劉軍，李凌陽(yáng)，吳夢(mèng)凱，陳翰，陳鴻鑫

（1.國(guó)網(wǎng)浙江省電力有限公司經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院，杭州 310007；2.浙江大學(xué) 電氣工程學(xué)院，杭州 310007；3.國(guó)網(wǎng)浙江省電力有限公司麗水供電公司，浙江 麗水 323300）

0 引言

隨著“雙碳”目標(biāo)下的新型電力系統(tǒng)建設(shè)不斷推進(jìn)，以風(fēng)光為代表的新能源發(fā)電在電力系統(tǒng)中的滲透率快速提升。同時(shí)隨著我國(guó)電力市場(chǎng)的持續(xù)發(fā)展，新能源發(fā)電從保障性全額上網(wǎng)變?yōu)榕c常規(guī)電源一樣參與市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)是大勢(shì)所趨［1］。2017年8月，國(guó)家發(fā)展改革委選擇了8個(gè)省級(jí)地區(qū)作為第一批電力現(xiàn)貨市場(chǎng)改革的試點(diǎn)地區(qū)［2］。通過(guò)對(duì)試點(diǎn)地區(qū)的新能源參與現(xiàn)貨市場(chǎng)方式現(xiàn)狀的調(diào)研發(fā)現(xiàn)，目前大部分試點(diǎn)地區(qū)為落實(shí)“可再生能源保障性收購(gòu)”的政策要求，將新能源作為現(xiàn)貨市場(chǎng)的邊界條件［3］?，F(xiàn)階段新能源參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的主要問(wèn)題在于：相比于常規(guī)發(fā)電等其他市場(chǎng)主體，新能源由于出力的不確定性及波動(dòng)性，其在實(shí)時(shí)運(yùn)行時(shí)容易出現(xiàn)偏差而導(dǎo)致較大的實(shí)時(shí)平衡成本，會(huì)影響新能源在現(xiàn)貨市場(chǎng)中的競(jìng)爭(zhēng)力，不利于新能源的市場(chǎng)化消納［4］。而抽水蓄能電站作為目前公認(rèn)的技術(shù)最為成熟、應(yīng)用最為廣泛且經(jīng)濟(jì)性較好的儲(chǔ)能電源［5］，其與新能源協(xié)同運(yùn)行乃至聯(lián)合參與電力市場(chǎng)是未來(lái)重要的發(fā)展方向。2021 年8 月，國(guó)家能源局提出了“支持風(fēng)光蓄多能互補(bǔ)基地等新業(yè)態(tài)發(fā)展”［6］；同月，國(guó)家發(fā)展改革委發(fā)布了《關(guān)于鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購(gòu)買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，鼓勵(lì)可再生能源發(fā)電企業(yè)與新增抽水蓄能電站等調(diào)節(jié)資源簽訂新增消納能力的協(xié)議或合同［7］，為抽水蓄能電站與新能源發(fā)電聯(lián)合運(yùn)行提供了政策支持。調(diào)研發(fā)現(xiàn)，相較于大型抽水蓄能電站［8］，以“削峰填谷”為主要功能的分布式抽水蓄能電站具有站點(diǎn)資源豐富、布局靈活等優(yōu)點(diǎn)，也面臨著因容量有限而在兩部制電價(jià)機(jī)制下容量效益受限、運(yùn)行成本無(wú)法回收等問(wèn)題［9-10］，其有條件也有必要與新能源、常規(guī)水電等組成聯(lián)營(yíng)體。因此，有必要研究在電力市場(chǎng)放開后，中小容量的分布式抽水蓄能電站與新能源發(fā)電聯(lián)合參與電力市場(chǎng)的運(yùn)營(yíng)機(jī)制，以市場(chǎng)化途徑實(shí)現(xiàn)分布式抽水蓄能電站和新能源發(fā)電雙方運(yùn)營(yíng)效益的提升。

