.

对此,针对当前能源互联网快速发展的背景,在可再生能源电力高比例接入情况下,传统电力交易模式与市场化电力交易发展要求的不匹配,从园区能源互联网出发,考虑我国实施RPS的影响,借鉴已有研究,引入联盟区块链、弱中心化交易、智能合约等概念、方法、技术,设计一种基于联盟区块链的园区能源互联网弱中心化电力交易模式,强化“弱中心化管理”,提出以分布式共享账本的方式应对传统电力交易过于中心化的不足,同时在一定程度上解决区块链完全去中心化带来的“三元悖论”问题,进一步针对电力交易中以自身利益最大化为目标的独立决策智能体之间的电价博弈协商,构建上述交易模式下园区能源运营商与电力用户之间电力交易的讨价还价博弈模型,探讨交易主体收益均衡下的电价策略.

2 RPS下园区能源互联网联盟区块链电力交易模式

RPS下园区能源互联网联盟区块链电力交易框架如图1所示.为解决去中心化导致的安全性不足等问题,以园区专门建立的弱中心管理机构作为能源互联网区块链电力交易网络中的一个特殊节点,进行账号管理、交易资格准入审核、交易监管、交易信息记录、交易评价及追溯、反馈等,但其不能修改相关交易信息(所有节点达成共识才能修改).用户是园区内电力的消费主体;运营商是跟用户进行电力交易、提供电力的售电主体,除了销售自身发电量外,运营商也接受发电量较小的分布式发电主体的委托,销售后者的电量;电网企业属于园区能源互联网的外部供电方,在必要时可提供供电稳定性保障.RPS是促进可再生能源大规模发展的考核驱动政策,为图1所示电力交易模式的提出及运行价值提供了需求前提.该模式中,联盟区块链作为分布式数据存储账本,结合了点对点传输特征,降低了电力交易主体参与交易市场的门槛,提升了电力交易模式的灵活性;而弱中心管理机构对交易系统中的所有交易进行校核,只有认定为合法的交易才能继续广播并记录上链,可有效保障交易用户个人隐私.

图1 园区能源互联网联盟区块链电力交易的框架Fig.1 Electricity trading framework of PEI base on consortium blockchain

基于图1,图2给出了能源互联网联盟区块链电力交易模式下各交易环节具体的交易行为、交易方法以及交易评价及反馈机制.

图2 园区能源互联网联盟区块链电力交易的具体过程Fig.2 Power transaction process of PEI base on consortium blockchain

1) 交易资格准入环节:交易资格是开展电力交易的前提,只有通过审核后具备交易资格的主体才能够参与电力交易活动.审核主体为弱中心管理机构,被审核主体主要是提供电力的运营商;用户需要在公共交易平台申请账户,并安装智能电表即可完成资格准入;运营商首先要报备次月最低发电量,由弱中心管理机构审核发电能力,审核通过后才能在公共交易平台获得账户.为保证电力稳定供给,弱中心管理机构会对运营商进行最低发电量限制.用户和运营商拥有公共交易平台账户后,即成为能源区块链的一个节点,并拥有独一无二的电子签名;在平台拟定并签署能源互联网通用的智能合约后,即获得交易资质,可参与电力交易.

2) 交易协商环节:用户和运营商分别发布用电需求和供电信息,用户可在交易平台寻找合适交易对象与之协商.经过运营商跟用户讨价还价博弈后,制定一个利益均衡的电价,然后在拟定好的智能合约上提供数字签名,双方将获取的唯一密钥相互确认后,达成智能合约.

3) 交易信息记录及执行环节:用户与运营商达成智能合约后,由弱中心管理机构审核智能合约,并拦截不符合要求的交易主体;审核通过后,该交易信息会在交易平台进行广播,在每个区块链节点公开,并将交易数据打包记录在区块链主链中,存储至各区块链全节点时,交易达成,运营商开始按合约提供电力,用户则按合约消纳电力.

