电力市场下抽水蓄能电站运营策略及效益分析

杨宏基， 周 明， 张茗洋， 武昭原， 杜建刚

(1.华北电力大学 新能源电力系统国家重点实验室，北京102206；2.中国国际工程咨询有限公司，北京100048)

0 引 言

“双碳”目标下的新型电力系统将推动以风光为代表的新能源发电的快速大幅提升，新能源发电将成为主力电源[1]。然而其具有随机性、波动性和低惯量的特点将对电力系统的安全稳定运行产生很大挑战[2]，亟需配备大量可靠灵活的调节资源[3]。

在现有的灵活性调节资源中，抽水蓄能电站是目前技术最为成熟、可靠且经济性较好的大规模储能电源[4]，具有灵活的调峰、调频和调相作用，可以承担紧急事故备用，提升电网安全、稳定运行水平[5]。除此之外，抽水蓄能电站能为电力系统提供转动惯量，是其他储能类调节电源所不具备的，这对维持高比例新能源电力系统频率稳定尤为重要。

现阶段我国抽水蓄能电站运行管理模式均由电网公司统一调度，分为电网统一运行和电网租赁运行2种模式。然而目前抽水蓄能的发展面临严重困境：首先，调度抽水蓄能电站的主体是电网公司，在抽蓄运行过程中有较大的电量损耗，该损耗是由电网公司承担，但抽水蓄能电站在电力系统中发挥作用的受益主体是多方面的，因此，电网企业从自身经济角度考虑会尽量少调用抽水蓄能电站，导致其利用率不高。其次，国家发改委明确在电力市场完善之前，抽水蓄能电站实施两部制电价[6]，但按照现行的两部制电价，抽蓄电站难以维持正常运营。再有，抽水蓄能电站为电网安全稳定运行提供的辅助服务也不能得到合理回报。

随着我国电力市场改革的不断推进，各省逐步建立起以现货交易优化配置电能资源，配套完善辅助服务的电力市场体系。从国外的实践来看，在市场环境下，合理的定价机制有助于抽水蓄能电站回收成本，体现其优质灵活性调节服务价值，促进电力系统灵活高效运行[7]。

近年来，国内外关于电力市场环境下抽水蓄能电站的研究主要集中在运行优化问题上。文献[8-11]研究抽水蓄能电站与各类新能源联合参与市场，结果表明抽蓄电站的灵活调节能力能够有效减少新能源运行时的出力偏差，提高整体参与市场的收益。除了与其他新能源协调运行之外，抽水蓄能电站还可以作为独立主体单独运行，文献[12-15]研究国外电力市场环境下不同类型抽水蓄能电站以独立主体参与不同市场投标竞价时的运行策略。由于现货市场价格的不确定性，不同的风险偏好将对抽蓄电站的运行方式产生显著影响，文献[16-18]将风险决策考虑在内，通过不同方法对电价不确定性的风险进行度量，得到抽水蓄能电站的最优竞价策略。其中，条件风险价值(conditional value at risk，CVaR)被认为比其他风险度量方法更加有效[4]。以上文献主要聚焦于抽蓄电站的优化运行策略或与其他间歇性电源的协同优化，尚未落实到针对抽水蓄能参与辅助服务的定价机制及其成本回收问题。

电力市场环境下，辅助服务市场将对抽水蓄能电站能否回收成本起到决定性作用。文献[19]提出抽水蓄能电站基于传统的峰谷价差的套利运行策略无法保证投资回收，有必要发展基于市场的“多元服务驱动”策略[20]，实现抽水蓄能电站在电量市场和辅助服务市场中收益多元化，强调抽水蓄能电站在辅助服务市场的运营策略是决定其收益的关键。目前只有少量文献对我国电力市场改革背景下抽蓄电站参与辅助服务市场给出了定性分析与发展建议[21-23]，尚未对辅助服务市场的具体电价模式，或将辅助服务定价与抽水蓄能电站运营关联起来开展探讨。