現(xiàn)階段，國(guó)內(nèi)外學(xué)者對(duì)于抽水蓄能電站與新能源發(fā)電聯(lián)合運(yùn)行乃至聯(lián)合參與市場(chǎng)的機(jī)制開展了廣泛研究。文獻(xiàn)［11］提出了一種在峰谷電價(jià)機(jī)制下，以風(fēng)電與抽水蓄能聯(lián)合運(yùn)行效益最大化為目標(biāo)的優(yōu)化方法，驗(yàn)證了二者聯(lián)合運(yùn)行可有效降低風(fēng)電出力波動(dòng)對(duì)電網(wǎng)運(yùn)行的影響并降低出力偏離懲罰。文獻(xiàn)［12］研究了不同場(chǎng)景下抽水蓄能電站和風(fēng)電機(jī)組聯(lián)合參與日前電量市場(chǎng)的可行性。文獻(xiàn)［13-14］分析了市場(chǎng)機(jī)制下抽水蓄能電站與各類新能源聯(lián)合運(yùn)行參與市場(chǎng)的可行性，證明抽水蓄能電站的調(diào)節(jié)能力可有效平抑新能源的出力波動(dòng)并提高聯(lián)營(yíng)體收益。文獻(xiàn)［15］在聯(lián)營(yíng)體運(yùn)行優(yōu)化的基礎(chǔ)上，進(jìn)一步研究了聯(lián)營(yíng)體內(nèi)部收益分配機(jī)制。然而，上述文獻(xiàn)多為聯(lián)營(yíng)體在單結(jié)算機(jī)制下的日前市場(chǎng)投標(biāo)優(yōu)化，而較少關(guān)注現(xiàn)貨市場(chǎng)雙結(jié)算機(jī)制下的日前-實(shí)時(shí)兩階段優(yōu)化，也并未關(guān)注抽水蓄能電站的容量規(guī)模對(duì)于聯(lián)營(yíng)體收益的影響。

綜上，本文提出一種現(xiàn)貨市場(chǎng)雙結(jié)算模式下，中小容量的分布式抽水蓄能電站與新能源發(fā)電組建聯(lián)營(yíng)體參與日前-實(shí)時(shí)市場(chǎng)的兩階段優(yōu)化模型。模型中采用了CVaR（條件風(fēng)險(xiǎn)價(jià)值）來(lái)量化新能源出力和市場(chǎng)電價(jià)的不確定性對(duì)于聯(lián)營(yíng)體收益的影響。最后，通過(guò)算例驗(yàn)證所提出方法的有效性及合理性。

1 抽水蓄能與新能源發(fā)電聯(lián)合參與現(xiàn)貨市場(chǎng)

1.1 國(guó)內(nèi)電力現(xiàn)貨市場(chǎng)雙結(jié)算機(jī)制

目前，國(guó)內(nèi)各試點(diǎn)地區(qū)的電力現(xiàn)貨市場(chǎng)通常由一個(gè)日前市場(chǎng)和多個(gè)實(shí)時(shí)市場(chǎng)構(gòu)成，部分地區(qū)會(huì)引入日內(nèi)市場(chǎng)［16］。以廣東電力現(xiàn)貨市場(chǎng)規(guī)則為例：日前市場(chǎng)階段，發(fā)電機(jī)組在運(yùn)行日前一日（D-1 日）13：00 前進(jìn)行日前電能量市場(chǎng)交易申報(bào)，D-1日17：30前，出清得到日前電能量市場(chǎng)交易結(jié)果，形成每15 min 的節(jié)點(diǎn)電價(jià)；實(shí)時(shí)市場(chǎng)階段，運(yùn)行日（D日）內(nèi)以15 min為周期，實(shí)時(shí)市場(chǎng)進(jìn)行滾動(dòng)出清，形成實(shí)時(shí)節(jié)點(diǎn)電價(jià)等信息［17］。

雙結(jié)算機(jī)制下，在日前市場(chǎng)出清后，市場(chǎng)運(yùn)營(yíng)機(jī)構(gòu)向各個(gè)發(fā)電主體發(fā)布各時(shí)段中標(biāo)電量及日前的節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)，日前市場(chǎng)階段的中標(biāo)電量按日前節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)進(jìn)行結(jié)算，實(shí)時(shí)市場(chǎng)階段的物理交割與日前中標(biāo)的偏差平衡電量按實(shí)時(shí)節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)進(jìn)行結(jié)算。同時(shí)，偏差考核是保障電力市場(chǎng)健康發(fā)展、避免市場(chǎng)主體過(guò)度投機(jī)的重要手段［18］，有利于我國(guó)由中長(zhǎng)期電量市場(chǎng)向現(xiàn)貨市場(chǎng)平穩(wěn)過(guò)渡，將長(zhǎng)期存在于我國(guó)現(xiàn)貨市場(chǎng)當(dāng)中。本文對(duì)于超出偏差考核裕度的電量，采用一定偏差考核系數(shù)的節(jié)點(diǎn)日前邊際電價(jià)進(jìn)行懲罰結(jié)算［19］。