4) 交易评价及反馈环节:弱中心管理机构对交易过程进行监督、评价,判定交易双方无违约情况后,交易平台公开交易完成信息,并提升交易双方信用分,交易结束;智能合约依据电能数据流通情况,自动实现交易资金的转移.若运营商在交易期限内未能按约发出相应电能,即被判定违约,其账户内相应的违约金将会被自动扣除,弱中心管理机构也将依据合约进行交易追溯,并在区块链节点中反馈交易信息.如确定存在非不可抗力导致的交易违约时,交易平台将公开违约信息,对违约主体扣除一定信用分.如果用户在规定期间内未能消耗完电力,可按合约对剩余电量进行清零,用户自行承担损失.上述交易评价结果将反馈至交易资质审核环节,作为相关主体交易资格准入的依据之一.

2.1 购电分析

购电流程中,园区运营商向各类发电主体购电后再售给用户,发电和购电需满足RPS,它是继度电补贴后推出的可再生能源激励政策,在一定程度上补偿了投资收益,一般通过RPS配额与TGC绿证交易来实施[12].1个绿证对应1000 kWh的非水电可再生能源电力(绿电),由国家权威机构颁发,作为生产或接纳一定数量绿电的凭证.RPS实施过程中,绿证权也可随着交易而转移,即承担全额发电成本和发电商利润的园区运营商可以完全接纳绿电发电所获得的绿证.运营商想要正常参与交易,必须要购入不小于配额比例要求的绿电,或收购相应数量的绿证,否则将面临高额的罚款,因此接纳绿电的运营商可从出售绿电与绿色证书两个渠道获利,一定程度上调动了电力企业生产或接纳绿电的积极性,也能支持可再生能源发电商降低成本、优化能源结构,实现可再生能源发展目标[13].国家发改委与能源局2019年5月提出了《可再生能源电力消纳责任权重确定和消纳量核算方法(试行)》(发改能源[2019]807号),明确了各省(自治区、直辖市)的绿电消纳责任权重.

为加快电力交易转型,2021年10月国家发改委《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》(发改价格[2021]1439号)提出,将市场交易电价上下浮动范围调整为原则上不超过20%,特别对高耗能行业建立由市场交易形成价格、不受价格浮动20%限制等举措,为园区范围内电价制定提供了依据.国家还将陆续推出相应的惩罚与强制措施,进一步完善绿证交易及可再生能源配额制.

2.2 售电分析

国家能源局在2017年《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知》中主推直接交易模式作为电力市场化交易改革的重要方向,提出电力用户向发电企业直接购电,并向电网企业支付“过网费”,推动电力直接交易尽可能在接入点上一级变压器的供电范围内就近实现,园区正好符合这一指导要求.但考虑RPS的配额需求,由运营商作为发电商和用户的中间方参与电力交易则更能整合资源,因此在售电环节以运营商和用户为交易主体,并采用区块链作为交易记账的底层支撑技术.

2.2.1 园区能源互联网背景下区块链技术的选型

传统电力的配电网中各主体间交易,通常需指定一个主导机构或者受信任的第三方进行协调与监管,构成完全中心化的交易模式,交易记录集中存放,一旦系统故障或遭到攻陷,可能造成无法挽回的损失.而区块链则不同,它是由多个包含交易信息的区块逐级连接而成的链状分布式账本,有区块头和区块体两个重要的部分(见图3).区块头包含前一区块头Hash值、随机数、Merkle根等.Hash值在区块间起到数字签名作用,促使各区块连接成不可逆、不可篡改的区块链;区块体包含得到验证后的交易信息;所有交易形成的Merkle根连接到区块头,保证信息不被恶意篡改传播[14].

图3 区块链结构Fig.3 Blockchain structure

区块链主要有公有链、联盟链和私有链3种应用模式.其中公有链是完全去中心化的区块链;联盟链是部分去中心化或弱中心化的区块链,适用于多个实体构成的组织或联盟,其共识过程受到预定义的节点控制;私有链则是完全中心化的区块链.3种交易模式差异对比如表1所示.