因此，本文针对我国电力市场改革过渡期下抽水蓄能电站的运营模式展开研究。首先分析了市场环境下抽水蓄能电站的电价组成机制，建立抽水蓄能电站参与电量市场和辅助服务市场的风险收益模型，侧重抽水蓄能参与辅助服务的定价机制及对其成本回收的影响，分析不同辅助服务定价机制下抽蓄电站的收益情况，并与我国现行两部制电价下抽水蓄能电站的收益情况进行对比，结果表明辅助服务市场合理的定价机制有助于抽水蓄能电站的成本效益回收，使抽水蓄能电站运行功能的技术和经济价值得到充分体现。研究成果可为电力市场下灵活性资源的服务定价提供方法支撑。

1 电力市场环境下抽水蓄能的电价机制

在电力市场环境下，抽水蓄能电站的收益一方面通过提供电量获得，即市场电价低时购买电量用于抽水储能，市场电价高时转化为电量售出，通过峰谷价差获利。日前电量市场的价格是采用竞价上网方式确定，随季节和每日负荷变化而变化，根据市场供需平衡条件，市场环境下峰谷电价比将比目前的2～3倍拉得更开，显然这对于抽水蓄能电站非常有利。另一方面，电力辅助服务市场逐渐完善，抽水蓄能电站的快速启动及快速升荷能力为电力系统提供调频、调相、黑启动、备用等辅助服务的价值能够合理体现[24]。在电量、辅助服务不同交易对象，日前、实时不同时间维度下，均能得到合理回报。

鉴于抽水蓄能电站自身的独特属性，在电力市场环境下，可借鉴英国电力市场的做法，采用“固定收入+市场竞价”的方式解决抽水蓄能成本回收问题。大部分的费用通过与电力交易或调度机构签订长期固定合同得到保障，对提供紧急事故备用、黑启动、无功等不宜市场化的辅助服务进行补偿。余下部分的费用，通过参与日前电量市场和辅助服务市场的竞争获得。

为了显示抽水蓄能的重要作用，可以将竞价分为两部分，一部分参与日前电量市场竞价，电量电价利用边际成本定价法求得；另一部分参与辅助服务市场的竞价，其中辅助服务市场容量电价利用会计成本定价法，由于水库容量和循环方式的限制，其年最大发电量变动不大，将负荷预测求得的电量市场上网电量扣除，便得到备用容量，将抽水蓄能电站的固定投资成本分摊到备用容量上便可以得到备用容量成本进行报价。如果参与备用服务的容量被实际调用，则被调用电量按照实时市场的电价付费，利用实时市场边际成本定价法求得。

2 抽水蓄能电站参与能量和辅助服务的收益模型

电力市场环境下抽水蓄能电站自身固有的特点使其在辅助服务市场中占有优势。抽水蓄能电站机组能够快速启停的特性使其能大范围提供旋转备用，为抽水蓄能电站提供较大的动态收益。为此，本文考虑抽水蓄能机组以自调度的方式同时参与日前电量市场和旋转备用市场。

电力市场环境下，无法准确预知未来各时段的电价，需要根据以往各个交易时段的负荷、发电富余容量、电价信息等历史数据对电价进行预测。假设发电上网电价可以用一个概率密度函数来描述[25]，那么抽水蓄能电站在市场环境下的最优运行方式问题便转化为随机优化问题。假定发电上网电价可以用正态分布函数来描述：

(1)

由于抽水蓄能电站在抽水时段是以大用户的身份向电网购电，考虑到电网的使用费，同时段的抽水蓄能电站抽水用电电价要高于上网电价，这样对电力市场环境下抽水蓄能电站的收益计算更加准确，因此本文取抽水电价为p′i=kpi，k>1。

