基于零碳园区绿电制氢的多主体利益分配方法及装置与流程

本技术涉及绿电制氢，特别涉及一种基于零碳园区绿电制氢的多主体利益分配方法及装置。

背景技术：

1、在实际工程中，绿电制氢项目通常不是由单一主体独立完成，而是由新能源投资主体、增量配电网运营主体、储能运营主体、制氢运营主体、用氢企业、园区管理主体以及碳资产管理主体等多方共同参与。不同主体在项目中的资源投入、资产边界、成本承担、运行责任、收益诉求和风险暴露均不相同。新能源投资主体关注绿电消纳电价和发电收益，增量配电网运营主体关注网络资产利用率和输配电服务收益，储能运营主体关注调节服务收益和循环寿命损耗，制氢运营主体关注电解槽利用小时数和单位制氢成本，用氢企业关注氢气采购成本、供氢稳定性和灰氢替代收益，园区管理主体关注零碳指标完成、碳资产核证和示范推广效果。

2、现有绿电制氢技术更多侧重于电解槽容量配置、制氢成本测算、新能源消纳优化或储能配置优化，通常将园区视为统一调度主体，较少考虑多主体之间的收益分配和利益协调。当绿电制氢项目进入实际运营阶段时，若缺少清晰的收益分配机制，就容易出现绿电收益、绿氢收益、碳减排收益和输配电服务收益归属不清的问题，进而影响各主体参与积极性。

3、此外，现有方法对于绿电和绿氢的核算通常不够精细。电解槽实际耗电可能同时来源于新能源直供、储能释放绿电和外部电网购电。如果不能准确追踪电解槽耗电来源，就难以确定绿氢产量、绿氢占比和对应碳减排量，也难以形成可信的电量、氢量、碳量和资金流结算凭证。

4、现有收益分配方式还存在动态性不足的问题。部分工程项目采用固定比例、固定电价或事后协商方式进行收益划分，难以反映不同运行周期内新能源出力、氢气需求、电价、碳价、储能调节贡献和主体风险承担程度的变化。固定分配方式可能导致高贡献主体激励不足，低贡献主体收益过高，或者某些主体收益低于其最低参与要求，从而影响合作稳定性。

5、综上所述，在现有的零碳园区绿电制氢方法中，绿电制氢运行优化与收益分配脱节，储能释放电量绿电属性难以追踪，绿氢产量难以准确认定，碳减排收益难以核算，且多主体收益分配缺少可计量技术依据，运行结果无法反馈调度策略，亟待解决。

技术实现思路

1、本技术提供一种基于零碳园区绿电制氢的多主体利益分配方法及装置，以解决在现有的零碳园区绿电制氢方法中，绿电制氢运行优化与收益分配脱节，储能释放电量绿电属性难以追踪，绿氢产量难以准确认定，碳减排收益难以核算，且多主体收益分配缺少可计量技术依据，运行结果无法反馈调度策略等问题。

2、本技术第一方面实施例提供一种基于零碳园区绿电制氢的多主体利益分配方法，包括以下步骤：获取目标零碳园区内的源网荷储氢系统运行数据和多主体经济参数，并根据所述源网荷储氢系统运行数据和所述多主体经济参数构建源网荷储氢协同运行模型；求解所述源网荷储氢协同运行模型，得到各运行时段的多个协同运行数据，并根据所述多个协同运行数建立对应的动态绿电属性标签追踪模型，且通过所述动态绿电属性标签追踪模型对多类制氢用电电量进行标记、分解和修正，以得到对应的绿电制氢比例、绿氢产量和碳减排量；基于所述绿电制氢比例、所述绿氢产量和所述碳减排量，建立绿电制氢项目可分配收益池，根据所述绿电制氢项目可分配收益池和各主体对应的绿氢运行指标构建多主体动态贡献度评价模型，以通过所述多主体动态贡献度评价模型计算各主体的动态综合贡献度；计算所述各主体的边际贡献分配结果，并通过所述动态综合贡献度修正所述边际贡献分配结果，以得到所述各主体的收益分配结果。