在此機(jī)制下，不考慮中長(zhǎng)期合約時(shí)，發(fā)電市場(chǎng)主體在雙結(jié)算機(jī)制下參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的總收益F包括日前市場(chǎng)的收益FDA與實(shí)時(shí)市場(chǎng)的收益FRT，即：

1.2 抽水蓄能與新能源發(fā)電組建聯(lián)營(yíng)體

本文提出一種國(guó)內(nèi)現(xiàn)貨市場(chǎng)雙結(jié)算機(jī)制下，新能源發(fā)電與分布式抽水蓄能電站組建聯(lián)營(yíng)體參與日前-實(shí)時(shí)市場(chǎng)的兩階段優(yōu)化策略，如圖1 所示。在聯(lián)合運(yùn)行模式下，抽水蓄能電站和新能源發(fā)電可以更靈活地安排市場(chǎng)行為：當(dāng)新能源發(fā)電量過(guò)多或當(dāng)前電價(jià)較低時(shí)，新能源可以將部分或全部的電量輸送給抽水蓄能電站進(jìn)行存儲(chǔ)；當(dāng)負(fù)荷需求較高或電價(jià)較高時(shí)，抽水蓄能電站工作在發(fā)電狀態(tài)以獲得較高收益。聯(lián)合運(yùn)營(yíng)模式使抽水蓄能電站可以充分發(fā)揮調(diào)節(jié)能力，平抑新能源出力的不確定性與波動(dòng)性［20］，新能源可以通過(guò)該途徑規(guī)避偏差考核，減少平衡成本，降低棄電量。

圖1 聯(lián)營(yíng)體參與日前-實(shí)時(shí)市場(chǎng)兩階段優(yōu)化策略Fig.1 Two-stage optimization strategy for joint-venture participating in day-ahead-real-time markets

在日前市場(chǎng)階段中，聯(lián)營(yíng)體基于市場(chǎng)電價(jià)預(yù)測(cè)及新能源出力預(yù)測(cè)的多個(gè)不確定性場(chǎng)景構(gòu)建隨機(jī)優(yōu)化模型，模型的優(yōu)化目標(biāo)為聯(lián)營(yíng)體在日前市場(chǎng)的期望收益與CVaR 之和的最大化，優(yōu)化結(jié)果為聯(lián)營(yíng)體在日前市場(chǎng)的電量申報(bào)曲線。

在實(shí)時(shí)市場(chǎng)階段，日前市場(chǎng)的中標(biāo)曲線與日前節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)為已知量。對(duì)于第t個(gè)時(shí)段的實(shí)時(shí)市場(chǎng)，為避免短時(shí)域內(nèi)的最優(yōu)而影響后續(xù)的出力安排，模型的優(yōu)化目標(biāo)為聯(lián)營(yíng)體在第t—T時(shí)段的實(shí)時(shí)市場(chǎng)總收益最大化。

在構(gòu)建聯(lián)營(yíng)體參與日前-實(shí)時(shí)市場(chǎng)兩階段優(yōu)化模型之前，為簡(jiǎn)化問(wèn)題分析且不失一般性，做如下假設(shè)及規(guī)定：

1）新能源發(fā)電與分布式抽水蓄能電站連接在同一電力節(jié)點(diǎn)上，具有共同的節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)。

2）為了保證中標(biāo)、防止棄風(fēng)，聯(lián)營(yíng)體在日前市場(chǎng)階段申報(bào)運(yùn)行日的功率-價(jià)格曲線時(shí)設(shè)置零價(jià)，且認(rèn)為申報(bào)電量全部中標(biāo)。

3）對(duì)于優(yōu)化過(guò)程中考慮的新能源出力及電價(jià)的不確定性，在日前市場(chǎng)階段表征為多個(gè)新能源出力預(yù)測(cè)場(chǎng)景和節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)預(yù)測(cè)場(chǎng)景，預(yù)測(cè)誤差各自符合一定的正態(tài)分布［21］。運(yùn)行日實(shí)際的新能源出力以及實(shí)時(shí)節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)為日前預(yù)測(cè)值的均值再各自加上一定的波動(dòng)性誤差。

