李華，鄭洪緯，周博文*，李廣地，楊波

（東北大學(xué)a.信息科學(xué)與工程學(xué)院；b.遼寧省綜合能源優(yōu)化與安全運(yùn)行重點(diǎn)實(shí)驗(yàn)室，沈陽(yáng) 110819）

0 引言

隨著國(guó)家“雙碳”目標(biāo)的提出，構(gòu)建以新能源為主體的綜合智慧能源系統(tǒng)是能源電力行業(yè)的重要研究方向［1］。新能源高比例、大規(guī)模的接入，迫切需要發(fā)展儲(chǔ)能，以提升電力系統(tǒng)靈活調(diào)節(jié)能力和電能存儲(chǔ)能力［2-3］。抽水蓄能作為目前公認(rèn)的最安全、穩(wěn)定、環(huán)保的儲(chǔ)能方式，發(fā)展勢(shì)頭良好，發(fā)展?jié)摿薮螅?］。我國(guó)當(dāng)前正處在電力市場(chǎng)改革的初期階段，兩部制電價(jià)是國(guó)家發(fā)展和改革委員會(huì)在《關(guān)于完善抽水蓄能電站價(jià)格形成機(jī)制有關(guān)問題的通知》中明確提出的電價(jià)政策，不僅能促進(jìn)抽水蓄能健康發(fā)展，也是深化電力市場(chǎng)改革的必要手段［5］。

隨著國(guó)內(nèi)對(duì)低碳減排的逐漸重視以及“雙碳”目標(biāo)的提出，符合減排要求的可再生能源正在大規(guī)模接入電網(wǎng)，合理、有效地促進(jìn)可再生能源消納成為儲(chǔ)能系統(tǒng)的一個(gè)重要研究?jī)?nèi)容。文獻(xiàn)［6］對(duì)能量與功率混合儲(chǔ)能系統(tǒng)參與輔助風(fēng)電消納進(jìn)行了可行性分析。文獻(xiàn)［7］進(jìn)一步歸納了各種儲(chǔ)能技術(shù)的能量轉(zhuǎn)換效率、功率密度等參數(shù)以及其在促進(jìn)分布式可再生能源消納方面的應(yīng)用情況。文獻(xiàn)［8］考慮火電和抽水蓄能各自參與風(fēng)電消納的邊際成本效益，提出了一種基于分段電價(jià)的風(fēng)電消納方法。文獻(xiàn)［9］提出了一種對(duì)區(qū)域電網(wǎng)風(fēng)電消納能力進(jìn)行有效評(píng)估的方法。文獻(xiàn)［10］基于園區(qū)的優(yōu)化控制策略邏輯框架,充分考慮儲(chǔ)能系統(tǒng)的作用,建立了以經(jīng)濟(jì)性和碳排放約束為目標(biāo)函數(shù)、以各種負(fù)荷供需平衡和耦合設(shè)備運(yùn)行限制為約束的多時(shí)間尺度優(yōu)化模型。為了充分利用區(qū)域電網(wǎng)的新能源消納能力，文獻(xiàn)［11］提出一種基于分布式能量β分布最小置信區(qū)間的包括儲(chǔ)能、風(fēng)力發(fā)電、光伏發(fā)電的主動(dòng)配電網(wǎng)魯棒最優(yōu)運(yùn)行方法。這些研究大多從提升儲(chǔ)能系統(tǒng)參與可再生能源消納積極性的角度出發(fā)，以降低棄風(fēng)棄光率為目標(biāo)，沒有充分考慮儲(chǔ)能作為主體的利益需求。

