電力市場下抽水蓄能電站運(yùn)營策略及效益分析

楊宏基， 周 明， 張茗洋， 武昭原， 杜建剛

(1.華北電力大學(xué) 新能源電力系統(tǒng)國家重點實驗室，北京102206；2.中國國際工程咨詢有限公司，北京100048)

0 引 言

“雙碳”目標(biāo)下的新型電力系統(tǒng)將推動以風(fēng)光為代表的新能源發(fā)電的快速大幅提升，新能源發(fā)電將成為主力電源[1]。然而其具有隨機(jī)性、波動性和低慣量的特點將對電力系統(tǒng)的安全穩(wěn)定運(yùn)行產(chǎn)生很大挑戰(zhàn)[2]，亟需配備大量可靠靈活的調(diào)節(jié)資源[3]。

在現(xiàn)有的靈活性調(diào)節(jié)資源中，抽水蓄能電站是目前技術(shù)最為成熟、可靠且經(jīng)濟(jì)性較好的大規(guī)模儲能電源[4]，具有靈活的調(diào)峰、調(diào)頻和調(diào)相作用，可以承擔(dān)緊急事故備用，提升電網(wǎng)安全、穩(wěn)定運(yùn)行水平[5]。除此之外，抽水蓄能電站能為電力系統(tǒng)提供轉(zhuǎn)動慣量，是其他儲能類調(diào)節(jié)電源所不具備的，這對維持高比例新能源電力系統(tǒng)頻率穩(wěn)定尤為重要。

現(xiàn)階段我國抽水蓄能電站運(yùn)行管理模式均由電網(wǎng)公司統(tǒng)一調(diào)度，分為電網(wǎng)統(tǒng)一運(yùn)行和電網(wǎng)租賃運(yùn)行2種模式。然而目前抽水蓄能的發(fā)展面臨嚴(yán)重困境：首先，調(diào)度抽水蓄能電站的主體是電網(wǎng)公司，在抽蓄運(yùn)行過程中有較大的電量損耗，該損耗是由電網(wǎng)公司承擔(dān)，但抽水蓄能電站在電力系統(tǒng)中發(fā)揮作用的受益主體是多方面的，因此，電網(wǎng)企業(yè)從自身經(jīng)濟(jì)角度考慮會盡量少調(diào)用抽水蓄能電站，導(dǎo)致其利用率不高。其次，國家發(fā)改委明確在電力市場完善之前，抽水蓄能電站實施兩部制電價[6]，但按照現(xiàn)行的兩部制電價，抽蓄電站難以維持正常運(yùn)營。再有，抽水蓄能電站為電網(wǎng)安全穩(wěn)定運(yùn)行提供的輔助服務(wù)也不能得到合理回報。

隨著我國電力市場改革的不斷推進(jìn)，各省逐步建立起以現(xiàn)貨交易優(yōu)化配置電能資源，配套完善輔助服務(wù)的電力市場體系。從國外的實踐來看，在市場環(huán)境下，合理的定價機(jī)制有助于抽水蓄能電站回收成本，體現(xiàn)其優(yōu)質(zhì)靈活性調(diào)節(jié)服務(wù)價值，促進(jìn)電力系統(tǒng)靈活高效運(yùn)行[7]。