2.1 目标函数

当抽水蓄能电站同时参与日前电量市场和旋转备用市场时，总收益为在这两个市场内的收益总和。其中在日前电量市场通过低电价时段抽水，在高电价时段发电获利。在旋转备用市场中实行两部制电价，日前电量市场中未被调度的发电容量在旋转备用市场中可获得容量费用，其中被调用的容量还可以获得电量费用。考虑到日前市场中电价的不确定性会对抽水蓄能电站的日前竞标策略产生影响，用CVaR来度量市场电价不确定性导致的风险，并将其引入优化决策目标中[26]。

目标函数包含两部分：

(2)

式中：第一部分为抽水蓄能电站在日前电量市场和旋转备用市场中的净收益，f为第i个时段的净收益，πω为描述电价不确定性的场景ω概率；第二部分为条件风险价值CVaR和风险偏好系数β的乘积。风险偏好系数β表示抽水蓄能电站所有者对风险的偏好程度。当β>0时，电站为风险厌恶者，对应收益稳定性至上的态度，此时电站采用较为保守的策略；β=0时，电站为风险中立者，此时电站采用较为激进的策略，仅以预期收益最大为目标。考虑到在目标函数中考虑CVaR本身即为一种风险规避的竞标策略，因而未考虑β<0的情况。

其中每时段净收益表达式为

f(δi,qi,q′i)=δi(piqi+qribi+q′rib′i)-

(1-δi)p′iq′i

(3)

式中:δi取0或1，分别表示抽水和发电状态；qi为第i个时段的日前电量市场发电上网电量；qri为第i个时段的参与旋转备用市场的容量；q′i为第i个时段的抽水用电量；q′ri为第i个时段所提供的旋转备用容量中实际被调用的电量。bi为第i个时段的旋转备用市场的容量电价；b′i为第i个时段旋转备用容量中被调用部分的电量电价。

2.2 约束条件

(1)出力约束

qmin≤q′i≤qmax

(4)

qmin≤qi≤qmax

(5)

qmin≤qri≤qmax

(6)

qmin≤qi+qri≤qmax

(7)

式中：qmin为每个时段的最小允许发电/抽水电量，受最小发电出力限制；qmax为每个时段的最大允许发电/抽水电量，受最大发电出力限制。

(2)最大连续抽水、发电时间约束

T1≤Tp

(8)

T2≤Tg

(9)

式中：T1为连续抽水时间变量，T2为连续发电时间变量；Tp为最大允许连续抽水时间，Tg为最大允许连续发电时间。

(3)水库容量约束

xmin≤xi≤xmax

(10)

xi=xi-1+λ(1-δi)q′i-δi(qi+qri)

(11)

式中：xi为第i个时段折算为发电量的水库容量；xmax为水库最大容量等值发电量，即允许最高水位情况下水库的等值可发电量；xmin为水库最小容量等值发电量；λ为抽水蓄能发电的总效率。

(4)旋转备用市场约束

q′ri=kdqri

(12)

b′i=kripi

(13)

由于被调用容量并不能准确地预测到，因此设定了一个参数kd，表示旋转备用中被调用的比例。kri定义为旋转备用市场中被调用电量的价格系数，表示第i个时段调用电量价格是日前电量市场上网电价的kri倍，一般调用旋转备用的电量电价高于日前电量市场中的上网电价，即该值大于1。

(5)CVaR相关约束

VaR在本文中指：在一定置信度下，抽水蓄能电站在市场变化中取得的收益。则CVaR表示在一定时间和置信度α下，抽水蓄能电站持有者对利润分布尾部1-α的期望值。这样计算出来的VaR、CVaR值与由损失函数计算出来的意义相反，VaR、CVaR值越大则表示风险越小。

CVaR及其相关约束[27]表示为

(14)

(15)

ηω≥0

(16)

式中：ξ表示风险价值(VaR)；ηω为场景ω下收益与风险价值的差值。

3 算例分析

市场环境下考虑抽水蓄能电站作为市场的参与者，主动参与市场竞争，在实时运行时根据相应市场电价进行结算。本文使用MATLAB软件中CPLEX求解器对模型进行求解。

3.1 抽水蓄能电站只参与日前电量市场竞价

表1 发电上网电价期望值Tab.1 Expected value of generation on grid price

根据国内某抽水蓄能电站的实际情况构造的算例参数如表2所示。该抽水蓄能电站单位千瓦静态投资4 000元/kW，按资本金内部收益率8%进行测算，容量电价为608.9元/kW，折合每日容量收益应达到400.37万元。