3、根据上述技术手段，本技术实施例通过将源网荷储氢协同运行优化、绿电来源追踪、绿氢与碳减排核算、多主体贡献度评估和收益分配结算相结合，有效提高零碳园区新能源就地消纳水平、绿氢认定准确性、碳收益核算可信度和多主体协同运行稳定性，支撑了零碳园区绿电制氢项目的高效运行、透明核算和可持续协同。

4、可选地，在本技术的一个实施例中，所述获取目标零碳园区内的源网荷储氢系统运行数据和多主体经济参数，并根据所述源网荷储氢系统运行数据和所述多主体经济参数构建源网荷储氢协同运行模型，包括：获取所述目标零碳园区内的源网荷储氢系统运行数据和多主体经济参数，其中，所述源网荷储氢系统运行数据包括新能源发电功率、园区常规负荷功率、储能荷电状态、电解槽运行状态、氢气需求量、氢气储存状态、外部电网购售电功率、购售电价格和碳排放因子，所述多主体经济参数包括新能源发电成本、输配电服务价格、储能运行成本、电解槽运行成本、氢气销售价格、灰氢替代成本、碳减排收益单价和各参与主体收益约束；基于所述源网荷储氢系统运行数据和所述多主体经济参数，构建所述目标零碳园区的源网荷储氢协同运行模型的目标函数，以最大化所述目标零碳园区的综合运行收益或最小化综合运行成本，并确定对应的多个约束条件，以基于所述目标函数和所述多个约束条件构建所述源网荷储氢协同运行模型，其中，所述多个约束条件新能源出力约束、园区电功率平衡约束、储能充放电约束、电解槽运行约束、氢气供需平衡约束、绿电消纳约束、碳减排约束和外部电网交互约束，所述园区电功率平衡约束为所述目标零碳园区内的新能源消纳功率、外部电网购电功率和储能放电功率之和等于所述目标零碳园区内的常规负荷功率、电解槽制氢功率、储能充电功率和外部电网售电功率之和，所述电解槽运行约束包括电解槽最小运行功率约束、最大运行功率约束、启停状态约束、爬坡约束和制氢效率约束，并根据电解槽耗电量和单位电量制氢系数计算各时段的电解槽制氢量。

5、根据上述技术手段，本技术实施例通过构建源网荷储氢协同运行模型，以将新能源消纳、储能调节、电解制氢、外部电网交互和氢气供应纳入统一优化过程，从而能够提高零碳园区新能源就地消纳能力和绿电制氢运行经济性。

6、可选地，在本技术的一个实施例中，所述求解所述源网荷储氢协同运行模型，得到各运行时段的多个协同运行数据，并根据所述多个协同运行数建立对应的动态绿电属性标签追踪模型，且通过所述动态绿电属性标签追踪模型对多类制氢用电电量进行标记、分解和修正，以得到对应的绿电制氢比例、绿氢产量和碳减排量，包括：对所述源网荷储氢协同运行模型进行求解，得到各运行时段的多个协同运行数据，其中，所述多个协同运行数据包括新能源消纳功率、绿电制氢功率、储能充放电功率、外部电网购售电功率、所述电解槽制氢量、氢气供应量和弃电量；根据所述新能源消纳功率、所述绿电制氢功率、所述储能充放电功率和所述外部电网购售电功率，建立面向电解槽耗电的动态绿电属性标签追踪模型，以通过所述动态绿电属性标签追踪模型对进入储能系统和供给电解槽的电量设置动态绿电属性标签，并根据所述动态绿电属性标签将电解槽耗电量分解为所述多类制氢用电电量，其中，所述多类制氢用电电量包括新能源直供制氢电量、储能释放绿电制氢电量和外部电网购电制氢电量；根据所述新能源直供制氢电量、所述储能释放绿电制氢电量和所述外部电网购电制氢电量，计算各运行时段的绿电制氢比例和绿氢产量，并根据所述绿氢产量、预设的替代灰氢量和碳排放因子计算所述碳减排量。

