面向可中断负荷的调峰辅助服务市场双边交易动态结算方法

2023-09-25张诗钽葛维春李音璇蔡国伟

电力系统自动化 2023年18期

楚帅，张诗钽，葛维春，李音璇，刘闯，蔡国伟

（1.国网天津市电力公司滨海供电分公司，天津市 300450；2.国网辽宁省电力有限公司沈阳供电公司，辽宁省沈阳市 110811；3.东北电力大学电气工程学院，吉林省吉林市 132012；4.国网天津市营销服务中心（计量中心），天津市 300120）

0 引言

构建以新能源发电为主体电源的新型电力系统，是助力实现“碳达峰·碳中和”目标的重要举措，风电等新能源的发展进入快车道［1］。然而，风力发电具有明显的不确定性和反调峰特性，风电快速发展给电力系统运行带来了较大影响和冲击，而风电集中接入产生的消纳问题也成为电力系统运行中不可忽略的重要问题［2-4］。对火电机组的操作限制（如最低技术出力、爬坡速率限制和一次调频死区）以及系统限制（如网架潮流限制和调峰困难）可能迫使电力系统削减风力发电以确保系统稳定运行［5-6］。

用户侧自动化水平的提升使得负荷侧灵活性资源具备提供调峰辅助服务技术的经济可行性，引导用户灵活可控负荷主动参与风电消纳是提升电网调峰能力的重要途径之一［7］。文献［8］通过建立电热联合系统的优化调度模型，减轻“三北”地区供热期的电网调峰压力。文献［9-10］提出源-荷协调的电力系统经济调度方法，在提升调度灵活性的同时提高风电利用率。文献［11］将含源型负荷纳入传统电、热负荷体系，构建电热优化调度模型，促进消纳夜间高发风电并缓解火电机组深调压力。

随着调峰辅助服务市场进一步放开，可中断负荷用户可以参与调峰辅助服务市场，各级电网调峰能力与风电消纳能力显著提升［12］。文献［13］通过建立负荷聚合商参与的源荷联动调峰辅助服务市场框架，实现价格驱动下用户侧集群调峰资源的主动响应调控。文献［14］设计了第三方独立主体参与华北电力调峰辅助服务市场规则，负荷侧资源在市场机制引导下初步改变了“反调峰”特性，有效提高了电网调峰能力。文献［15］提出了基于风电场报弃风电量、储热企业报需求函数的日前市场集中交易方式，能有效提升风电利用率。文献［16］通过对负荷调峰能力进行聚合分类，提出了考虑投标资源性能的虚拟电厂参与调峰辅助服务的优化运行策略，提高了虚拟电厂运营的经济性和电力系统运行的稳定性。

引导可中断负荷用户参与调峰辅助服务双边交易是缓解电网调峰困难、提高风电消纳水平的有效措施。目前，在东北电力调峰辅助服务市场中，可中断负荷用户参与双边交易仍处于起步阶段，交易双方采取“量价齐定”的方式进行签约，传统双边交易方法在签约时已经签订了交易价格，交易双方能够提前预知从中获得的利益情况。在市场建设初期，这有助于交易双方正确认识并熟悉双边交易参与流程和方法，短期来看具有积极的促进作用，但是这也导致双边交易失去了灵活性。交易价格通常根据交易双方过往经营企业的经验商谈而定，交易价格缺乏有效的理论指导且不容易达成一致。提前约定双边交易价格可能存在利润分配不公平的问题，而长期的利润分配不公平是限制双边交易持续发展的本质原因。为了促进可中断负荷用户参与调峰辅助服务的积极性，亟须研究风电企业与可中断负荷用户的交易定价及收益分配问题。