4）對(duì)于第t個(gè)時(shí)段的實(shí)時(shí)市場(chǎng)，需基于預(yù)測(cè)情況進(jìn)行滾動(dòng)優(yōu)化，預(yù)測(cè)結(jié)果距離預(yù)測(cè)點(diǎn)越近越準(zhǔn)確。新能源出力的預(yù)測(cè)時(shí)域與節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)的預(yù)測(cè)時(shí)域略有不同：對(duì)于新能源出力，由于已經(jīng)接近實(shí)時(shí)運(yùn)行，可認(rèn)為第t個(gè)時(shí)段的新能源出力情況已知；對(duì)于節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)，則需要等到第t個(gè)實(shí)時(shí)市場(chǎng)出清后才進(jìn)行披露，即第t個(gè)時(shí)段的節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)仍為預(yù)測(cè)值。

5）為便于計(jì)算，在實(shí)時(shí)市場(chǎng)階段令每個(gè)時(shí)段的時(shí)間間隔為1 h，即運(yùn)行日中的實(shí)時(shí)市場(chǎng)總時(shí)段數(shù)T為24。

2 聯(lián)營(yíng)體參與日前市場(chǎng)的隨機(jī)優(yōu)化模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

在日前市場(chǎng)階段，聯(lián)營(yíng)體優(yōu)化其申報(bào)策略以實(shí)現(xiàn)日前市場(chǎng)的期望收益與CVaR 之和的最大化。聯(lián)營(yíng)體策略優(yōu)化過(guò)程中考慮新能源出力的不確定性以及電力市場(chǎng)價(jià)格不確定性，采用CVaR 對(duì)不確定風(fēng)險(xiǎn)進(jìn)行度量，并將其考慮進(jìn)優(yōu)化決策中，即：

式中：第1項(xiàng)為聯(lián)營(yíng)體在日前市場(chǎng)的期望收入；第2項(xiàng)為聯(lián)營(yíng)體在不確定性場(chǎng)景下的收益風(fēng)險(xiǎn)；pw為描述不確定性場(chǎng)景w的概率；N為不確定性場(chǎng)景的總數(shù)量；為聯(lián)營(yíng)體在場(chǎng)景w下t時(shí)段內(nèi)的日前市場(chǎng)收益；ζCVaR為CVaR的值；β為風(fēng)險(xiǎn)偏好系數(shù)（非負(fù)數(shù)），β＞0時(shí)表示聯(lián)營(yíng)體厭惡風(fēng)險(xiǎn)而追求收益的穩(wěn)定性，β=0時(shí)聯(lián)營(yíng)體僅以日前市場(chǎng)預(yù)期收益最大為目標(biāo)。

2.1.1 聯(lián)營(yíng)體期望收益

聯(lián)營(yíng)體在日前市場(chǎng)中場(chǎng)景w下t時(shí)段的收益為售電收益與運(yùn)行成本的差值，即：

聯(lián)營(yíng)體的運(yùn)行成本主要考慮抽水蓄能電站的抽水成本、發(fā)電成本、啟停成本和偏差考核成本，即：

式中：cH和cP分別為抽水蓄能電站的單位發(fā)電成本和單位抽水成本；分別為日前優(yōu)化階段，抽水蓄能電站在場(chǎng)景w下t時(shí)段內(nèi)的發(fā)電量和抽水耗電量；cy為抽水蓄能電站的啟動(dòng)成本；yt為0-1 變量，表征抽水蓄能電站在t時(shí)段內(nèi)有無(wú)啟動(dòng)；為場(chǎng)景w下t時(shí)段內(nèi)的偏差考核電量。

期望偏差考核成本由偏差考核電量和節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)共同決定。需要特別說(shuō)明的是，在日前市場(chǎng)優(yōu)化階段考慮期望偏差考核成本是為了盡量避免后續(xù)實(shí)時(shí)市場(chǎng)階段的偏差考核，在最終結(jié)算中偏差考核是按照實(shí)時(shí)市場(chǎng)的交割情況確定的。按照前文所述，偏差考核電量QD為：

式中：δ為偏差考核裕度；QDA和QDA′分別為發(fā)電商在日前市場(chǎng)中標(biāo)的發(fā)電量和實(shí)際物理交割時(shí)的發(fā)電量。