7、根据上述技术手段，本技术实施例通过建立动态绿电属性标签追踪模型，对进入储能系统和供给电解槽的电量进行来源标记和属性修正，能够区分新能源直供制氢电量、储能释放绿电制氢电量和外部电网购电制氢电量，提高了绿电制氢比例和绿氢产量认定的准确性。此外，本技术实施例根据绿电制氢比例、绿氢产量、灰氢替代量和碳排放因子计算碳减排量和碳减排收益，使电量、氢量、碳量和资金流之间形成可追溯的映射关系。

8、可选地，在本技术的一个实施例中，所述基于所述绿电制氢比例、所述绿氢产量和所述碳减排量，建立绿电制氢项目可分配收益池，根据所述绿电制氢项目可分配收益池和各主体对应的绿氢运行指标构建多主体动态贡献度评价模型，以通过所述多主体动态贡献度评价模型计算各主体的动态综合贡献度，包括：基于所述绿电制氢比例、所述绿氢产量、所述碳减排量、绿电消纳量、储能调节量、输配电服务电量和外购电替代量，计算所述目标零碳园区的绿电消纳收益、氢气销售收益、储能调节收益、输配电服务收益、外购电替代收益和碳减排收益，以通过所述绿电消纳收益、所述氢气销售收益、所述储能调节收益、所述输配电服务收益、所述外购电替代收益和所述碳减排收益建立所述绿电制氢项目可分配收益池；获取所述各主体对应的绿氢运行指标，并基于所述绿氢运行指标，构建所述多主体动态贡献度评价模型，并通过所述多主体动态贡献度评价模型计算新能源投资主体、增量配电网运营主体、储能运营主体、制氢运营主体、用氢企业和园区管理主体的动态综合贡献度，其中，所述绿氢运行指标包括绿电供给量、输配电服务电量、储能转移绿电量、储能调节电量、电解槽有效制氢量、绿氢消纳量、碳减排量和运行风险暴露量，所述多主体动态贡献度评价模型包括电量贡献子模型、氢量贡献子模型、碳量贡献子模型、调节贡献子模型和风险贡献子模型。

9、根据上述技术手段，本技术实施例通过多维收益核算形成可分配收益池，并结合多主体动态贡献度评价模型，提高收益分配的精准度、公平性和合理性。

10、可选地，在本技术的一个实施例中，所述计算所述各主体的边际贡献分配结果，并通过所述动态综合贡献度修正所述边际贡献分配结果，以得到所述各主体的收益分配结果，包括：计算所述各主体在不同合作状态下的边际收益增量，并基于所述动态综合贡献度、所述各主体在所述不同合作状态下的所述边际收益增量、最低收益约束和合作稳定性约束，计算所述各主体的收益分配结果。

11、根据上述技术手段，本技术实施例基于电量贡献、氢量贡献、碳量贡献、调节贡献和风险贡献计算各主体动态综合贡献度，并结合边际贡献分配方法确定收益分配结果，从而能够提高多主体收益分配的合理性、动态性和激励相容性。

12、可选地，在本技术的一个实施例中，在得到所述各主体的收益分配结果之后，还包括：根据所述收益分配结果生成所述各主体的电量、氢量、碳量和资金流的结算结果，并将所述结算结果反馈至下一运行周期的绿电制氢计划、储能调节计划、氢气供应计划和收益分配参数，以重新生成新的收益分配结果，使得所述目标零碳园区的绿电制氢系统的滚动优化运行与多主体动态收益相协调，其中，所述结算结果包括新能源主体绿电消纳收益、增量配电网主体输配电服务收益、储能主体调节服务收益、制氢主体制氢运营收益、用氢企业绿氢替代收益、园区管理主体协同管理收益，以及对应的绿电电量凭证、绿氢产量凭证和碳减排量凭证。