通过深入探索可中断负荷参与电网调峰所提供的灵活性服务价值，综合考虑调峰辅助服务市场交易前签约电量、交易中偏差考核、交易后补偿结算，提出了海水淡化负荷参与调峰辅助服务双边交易的动态结算方法。所提双边交易动态结算方法采取“以量定价”的交易模式，以可控、可观的不确定性动态思维打破传统保守的固态思维，构建双边交易动态结算模型。该模型体现了可中断负荷提供调峰辅助服务贡献的价值，解决了传统双边交易“量价齐定”模式导致的交易灵活性不足、潜在收益分配不公平及风电消纳水平提升有限的问题。

1 东北电力辅助服务市场双边交易机制

风力发电不确定性是困扰其上网的主要因素。风电企业通过在电力辅助服务市场与可中断负荷用户签订双边交易合同购买额外发电空间，利用可中断负荷消纳受限风电，是提高风电利用率、降低考核风险的有效方法。

1.1 风电企业考核办法

根据文献［17］，风电企业应严格执行所属电力调度机构下达的发电（上网）计划曲线和运行方式安排，风电企业只对电网限制发电期间超过计划值的多发电情况进行考核，其他情况暂免于考核。风电企业实际可发电量超过发电计划曲线的部分为受限风电，如式（1）所示。

式中：Esx、Esj和Ejh分别为风电企业的受限电量、实际可发电量和计划发电量。

风电企业为尽可能实现风电满发，同时避免因超过发电计划曲线被考核，可在电力辅助市场参与双边交易时购买额外发电空间，电力调度机构会将风电企业购买的合同电量叠加在风电企业正常发电计划曲线上。电力调度机构需按照叠加后的发电计划曲线进行调度，以此保证风电企业交易电力的发电空间。风电企业据此缩小实际发电量与计划发电量间的差值，然而，若风电企业实际发电量高于叠加后发电计划曲线，且超出的部分高于风电企业考核阈值，则风电企业仍会被考核。风电企业考核阈值可表示为：

式中：Efz为风电企业考核阈值；λ为发电偏差允许范围，风电机组取5%。

考虑到风电企业在辅助服务市场中参与双边交易购买的额外发电空间，风电企业增发风电超过考核阈值的部分为考核电量，如式（3）所示。

式中：Ekh为风电企业的考核电量；Efh为可中断负荷用户消纳风电电量。

风电企业按照偏离发电计划曲线的考核电量，以每10 MW 扣2 分进行考核，每分对应的考核贾用为1 000 元。因此，风电企业考核贾用Ckh为：

1.2 传统双边交易机制及结算规则

1）双边交易机制

东北电力调峰辅助服务是指并网发电机组、可中断负荷或电储能装置按照电网调峰需求，通过平滑稳定地调整机组出力、改变机组运行状态或调节负荷所提供的服务。东北电力调峰辅助服务分为基本义务调峰辅助服务和有偿调峰辅助服务。有偿调峰辅助服务在东北电力调峰服务市场中交易，包含实时深度调峰、可中断负荷调峰、电储能调峰等交易品种。可中断负荷交易周期为月度及以上，交易模式分为双边交易和集中交易。本文主要研究可中断负荷参与电力调峰的双边交易。

根据文献［18］，参与双边交易的负荷用户需要将实时用电信息上传至所在省级电力调度机构，接受所在省级电力调度机构的集中统一指挥。调度机构对参与双边交易负荷用户的通信、计量和控制能力都提出了相关要求。可中断负荷用户与风电企业协商开展双边交易，交易双方需向交易平台提交包含交易时段、15 min 用电电力曲线、交易价格等内容的交易意向，由电力调度机构进行安全校核后确认。交易过程中的责任主体为交易双方，即负荷用户和风电企业共同承担主体责任，具体负责方由双边交易偏差考核结果决定。市场初期，原则上双边交易价格的上、下限分别为0.2、0.1 元/（kW·h）。

双边交易的签约电量取决于风电企业历史发电情况和负荷消纳风电能力。风电企业因自身原因或风资源不足等未发出的交易电力视为已完成，后期不予追补。若交易时段该风电未发生调峰因素引起风电受限，视为交易已完成。

