《Energy Nexus》：Enhancing rural energy resilience through peer-to-peer trading of distributed energy resources under grid load shedding conditions in South Africa
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摘要
南非农村地区频繁的电网减载要求具备韧性的分散式能源系统。本研究提出了一种基于优化的协调框架，用于在减载和电网不可靠条件下运行的、支持点对点（P2P）交易的混合可再生能源系统（HRES）。该框架在一个多系统优化模型中集成了光伏（PV）系统、电池储能系统（
摘要
南非农村地区频繁的电网减载要求具备韧性的分散式能源系统。本研究提出了一种基于优化的协调框架，用于在减载和电网不可靠条件下运行的、支持点对点（P2P）交易的混合可再生能源系统（HRES）。该框架在一个多系统优化模型中集成了光伏（PV）系统、电池储能系统（BESS）、电动汽车（EV）、柴油发电机和公用电网连接，实现了互联产消者之间的受控能源共享。研究采用粒子群优化（PSO）算法来确定系统组件的最优容量配置和运行调度，同时考虑分时电价和电网中断因素。与侧重于聚合社区绩效的传统研究不同，所提出的框架使用平准化能源成本（LCOE）在个体产消者层面评估经济绩效。该框架应用于南非Bushbuckridge地区的四个异构产消者，分别代表住宅、商业、电动汽车集成和柴油支撑的能源系统。结果表明，与不进行能源共享运行的传统HRES相比，P2P能源共享显著改善了经济绩效。产消者1、2、3和4的LCOE分别降低了24.8%、23.4%、7.8%和16.4%。此外，产消者1的简单投资回收期从13.2年缩短至10.5年，产消者2从11.6年缩短至9.0年，产消者3从8.8年缩短至8.0年，产消者4从14.3年缩短至12.0年，表明投资吸引力增强。协调能源交换减少了对电网的依赖，提高了可再生能源利用率，并降低了柴油发电机的使用。敏感性分析进一步证实了所提出框架在柴油燃料价格、电价和通货膨胀率变化下的鲁棒性。总体而言，研究结果表明，支持P2P交易的HRES能够改善受不可靠电力供应影响的农村社区的经济绩效、可靠性和能源韧性。
**论文解读：基于P2P交易的分布式能源系统优化框架及其在南非农村电网减载条件下的应用研究**
**一、研究背景与问题提出**
全球能源部门正经历以脱碳目标、能源安全关切、化石燃料成本上升及可持续发展目标（SDGs）实现需求为驱动的重大转型。尽管可再生能源在过去二十年间快速扩张，化石燃料仍满足全球超过80%的一次能源需求。这一持续性依赖凸显了在维持可负担性、可靠性和可及性的同时实现能源系统转型的艰巨性。撒哈拉以南非洲地区是全球能源贫困的中心，约占全球7.7亿无电人口的75%。南非的情况尤为复杂，尽管电气化率约为85%，但老化基础设施、投资不足、运营低效以及供需持续失衡导致该国自2008年以来经历长期减载，仅2022年就记录了超过3700小时的计划停电，为该国历史上最严重的供电中断。农村社区的脆弱性因既有社会经济劣势而被放大。在姆普马兰加省Bushbuckridge村，尽管邻近南非最大的燃煤电厂，能源贫困依然持续，家庭依赖木柴、石蜡和动物粪便等传统燃料，并常采用柴油发电机作为备用电源，但这类系统运行成本高、燃料效率低且排放大量温室气体。
混合可再生能源系统（HRES）结合光伏（PV）发电、电池储能系统（BESS）和柴油备用发电，被视为改善能源获取和韧性的可行方案。与此同时，“产消者”（既是能源消费者又是生产者）的出现为分散式能源管理和本地能源交换创造了新机遇。通过点对点（P2P）能源交易，产消者可在社区内共享剩余电力，提高可再生能源利用率并减少对日益受限的集中式电网的依赖。然而，现有研究多集中于稳定城市电网或试点微电网环境，未能充分反映南非持续性减载的运行现实；且多依赖聚合社区级指标和合成负荷曲线，无法捕捉非洲农村社区的异质性特征。不同产消者在收入水平、用电模式、发电能力和分布式能源资源所有权方面的差异，显著影响交易行为和经济结果。因此，需要在个体产消者层面建立能够捕捉这些动态特征的评估框架，以透明地评估成本与收益分配、增强投资信心并支持长期网络可持续性。
**二、研究目标与核心发现**
针对上述问题，本研究开发了一种基于优化的协调框架，用于在不确定电网条件下运行的混合能源系统，将电网不可靠性和减载事件明确纳入系统容量配置与运行调度决策。该框架在多系统优化模型中实现独立运行的混合能源系统之间的受控剩余-赤字能源共享，从而在经济效益和供电可靠性方面优于无能源共享运行的常规HRES。研究在个体产消者层面使用平准化能源成本（LCOE）评估经济绩效。该框架应用于南非Bushbuckridge地区四个异构产消者：产消者1采用PV、BESS、电网连接和P2P交易；产消者2集成PV、EV、电网接入和P2P交易；产消者3无储能，依赖PV、电网支持和P2P交易；产消者4无可再生能源发电，依赖柴油发电机（DG）、电网连接和P2P交易满足能源需求。