表1 3种电力交易模式对比Table 1 Comparison of three power trading modes

2.2.2 售电流程

园区能源互联网中的售电流程如图4所示,由包括运营商和用户在内的相关交易主体发起并完成.运营商电力购自周边的各类电力供应商.为防止园区可再生能源电力无法完全满足园区用电需求,参与交易的运营商主体需满足月最低供电量要求.园区能源互联网还与外部电网接通,发挥对电力资源的统一调配作用,并为园区运营商提供电价参考,还通过双主线配置充当备用电源,实现对园区用户的电力不间断供应.

图4 园区能源互联网售电流程Fig.4 Process of power sales in PEI

售电流程设立的弱中心管理机构提供电力交易辅助服务,包括交易网络维护、交易数据写入、交易主体资格准入、收取违规罚款、代币兑换等,保证各主体交易的正常进行[16].联盟区块链算法作为底层数据基础,在园区建立了分布于各被授权节点的“联盟区块”数据库与记账机制,通过互联网实现数据同步,区块按照时间戳形式记录包括流向数据、调度数据、计费解算和节点信用值评估数据,电力市场各参与单位的虚拟地址和网络账户也同样映射在联盟区块链上.该系统由网络所有节点共同运行和维护,数据统一封装记录在链上,且上链后具有不可篡改、可追溯和非对称加密特性[17].

3 RPS下园区能源互联网联盟区块链电力交易博弈

在发改价格[2021]1439号文的指导下,园区能源互联网联盟区块链电力交易模式有助于实现各类主体自身利益需求:可再生能源发电商除获得比脱硫煤标杆电价更高的收益外,还有助于实现电力就近消纳,缓解弃风、弃光问题.运营商可以和用户通过博弈协商电力交易获得更多的收益,而用户也可获得市场化电价红利.对政府和社会:1)弱化当前电网职能,推动电力体制改革;2)实现可再生能源电力就近消纳,缓解输送压力;3)鼓励实现园区电网智能化,推动能源利用向清洁、绿色转型;4)通过降低企业用电成本,吸引企业入驻.

论文主要考虑发电成本、配额比例等RPS下园区能源互联网电力交易的影响因素,交易过程中,交易双方需根据各自成本与需求给出报价,并通过协商达成一致,而该过程实际上是双方根据对方给出的信息及各自的收益目标函数进行的动态博弈演化,最终达到双方都可接受的结果.本文基于此设计出一种考虑限制交易主体协商次数的用户完全信息博弈模型,交易双方在发布交易信息后,进行有限次协商博弈演化,最终就交易电价与采购电量达成一致,实现在运营商获利前提下,用户利益的最大化.为此给出以下假设:1)为吸引园区发电方参与能源互联网电力交易,发电方收益需大于以综合指导价与外部电网交易的收益;2)市场化交易中,为吸引园区内用户购买园区内运营商的电力而促进就近消纳,运营商一般会以低于电网企业的售电价向用户报价;3)园区内可再生能源电力可完全被园区用户消纳;4)为提升能源互联网的自愈能力,运营商一般会安装一定的储能设备.

3.1 购电成本分析

绿证的附加值体现在可再生能源发电的额外费用,包含生产成本和辅助可再生能源安全接入电网的完整过程中的各项成本.而在RPS下实现园区市场化电力交易,运营商购电成本来源于3部分:传统电力购电成本、绿电购电成本、绿色电力证书(简称绿证)的交易成本,其中绿证由运营商与发电商通过协商,全额承担发电商发电成本与预期收益后,相应转移而来.若所获绿证数量多于非绿电所消耗的绿证数量,可将多余绿证售出获得收益;反之则需购入绿证以满足配额要求,否则将承担高于绿证价格的罚款.则运营商的购电度电成本G为

式中:E为传统电力购电成本,m为绿电购电成本与传统电力购电成本之比(当前m>1),η为绿电实际占比,λ为政府要求当年绿电发电量占总发电量的配额,Vg是绿证价格.绿证价格一般以上一年最终价格Vg0为基准价格,并参考当年的绿电占比、规定配额、绿电购电成本与传统电力购电成本之比而设定,如式(2)所示.其中为绿证价格变化量.