2）结算规则

省级电力公司交易部门按照“日清月结”模式结算交易双方完成情况，即每日清算负荷用户当天消纳的富余风电电量，并在每月特定时间结算。在目前的交易机制中，当可中断负荷实际消纳风电量高于合同电量时，成交电量为合同电量，仅对合同电量部分进行补偿；当负荷实际消纳风电量低于合同电量时，成交电量为负荷实际消纳电量，如式（5）所示。

式中：Ecj为双边交易结算时的成交电量；Eht为双边交易签订的合同电量。

考虑双边交易的签约价格，风电企业支付给可中断负荷用户的补偿贾用Cbc1如式（6）所示。

式中：pbc1为风电企业支付给可中断负荷用户的双边交易价格。

3）传统双边交易机制缺陷分析

传统双边交易机制下，风电企业和可中断负荷用户凭借企业历史运营经验直接签订交易价格，容易使得交易价格偏高至p′bc1或偏低至p″bc1，导致风电企业补偿过度或补偿不足，影响双边交易公平性，如图1 所示。

图1 双边交易机制示意图Fig.1 Schematic diagram of bilateral transaction mechanism

此外，结算规则采取“一刀切”的方式计算补偿贾用，仅对合同以内消纳的风电结算补偿贾用，合同之外额外消纳的风电不予补偿。可中断负荷用户仅需尽可能多地签订合同电量即可获取更多补偿贾用，即便未能消纳足够的合同电量，也不会受到惩罚。同时，风电企业希望签订更多合同电量以获得足够发电空间，即便未能提供足额合同电量，风电企业也不会受到惩罚，这将导致双边交易签约电量可能存在虚高现象。结算时应充分考虑风电消纳情况及企业运行工况对交易双方进行偏差考核，从而约束交易双方按需签订交易电量。

2 双边交易动态结算方法

针对传统双边交易“量价齐定”缺乏理论指导的问题，提出先签订合同电量，后根据风电消纳情况，通过合理分配收益动态计算交易价格的方法。同时，对交易双方存在的违约情况进行偏差考核，以此约束交易双方签订合同电量的合理性。

风电企业和可中断负荷用户签订双边交易合同时，因风电出力具有随机性，合同电量与风电企业实际受限风电之间会存在不平衡电量|Eht-Esx|。针对不平衡电量|Eht-Esx|≠0，本文在原有结算规则下增设二次补偿与偏差考核机制，提出的双边交易动态结算机制如附录A 图A1 所示。

2.1 风电企业受限风电小于等于合同电量

1）Efh＜Esx

在部分时段，由于受限风电功率已超过负荷功率极限导致受限风电未能全部消纳，可中断负荷用户不做赔偿。若负荷因自身问题而停运、限运，导致灵活调节能力不足而无法全部消纳受限风电，可中断负荷应根据风电企业是否被考核支付一定违约贾用。

负荷因自身调节能力不足未能消纳的剩余电量ΔEsj，即受限风电电量与负荷实际消纳电量的差值如式（7）所示。

若剩余电量ΔEsj未达到风电企业考核阈值Efz，负荷无须承担风电考核贾用。反之，若剩余电量ΔEsj超过风电企业考核阈值Efz，负荷除承担未能消纳足额风电的违约成本以外，还需要支付由此带来的风电企业考核惩罚贾用。因此，可中断负荷用户承担的违约贾用Cfh如式（8）所示。

式中：pfh为可中断负荷用户未按合同消纳足额风电的违约惩罚系数。

2）Efh=Esx

中国北方地区冬季供暖期受“以热定电”约束，热电联产机组调峰能力下降，因此，因调峰困难引起的受限风电多发生在供暖期［19］。双边交易结算机制应针对不同季节对风电企业进行约束，当风电企业在供暖期未能提供足额合同电量时，需支付合同电量缺额造成的违约成本Cfd，如式（9）所示。反之，非供暖期受限风电较少，风电企业无须支付合同电量缺额违约成本。