近年來，國內(nèi)外關(guān)于電力市場環(huán)境下抽水蓄能電站的研究主要集中在運(yùn)行優(yōu)化問題上。文獻(xiàn)[8-11]研究抽水蓄能電站與各類新能源聯(lián)合參與市場，結(jié)果表明抽蓄電站的靈活調(diào)節(jié)能力能夠有效減少新能源運(yùn)行時的出力偏差，提高整體參與市場的收益。除了與其他新能源協(xié)調(diào)運(yùn)行之外，抽水蓄能電站還可以作為獨(dú)立主體單獨(dú)運(yùn)行，文獻(xiàn)[12-15]研究國外電力市場環(huán)境下不同類型抽水蓄能電站以獨(dú)立主體參與不同市場投標(biāo)競價時的運(yùn)行策略。由于現(xiàn)貨市場價格的不確定性，不同的風(fēng)險偏好將對抽蓄電站的運(yùn)行方式產(chǎn)生顯著影響，文獻(xiàn)[16-18]將風(fēng)險決策考慮在內(nèi)，通過不同方法對電價不確定性的風(fēng)險進(jìn)行度量，得到抽水蓄能電站的最優(yōu)競價策略。其中，條件風(fēng)險價值(conditional value at risk，CVaR)被認(rèn)為比其他風(fēng)險度量方法更加有效[4]。以上文獻(xiàn)主要聚焦于抽蓄電站的優(yōu)化運(yùn)行策略或與其他間歇性電源的協(xié)同優(yōu)化，尚未落實到針對抽水蓄能參與輔助服務(wù)的定價機(jī)制及其成本回收問題。

電力市場環(huán)境下，輔助服務(wù)市場將對抽水蓄能電站能否回收成本起到?jīng)Q定性作用。文獻(xiàn)[19]提出抽水蓄能電站基于傳統(tǒng)的峰谷價差的套利運(yùn)行策略無法保證投資回收，有必要發(fā)展基于市場的“多元服務(wù)驅(qū)動”策略[20]，實現(xiàn)抽水蓄能電站在電量市場和輔助服務(wù)市場中收益多元化，強(qiáng)調(diào)抽水蓄能電站在輔助服務(wù)市場的運(yùn)營策略是決定其收益的關(guān)鍵。目前只有少量文獻(xiàn)對我國電力市場改革背景下抽蓄電站參與輔助服務(wù)市場給出了定性分析與發(fā)展建議[21-23]，尚未對輔助服務(wù)市場的具體電價模式，或?qū)⑤o助服務(wù)定價與抽水蓄能電站運(yùn)營關(guān)聯(lián)起來開展探討。

因此，本文針對我國電力市場改革過渡期下抽水蓄能電站的運(yùn)營模式展開研究。首先分析了市場環(huán)境下抽水蓄能電站的電價組成機(jī)制，建立抽水蓄能電站參與電量市場和輔助服務(wù)市場的風(fēng)險收益模型，側(cè)重抽水蓄能參與輔助服務(wù)的定價機(jī)制及對其成本回收的影響，分析不同輔助服務(wù)定價機(jī)制下抽蓄電站的收益情況，并與我國現(xiàn)行兩部制電價下抽水蓄能電站的收益情況進(jìn)行對比，結(jié)果表明輔助服務(wù)市場合理的定價機(jī)制有助于抽水蓄能電站的成本效益回收，使抽水蓄能電站運(yùn)行功能的技術(shù)和經(jīng)濟(jì)價值得到充分體現(xiàn)。研究成果可為電力市場下靈活性資源的服務(wù)定價提供方法支撐。

1 電力市場環(huán)境下抽水蓄能的電價機(jī)制

在電力市場環(huán)境下，抽水蓄能電站的收益一方面通過提供電量獲得，即市場電價低時購買電量用于抽水儲能，市場電價高時轉(zhuǎn)化為電量售出，通過峰谷價差獲利。日前電量市場的價格是采用競價上網(wǎng)方式確定，隨季節(jié)和每日負(fù)荷變化而變化，根據(jù)市場供需平衡條件，市場環(huán)境下峰谷電價比將比目前的2～3倍拉得更開，顯然這對于抽水蓄能電站非常有利。另一方面，電力輔助服務(wù)市場逐漸完善，抽水蓄能電站的快速啟動及快速升荷能力為電力系統(tǒng)提供調(diào)頻、調(diào)相、黑啟動、備用等輔助服務(wù)的價值能夠合理體現(xiàn)[24]。在電量、輔助服務(wù)不同交易對象，日前、實時不同時間維度下，均能得到合理回報。