表2 某抽水蓄能电站实际参数Tab.2 Actual parameters of a pumped storage plant

由于实时上网电价主要是由总需求和总供应水平决定，它反映的是各时刻供应与需求的变化关系。因此在上述给定的电价概率密度函数下选取三组典型数据作为研究场景，如图1所示，研究不同电价水平下抽水蓄能电站的收益情况。

图1 三种典型电价场景Fig. 1 Three typical electricity price scenarios

场景1：系统需求大，电力供应紧张，电价峰谷差随负荷峰谷差增大而拉开；

场景2：与场景1相反，系统需求小，电价峰谷差不大；

场景3：系统需求与峰谷电价差介于场景1和场景2之间。

三种场景下只参与日前电量市场的收益情况如表3所示。其中场景1下的抽水蓄能电站最大收益日运行方式如图2所示。

图2 场景1下抽水蓄能电站最优日运行方式Fig. 2 Optimal daily operation mode of pumped storage plant under scenario 1

从表3可以得出结论，抽水蓄能电站只参与日前电量市场竞价时，电力供应越紧张，导致电价峰谷差越大，抽水蓄能电站可以获得的收益越多。然而，即使电价峰谷比达到6.25，收益仍低于按资本金内部收益率8%测算下应回收的每日容量成本。因此，单纯靠电量市场的价格套利难以满足成本回收，抽水蓄能电站在市场环境下参与辅助服务市场显得尤为重要。

表3 不同场景下抽水蓄能电站收益情况Tab.3 Income of pumped storage plant in different scenarios

3.2 抽水蓄能电站同时参与日前电量市场和辅助服务市场竞价

据该抽水蓄能电站的实际情况。与3.1节参数相同，取kri=2，bi=0.15元/kW·h，kd=0.1。

采用蒙特卡洛抽样法根据一天中每个时段估计的电价概率密度函数生成1 000个电价预测场景，并利用K-means聚类场景削减方法将其削减为10个典型场景[28]，如图3所示，每个场景的概率如表4所示。CVaR的置信水平取α=0.95，β=1。

图3 10种典型电价场景Fig. 3 10 typical electricity price scenarios

表4 十种典型场景的概率Tab.4 Probability of ten typical scenes

此时抽水蓄能电站最大收益日运行方式如图4所示。此时抽水蓄能电站的收益为F=999.44万元，风险价值ξ=862.5万元，CVaR=790.56万元。同时年利用小时数可达1 400 h，远高于现阶段的年利用小时数1 000 h左右。

由图4可以看出，随着电价的变化，抽水蓄能电站优化自身运行方式，以实现收益最大化的目标。该模型可为抽水蓄能电站在电力市场环境下确定其运行方式提供参考和工具。

图4 抽水蓄能电站参与日前电量市场和旋转备用市场的最优日运行方式(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 与现阶段两部制电价下的收益情况对比

现阶段实行的两部制电价由电量电价和容量电价组成，经国家价格主管部门核定的容量电价主要体现抽水蓄能机组提供备用、调频、调相和黑启动等辅助服务的价值，按照弥补固定成本及准许收益的原则核定；电量电价主要体现调峰填谷效益，弥补抽水/发电损耗等变动成本。

本节算例中，现阶段电量电价采用峰谷分时电价制度。结合该抽水蓄能电站所在省电网用电特性，发电侧峰谷时段划分如下：高峰时段：9:00～16:00，平时段：17:00～24:00，低谷时段：0:00～8:00；平段电价采取该省煤电2019年基准电价0.422 3元/kW·h，低谷电价采用煤电单位度电成本0.260 0元/kW·h，测算得到煤电高峰电价为0.533 5元/kW·h；根据该抽水蓄能电站所属电网公司的统计资料显示，该抽水蓄能电站的容量收益为每年约7.31亿元，折合成容量电价仅为304.17元/kW，按资本金内部收益率8%进行测算，容量电价应达到608.9元/kW。