式中：pfd为供暖期受限风电不足时风电企业违约惩罚系数。

2.2 风电企业受限风电大于合同电量

风电企业受限风电超过合同电量时，若负荷仅消纳合同内的风电，超出合同外的电量ΔEsx可能导致风电企业面临考核风险，如式（10）所示。

2.2.1 ΔEsx＜Efz

1）Efh＜Eht

当负荷因自身灵活性受限导致调节容量不足，未能消纳合同内受限风电时，若未消纳的受限风电低于风电企业考核阈值，即ΔEsj＜Efz，负荷仅需支付合同差额电量违约金；反之，若未消纳的受限风电超过风电企业考核阈值，即ΔEsj≥Efz，负荷除需支付合同差额电量的违约金外，还需补偿风电企业考核贾用，如式（11）所示。

2）Efh≥Eht

因风电企业实际受限风电与合同电量之差低于考核标准，当可中断负荷用户按照合同要求消纳风电时，风电企业不会被考核。此时，负荷和风电企业都无违约情况，双方无须支付违约贾用，如式（12）所示。

2.2.2 ΔEsx＞Efz

当负荷有足够的灵活运行容量，仍有能力继续消纳合同以外的受限风电时，风电企业可采取二次补偿方式，激励负荷继续使用合同之外的受限风电。

1）Efh≥Eht

对于负荷额外消纳风电情况，当风电企业仍被考核时，风电企业不进行二次补偿，仅需对合同电量结算一次补偿贾用；当风电企业未被考核时，除对合同电量进行一次补偿外，还需对负荷实际消纳合同以外的风电进行二次补偿。因此，风电企业支付给可中断负荷用户的二次补偿贾用Cbc2可表示为：

式中：pbc2为风电企业给予可中断负荷用户二次补偿价格。

2）Efh＜Eht

可中断负荷用户未按照双边交易合同消纳足额风电，需赔付合同差额电量对应的违约成本，以及该部分差额电量对应的风电企业考核贾用，如式（14）所示。

基于上述模型，在双边交易结算时，风电企业支付给可中断负荷用户的最终贾用Cjs为：

2.3 双边交易动态结算机制相关参数计算方法

1）一次补偿电价

风电企业和可中断负荷用户签订双边交易合同后，以联盟的方式参与电网调峰。在传统双边交易中，由于交易双方未能掌握对方的完全信息，应采取不完全信息下的谈判模型以求取均衡状态。然而，本文中所提双边交易动态结算方法在交易执行完成后，交易双方已获得各自执行情况。Shapley 值作为合作博弈理论中常见的收益分配方法，按照成员对联盟的贡献大小来决定每个成员的所得，可以体现分配的合理性与公平性［20］。因此，通过引入合作博弈理论建立Shapley 值利润分配模型，依据风电消纳情况评估风电企业和可中断负荷用户在联盟中的贡献，从而推演一次补偿价格。

在联盟博弈（N，v(N)）中，N={1，2，…，k}为博弈成员的集合，其中，k为联盟成员数量。对每个成员i给予一个收益xi，形成一个k维向量X=[x1，x2，…，xk]，即合作博弈的一个分配。v(N)为联盟N的特征函数，如式（16）所示。

成员i在参与联盟S时有(|S|-1)!种排序方式，而剩余k-|S|个成员有(k-|S|)!种排序方式，所有成员i参与的不同排序组合除以k个成员的排序组合就是成员i对于联盟整体所应分得利益的权重，如式（17）所示。

式中：W(S)为成员i的利益分配权重；S为包含成员i的所有联盟集合；|S|为联盟S的成员数。

成员i为自身参与联盟S创造的边际贡献为(v(S)-v(S{i}))。因此，成员i从联盟总收益中分得的收益Φi(v)为：

式中：v(S)为包含成员i的所有联盟收益；v(S{i})为不包含成员i的所有联盟收益。

根据联盟收益分配结果可得风电企业支付给可中断负荷用户的一次补偿贾用Cbc1，将该贾用除以成交电量Ecj，即为一次补偿电价pbc1。考虑到其范围为0.1 ≤pbc1≤0.2，当Shapley 值分配结果超出边界时，取边界为一次补偿电价。