3.2 售电博弈模型

在讨价还价博弈过程中,用户作为询价方提出购买意向,由运营商首先提出报价.根据已有相关研究,能源运营商和用户之间的讨价还价过程的协商最大轮次应为奇数,而且考虑到现实中的协商时间和成本,讨价还价不可能无休止循环下去,不仅带来更多区块服务费,而且挤压售电侧利润空间,也会剥夺用户电价红利[18];同时经过试验分析发现,5轮协商下的整体博弈效果相对最佳,因此,设定报价协商轮数为5轮,价格协商博弈树如图5所示.此外,在了解了自身电力需求、可选电力供应、电力市场价格波动等情况下,只要不存在发电事故或官方限电等情况,一个特定用户总能跟一个运营商达成一致,也就是考虑到基于成本与时间效率前提下限定的讨价还价博弈次数以及最终能达成一致的前提,运营商最终的报价原则上是交易双方认可的.每轮报价为Sn,整个协商过程在公共交易平台智能系统中实现并记录.由运营商A首先在公共交易平台上发布度电报价S1,用户B若接受该报价,即可进入智能合约签署阶段;用户也可进行价格协商,提出新的报价S2由对方决定,运营商若接受该报价,便进入智能合约签署阶段;运营商A还可对该报价进行协商,提出新的报价S3···如此重复至运营商提出最终报价S5时,双方若仍未达成交易即进入交易谈判冻结阶段,在一定时间内均不能在平台中进行价格协商,以防恶意报价事件的发生,警示双方慎重报价.

图5 运营商与用户之间的电力交易讨价还价博弈树Fig.5 Bargaining game tree of electricity transactions between operators and users

达成交易后,除运营商A获得售电收入,用户B消纳电力并支付购电费用外,双方还需各付给电网企业一笔度电过网费P、付给园区联盟区块链记录者一笔区块费(P ·δ(n−1)−P),区块费由双方协商阶段次数n决定,δ为区块系数.当双方第1次协商就达成了交易,则仅需支付过网费P.过网费成本基于国家核定的输配电价,按接入电压等级和输电及电力消纳范围分级确定.

园区具有运营商与外部电网双主线配置,运营商供电成本需低于外部电网电价才能吸引园区用户,但又不能亏本经营;在市场化交易中,用户可以从不同运营商或电网企业中选择成本更低的主体购电,那么跟未选择的售电主体的较高电价相比,用户就可以节约一定的电费,相当于获得了基于售电主体电价差的购电成本节约收益.设外部电网度电标杆电价为β,则双方度电收益函数为

利用逆向归纳法分析该讨价还价博弈过程.

首先讨论第5阶段,由运营商A提出最终报价S5,用户B有3种选择:接受报价、拒绝报价选择外部电网、拒绝报价等待冻结期后再与其他运营商谈判.因此运营商A拥有谈判主动权,提出的报价需使自身收益最大,若此时电价不高于外部电网企业电价,则双方的度电收益为

如果同运营商交易的用电成本和电网企业的售电价相同,不管选择跟哪个主体交易,那么用户B购电成本节约的收益为0,此时运营商的报价如式(5)所示.这也是讨价还价博弈分析的临界条件(即影响用户选择的临界电价),随着后续运营商报价的变化,用户也根据其购电成本节约收益的变化而做出不同选择,推动下一轮讨价还价.