13、根据上述技术手段，本技术实施例通过将收益分配结果反馈至下一周期运行计划，使绿电制氢功率、储能调节策略、供氢计划、动态绿电属性标签和收益分配参数能够随新能源出力、用氢需求、电价和碳价变化进行滚动修正。实现了绿电制氢运行优化、绿电追踪、绿氢认定、碳减排核算、多主体收益分配和滚动反馈控制的一体化协同。

14、可选地，在本技术的一个实施例中，所述通过所述多主体动态贡献度评价模型计算新能源投资主体、增量配电网运营主体、储能运营主体、制氢运营主体、用氢企业和园区管理主体的动态综合贡献度，包括：根据所述新能源投资主体的绿电供给量、绿电稳定性、弃电降低量和新能源投资运维成本确定对应的动态综合贡献度；根据所述增量配电网运营主体的输配电服务电量、网络承载能力、供电可靠性和内部绿电输送贡献，计算对应的动态综合贡献度；基于所述储能运营主体的充放电电量、储能转移绿电量和削峰填谷贡献，确定对应的动态综合贡献度；根据所述制氢运营主体的电解槽有效利用小时数、制氢效率、绿氢产量和供氢稳定性确定对应的动态综合贡献度；根据所述用氢企业的绿氢消纳量、灰氢替代量、柔性用氢能力和碳减排贡献确定对应的动态综合贡献度；根据所述园区管理主体的项目组织协调、碳资产核证、零碳指标完成度和交易成本降低贡献确定对应的动态综合贡献度。

15、根据上述技术手段，本技术实施例通过针对新能源投资主体、增量配电网运营主体、储能运营主体、制氢运营主体、用氢企业和园区管理主体，分别计算电量贡献、氢量贡献、碳量贡献、调节贡献和风险贡献，并形成各主体动态综合贡献度，从而根据主体差异化核算多维贡献，使得贡献计算更为精准，分配更为公平。

16、本技术第二方面实施例提供一种基于零碳园区绿电制氢的多主体利益分配装置，包括：第一建模模块，用于获取目标零碳园区内的源网荷储氢系统运行数据和多主体经济参数，并根据所述源网荷储氢系统运行数据和所述多主体经济参数构建源网荷储氢协同运行模型；求解模块，用于求解所述源网荷储氢协同运行模型，得到各运行时段的多个协同运行数据，并根据所述多个协同运行数建立对应的动态绿电属性标签追踪模型，且通过所述动态绿电属性标签追踪模型对多类制氢用电电量进行标记、分解和修正，以得到对应的绿电制氢比例、绿氢产量和碳减排量；第二建模模块，用于基于所述绿电制氢比例、所述绿氢产量和所述碳减排量，建立绿电制氢项目可分配收益池，根据所述绿电制氢项目可分配收益池和各主体对应的绿氢运行指标构建多主体动态贡献度评价模型，以通过所述多主体动态贡献度评价模型计算各主体的动态综合贡献度；修正模块，用于计算所述各主体的边际贡献分配结果，并通过所述动态综合贡献度修正所述边际贡献分配结果，以得到所述各主体的收益分配结果。

17、可选地，在本技术的一个实施例中，所述第一建模模块包括：第一获取单元，用于获取所述目标零碳园区内的源网荷储氢系统运行数据和多主体经济参数，其中，所述源网荷储氢系统运行数据包括新能源发电功率、园区常规负荷功率、储能荷电状态、电解槽运行状态、氢气需求量、氢气储存状态、外部电网购售电功率、购售电价格和碳排放因子，所述多主体经济参数包括新能源发电成本、输配电服务价格、储能运行成本、电解槽运行成本、氢气销售价格、灰氢替代成本、碳减排收益单价和各参与主体收益约束；构建单元，用于基于所述源网荷储氢系统运行数据和所述多主体经济参数，构建所述目标零碳园区的源网荷储氢协同运行模型的目标函数，以最大化所述目标零碳园区的综合运行收益或最小化综合运行成本，并确定对应的多个约束条件，以基于所述目标函数和所述多个约束条件构建所述源网荷储氢协同运行模型，其中，所述多个约束条件新能源出力约束、园区电功率平衡约束、储能充放电约束、电解槽运行约束、氢气供需平衡约束、绿电消纳约束、碳减排约束和外部电网交互约束，所述园区电功率平衡约束为所述目标零碳园区内的新能源消纳功率、外部电网购电功率和储能放电功率之和等于所述目标零碳园区内的常规负荷功率、电解槽制氢功率、储能充电功率和外部电网售电功率之和，所述电解槽运行约束包括电解槽最小运行功率约束、最大运行功率约束、启停状态约束、爬坡约束和制氢效率约束，并根据电解槽耗电量和单位电量制氢系数计算各时段的电解槽制氢量。