2）二次补偿电价

在一次补偿的基础上，为了进一步激励可中断负荷用户在具备额外灵活性容量时继续消纳合同电量以外的风电，风电企业应对可中断负荷用户额外消纳的风电给予二次补偿。从市场角度出发，由于双边交易仅签订一次补偿的交易电量，不对二次补偿交易电量做出约束，若二次补偿价格高于一次补偿，会导致负荷用户尽可能将一次补偿对应的签约电量降到最低，只进行二次补偿。可中断负荷的灵活性容量属于增量，而不是存量，签约电量太低时无法保证风电的富余功率一定会被消纳。同时，可中断负荷灵活性消纳容量余量的不确定性会增加市场的混乱程度以及调度的困难程度。因此，二次补偿价格应低于一次补偿，促使负荷用户结合自身消纳风电能力，将交易电量签约到较高的水平，进而保证风电企业发电空间。在不失一般性的情况下，本文暂定双边交易二次补偿电价pbc2=0.05元/(kW·h)。

3）负荷违约惩罚系数

可中断负荷用户与风电企业签订合同电量时，应结合自身最大运行功率极限以及生产需求，确定风电消纳能力上限，从而确定签约电量。当可中断负荷未能消纳合同内规定的受限风电时，需对风电企业进行违约赔偿，负荷违约惩罚系数可定为pfh=0.05元/(kW·h)。

4）风电企业违约惩罚系数

在冬季供暖期，当风电企业未提供足额合同电量且可中断负荷用户无违约情况下，风电企业应根据合同电量差额支付违约金。此时，可中断负荷用户需从电网购电弥补合同电量差额，从而导致能耗成本增加。考虑到风电企业考核贾用为0.2 元/（kW·h），为避免打击风电企业参与双边交易的积极性，其违约系数pfd不宜超过0.2 元/（kW·h）。本文暂定pfd为电网在平价与低谷期售电电价之差的1/2，即pfd=0.174 0 元/（kW·h）。

3 双边交易收益建模及收益分配

在海水淡化负荷参与双边交易的过程中，假设省级电力调度机构对海水淡化负荷的通信、计量和控制能力都达到要求。海水淡化负荷能够通过调压阀调整高压泵的运行能耗，而且配备的储蓄装置对于淡水供需平衡具有缓冲作用，使得其具有一定跟随风电波动的能力。生产过程中优先使用富余风电，风电不足时从电网购电，并结合风电出力曲线和电网峰谷电价制定合理的运行策略，从而参与电网调峰并提升风电利用率。

3.1 海水淡化厂收益建模

1）海水淡化厂收入

海水淡化厂通过向用户提供淡水获得收益，海水淡化厂的每日售水收入R1可以表示为：

式中：pss为售水单价；Vfh，t为用户t时刻的淡水需求量；T为供水周期数量；ΔT为每个时段的时间步长。

2）海水淡化厂建设分摊成本

海水淡化厂成本主要包含建设成本和运行成本。海水淡化厂的建设成本与其额定容量有关，将初始投资的建设成本折算为生命周期内的日均分摊成本如下：

式中：Cn为海水淡化厂总建设成本；C1为海水淡化厂建设成本的日均分摊成本；Vn为海水淡化厂的每日额定产水量；Rhb为资本回收率；γ为海水淡化厂投资的年利率；n为海水淡化厂生命周期。