鑒于抽水蓄能電站自身的獨(dú)特屬性，在電力市場環(huán)境下，可借鑒英國電力市場的做法，采用“固定收入+市場競價”的方式解決抽水蓄能成本回收問題。大部分的費(fèi)用通過與電力交易或調(diào)度機(jī)構(gòu)簽訂長期固定合同得到保障，對提供緊急事故備用、黑啟動、無功等不宜市場化的輔助服務(wù)進(jìn)行補(bǔ)償。余下部分的費(fèi)用，通過參與日前電量市場和輔助服務(wù)市場的競爭獲得。

為了顯示抽水蓄能的重要作用，可以將競價分為兩部分，一部分參與日前電量市場競價，電量電價利用邊際成本定價法求得；另一部分參與輔助服務(wù)市場的競價，其中輔助服務(wù)市場容量電價利用會計成本定價法，由于水庫容量和循環(huán)方式的限制，其年最大發(fā)電量變動不大，將負(fù)荷預(yù)測求得的電量市場上網(wǎng)電量扣除，便得到備用容量，將抽水蓄能電站的固定投資成本分?jǐn)偟絺溆萌萘可媳憧梢缘玫絺溆萌萘砍杀具M(jìn)行報價。如果參與備用服務(wù)的容量被實際調(diào)用，則被調(diào)用電量按照實時市場的電價付費(fèi)，利用實時市場邊際成本定價法求得。

2 抽水蓄能電站參與能量和輔助服務(wù)的收益模型

電力市場環(huán)境下抽水蓄能電站自身固有的特點使其在輔助服務(wù)市場中占有優(yōu)勢。抽水蓄能電站機(jī)組能夠快速啟停的特性使其能大范圍提供旋轉(zhuǎn)備用，為抽水蓄能電站提供較大的動態(tài)收益。為此，本文考慮抽水蓄能機(jī)組以自調(diào)度的方式同時參與日前電量市場和旋轉(zhuǎn)備用市場。

電力市場環(huán)境下，無法準(zhǔn)確預(yù)知未來各時段的電價，需要根據(jù)以往各個交易時段的負(fù)荷、發(fā)電富余容量、電價信息等歷史數(shù)據(jù)對電價進(jìn)行預(yù)測。假設(shè)發(fā)電上網(wǎng)電價可以用一個概率密度函數(shù)來描述[25]，那么抽水蓄能電站在市場環(huán)境下的最優(yōu)運(yùn)行方式問題便轉(zhuǎn)化為隨機(jī)優(yōu)化問題。假定發(fā)電上網(wǎng)電價可以用正態(tài)分布函數(shù)來描述：

(1)

由于抽水蓄能電站在抽水時段是以大用戶的身份向電網(wǎng)購電，考慮到電網(wǎng)的使用費(fèi)，同時段的抽水蓄能電站抽水用電電價要高于上網(wǎng)電價，這樣對電力市場環(huán)境下抽水蓄能電站的收益計算更加準(zhǔn)確，因此本文取抽水電價為p′i=kpi，k>1。

2.1 目標(biāo)函數(shù)

當(dāng)抽水蓄能電站同時參與日前電量市場和旋轉(zhuǎn)備用市場時，總收益為在這兩個市場內(nèi)的收益總和。其中在日前電量市場通過低電價時段抽水，在高電價時段發(fā)電獲利。在旋轉(zhuǎn)備用市場中實行兩部制電價，日前電量市場中未被調(diào)度的發(fā)電容量在旋轉(zhuǎn)備用市場中可獲得容量費(fèi)用，其中被調(diào)用的容量還可以獲得電量費(fèi)用。考慮到日前市場中電價的不確定性會對抽水蓄能電站的日前競標(biāo)策略產(chǎn)生影響，用CVaR來度量市場電價不確定性導(dǎo)致的風(fēng)險，并將其引入優(yōu)化決策目標(biāo)中[26]。

目標(biāo)函數(shù)包含兩部分：

(2)