前推至第4阶段,用户B提出报价需使自身收益大于第5阶段,若此时运营商A的收益不低于第5阶段,则双方的度电收益为

令运营商A的收益与第5阶段相同,则

此时用户B收益与第5阶段的差为

前推至第3阶段,运营商A提出报价需使自身收益大于第4阶段,若此时用户B的收益不低于第4阶段,则双方的度电收益为

令用户B的收益与第4阶段相同,则

此时运营商A的益与第4阶段的差为

前推至第2阶段,用户B提出报价需使自身收益大于第3阶段,若此时运营商A的收益不低于第3阶段,则双方的度电收益为

令运营商A的收益与第3阶段相同,则

用户B此时收益与第3阶段的差为

前推至第1阶段,运营商A提出报价需使自身收益大于第2阶段,若此时用户B的收益不低于第2阶段,则双方的度电收益为

令用户B的收益与第2阶段相同,则

此时运营商A收益与第2阶段的差为

由此逆向归纳法求得收益均衡解为

带入式(1)和式(2)中所设的购电度电成本和绿证价格,可得最终收益均衡解为

4 算例分析

4.1 江苏省基础数据

对计算出的收益均衡解u∗(A,B)T,以江苏省某PEI为例,模拟其2020年运营商与用户电力交易情况,为推行PEI联盟区块链电力交易提供参考.

江苏省度电过网费P参考《江苏省物价局关于江苏电网2017–2019年输配电价有关事项的通知》,商业最大过网费为0.03元/kWh;运营商传统电力购电度电成本E按现行燃煤发电标杆上网电价确定为0.391元/kWh;绿电占比η参考2019年数据,江苏全省发电量5062.28亿kWh,其中可再生能源发电量405.33亿kWh,为9.5%;规定最低配额λ参考发改能源[2019]807号文,江苏省2020年最低消纳责任权重为7.5%;上年度绿证价格Vg0参考中国绿色电力证书认购交易平台数据,平均价格为0.3535元/kWh;绿电购电成本与传统电力购电成本之比为m、区块系数为δ,且均大于1.江苏省居民用电度电标杆电价β参考外部电网一般电价0.5283元/kWh,求得双方收益为

2020年江苏省一般工商业用电的一般电价参考外部电网企业的最低电价,即为0.7054元/kWh,求得双方收益为

对大工业用户而言,2020年江苏省度电标杆电价β参考外部电网企业大工业用电的一般电价中最低电价,为0.6418元/kWh,可得双方收益为

运营商想获得最大收益,必须考虑区块系数δ、绿电购电成本与传统电力购电成本之比m的影响;用户想要获得最大收益,则需考虑区块系数δ的影响,故基于不同的m与δ情景,可模拟出运营商A与用户B收益的变化情况.

4.2 仿真结果分析

4.2.1 居民用户用电情景

居民用户用电情景下对运营商而言,绿电与传统电力购电成本之比m和区块系数δ会共同影响其收益情况,且m和δ越大,收益越小,如图6所示.当成本比m=1时,(δ4−δ3+δ2−δ)需小于1.382,即δ需小于1.358才能获得收益;当区块系数δ=1时,m需小于3.115才能获得收益.当m和δ均为1时,运营商可获得最大的度电收益,为0.0829元.

图6 居民用户用电情景下的运营商收益Fig.6 Operators’ revenue under power consumption scenario for residential users

相较于采用电网企业电力,用户在新交易模式下可节省成本与区块系数δ正相关,即区块系数越大,度电节约成本越高.当δ到达上限1.382时,用户获得的最大收益为0.0829元/kWh,见图7.

图7 居民用户用电情景下的用户收益Fig.7 Users’ revenue under power consumption scenario for residential users

对用户和运营商总体而言,双方收益之和同绿电与传统电力购电成本之比m成反比线性关系,即成本之比m越大,双方收益之和越低,如图8所示.当m为3.115时,双方收益之和为0;当m为1时,双方收益之和最大,为0.0829元/kWh;原则上m可以小于1,但此时绿电购电成本小于传统电力购电成本,会吸引发电商主动选择绿电,RPS也失去了存在的必要.

图8 居民用户用电情景下的交易双方益本比Fig.8 Trading parties’benefit cost ratio under power consumption scenario for residential users

4.2.2 一般工商业用户用电情景

一般工商业用户用电情景下收益情况与居民用户用电情景类似,如图9所示.当成本比m=1时,δ需小于1.677才能获得收益;当区块系数δ=1时,m需小于7.633才能获得收益.当m和δ均为1时,运营商可获得最大度电收益(0.26元/kWh).