3）海水淡化厂运行成本

反渗透海水淡化的运行成本C2主要包括能耗成本以及化学添加剂、渗透膜、设备保养、人工等固定成本。

（a）能耗成本

根据海水淡化技术原理，海水侧应施加超过渗透压的外部压力以进行反渗透处理，海水渗透压Δπ与海水的盐度有关，如式（22）所示。

式中：fos为海水的渗透压系数；C0为海水初始盐浓度；R为海水淡化厂的淡水回收率，如式（23）所示。

式中：Vt为海水淡化厂t时刻的产水量；V0，t为海水淡化厂t时刻的进水量；Rmax为海水淡化厂回收率上限。

海水淡化厂的比能耗Ebnh为生产每吨淡水所消耗的电能［21］，如式（24）所示。

高压泵是反渗透海水淡化技术的主要驱动设备，电能经高压泵转化为机械能用于推动水分子通过渗透膜。高压泵效率在极大程度上影响了海水淡化厂的能效，海水淡化厂的实际能耗Efst为：

式中：ηhp为高压泵运行效率。

综上，海水淡化厂在t时刻的消耗功率为：

式中：Pfst，t为反渗透海水淡化厂消耗的功率；Vmin和Vmax分别为海水淡化厂在t时刻的最小、最大产水量。

海水淡化厂优先使用风电生产淡水，风电不足时，从电网购电以满足淡水生产的能耗需求。因此，海水淡化厂消耗的电力由风电和电网购电两部分组成，如式（27）所示。

式中：Pfd，t为t时刻利用的受限风电功率；Pdw，t为t时刻海水淡化厂从电网购电功率。

综合考虑海水淡化厂能耗与电网分时电价，海水淡化厂生产淡水的能耗成本Cnh为：

式中：psxfd为受限风电单价；pdw，t为t时刻电网售电电价。

（b）固定成本

化学添加剂主要包括各种酸类试剂、阻垢剂和絮凝剂，以及改变产品水硬度等的化学用品。海水淡化中化学添加剂的单位成本约为0.153 元/m3，则化学添加剂贾用Ctjj可表示为：

渗透膜是反渗透工厂的核心组件，海水淡化厂渗透膜的日均更换成本Cme为：

式中：pme为渗透膜单价；Nme为渗透膜更换数量。

设备保养贾用Cby主要为高压泵、电机等设备的保养贾用，通常占运行成本的3%～5%。人工贾用Crg通常占运行成本的8%～15%。综上所述，反渗透海水淡化厂的运行成本C2为：

4）海水淡化厂收益

海水淡化厂根据每日风电出力情况和自身产水需求，优化未来24 h 的产水计划，以谋求最大收益。海水淡化厂的收益f1为售水收入和双边交易补偿结算贾用与成本之差，如式（32）所示。

3.2 风电企业收益建模

风电企业通过参与双边交易购买额外发电空间，需给可中断负荷用户支付一定补偿贾用。考虑风电上网价格和发电边际成本，风电企业收益f2如式（33）所示。

式中：pbg和pbj分别为风电上网标杆电价和发电边际成本。

3.3 联盟收益建模

1）目标函数

海水淡化厂与风电企业通过双边交易结成联盟，当受限风电使用量最大时，海水淡化厂的能耗成本达到最低，同时风电企业收获了更多发电空间，此时联盟收益最大。因此，以最大化风电利用率为目标，等同于联盟收益最大化，目标函数如式（34）所示。

2）约束条件

海水淡化厂t时刻消纳的风电不超过受限风电和产能极限，可表示为：

式中：Pfdmax，t为t时刻受限风电功率。

储水库用于缓冲海水淡化厂的淡水供需平衡，结合海水淡化厂产水量和用户需水量，储水库水位高度的变化关系如式（36）所示。

式中：Ht为t时刻储水库水位高度；Acsk为储水库底面积；Hmax和Hmin分别为储水库的水位上、下限。

海水淡化厂稳定运行后，储水库的水位高度在一个周期运行始、末保持一致，如式（37）所示。

式中：H0和HT分别为储水库在一个供水周期始、末的水位高度；ΔH为储水库在一个供水周期始、末允许的水位高度偏差。

该优化模型的紧凑形式如式（38）所示，其属于非线性动态优化问题，可在MATLAB 平台调用IPOPT 工具箱求解。

3.4 双边交易一次补偿电价计算方法

海水淡化厂和风电企业通过双边交易结盟后，以联盟收益最大（即风电利用率最大）为目标，优化海水淡化负荷运行计划。风电企业按照Shapley 值收益分配结果给海水淡化厂进行补偿，进而求取一次补偿电价pbc1=Cbc1/Ecj，若一次补偿电价pbc1超出补偿范围，则取边界值为补偿电价，具体计算流程如附录A 图A2 所示。