研究结果表明，与无能源共享的传统HRES相比，P2P能源共享显著改善了经济绩效。产消者1、2、3和4的LCOE分别降低24.8%、23.4%、7.8%和16.4%，平均降低18.1%。简单投资回收期分别从13.2年缩短至10.5年（产消者1）、从11.6年缩短至9.0年（产消者2）、从8.8年缩短至8.0年（产消者3）、从14.3年缩短至12.0年（产消者4）。协调能源交换减少了电网依赖，提高了可再生能源利用率，降低了柴油发电机使用。该研究证实P2P赋能的HRES在技术可行且经济有利，能改善受不可靠电力供应影响的农村社区的经济绩效、可靠性和能源韧性。论文发表于《Energy Nexus》。
**三、主要技术方法**
研究人员采用以下关键方法开展研究：1）多系统优化模型构建：集成光伏、电池储能、电动汽车、柴油发电机、电网连接和P2P能源交易的统一优化框架；2）粒子群优化（PSO）算法：用于确定各产消者系统组件的最优容量配置和运行调度，处理混合能源系统中常见的非线性和多变量优化问题；3）平准化能源成本（LCOE）评估：在个体产消者层面计算全生命周期平均发电成本，纳入投资、运行维护、燃料和能源交易成本；4）敏感性分析：评估柴油燃料价格、分时（TOU）电价和通货膨胀率变化对系统经济绩效的影响。负荷需求数据通过问卷调查和半结构化访谈获取，样本来自南非Bushbuckridge案例研究区域的居民和商业设施。
**四、研究结果**
**4.1 最优系统配置的经济分析与比较**
通过PSO优化获得各产消者的最优组件容量。产消者1的最优P2P配置为15 kW光伏和60 kWh电池储能，相比基准系统的18 kW光伏和80 kWh电池容量有所降低，年净能源出口1417 kWh，LCOE从$0.117/kWh降至$0.088/kWh（降低24.8%），回收期从13.2年缩短至10.5年。产消者2仅需9 kW光伏和16 kWh电池储能（基准为12 kW和30 kWh），EV提供额外存储灵活性，LCOE从$0.124/kWh降至$0.095/kWh（降低23.4%），回收期从11.6年缩短至9.0年，年出口527 kWh。产消者3的最优光伏容量从16 kW小幅降至15 kW，因商业负荷在白天直接消耗大部分太阳能，仅98 kWh/年可供出口，LCOE降低7.8%（从$0.077/kWh降至$0.071/kWh），回收期从8.8年改善至8.0年。产消者4的柴油发电机容量从15 kW降至10 kW，借助从邻居产消者进口可再生能源，LCOE从$0.134/kWh降至$0.112/kWh，改善16.4%，回收期从14.3年缩短至12.0年，年进口268 kWh。结果表明P2P能源共享改善了所有产消者的经济绩效并降低了主要组件容量需求。
**4.2 技术性能分析**
月度能量构成堆叠柱状图揭示了四个互联产消者的运行特征和能源结构。在集成光伏的系统中（产消者1和3），可再生能源贡献占总能量的60%-85%，电网依赖保持在10%-30%，P2P进口约占5%-15%。产消者2的电网能量贡献约50%-65%，光伏占30%-45%，P2P进口约5%-10%，较高的电网使用归因于优化策略优先在清晨低谷时段利用电网为EV充电。产消者4无可再生能源发电，电网供应40%-60%，柴油发电机贡献30%-45%，P2P进口占5%-15%。P2P能源共享在各案例中均发挥重要的供需平衡作用，实现剩余能源再分配并减少电网依赖。
**4.3 能源调度分析**
时间序列图展示了不同季节和工作日/周末情境下的能源调度行为。产消者1在夏季高辐照条件下可实现大量光伏发电，BESS在傍晚高峰电价时段放电，并在潜在减载期间向同行调度部分容量。冬季光伏输出较低且持续时间短，限制白天BESS充电，需更深的晚间放电并增加电网进口。产消者2的EV在凌晨02:00-05:00低谷充电，05:00-14:00不可用期间限制系统存储多余光伏能力，夏季高光伏输出期间的剩余能源通过P2P交易出口；晚间高峰与减载重叠时，EV电池通过车辆到家庭（V2H）运行贡献需求，并由P2P进口补充。产消者3的峰值负荷与正午光伏发电峰值重合，工作日由太阳能满足大部分需求，周末负荷较低而光伏充足时，剩余能源通过P2P交易出口。产消者4在减载期间电网不可用时启动柴油发电机，主要作为净吸收方从同行获取过剩能源。
**4.4 敏感性分析**
敏感性分析评估了柴油燃料价格、TOU电价和通货膨胀率变化对系统经济绩效的影响。柴油价格变动对产消者1-3无影响（其优化配置不含柴油发电），产消者4对柴油价格变化最敏感：价格降低20%使LCOE从$0.112/kWh降至$0.104/kWh，提高20%使LCOE升至$0.121/kWh。TOU电价变动影响所有产消者：电价降低20%使LCOE降低约3.8%-4.5%，提高20%使LCOE上升4.2%-5.2%。通货膨胀率变化对系统经济影响中等：较低通胀率降低LCOE，较高通胀率增加LCOE，但变化幅度相对较小。总体上，柴油燃料价格是柴油系统的支配性经济参数，而TOU电价对并网可再生能源系统影响最大。
**五、讨论与结论**
讨论部分指出，P2P交易的经济效益源于参与者能够以介于常规电网进口和出口电价之间的价格进行电力交易，为买卖双方创造互利。研究强调，在个体产消者层面评估经济绩效能够实现成本与收益分配的透明评估，避免聚合社区级指标掩盖参与者结果差异。该研究证实P2P赋能的HRES在技术和经济上均具有可行性，在LCOE、回收期、可再生能源利用率和系统可靠性方面均有可衡量的改善。P2P交易捕获和重新分配原本将被浪费的能量的能力进一步强化了其价值主张，使其成为未来韧性和可持续能源系统的关键组成部分。未来研究应纳入可再生能源资源和减载不确定性的随机建模，以更好地捕捉真实运行条件。