18、可选地，在本技术的一个实施例中，所述求解模块包括：运算单元，用于对所述源网荷储氢协同运行模型进行求解，得到各运行时段的多个协同运行数据，其中，所述多个协同运行数据包括新能源消纳功率、绿电制氢功率、储能充放电功率、外部电网购售电功率、所述电解槽制氢量、氢气供应量和弃电量；建立单元，用于根据所述新能源消纳功率、所述绿电制氢功率、所述储能充放电功率和所述外部电网购售电功率，建立面向电解槽耗电的动态绿电属性标签追踪模型，以通过所述动态绿电属性标签追踪模型对进入储能系统和供给电解槽的电量设置动态绿电属性标签，并根据所述动态绿电属性标签将电解槽耗电量分解为所述多类制氢用电电量，其中，所述多类制氢用电电量包括新能源直供制氢电量、储能释放绿电制氢电量和外部电网购电制氢电量；第一计算单元，用于根据所述新能源直供制氢电量、所述储能释放绿电制氢电量和所述外部电网购电制氢电量，计算各运行时段的绿电制氢比例和绿氢产量，并根据所述绿氢产量、预设的替代灰氢量和碳排放因子计算所述碳减排量。

19、可选地，在本技术的一个实施例中，所述第二建模模块包括：第二计算单元，用于基于所述绿电制氢比例、所述绿氢产量、所述碳减排量、绿电消纳量、储能调节量、输配电服务电量和外购电替代量，计算所述目标零碳园区的绿电消纳收益、氢气销售收益、储能调节收益、输配电服务收益、外购电替代收益和碳减排收益，以通过所述绿电消纳收益、所述氢气销售收益、所述储能调节收益、所述输配电服务收益、所述外购电替代收益和所述碳减排收益建立所述绿电制氢项目可分配收益池；第二获取单元，用于获取所述各主体对应的绿氢运行指标，并基于所述绿氢运行指标，构建所述多主体动态贡献度评价模型，并通过所述多主体动态贡献度评价模型计算新能源投资主体、增量配电网运营主体、储能运营主体、制氢运营主体、用氢企业和园区管理主体的动态综合贡献度，其中，所述绿氢运行指标包括绿电供给量、输配电服务电量、储能转移绿电量、储能调节电量、电解槽有效制氢量、绿氢消纳量、碳减排量和运行风险暴露量，所述多主体动态贡献度评价模型包括电量贡献子模型、氢量贡献子模型、碳量贡献子模型、调节贡献子模型和风险贡献子模型。

20、可选地，在本技术的一个实施例中，所述修正模块包括：第三计算单元，用于计算所述各主体在不同合作状态下的边际收益增量，并基于所述动态综合贡献度、所述各主体在所述不同合作状态下的所述边际收益增量、最低收益约束和合作稳定性约束，计算所述各主体的收益分配结果。

21、可选地，在本技术的一个实施例中，还包括：优化模块，用于在得到所述各主体的收益分配结果之后根据所述收益分配结果生成所述各主体的电量、氢量、碳量和资金流的结算结果，并将所述结算结果反馈至下一运行周期的绿电制氢计划、储能调节计划、氢气供应计划和收益分配参数，以重新生成新的收益分配结果，使得所述目标零碳园区的绿电制氢系统的滚动优化运行与多主体动态收益相协调，其中，所述结算结果包括新能源主体绿电消纳收益、增量配电网主体输配电服务收益、储能主体调节服务收益、制氢主体制氢运营收益、用氢企业绿氢替代收益、园区管理主体协同管理收益，以及对应的绿电电量凭证、绿氢产量凭证和碳减排量凭证。