4 案例分析

4.1 基础数据

以中国北方某风电企业和某海水淡化厂为例，研究双边交易动态结算办法的有效性。附录A 表A1 给出了海水淡化厂相关参数，图A3 给出了水负荷分布情况及分时电价等相关参数。

该风电企业1 月和2 月的受限风电电量分别为5 424.08 MW·h 和2 656.62 MW·h，海水淡化厂与风电企业签订双边交易合同电量为3 000 MW·h。分别针对受限风电超过合同电量和低于合同电量的情况进行研究，假定海水淡化负荷在双边交易期间没有发生因自身故障导致的违约情况。

4.2 海水淡化厂运行工况分析

海水淡化厂和风电企业在独立运营与结盟联合运营（参与双边交易）时的获利情况如表1 所示。独立运营时，海水淡化厂仅从电网购电生产淡水，高额的能耗成本导致其总是处于亏损状态，这也是目前限制海水淡化技术推广的主要原因。此外，风电企业受限风电无法被进一步消纳，不会产生收益。在辅助服务市场参与双边交易后，海水淡化厂和风电企业结成联盟，海水淡化厂优先使用风电生产淡水，其能耗成本大幅降低，实现扭亏为盈。同时，风电企业通过双边交易提升发电空间，获得了不菲利润。

表1 海水淡化厂和风电企业获利情况Table 1 Profitability of seawater desalination plant and wind power enterprise

图2 为海水淡化厂参与双边交易后消纳风电及盈利分布情况。海水淡化厂在1 月和2 月分别消纳风电4 353.94 MW·h 和2 362.69 MW·h，其中，海水淡化厂在1 月28 日前已完成合同电量（消纳风电3 346.74 MW·h），其余3 天为额外消纳风电。海水淡化厂消纳风电越多，其能耗成本越低，例如，1 月21 日和2 月1 日等。因此，海水淡化厂希冀在风电消纳能力范围内尽可能多地签订交易电量，以此提升其运营利润。

图2 海水淡化厂消纳风电及盈利分布Fig.2 Wind power accommodation and profit distribution of seawater desalination plant

4.3 双边交易动态结算结果

海水淡化厂和风电企业签订双边交易合约后，风电企业通过购买额外发电空间增加盈利收入，同时海水淡化厂优先使用风电降低了能耗成本，实现扭亏为盈（见表1）。然而，双边交易结算前，双方的盈利收入不能体现出各自对联盟的贡献，应充分考虑风电消纳情况以及双方违约情况，将联盟收益重新分配。

海水淡化厂在非合作博弈情形下，与风电企业独立运行，风电企业受限风电无法被进一步消纳，在Shapley 值分配模型中可认为风电企业收益为0。此外，海水淡化厂单独运营处于亏损状态，故暂不考虑该种投资方案，在Shapley 值分配模型中其收益同样为0。海水淡化厂的Shapley 值分配过程与风电企业相同，表2 以海水淡化厂为例，给出了1 月和2 月海水淡化厂Shapley 值分配结果。表中，S1为海水淡化厂子集，S2为风电企业子集。

表2 海水淡化厂的Shapley 值分配结果Table 2 Shapley-value distribution results of seawater desalination plant