式中：第一部分為抽水蓄能電站在日前電量市場和旋轉(zhuǎn)備用市場中的凈收益，f為第i個時段的凈收益，πω為描述電價不確定性的場景ω概率；第二部分為條件風(fēng)險價值CVaR和風(fēng)險偏好系數(shù)β的乘積。風(fēng)險偏好系數(shù)β表示抽水蓄能電站所有者對風(fēng)險的偏好程度。當(dāng)β>0時，電站為風(fēng)險厭惡者，對應(yīng)收益穩(wěn)定性至上的態(tài)度，此時電站采用較為保守的策略；β=0時，電站為風(fēng)險中立者，此時電站采用較為激進(jìn)的策略，僅以預(yù)期收益最大為目標(biāo)?？紤]到在目標(biāo)函數(shù)中考慮CVaR本身即為一種風(fēng)險規(guī)避的競標(biāo)策略，因而未考慮β<0的情況。

其中每時段凈收益表達(dá)式為

f(δi,qi,q′i)=δi(piqi+qribi+q′rib′i)-

(1-δi)p′iq′i

(3)

式中:δi取0或1，分別表示抽水和發(fā)電狀態(tài)；qi為第i個時段的日前電量市場發(fā)電上網(wǎng)電量；qri為第i個時段的參與旋轉(zhuǎn)備用市場的容量；q′i為第i個時段的抽水用電量；q′ri為第i個時段所提供的旋轉(zhuǎn)備用容量中實際被調(diào)用的電量。bi為第i個時段的旋轉(zhuǎn)備用市場的容量電價；b′i為第i個時段旋轉(zhuǎn)備用容量中被調(diào)用部分的電量電價。

2.2 約束條件

(1)出力約束

qmin≤q′i≤qmax

(4)

qmin≤qi≤qmax

(5)

qmin≤qri≤qmax

(6)

qmin≤qi+qri≤qmax

(7)

式中：qmin為每個時段的最小允許發(fā)電/抽水電量，受最小發(fā)電出力限制；qmax為每個時段的最大允許發(fā)電/抽水電量，受最大發(fā)電出力限制。

(2)最大連續(xù)抽水、發(fā)電時間約束

T1≤Tp

(8)

T2≤Tg

(9)

式中：T1為連續(xù)抽水時間變量，T2為連續(xù)發(fā)電時間變量；Tp為最大允許連續(xù)抽水時間，Tg為最大允許連續(xù)發(fā)電時間。

(3)水庫容量約束

xmin≤xi≤xmax

(10)

xi=xi-1+λ(1-δi)q′i-δi(qi+qri)

(11)

式中：xi為第i個時段折算為發(fā)電量的水庫容量；xmax為水庫最大容量等值發(fā)電量，即允許最高水位情況下水庫的等值可發(fā)電量；xmin為水庫最小容量等值發(fā)電量；λ為抽水蓄能發(fā)電的總效率。

(4)旋轉(zhuǎn)備用市場約束

q′ri=kdqri

(12)

b′i=kripi

(13)

由于被調(diào)用容量并不能準(zhǔn)確地預(yù)測到，因此設(shè)定了一個參數(shù)kd，表示旋轉(zhuǎn)備用中被調(diào)用的比例。kri定義為旋轉(zhuǎn)備用市場中被調(diào)用電量的價格系數(shù)，表示第i個時段調(diào)用電量價格是日前電量市場上網(wǎng)電價的kri倍，一般調(diào)用旋轉(zhuǎn)備用的電量電價高于日前電量市場中的上網(wǎng)電價，即該值大于1。

(5)CVaR相關(guān)約束

VaR在本文中指：在一定置信度下，抽水蓄能電站在市場變化中取得的收益。則CVaR表示在一定時間和置信度α下，抽水蓄能電站持有者對利潤分布尾部1-α的期望值。這樣計算出來的VaR、CVaR值與由損失函數(shù)計算出來的意義相反，VaR、CVaR值越大則表示風(fēng)險越小。

CVaR及其相關(guān)約束[27]表示為

(14)

(15)

ηω≥0

(16)