研究適用于抽水蓄能電站的合理電價(jià)機(jī)制和電力市場(chǎng)競(jìng)價(jià)模式對(duì)其參與電力市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)有著重要意義［12］。文獻(xiàn)［13-14］研究了多種形式儲(chǔ)能系統(tǒng)參與電力市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)的運(yùn)行策略。文獻(xiàn)［15-18］提出了電力市場(chǎng)中儲(chǔ)能系統(tǒng)的多級(jí)協(xié)同規(guī)劃控制，實(shí)現(xiàn)了儲(chǔ)能設(shè)備的最優(yōu)化配置運(yùn)行。文獻(xiàn)［19］提出多風(fēng)電與抽水蓄能電站聯(lián)合參與現(xiàn)貨市場(chǎng)的模式。文獻(xiàn)［20］考慮到專項(xiàng)工程輸電價(jià)格難以核定的問題，提出了面向電力現(xiàn)貨市場(chǎng)的兩部制電價(jià)優(yōu)化模型。文獻(xiàn)［21］在電價(jià)優(yōu)化模型的基礎(chǔ)上研究了兩部制的最優(yōu)定價(jià)工具并應(yīng)用于風(fēng)電場(chǎng)，證實(shí)了將能量和容量分開定價(jià)的必要性。但上述文獻(xiàn)的研究只考慮了儲(chǔ)能參與電力市場(chǎng)的收益，并未考慮儲(chǔ)能在促進(jìn)新能源消納的同時(shí)降低對(duì)化石能源消耗、促進(jìn)低碳運(yùn)行的可行性。

針對(duì)以上問題，本文研究可再生能源消納場(chǎng)景下的抽水蓄能兩部制電價(jià)機(jī)制，通過經(jīng)營(yíng)期電價(jià)法核定容量電價(jià)；考慮“抽水蓄能+風(fēng)電”聯(lián)合運(yùn)行模式，利用風(fēng)電的峰谷價(jià)差求解機(jī)組最優(yōu)運(yùn)行策略，通過價(jià)格需求關(guān)系和變動(dòng)成本補(bǔ)償?shù)玫骄哂懈?jìng)爭(zhēng)力的電量電價(jià)；對(duì)各機(jī)組的出力進(jìn)行分析，證明抽水蓄能促進(jìn)風(fēng)電消納的高效性和系統(tǒng)低碳運(yùn)行的可行性，以保障綜合智慧能源系統(tǒng)和抽水蓄能電站健康有序地發(fā)展。

1 綜合智慧能源系統(tǒng)和兩部制電價(jià)

1.1 綜合智慧能源系統(tǒng)

綜合智慧能源系統(tǒng)是一種新型的一體化能源系統(tǒng)，它在一定區(qū)域內(nèi)利用先進(jìn)的物理信息技術(shù)和創(chuàng)新管理模式，整合區(qū)域內(nèi)多種能源，實(shí)現(xiàn)子系統(tǒng)之間的優(yōu)化運(yùn)行和協(xié)同管理，有效提升能源利用效率，促進(jìn)能源的可持續(xù)發(fā)展。信息技術(shù)控制系統(tǒng)中源、網(wǎng)、荷、儲(chǔ)能源供應(yīng)環(huán)節(jié)之間的協(xié)同和互動(dòng)是實(shí)現(xiàn)綜合智慧能源革命的關(guān)鍵部分，其中儲(chǔ)能系統(tǒng)憑借削峰填谷和調(diào)頻調(diào)壓等能力，成為綜合智慧能源系統(tǒng)穩(wěn)定運(yùn)行的基石。抽水蓄能作為目前全球最成熟的儲(chǔ)能形式，發(fā)展面臨諸多難題，兩部制電價(jià)機(jī)制的完善和應(yīng)用為電價(jià)機(jī)制缺失的難題提供了新的解決思路。

1.2 兩部制電價(jià)

兩部制電價(jià)由容量電價(jià)和電量電價(jià)兩部分組成。容量電價(jià)主要用來補(bǔ)償電站的固定成本，包括電站投資、還貸、折舊等多種經(jīng)濟(jì)因素，其可按變壓器容量計(jì)算，也可按最大需求量計(jì)算。容量電價(jià)的制定有政府定價(jià)、市場(chǎng)競(jìng)價(jià)、協(xié)商等幾種方式。而電量電價(jià)主要用來補(bǔ)償電站的變動(dòng)成本，與材料費(fèi)、人工費(fèi)等密切相關(guān)。電量電費(fèi)是根據(jù)實(shí)際用電數(shù)計(jì)算的電費(fèi)，電量電價(jià)能夠體現(xiàn)發(fā)電企業(yè)一定的競(jìng)爭(zhēng)力，通常在市場(chǎng)競(jìng)爭(zhēng)中得以形成。