22、可选地，在本技术的一个实施例中，所述第二获取单元包括：第一确定子单元，用于根据所述新能源投资主体的绿电供给量、绿电稳定性、弃电降低量和新能源投资运维成本确定对应的动态综合贡献度；第二确定子单元，用于根据所述增量配电网运营主体的输配电服务电量、网络承载能力、供电可靠性和内部绿电输送贡献，计算对应的动态综合贡献度；第三确定子单元，用于基于所述储能运营主体的充放电电量、储能转移绿电量和削峰填谷贡献，确定对应的动态综合贡献度；第四确定子单元，用于根据所述制氢运营主体的电解槽有效利用小时数、制氢效率、绿氢产量和供氢稳定性确定对应的动态综合贡献度；第五确定子单元，用于根据所述用氢企业的绿氢消纳量、灰氢替代量、柔性用氢能力和碳减排贡献确定对应的动态综合贡献度；第六确定子单元，用于根据所述园区管理主体的项目组织协调、碳资产核证、零碳指标完成度和交易成本降低贡献确定对应的动态综合贡献度。

23、本技术第三方面实施例提供一种电子设备，包括：存储器、处理器及存储在所述存储器上并可在所述处理器上运行的计算机程序，所述处理器执行所述程序，以实现如上述实施例所述的基于零碳园区绿电制氢的多主体利益分配方法。

24、本技术第四方面实施例提供一种计算机可读存储介质，所述计算机可读存储介质存储计算机程序，该程序被处理器执行时实现如上的基于零碳园区绿电制氢的多主体利益分配方法。

25、本技术第五方面实施例提供一种计算机程序产品，包括计算机程序，所述计算机程序被执行，以用于实现上述的基于零碳园区绿电制氢的多主体利益分配方法。

26、由此，本技术的实施例具有以下有益效果：

27、本技术的实施例可通过获取目标零碳园区内的源网荷储氢系统运行数据和多主体经济参数，并根据源网荷储氢系统运行数据和多主体经济参数构建源网荷储氢协同运行模型；求解源网荷储氢协同运行模型，得到各运行时段的多个协同运行数据，并根据多个协同运行数建立对应的动态绿电属性标签追踪模型，且通过动态绿电属性标签追踪模型对多类制氢用电电量进行标记、分解和修正，以得到对应的绿电制氢比例、绿氢产量和碳减排量；基于绿电制氢比例、绿氢产量和碳减排量，建立绿电制氢项目可分配收益池，根据所述绿电制氢项目可分配收益池和各主体对应的绿氢运行指标构建多主体动态贡献度评价模型，以通过多主体动态贡献度评价模型计算各主体的动态综合贡献度；计算各主体的边际贡献分配结果，并通过动态综合贡献度修正边际贡献分配结果，以得到各主体的收益分配结果。本技术能够将源网荷储氢协同运行优化、绿电来源追踪、绿氢与碳减排核算、多主体贡献度评估和收益分配结算相结合，有效提高零碳园区新能源就地消纳水平、绿氢认定准确性、碳收益核算可信度和多主体协同运行稳定性，支撑了零碳园区绿电制氢项目的高效运行、透明核算和可持续协同。由此，解决了在现有的零碳园区绿电制氢方法中，绿电制氢运行优化与收益分配脱节，储能释放电量绿电属性难以追踪，绿氢产量难以准确认定，碳减排收益难以核算，且多主体收益分配缺少可计量技术依据，运行结果无法反馈调度策略等问题。

28、本技术附加的方面和优点将在下面的描述中部分给出，部分将从下面的描述中变得明显，或通过本技术的实践了解到。