在本文構(gòu)建的隨機(jī)優(yōu)化模型中，場(chǎng)景w下t時(shí)段內(nèi)聯(lián)營(yíng)體期望實(shí)際交付電量為：

2.1.2 CVaR

在離散的收益分布情景中，CVaR對(duì)應(yīng)于在置信水平α下，小概率（1-α）場(chǎng)景集合的期望收益，即：

式中：ζVaR為VaR（風(fēng)險(xiǎn)價(jià)值）的值，在本文中表示在給定的置信度α下，聯(lián)營(yíng)體在不確定性場(chǎng)景中取得的收益；ηw為場(chǎng)景w下聯(lián)營(yíng)體的收益Fw與VaR的差值。在給定的置信度α下，VaR和CVaR的值越大表示風(fēng)險(xiǎn)越小。在連續(xù)的收益分布下，CVaR與VaR的關(guān)系如圖2所示。

圖2 置信度α下CVaR與VaR的關(guān)系Fig.2 Relationship between CVaR and VaR at confidence level α

相較于VaR 無(wú)法捕捉利潤(rùn)尾部情況、無(wú)法考慮到越過(guò)分位點(diǎn)下方的風(fēng)險(xiǎn)的缺陷，CVaR具有一致性、次可加性、正齊次性等特性［22］，且保留了優(yōu)化模型的凸性，便于模型求解。

2.2 約束條件

優(yōu)化模型中考慮的運(yùn)行約束包括聯(lián)營(yíng)體運(yùn)行決策約束、抽水蓄能電站運(yùn)行約束和新能源運(yùn)行約束。

2.2.1 聯(lián)營(yíng)體運(yùn)行決策約束

新能源發(fā)電與抽水蓄能電站聯(lián)合運(yùn)行，其運(yùn)行決策包括：新能源發(fā)電可以將部分或全部發(fā)電量輸送給抽水蓄能電站，如式（9）所示；抽水蓄能電站的抽水電量既可來(lái)源于聯(lián)營(yíng)體中的新能源發(fā)電，也可來(lái)源于市場(chǎng)購(gòu)電，如式（10）所示；抽水蓄能電站的發(fā)電電量一部分按計(jì)劃投入市場(chǎng)進(jìn)行交易，另一部分用于平抑新能源出力波動(dòng)，如式（11）所示。

2.2.2 新能源運(yùn)行約束

新能源發(fā)電制定日前市場(chǎng)階段的售電曲線申報(bào)計(jì)劃時(shí)需基于出力預(yù)測(cè)結(jié)果，即各時(shí)段的計(jì)劃售電量不應(yīng)超過(guò)相應(yīng)時(shí)段在各個(gè)日前預(yù)測(cè)場(chǎng)景中的新能源預(yù)測(cè)最大出力：

2.2.3 抽水蓄能電站運(yùn)行約束

1）出力約束為：

2）連續(xù)抽水、發(fā)電時(shí)間約束為：

式中：TH和TP分別為抽水蓄能電站的連續(xù)發(fā)電時(shí)間和連續(xù)抽水時(shí)間；分別為抽水蓄能電站的最大允許連續(xù)發(fā)電時(shí)間和最大允許連續(xù)抽水時(shí)間。

3）水庫(kù)容量約束。抽水蓄能電站在運(yùn)行過(guò)程中需保證水庫(kù)容量在允許范圍內(nèi)，如式（17）所示；水庫(kù)容量在一天的起始、終末時(shí)刻應(yīng)保持一致，如式（18）所示；抽水蓄能電站水庫(kù)容量與抽水、發(fā)電運(yùn)行狀態(tài)的關(guān)系如式（19）所示。

式中：Sw，t為場(chǎng)景w下t時(shí)段內(nèi)折算為可發(fā)電量的水庫(kù)容量；Smax為水庫(kù)最大容量等值發(fā)電量，即允許最高水位情況下水庫(kù)的等值可發(fā)電量；Smin為水庫(kù)最小容量等值發(fā)電量；xt為表征抽水蓄能電站狀態(tài)的0-1 變量，0 表示抽水狀態(tài)，1 表示發(fā)電狀態(tài)；μ為抽水蓄能電站的抽發(fā)效率，常見為75%，即“抽四發(fā)三”。

2.2.4 CVaR約束

除式（8）外，CVaR的相關(guān)約束還包括：

3 聯(lián)營(yíng)體參與實(shí)時(shí)市場(chǎng)的滾動(dòng)優(yōu)化模型

3.1 目標(biāo)函數(shù)