在綜合智慧能源系統(tǒng)中，兩部制電價(jià)中的容量電價(jià)能夠適當(dāng)補(bǔ)償容量成本，在一定程度上確保收回抽水蓄能電站的建設(shè)投資成本，保障機(jī)組不會(huì)出現(xiàn)較大虧損，故同一抽水蓄能電站的容量電價(jià)基本不發(fā)生變化；在沒有容量成本負(fù)擔(dān)的情況下，電量電價(jià)可以更準(zhǔn)確地反映抽水蓄能電站的邊際成本，保證發(fā)電機(jī)組在市場(chǎng)中的競(jìng)爭(zhēng)更加公平充分，有利于其穩(wěn)定運(yùn)行。在此基礎(chǔ)上，兩部制電價(jià)能促進(jìn)發(fā)電企業(yè)加強(qiáng)內(nèi)部管理，提高企業(yè)運(yùn)營(yíng)效率，促使電力行業(yè)發(fā)電側(cè)電價(jià)向完全競(jìng)爭(zhēng)性電價(jià)平穩(wěn)過渡，因此，在電力市場(chǎng)建設(shè)初期對(duì)抽水蓄能電站實(shí)行兩部制電價(jià)是深化電力市場(chǎng)改革的必要手段。兩部制電價(jià)符合改革發(fā)展要求，具有降低抽水蓄能電站參與電力市場(chǎng)交易的風(fēng)險(xiǎn)、促進(jìn)發(fā)電側(cè)公平交易、發(fā)揮市場(chǎng)機(jī)制資源配置優(yōu)勢(shì)等優(yōu)點(diǎn)。

影響兩部制電價(jià)的因素有很多，包括電能需求關(guān)系因素、自然資源的時(shí)間因素和季節(jié)因素、社會(huì)與政策因素等，因此，需要對(duì)抽水蓄能電站的用電和發(fā)電過程進(jìn)行深入分析，其中，機(jī)組運(yùn)行策略、可再生能源出力和季節(jié)性蓄水量變化均會(huì)對(duì)兩部制電價(jià)產(chǎn)生影響。

2 抽水蓄能電站兩部制電價(jià)制定策略建模

2.1 容量電價(jià)核定方法

本文依據(jù)經(jīng)營(yíng)期定價(jià)法確定容量電價(jià)［22］，經(jīng)營(yíng)期定價(jià)法的主要依據(jù)是動(dòng)態(tài)經(jīng)濟(jì)性評(píng)價(jià)方法中的凈現(xiàn)值法。

抽水蓄能電站建成投產(chǎn)后，每年的凈現(xiàn)金流量為

式中：N為抽水蓄能電站運(yùn)行與使用年限；Ia為含稅年售電收入；Com為年運(yùn)行維護(hù)費(fèi)；Ra為年還貸額；T為年繳稅總額；Cs為固定資產(chǎn)殘值變賣收入；rcin為企業(yè)所得稅稅率。

含稅年售電收入由增值稅費(fèi)和不含稅年售電收入組成

式中：I為不含稅年售電收入；Tvat為增值稅費(fèi)。

年繳稅總額由增值稅、銷售稅和企業(yè)所得稅組成，各類稅費(fèi)由對(duì)應(yīng)稅率計(jì)算得到。

式中：rvat為增值稅稅率；rsal為銷售稅稅率；Tsal為銷售稅費(fèi)；Tcin為企業(yè)所得稅費(fèi)；Cd為年折舊額。

抽水蓄能電站建設(shè)期現(xiàn)金流出量為建設(shè)期動(dòng)態(tài)投資總額與貸款額的差值，建設(shè)期現(xiàn)金流出量與運(yùn)行年限內(nèi)全部現(xiàn)金流入量相等。

式中：Co為建設(shè)期現(xiàn)金流出量；i為內(nèi)部合理收益率；C為動(dòng)態(tài)投資總額；L為貸款總額。

最后得到單位裝機(jī)容量的容量電價(jià)為

式中：pc為單位裝機(jī)容量的容量電價(jià)；Cc為年抽水成本；V為裝機(jī)容量；M為經(jīng)營(yíng)期內(nèi)凈現(xiàn)金流量總額。