式中：ξ表示風(fēng)險價值(VaR)；ηω為場景ω下收益與風(fēng)險價值的差值。

3 算例分析

市場環(huán)境下考慮抽水蓄能電站作為市場的參與者，主動參與市場競爭，在實時運(yùn)行時根據(jù)相應(yīng)市場電價進(jìn)行結(jié)算。本文使用MATLAB軟件中CPLEX求解器對模型進(jìn)行求解。

3.1 抽水蓄能電站只參與日前電量市場競價

表1 發(fā)電上網(wǎng)電價期望值Tab.1 Expected value of generation on grid price

根據(jù)國內(nèi)某抽水蓄能電站的實際情況構(gòu)造的算例參數(shù)如表2所示。該抽水蓄能電站單位千瓦靜態(tài)投資4 000元/kW，按資本金內(nèi)部收益率8%進(jìn)行測算，容量電價為608.9元/kW，折合每日容量收益應(yīng)達(dá)到400.37萬元。

表2 某抽水蓄能電站實際參數(shù)Tab.2 Actual parameters of a pumped storage plant

由于實時上網(wǎng)電價主要是由總需求和總供應(yīng)水平?jīng)Q定，它反映的是各時刻供應(yīng)與需求的變化關(guān)系。因此在上述給定的電價概率密度函數(shù)下選取三組典型數(shù)據(jù)作為研究場景，如圖1所示，研究不同電價水平下抽水蓄能電站的收益情況。

圖1 三種典型電價場景Fig. 1 Three typical electricity price scenarios

場景1：系統(tǒng)需求大，電力供應(yīng)緊張，電價峰谷差隨負(fù)荷峰谷差增大而拉開；

場景2：與場景1相反，系統(tǒng)需求小，電價峰谷差不大；

場景3：系統(tǒng)需求與峰谷電價差介于場景1和場景2之間。

三種場景下只參與日前電量市場的收益情況如表3所示。其中場景1下的抽水蓄能電站最大收益日運(yùn)行方式如圖2所示。

圖2 場景1下抽水蓄能電站最優(yōu)日運(yùn)行方式Fig. 2 Optimal daily operation mode of pumped storage plant under scenario 1

從表3可以得出結(jié)論，抽水蓄能電站只參與日前電量市場競價時，電力供應(yīng)越緊張，導(dǎo)致電價峰谷差越大，抽水蓄能電站可以獲得的收益越多。然而，即使電價峰谷比達(dá)到6.25，收益仍低于按資本金內(nèi)部收益率8%測算下應(yīng)回收的每日容量成本。因此，單純靠電量市場的價格套利難以滿足成本回收，抽水蓄能電站在市場環(huán)境下參與輔助服務(wù)市場顯得尤為重要。

表3 不同場景下抽水蓄能電站收益情況Tab.3 Income of pumped storage plant in different scenarios

3.2 抽水蓄能電站同時參與日前電量市場和輔助服務(wù)市場競價

據(jù)該抽水蓄能電站的實際情況。與3.1節(jié)參數(shù)相同，取kri=2，bi=0.15元/kW·h，kd=0.1。

采用蒙特卡洛抽樣法根據(jù)一天中每個時段估計的電價概率密度函數(shù)生成1 000個電價預(yù)測場景，并利用K-means聚類場景削減方法將其削減為10個典型場景[28]，如圖3所示，每個場景的概率如表4所示。CVaR的置信水平取α=0.95，β=1。

圖3 10種典型電價場景Fig. 3 10 typical electricity price scenarios

表4 十種典型場景的概率Tab.4 Probability of ten typical scenes

此時抽水蓄能電站最大收益日運(yùn)行方式如圖4所示。此時抽水蓄能電站的收益為F=999.44萬元，風(fēng)險價值ξ=862.5萬元，CVaR=790.56萬元。同時年利用小時數(shù)可達(dá)1 400 h，遠(yuǎn)高于現(xiàn)階段的年利用小時數(shù)1 000 h左右。

由圖4可以看出，隨著電價的變化，抽水蓄能電站優(yōu)化自身運(yùn)行方式，以實現(xiàn)收益最大化的目標(biāo)。該模型可為抽水蓄能電站在電力市場環(huán)境下確定其運(yùn)行方式提供參考和工具。