聯(lián)營(yíng)體在實(shí)時(shí)市場(chǎng)第i時(shí)段需基于其在日前市場(chǎng)的中標(biāo)結(jié)果以及滾動(dòng)更新的預(yù)測(cè)情況，調(diào)整聯(lián)營(yíng)體在i—T時(shí)段的市場(chǎng)決策，以實(shí)現(xiàn)實(shí)時(shí)階段收益的最大化，并將i時(shí)段的市場(chǎng)決策實(shí)際付諸運(yùn)行，目標(biāo)函數(shù)可表示為：

對(duì)于偏差平衡電量和偏差考核電量，有：

3.2 約束條件

聯(lián)營(yíng)體在實(shí)時(shí)市場(chǎng)階段的運(yùn)行約束條件與日前市場(chǎng)階段相似，包括聯(lián)營(yíng)體運(yùn)行決策約束、新能源出力約束、抽水蓄能電站的出力約束、連續(xù)抽水/發(fā)電時(shí)間約束和庫(kù)容約束，僅約束時(shí)段有所減少，在此不再贅述。

4 算例驗(yàn)證

本文提出的優(yōu)化模型為MILP（混合整數(shù)線性優(yōu)化）問(wèn)題，在MATLAB 2018b 中進(jìn)行建模，并采用Cplex求解器進(jìn)行求解。

4.1 算例數(shù)據(jù)

算例中包含1個(gè)風(fēng)電場(chǎng)和1個(gè)分布式抽水蓄能電站，風(fēng)電裝機(jī)容量為80 MW，分布式抽水蓄能電站參數(shù)如表1所示。

表1 分布式抽水蓄能電站運(yùn)行參數(shù)Table 1 Operating parameters of distributed pumped storage power plants

本文分析了華東某地實(shí)際風(fēng)電場(chǎng)的歷史出力數(shù)據(jù)并進(jìn)行縮放處理，參考當(dāng)?shù)氐臍v史節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)數(shù)據(jù)，得到相應(yīng)的風(fēng)電出力概率密度函數(shù)以及電價(jià)概率密度函數(shù)。在此基礎(chǔ)上，采用蒙特卡洛抽樣方法生成節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)不確定場(chǎng)景和風(fēng)電出力不確定場(chǎng)景，并采用場(chǎng)景削減方法分別得到10個(gè)日前典型預(yù)測(cè)場(chǎng)景，如圖3所示。

圖3 日前典型預(yù)測(cè)場(chǎng)景Fig.3 Typical day-ahead prediction scenarios

在實(shí)時(shí)市場(chǎng)階段，節(jié)點(diǎn)邊際電價(jià)與新能源出力的預(yù)測(cè)精度隨預(yù)測(cè)時(shí)間尺度的減小而逐步提高，利用蒙特卡洛方法生成預(yù)測(cè)場(chǎng)景，預(yù)測(cè)誤差的標(biāo)準(zhǔn)差在預(yù)測(cè)時(shí)域與優(yōu)化時(shí)域分別取5%和10%。以第5時(shí)段為例，得到預(yù)測(cè)場(chǎng)景如圖4所示。

圖4 實(shí)時(shí)典型預(yù)測(cè)場(chǎng)景Fig.4 Typical real-time prediction scenarios

對(duì)于實(shí)時(shí)市場(chǎng)階段的偏差考核系數(shù)k以及偏差考核裕度δ，本文選取k=2，δ=5%。

4.2 聯(lián)營(yíng)體兩階段優(yōu)化結(jié)果分析

4.2.1 市場(chǎng)收益比較

本節(jié)對(duì)比分析分布式抽水蓄能電站和新能源發(fā)電各自單獨(dú)參與日前市場(chǎng)與組建聯(lián)營(yíng)體參與日前市場(chǎng)的期望收益。先不考慮CVaR 對(duì)于聯(lián)營(yíng)體運(yùn)營(yíng)決策的影響，即令β=0，得到對(duì)比結(jié)果如表2所示。

表2 兩種運(yùn)營(yíng)模式在現(xiàn)貨市場(chǎng)收益對(duì)比Table 2 Comparison of spot market revenues under two operating modes