年抽水成本和含稅年售電收入在下節(jié)進(jìn)行計(jì)算，容量電價(jià)具體求解流程如圖1所示。

圖1 容量電價(jià)求解流程Fig.1 Solving process of capacity price

2.2 電量電價(jià)制定策略建模

以風(fēng)電為例，抽水蓄能電站與風(fēng)電場(chǎng)聯(lián)合參與電力市場(chǎng)優(yōu)化調(diào)度模型建立在一個(gè)風(fēng)電與燃煤發(fā)電系統(tǒng)引入抽水蓄能電站的新系統(tǒng)中。原系統(tǒng)的風(fēng)力發(fā)電側(cè)有一定的棄風(fēng)率，新系統(tǒng)中抽水蓄能電站在合適的時(shí)間對(duì)棄風(fēng)產(chǎn)生的電量進(jìn)行儲(chǔ)存再利用。

本文在研究抽水蓄能電站與風(fēng)電場(chǎng)聯(lián)合參與電力市場(chǎng)時(shí)抽水蓄能發(fā)電電價(jià)的問題時(shí)，以原電力系統(tǒng)引入抽水蓄能電站之后的新系統(tǒng)發(fā)電總成本減少量最大（式10）和抽水蓄能電站抽水成本最小（式11）為優(yōu)化目標(biāo)，得到日最優(yōu)發(fā)電策略后，根據(jù)變動(dòng)成本的合理回收原則，制定抽水蓄能的分時(shí)電價(jià)。

式中：F1為燃煤機(jī)組發(fā)電成本減少量；F2為原發(fā)電系統(tǒng)的棄風(fēng)懲罰；F3為抽水蓄能機(jī)組啟停成本；F4為抽水蓄能損耗能量成本增量；F5為抽水蓄能電站抽水成本。

該模型的約束條件主要由抽水蓄能機(jī)組、燃煤機(jī)組和風(fēng)電機(jī)組的功率平衡和運(yùn)行特性組成，具體包括抽水蓄能電站的抽發(fā)功率約束（式（17）—（18））、抽發(fā)功率平衡約束（式（19））和抽發(fā)狀態(tài)約束（式（20））、電站上庫(kù)容與下庫(kù)容約束（式（21）—（22））、電站發(fā)電電量和抽水電量約束（式（23）—（24））、抽水電價(jià)與風(fēng)電電價(jià)相同（式（25））、風(fēng)電機(jī)組出力約束（式（26））、燃煤機(jī)組出力約束（式（27））、機(jī)組爬坡約束（式（28）—（29））、系統(tǒng)電功率平衡約束（式（30）—（31））。

2.3 求解流程

本文利用在遺傳算法基礎(chǔ)上提出的NSGA-Ⅱ算法實(shí)現(xiàn)該多目標(biāo)優(yōu)化問題的求解，具體流程如下。

（1）確定種群規(guī)模N和最大迭代次數(shù)G，并隨機(jī)初始化種群。

（2）根據(jù)約束違反值分離可行解與不可行解，利用可行解構(gòu)造非支配解集。

（3）進(jìn)行非支配排序，計(jì)算每個(gè)個(gè)體p的被支配個(gè)數(shù)np和該個(gè)體支配的解的集合Sp，得到不同Pareto等級(jí)下的個(gè)體集合，完成種群等級(jí)的劃分。

（4）根據(jù)每個(gè)目標(biāo)函數(shù)，對(duì)多個(gè)Pareto 等級(jí)下的個(gè)體進(jìn)行排序，并計(jì)算每個(gè)等級(jí)的個(gè)體擁擠度，其中排序邊界的擁擠度設(shè)為無窮大。

（5）設(shè)定交叉概率和變異概率，對(duì)個(gè)體的所有變量進(jìn)行N/2 次模擬二項(xiàng)式交叉和N次多項(xiàng)式變異操作，得到子代種群。

（6）將父代種群與子代種群合并，對(duì)新種群的個(gè)體進(jìn)行快速非支配排序和擁擠度計(jì)算。

（7）根據(jù)精英保留策略，將全部個(gè)體按Pareto 等級(jí)從低到高和個(gè)體擁擠度從大到小排列，以種群規(guī)模為最大保留值，生成新的父代種群。

（8）判斷是否達(dá)到最大迭代次數(shù)，若滿足要求則停止迭代，否則跳轉(zhuǎn)到（5）繼續(xù)循環(huán)。

求解基本流程如圖2所示。在可行區(qū)域內(nèi)對(duì)算法所得的Pareto 最優(yōu)解集進(jìn)行選擇，最終得到該多目標(biāo)問題的Pareto最優(yōu)解。