显然，海水淡化厂的收益分配权重为0.5，海水淡化厂应分配得到联盟总收益的1/2，在此基础上计算一次补偿贾用。需要指出的是，根据Shapley值分配结果，联盟收益最终由交易双方平分，这是由于海水淡化负荷在结盟前单独运行时的收益处于亏损状态。若以电解铝、碳化硅等单独运行具有正向收益的可中断负荷为例，则不会出现平分合作收益的情况。

根据双边交易一次补偿电价计算流程，结合表2 联盟收益分配结果，可求得一次补偿贾用及价格。在此基础上，按照附录A 图A1 双边交易动态结算机制求取二次补偿以及交易双方违约贾用，双边交易动态结算结果如表3 所示。海水淡化厂在1 月消纳的风电超过合同电量，按照合同内消纳风电和额外消纳风电分别给予一次、二次补偿，交易双方在1 月都无违约情况，无须支付违约贾用。风电企业2 月的受限风电低于合同电量，因此，2 月不涉及二次补偿。由于2 月处于冬季供暖期，风电企业应支付合同电量差额对应的违约贾用5.97 万元。

表3 双边交易动态结算结果Table 3 Dynamic settlement results of bilateral transactions

4.4 动态结算与传统结算方法结果差异分析

传统双边交易首次签订合约时会同时签订交易价格和电量，结算时没有考虑交易中存在的违约行为，也不会对负荷额外消纳的风电进行二次补偿。假设海水淡化厂与风电企业双边交易的签约价格取双边交易价格上、下限的中位数（0.15 元/（kW·h）），传统双边交易结算结果如表4 所示。

表4 传统双边交易结算结果Table 4 Settlement results of traditional bilateral transactions

图3 为传统结算方法与本文结算方法的结算结果。在传统结算方法中，双边交易价格取中位数0.15 元/（kW·h），结算后海水淡化厂收益低于风电企业。与之相反，所提双边交易动态结算方法能够根据风电消纳情况，综合考虑交易双方在联盟中的贡献，合理推算双边交易一次补偿价格，1 月和2 月分别为0.187 6 和0.174 3 元/（kW·h）。在此基础上，分别结算二次补偿贾用和违约贾用，海水淡化厂最终获得收益高于风电企业。双边交易动态结算方法通过Shapley 值将联盟收益按照风电消纳情况进行建模、分配，有效突破了传统双边交易盲目签订交易价格的瓶颈问题。

图3 双边交易结算结果Fig.3 Settlement results of bilateral transactions

所提双边交易动态结算方法在签订合同电量时并不约定交易价格，交易双方对预期存在一定不确定性，但不会影响交易双方签约的积极性。一方面，负荷用户只需要在特定时段按照风电出力曲线调整运行计划，就可以获得额外收益；另一方面，由于交易机制中限定了交易价格，风电企业在购买灵活性容量时，尽管需要支付一定补偿贾用，但是其售电收益完全能够补足这部分贾用且产生一定盈利空间。结算规则中对补偿价格范围进行了限制，只要交易双方都按照交易合约正确履行各自职责，不出现严重违规行为，就不会导致其在结算时出现亏损的情况，此为激励风电企业和负荷用户参与双边交易的内因。风电企业的发电需求和负荷自动化水平的提升则是能够保证交易双方正常开展双边交易的外因。因此，尽管双方对未来的预期都具有一定不确定性，但是在内因和外因的共同作用下，这种不确定性是可观、可控的，对双方签约的积极性影响非常小。

相反地，恰好是由于提出的动态结算方法存在这种不确定性，才使得双边交易结算时，为按贡献分配利润留出了空间。传统双边交易方法在签约时已经签订了交易价格，交易双方能够提前预知从中获得的利益情况。在市场建设初期，这有助于交易双方正确认识并熟悉双边交易参与流程和方法，短期来看具有积极的促进作用，但是这也导致双边交易失去了应有的灵活性。提前约定双边交易价格可能存在利润分配不公平的问题，而长期利润分配不公平正是限制双边交易持续发展的本质原因。所提双边交易动态结算方法为双边交易长远发展提供了一种新的思路和方法。