聯(lián)營(yíng)體運(yùn)營(yíng)模式下的市場(chǎng)收益高于二者單獨(dú)運(yùn)營(yíng)的收益之和，日前市場(chǎng)整體運(yùn)營(yíng)收益提高約13.16%。在聯(lián)營(yíng)體運(yùn)營(yíng)模式下，由于抽水蓄能電站的靈活調(diào)節(jié)作用，偏差考核電量和新能源棄電量明顯降低。

4.2.2 市場(chǎng)行為比較

為進(jìn)一步分析聯(lián)營(yíng)體模式下收益提升的機(jī)制，對(duì)比了抽水蓄能電站和新能源發(fā)電在兩種運(yùn)營(yíng)模式下的日前市場(chǎng)行為，結(jié)果如圖5所示。

圖5 兩種運(yùn)營(yíng)模式下抽水蓄能電站與新能源發(fā)電的日前市場(chǎng)申報(bào)曲線Fig.5 Day-ahead market declaration curves of pumped storage power plant and new energy generation under two operation modes

在聯(lián)營(yíng)體運(yùn)營(yíng)模式下，新能源發(fā)電的售電計(jì)劃可追蹤市場(chǎng)電價(jià)變化：在電價(jià)高峰時(shí)段售電量較多；電價(jià)低谷時(shí)段售電量較少，甚至完全輸送給抽水蓄能電站進(jìn)行儲(chǔ)存而不外售。相比之下，新能源發(fā)電單獨(dú)運(yùn)營(yíng)時(shí)，其計(jì)劃售電無(wú)法有效追蹤市場(chǎng)電價(jià)變化，而與出力預(yù)測(cè)的變化趨勢(shì)更為接近。結(jié)果說(shuō)明，在聯(lián)營(yíng)體運(yùn)營(yíng)模式下，新能源發(fā)電可應(yīng)對(duì)市場(chǎng)電價(jià)變化安排售電計(jì)劃以獲得更大收益。

4.3 風(fēng)險(xiǎn)偏好系數(shù)對(duì)聯(lián)營(yíng)體收益的影響

4.3.1 日前市場(chǎng)收益影響分析

風(fēng)險(xiǎn)偏好系數(shù)β反映聯(lián)營(yíng)體對(duì)于市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)的厭惡程度。為比較不同β值的設(shè)置對(duì)聯(lián)營(yíng)體市場(chǎng)選擇及收益的影響，選取置信度α為0.95，計(jì)算不同β取值下聯(lián)營(yíng)體的日前市場(chǎng)期望收益及CVaR 有效前沿，結(jié)果如圖6所示。

圖6 不同β值下的CVaR與日前市場(chǎng)期望收益Fig.6 CVaR and day-ahead market expected return with different β values

可以看出：隨著風(fēng)險(xiǎn)偏好系數(shù)的增加，聯(lián)營(yíng)體在日前市場(chǎng)的預(yù)期總收益逐漸減少，而CVaR逐漸增加。當(dāng)風(fēng)險(xiǎn)偏好系數(shù)較小時(shí)，聯(lián)營(yíng)體日前市場(chǎng)預(yù)期總收益隨CVaR 的增加而緩慢減少；當(dāng)風(fēng)險(xiǎn)偏好系數(shù)較大時(shí)，聯(lián)營(yíng)體日前市場(chǎng)預(yù)期總收益隨CVaR的增加而快速減少。

4.3.2 實(shí)時(shí)市場(chǎng)收益影響分析

不同風(fēng)險(xiǎn)偏好系數(shù)下的實(shí)時(shí)市場(chǎng)期望收益及實(shí)時(shí)市場(chǎng)CVaR有效前沿如圖7所示。

圖7 不同β值下的CVaR與實(shí)時(shí)市場(chǎng)期望收益Fig.7 CVaR and real-time market expected return with different β values

可以看出：隨著風(fēng)險(xiǎn)偏好系數(shù)的增加，聯(lián)營(yíng)體在實(shí)時(shí)市場(chǎng)的預(yù)期總收益逐漸增加，與日前市場(chǎng)的收益變化趨勢(shì)相反。當(dāng)風(fēng)險(xiǎn)偏好系數(shù)較小時(shí)，聯(lián)營(yíng)體實(shí)時(shí)市場(chǎng)總收益隨CVaR 的增加而緩慢增加；當(dāng)風(fēng)險(xiǎn)偏好系數(shù)較大時(shí)，聯(lián)營(yíng)體日前市場(chǎng)預(yù)期總收益隨CVaR的增加而快速增加。