圖4 抽水蓄能電站參與日前電量市場和旋轉(zhuǎn)備用市場的最優(yōu)日運(yùn)行方式(β=1)Fig. 4 Optimal daily operation mode of pumped storage plant participating in both dayahead electricity market and spinning reserve market when β = 1

3.3 與現(xiàn)階段兩部制電價下的收益情況對比

現(xiàn)階段實行的兩部制電價由電量電價和容量電價組成，經(jīng)國家價格主管部門核定的容量電價主要體現(xiàn)抽水蓄能機(jī)組提供備用、調(diào)頻、調(diào)相和黑啟動等輔助服務(wù)的價值，按照彌補(bǔ)固定成本及準(zhǔn)許收益的原則核定；電量電價主要體現(xiàn)調(diào)峰填谷效益，彌補(bǔ)抽水/發(fā)電損耗等變動成本。

本節(jié)算例中，現(xiàn)階段電量電價采用峰谷分時電價制度。結(jié)合該抽水蓄能電站所在省電網(wǎng)用電特性，發(fā)電側(cè)峰谷時段劃分如下：高峰時段：9:00～16:00，平時段：17:00～24:00，低谷時段：0:00～8:00；平段電價采取該省煤電2019年基準(zhǔn)電價0.422 3元/kW·h，低谷電價采用煤電單位度電成本0.260 0元/kW·h，測算得到煤電高峰電價為0.533 5元/kW·h；根據(jù)該抽水蓄能電站所屬電網(wǎng)公司的統(tǒng)計資料顯示，該抽水蓄能電站的容量收益為每年約7.31億元，折合成容量電價僅為304.17元/kW，按資本金內(nèi)部收益率8%進(jìn)行測算，容量電價應(yīng)達(dá)到608.9元/kW。

為了將兩者的對比更具參考意義，將電力市場環(huán)境下的電價水平與兩部制電價保持一致，即實時電價的日平均電價與平時段電價保持一致；峰谷拉開比與兩部制電價峰谷比保持一致。電價基礎(chǔ)場景的期望如表A2所示，方差仍為0.1(元/kW·h)2，參數(shù)與計算方法與3.2節(jié)描述一致，對比結(jié)果如表5所示。

表5 發(fā)電上網(wǎng)電價期望值Tab.5 Expected values of generation on grid price

表6 現(xiàn)階段與電力市場環(huán)境下收益情況對比

由表5可以看到，在相同的電價水平下，電力市場下的電量市場收益甚至要低于兩部制電價下電量收益，這是因為現(xiàn)行電價機(jī)制下抽水電價按當(dāng)?shù)厝济簷C(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價的75%執(zhí)行，而且市場環(huán)境下由于考慮了電網(wǎng)使用費(fèi)導(dǎo)致抽水成本增加。但由于在3.2節(jié)給定的備用市場參數(shù)下輔助服務(wù)收益比現(xiàn)階段容量收益高出兩倍多，才使總收益高于當(dāng)前階段總收益?？梢钥吹剑谠撾妰r水平下，輔助服務(wù)市場的收益高低將直接決定電力市場下抽水蓄能電站收益水平。

3.4 市場環(huán)境下輔助服務(wù)市場的定價機(jī)制

同樣以參與旋轉(zhuǎn)備用市場為例，旋轉(zhuǎn)備用市場的收益水平主要取決于兩個因素：即備用市場容量電價和被調(diào)用電量的價格系數(shù)。因此接下來針對這兩個因素進(jìn)行分析并對旋轉(zhuǎn)備用市場的定價給出合理建議。將備用市場容量電價取值范圍是0.1～0.26元/kW·h，步長為0.01元/kW·h；旋轉(zhuǎn)備用市場中被調(diào)用電量的價格系數(shù)kri的取值范圍是1～2.6，步長為0.1。不同取值情況下抽水蓄能電站的收益情況如圖5所示。