为了将两者的对比更具参考意义，将电力市场环境下的电价水平与两部制电价保持一致，即实时电价的日平均电价与平时段电价保持一致；峰谷拉开比与两部制电价峰谷比保持一致。电价基础场景的期望如表A2所示，方差仍为0.1(元/kW·h)2，参数与计算方法与3.2节描述一致，对比结果如表5所示。

表5 发电上网电价期望值Tab.5 Expected values of generation on grid price

表6 现阶段与电力市场环境下收益情况对比

由表5可以看到，在相同的电价水平下，电力市场下的电量市场收益甚至要低于两部制电价下电量收益，这是因为现行电价机制下抽水电价按当地燃煤机组标杆上网电价的75%执行，而且市场环境下由于考虑了电网使用费导致抽水成本增加。但由于在3.2节给定的备用市场参数下辅助服务收益比现阶段容量收益高出两倍多，才使总收益高于当前阶段总收益。可以看到，在该电价水平下，辅助服务市场的收益高低将直接决定电力市场下抽水蓄能电站收益水平。

3.4 市场环境下辅助服务市场的定价机制

同样以参与旋转备用市场为例，旋转备用市场的收益水平主要取决于两个因素：即备用市场容量电价和被调用电量的价格系数。因此接下来针对这两个因素进行分析并对旋转备用市场的定价给出合理建议。将备用市场容量电价取值范围是0.1～0.26元/kW·h，步长为0.01元/kW·h；旋转备用市场中被调用电量的价格系数kri的取值范围是1～2.6，步长为0.1。不同取值情况下抽水蓄能电站的收益情况如图5所示。

图5 不同容量电价和调用电量价格系数下抽水蓄能电站的收益情况Fig. 5 Profit of pumped storage plant under different capacity price and reserve power price coefficient

随着备用市场容量电价和被调用电量的价格系数的增大，抽水蓄能电站的收益逐步升高，将不同参数下的收益三维坐标图用两条实线分成三个区域，如图中标号所示。与该抽蓄电站目前容量电价水平，即容量电价=304.17元/kW下收益相同的点如图中红色实线表示；与该抽蓄电站资本金内部收益率8%测算的容量电价水平，即容量电价=608.9元/kW下收益相同的点如图中黄色实线表示。位于区域①表示收益低于容量电价=304.17元/kW下的总收益；位于区域②表示收益虽高于当前容量电价下收益，但低于容量电价=608.9元/kW下的总收益；位于区域③表示收益比容量电价=608.9元/kW下的总收益还要高。因此，若旋转备用市场电价的两个变量取值位于区域③对应的取值范围内时，则抽水蓄能电站的整体收益将比现行两部制电价下的收益可观很多。

因此，在合理定价的情况下，抽水蓄能电站可以在电力市场下完成既定的成本效益回收并进一步提升抽水蓄能电站的效益，促进抽水蓄能行业的发展。

3.5 风险偏好系数对收益的影响

为比较不同风险偏好系数的设置对抽水蓄能电站市场选择及收益的影响，以3.2节算例为参考，计算出不同风险偏好系数下抽水蓄能电站的预期收益及CVaR有效前沿如图6所示。

图6 不同风险偏好系数下抽水蓄能电站的预期收益及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，随着风险偏好系数的增加，抽水蓄能电站的预期总收益逐渐减少，CVaR逐渐增加，此时需要更高的容量价格与调用电量价格系数才能完成成本效益回收。当风险偏好系数较小时，抽水蓄能电站的预期总收益随CVaR的增加减少缓慢；但当风险偏好系数较大时，CVaR即使增加较小的数值仍会使抽水蓄能电站的预期总收益大幅下降。