4.4 分布式抽水蓄能電站容量對(duì)聯(lián)營(yíng)體收益的影響

分布式抽水蓄能電站與新能源發(fā)電的容量配比是組建聯(lián)營(yíng)體時(shí)需要考慮的問(wèn)題。為分析分布式抽水蓄能電站的庫(kù)容對(duì)聯(lián)營(yíng)體運(yùn)營(yíng)效益和新能源棄電量的影響，本文設(shè)置了抽水蓄能電站的多個(gè)最大庫(kù)容情況，且初始庫(kù)容隨之等比例縮放；設(shè)置風(fēng)電裝機(jī)容量80 MW，出力預(yù)測(cè)誤差仍為10%，出力特性參考4.1節(jié)，不考慮風(fēng)險(xiǎn)偏好系數(shù)的影響，結(jié)果如圖8所示。

圖8 抽水蓄能電站庫(kù)容對(duì)聯(lián)營(yíng)體運(yùn)營(yíng)收益的影響Fig.8 Impact of storage capacity of pumped storage plant on the operating income of the joint venture

可以看出：隨著分布式抽水蓄能電站最大庫(kù)容的降低，聯(lián)營(yíng)體在現(xiàn)貨市場(chǎng)的收益逐漸降低，而新能源棄電量與偏差考核電量逐漸增長(zhǎng)。具體而言，當(dāng)分布式抽水蓄能電站的最大庫(kù)容等值發(fā)電量與新能源（風(fēng)電）裝機(jī)容量之比大于1.875時(shí)，新能源棄電量隨著庫(kù)容的減小而增長(zhǎng)緩慢，此時(shí)分布式抽水蓄能電站的調(diào)節(jié)能力仍能較好地平抑新能源發(fā)電的波動(dòng)性與不確定性；當(dāng)最大庫(kù)等值發(fā)電量與新能源（風(fēng)電）裝機(jī)容量之比小于1.875時(shí)，新能源棄電量隨著最大庫(kù)容的減少而快速增長(zhǎng)，此時(shí)分布式抽水蓄能電站的調(diào)節(jié)能力已經(jīng)達(dá)到其上限。

5 結(jié)論

本文提出了一種在現(xiàn)貨市場(chǎng)雙結(jié)算機(jī)制下，分布式抽水蓄能電站與新能源發(fā)電組成聯(lián)營(yíng)體參與日前-實(shí)時(shí)市場(chǎng)兩階段優(yōu)化模型。模型考慮了市場(chǎng)電價(jià)不確定性和新能源出力不確定性下聯(lián)營(yíng)體的期望收益及風(fēng)險(xiǎn)偏好，并引入了CVaR 以量化上述不確定性對(duì)聯(lián)營(yíng)體收益的影響。通過(guò)算例分析，得出如下結(jié)論：

1）聯(lián)營(yíng)體模式下聯(lián)營(yíng)體的總收益高于抽水蓄能電站和新能源發(fā)電各自單獨(dú)參與市場(chǎng)的收益之和，且偏差考核電量和新能源棄電量得到明顯降低，驗(yàn)證了本文所提方法的有效性。

2）聯(lián)營(yíng)體模式下抽水蓄能電站和新能源發(fā)電參與市場(chǎng)的靈活性均有提高，對(duì)于具有反調(diào)峰特性的風(fēng)力發(fā)電的影響尤為明顯。

3）隨著風(fēng)險(xiǎn)偏好系數(shù)的增加，聯(lián)營(yíng)體在現(xiàn)貨市場(chǎng)的預(yù)期總收益逐漸減少。實(shí)際應(yīng)用中，聯(lián)營(yíng)體可基于對(duì)市場(chǎng)風(fēng)險(xiǎn)的厭惡程度以及市場(chǎng)的不確定性，合理安排優(yōu)化模型中的風(fēng)險(xiǎn)偏好系數(shù)。

4）中小容量的分布式抽水蓄能電站與新能源發(fā)電組建聯(lián)營(yíng)體時(shí)，抽水蓄能電站的調(diào)節(jié)能力存在相應(yīng)閾值，在實(shí)際應(yīng)用中可以指導(dǎo)聯(lián)營(yíng)時(shí)的容量配比或者新建抽水蓄能電站的容量規(guī)劃。