圖5 不同容量電價和調(diào)用電量價格系數(shù)下抽水蓄能電站的收益情況Fig. 5 Profit of pumped storage plant under different capacity price and reserve power price coefficient

隨著備用市場容量電價和被調(diào)用電量的價格系數(shù)的增大，抽水蓄能電站的收益逐步升高，將不同參數(shù)下的收益三維坐標(biāo)圖用兩條實線分成三個區(qū)域，如圖中標(biāo)號所示。與該抽蓄電站目前容量電價水平，即容量電價=304.17元/kW下收益相同的點如圖中紅色實線表示；與該抽蓄電站資本金內(nèi)部收益率8%測算的容量電價水平，即容量電價=608.9元/kW下收益相同的點如圖中黃色實線表示。位于區(qū)域①表示收益低于容量電價=304.17元/kW下的總收益；位于區(qū)域②表示收益雖高于當(dāng)前容量電價下收益，但低于容量電價=608.9元/kW下的總收益；位于區(qū)域③表示收益比容量電價=608.9元/kW下的總收益還要高。因此，若旋轉(zhuǎn)備用市場電價的兩個變量取值位于區(qū)域③對應(yīng)的取值范圍內(nèi)時，則抽水蓄能電站的整體收益將比現(xiàn)行兩部制電價下的收益可觀很多。

因此，在合理定價的情況下，抽水蓄能電站可以在電力市場下完成既定的成本效益回收并進(jìn)一步提升抽水蓄能電站的效益，促進(jìn)抽水蓄能行業(yè)的發(fā)展。

3.5 風(fēng)險偏好系數(shù)對收益的影響

為比較不同風(fēng)險偏好系數(shù)的設(shè)置對抽水蓄能電站市場選擇及收益的影響，以3.2節(jié)算例為參考，計算出不同風(fēng)險偏好系數(shù)下抽水蓄能電站的預(yù)期收益及CVaR有效前沿如圖6所示。

圖6 不同風(fēng)險偏好系數(shù)下抽水蓄能電站的預(yù)期收益及CVaR有效前沿Fig. 6 Expected return and CVaR efficient frontier of pumped storage plant with different risk preference coefficients

可以看出，隨著風(fēng)險偏好系數(shù)的增加，抽水蓄能電站的預(yù)期總收益逐漸減少，CVaR逐漸增加，此時需要更高的容量價格與調(diào)用電量價格系數(shù)才能完成成本效益回收。當(dāng)風(fēng)險偏好系數(shù)較小時，抽水蓄能電站的預(yù)期總收益隨CVaR的增加減少緩慢；但當(dāng)風(fēng)險偏好系數(shù)較大時，CVaR即使增加較小的數(shù)值仍會使抽水蓄能電站的預(yù)期總收益大幅下降。

(1)當(dāng)β=10時，抽水蓄能電站極度厭惡風(fēng)險，此時將采用非常保守的投標(biāo)策略，其最大收益日運(yùn)行方式如圖7所示。

圖7 抽水蓄能電站參與日前電量市場和旋轉(zhuǎn)備用市場的最優(yōu)日運(yùn)行方式(β=10)Fig. 7 Optimal daily operation mode of pumped storage plant participating in both day ahead electricity market and spinning reserve market when β = 10

通過與β=1時的運(yùn)行方式比較可以看出，此時為降低風(fēng)險、增大尾部的利潤期望，抽水蓄能電站傾向于將低谷期抽取的電量更多的參與旋轉(zhuǎn)備用市場賺取容量收益，以此降低由日前電量市場價格的不確定性帶來的風(fēng)險；同時減少低谷期抽水電量與次數(shù)，降低抽水蓄能電站的損耗，有益于延長機(jī)組壽命。

(2)當(dāng)β=0時，抽水蓄能電站僅以預(yù)期收益最大為目標(biāo)，將采用較為激進(jìn)的策略，會對抽水蓄能電站的穩(wěn)定收益產(chǎn)生較大影響，此時可以在全部時段以固定比例分別參與日前電量市場和旋轉(zhuǎn)備用市場的投標(biāo)競價，在一定程度上緩沖風(fēng)險。