(1)当β=10时，抽水蓄能电站极度厌恶风险，此时将采用非常保守的投标策略，其最大收益日运行方式如图7所示。

图7 抽水蓄能电站参与日前电量市场和旋转备用市场的最优日运行方式(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

通过与β=1时的运行方式比较可以看出，此时为降低风险、增大尾部的利润期望，抽水蓄能电站倾向于将低谷期抽取的电量更多的参与旋转备用市场赚取容量收益，以此降低由日前电量市场价格的不确定性带来的风险；同时减少低谷期抽水电量与次数，降低抽水蓄能电站的损耗，有益于延长机组寿命。

(2)当β=0时，抽水蓄能电站仅以预期收益最大为目标，将采用较为激进的策略，会对抽水蓄能电站的稳定收益产生较大影响，此时可以在全部时段以固定比例分别参与日前电量市场和旋转备用市场的投标竞价，在一定程度上缓冲风险。

因此，引入反映投标策略的变量：抽水蓄能电站参与日前电量市场的百分比，取值范围是10%～90%，步长为2.5%；与此同时，在电力市场环境下旋转备用容量中被调用电量的价格也会随供需关系的变化而变化，但都会大于日前电量市场的上网电价，因此另一组变量选取旋转备用市场中被调用电量的价格系数kri，取值范围是1～2.6，步长为0.05。图8的三维图反映在不同比例下抽水蓄能电站的收益情况。

图8 不同投标策略和电量价格下抽水蓄能电站的收益情况Fig. 8 Income of pumped storage plant under different investment portfolio and reserve power price

可以看出，在参与日前电量市场比例固定的情况下，kri的值越高，抽水蓄能电站的利润越大，且随着参与辅助服务市场比例越高变化越明显；在kri的值固定的情况下，随着参与日前电量市场比例增大，抽水蓄能电站收益呈现先上升再下降的趋势，其中以20%的比例将其总容量一部分投入电量市场用以抽水发电、赚取电价差，另外80%投入辅助服务市场作为旋转备用赚取容量收益的组合获得利润最大。

4 结 论

本文对我国抽水蓄能电站在电力市场环境下的运营模式进行分析，着眼于抽水蓄能参与辅助服务的定价机制及其成本回收问题，建立抽水蓄能电站同时参与电量竞价和辅助服务的风险收益模型，并根据国内某抽水蓄能电站的实际情况构造的算例进行验证分析，得到以下结论：

(1)当抽水蓄能电站只参与日前电量市场时，即使电价峰谷比高达6.25，收益仍然难以满足抽水蓄能电站成本效益回收。因此辅助服务市场机制的完善将是抽水蓄能电站实现成本效益回收的关键。

(2)当抽水蓄能电站同时参与日前电量市场与辅助服务市场时，比现行两部制电价机制的获利机会更多，利润空间更大。辅助服务市场合理定价可以在帮助抽水蓄能电站完成既定成本效益回收的同时，进一步提升抽水蓄能电站的效益，使其灵活调节价值得到合理体现。

(3)不同风险偏好系数对抽水蓄能电站市场行为及自身收益有一定影响。设定较高的风险偏好系数会使抽水蓄能电站将低谷期抽水获得的电量更多参与旋转备用市场赚取稳定的容量收益。设定较低的风险偏好系数则可以考虑以固定的比例参与不同市场以缓冲风险。例如风险偏好系数为0时在20%参与日前电量市场+80%参与备用服务市场附近处获利最高。因此不同风险偏好下应采取不同的运营决策模式，缓冲风险的同时将收益最大化。

综上所述，电力市场化改革为抽水蓄能电站发展带来了机遇，实时变动的电价能够反映抽水蓄能的价值，使其拥有更多的参与自主权和获利空间。本文以抽水蓄能电站为例，建立的决策模型和方法可为电力市场下的灵活性资源竞价决策、辅助服务定价提供方法支撑。