图9 一般工商业用户用电情景下的运营商收益Fig.9 Operators’revenue under power consumption scenarios for general industry and commerce users

对用户而言,新交易模式下可节省成本同样与区块系数δ呈现正相关关系,当δ到达上限1.677时,用户获得最大收益为0.26元/kWh,见图10.

图10 一般工商业用户用电情景下的用户收益Fig.10 Users’revenue for power consumption scenarios of general industry and commerce users

对用户和运营商总体而言,双方收益之和同绿电与传统电力购电成本之比m同样成反比线性关系(见图11).当m为7.633时,双方收益之和为0;当m为1时,双方收益之和最大,为0.26元/kWh.

图11 一般工商业用户用电情景下的交易双方益本比Fig.11 Trading parties’benefit cost ratio for power consumption scenarios of general industry and commerce users

4.2.3 大工业用户用电情景

大工业用户用电情景下对运营商而言,绿电与传统电力购电成本之比m和区块系数δ越大,收益越小,如图12所示.当成本比m=1时,δ需小于1.427才能获得收益;当区块系数δ=1时,m需小于3.115才能获得收益.当m和δ均为1时,运营商可以获得最大度电收益,为0.166元元/kWh.

图12 大工业用户用电情景下的运营商收益Fig.12 Operators’ revenue under power consumption scenarios for large industrial users

相较于采用电网企业电力,区块系数越大,用户度电节约成本越高.当δ到达上限1.427时,用户获得最大收益为0.166元/kWh,如图13所示.

图13 大工业用户用电情景下的用户收益Fig.13 Users’ revenue under power consumption scenarios for large industrial users

大工业用户用电情景下对用户和运营商总体而言,购电成本比m越大,双方收益之和越低,如图14所示.当m为5.245时,双方收益之和为0;当m为1时,双方收益之和最大,为0.166元/kWh;原则上m同样可以小于1,但此时绿电购电成本小于传统电力购电成本,会吸引发电商主动选择绿电,RPS也失去了存在价值.

图14 大工业用户用电情景下的交易双方益本比Fig.14 Trading parties’benefit cost ratio under power consumption scenarios for large industrial users

4.3 居民用户用电选择

江苏省目前推行的是用户自愿选择执行阶梯电价与居民峰谷分时电价并行的策略.阶梯电价模式下初始固定价格为0.5283元/kWh;峰谷电价在不同时段存在差异(如表2所示),导致用户用电量在峰时与谷时也存在差异.当采用园区能源互联网电力交易时,用户用电成本将节省0.0829元/kWh,由阶梯电价的0.5283元/kWh降至最低0.4454元/kWh,降幅达15.7%.

表2 江苏省峰谷电价Table 2 Peak and valley electricity price in Jiangsu

如图15所示,用户在用电模式上可以有新的选择.当峰谷电耗比达到约0.77时,即每日峰时耗电量是谷时耗电量的0.77倍,采用园区电价与采用峰谷电价的度电成本相同.以电耗比0.77为临界点,峰时电耗更多时,采用园区电价更划算;谷时电耗更多时,则采用峰谷电价更划算.

图15 3种电价的度电成本对比Fig.15 Comparison of unit electricity cost of three electricity prices

5 结束语

本文提出的RPS政策框架下园区能源互联网联盟区块链电力交易模式,可有效降低园区用户的用电成本,提升能源运营商的收益,可为园区能源互联等微网中能源运营商电价策略及用户用电策略方面的决策提供一定的参考,也为可再生能源电力比例日益提升的综合能源系统的高效管理与运行提供了一种思路,有利于分布式可再生能源电力在园区内的就近消纳,也为能源互联网背景下电力市场化交易的实践提供了一定的理论参考.但论文提出的相关模型还相对简单,随着能源互联网电力交易的发展,基于区块链的能源互联网电力交易模式中报价、审核、竞价、出清、结算等相对复杂的博弈,还有待深入研究.