因此，引入反映投標(biāo)策略的變量：抽水蓄能電站參與日前電量市場的百分比，取值范圍是10%～90%，步長為2.5%；與此同時，在電力市場環(huán)境下旋轉(zhuǎn)備用容量中被調(diào)用電量的價格也會隨供需關(guān)系的變化而變化，但都會大于日前電量市場的上網(wǎng)電價，因此另一組變量選取旋轉(zhuǎn)備用市場中被調(diào)用電量的價格系數(shù)kri，取值范圍是1～2.6，步長為0.05。圖8的三維圖反映在不同比例下抽水蓄能電站的收益情況。

圖8 不同投標(biāo)策略和電量價格下抽水蓄能電站的收益情況Fig. 8 Income of pumped storage plant under different investment portfolio and reserve power price

可以看出，在參與日前電量市場比例固定的情況下，kri的值越高，抽水蓄能電站的利潤越大，且隨著參與輔助服務(wù)市場比例越高變化越明顯；在kri的值固定的情況下，隨著參與日前電量市場比例增大，抽水蓄能電站收益呈現(xiàn)先上升再下降的趨勢，其中以20%的比例將其總?cè)萘恳徊糠滞度腚娏渴袌鲇靡猿樗l(fā)電、賺取電價差，另外80%投入輔助服務(wù)市場作為旋轉(zhuǎn)備用賺取容量收益的組合獲得利潤最大。

4 結(jié) 論

本文對我國抽水蓄能電站在電力市場環(huán)境下的運(yùn)營模式進(jìn)行分析，著眼于抽水蓄能參與輔助服務(wù)的定價機(jī)制及其成本回收問題，建立抽水蓄能電站同時參與電量競價和輔助服務(wù)的風(fēng)險收益模型，并根據(jù)國內(nèi)某抽水蓄能電站的實際情況構(gòu)造的算例進(jìn)行驗證分析，得到以下結(jié)論：

(1)當(dāng)抽水蓄能電站只參與日前電量市場時，即使電價峰谷比高達(dá)6.25，收益仍然難以滿足抽水蓄能電站成本效益回收。因此輔助服務(wù)市場機(jī)制的完善將是抽水蓄能電站實現(xiàn)成本效益回收的關(guān)鍵。

(2)當(dāng)抽水蓄能電站同時參與日前電量市場與輔助服務(wù)市場時，比現(xiàn)行兩部制電價機(jī)制的獲利機(jī)會更多，利潤空間更大。輔助服務(wù)市場合理定價可以在幫助抽水蓄能電站完成既定成本效益回收的同時，進(jìn)一步提升抽水蓄能電站的效益，使其靈活調(diào)節(jié)價值得到合理體現(xiàn)。

(3)不同風(fēng)險偏好系數(shù)對抽水蓄能電站市場行為及自身收益有一定影響。設(shè)定較高的風(fēng)險偏好系數(shù)會使抽水蓄能電站將低谷期抽水獲得的電量更多參與旋轉(zhuǎn)備用市場賺取穩(wěn)定的容量收益。設(shè)定較低的風(fēng)險偏好系數(shù)則可以考慮以固定的比例參與不同市場以緩沖風(fēng)險。例如風(fēng)險偏好系數(shù)為0時在20%參與日前電量市場+80%參與備用服務(wù)市場附近處獲利最高。因此不同風(fēng)險偏好下應(yīng)采取不同的運(yùn)營決策模式，緩沖風(fēng)險的同時將收益最大化。

綜上所述，電力市場化改革為抽水蓄能電站發(fā)展帶來了機(jī)遇，實時變動的電價能夠反映抽水蓄能的價值，使其擁有更多的參與自主權(quán)和獲利空間。本文以抽水蓄能電站為例，建立的決策模型和方法可為電力市場下的靈活性資源競價決策、輔助服務(wù)定價提供方法支撐。