圖2 電量電價(jià)求解流程Fig.2 Solving process of energy price

根據(jù)模型求解得到Pareto 最優(yōu)解所對(duì)應(yīng)的日最優(yōu)發(fā)電策略后，在抽水蓄能的發(fā)電時(shí)段回收日內(nèi)抽水時(shí)段的購(gòu)電成本，根據(jù)負(fù)荷需求量與電價(jià)的供需關(guān)系制定電量電價(jià)，從而引導(dǎo)用戶在負(fù)荷低谷時(shí)段購(gòu)電，增加風(fēng)電消納量，降低儲(chǔ)能成本。

價(jià)格需求關(guān)系近似為一次函數(shù)，將最低電價(jià)設(shè)置為200 元/（MW·h），即k1=200，根據(jù)式（32）和式（33）可以計(jì)算出k2，從而得到發(fā)電時(shí)段的電量電價(jià)。

式中：k1，k2為價(jià)格需求系數(shù)；pt為分時(shí)段電量電價(jià)。

在抽水蓄能的抽水時(shí)段，“抽水蓄能+風(fēng)能”聯(lián)合系統(tǒng)優(yōu)先采用風(fēng)電供電，其次采用火電供電，以補(bǔ)償變動(dòng)成本為主要目的制定電量電價(jià)。綜上，抽水蓄能電量電價(jià)為

3 算例分析

3.1 結(jié)果分析

為了得到抽水蓄能電站與風(fēng)電場(chǎng)聯(lián)合運(yùn)行的抽發(fā)策略，進(jìn)而求出抽水蓄能電站的容量電價(jià)和電量電價(jià)并驗(yàn)證該策略的有效性，采用如下算例系統(tǒng)：抽水蓄能電站裝機(jī)容量為300 MW，上、下水庫(kù)庫(kù)容上限為3 000 萬m3，水庫(kù)初始水量為容量上限的50%，平均能量轉(zhuǎn)化效率為75%，水電機(jī)組平均耗水率為4 000 m3/（MW·h）；風(fēng)電裝機(jī)容量為1 200 MW，風(fēng)速及發(fā)電功率采用國(guó)內(nèi)某風(fēng)電場(chǎng)數(shù)據(jù)；火電裝機(jī)容量為2 000 MW；時(shí)間尺度設(shè)為1 h，電價(jià)數(shù)據(jù)參考其他文獻(xiàn)的相關(guān)研究結(jié)果。利用NSGA-II 算法對(duì)該多目標(biāo)優(yōu)化問題進(jìn)行求解，種群規(guī)模設(shè)為50，最大迭代次數(shù)設(shè)為200，交叉概率為0.8，變異概率為1/24。仿真計(jì)算在Python 3.8 中進(jìn)行，最終得到該算例下的抽水蓄能電站日最優(yōu)抽發(fā)策略。

由圖3 可以看出：抽水蓄能電站抽水時(shí)間主要集中在01：00—07：00，13：00—15：00，而01：00—07：00 時(shí)抽水功率達(dá)到最大；發(fā)電時(shí)間主要集中在09：00—11：00 和18：00—22：00，在09：00—11：00，18：00—22：00 達(dá)到最大發(fā)電功率；11：00—13：00，15：00—18：00 以及22：00—23：00 抽水蓄能機(jī)組處于待機(jī)狀態(tài)。得到抽水蓄能合理抽發(fā)策略以后，可以得到一天的抽水量和發(fā)電量，再根據(jù)保證抽水蓄能電站抽水成本合理疏導(dǎo)的原則，可以計(jì)算出一天的預(yù)計(jì)發(fā)電總收益，根據(jù)總抽水成本和用電負(fù)荷供需關(guān)系，可以得到聯(lián)合供電系統(tǒng)分時(shí)段電量電價(jià)。

圖3 抽水蓄能電站日最優(yōu)抽發(fā)策略Fig.3 Daily optimal pumping and generation strategy of the pumped storage power plant

在不含抽水蓄能電站的原系統(tǒng)以及引入抽水蓄能電站的新系統(tǒng)中，風(fēng)電、火電和抽水蓄能的出力如圖4所示。

如圖4a 所示，原系統(tǒng)主要由火電供電，一部分風(fēng)電參與供電，由于風(fēng)電的成本和出力不確定等原因，風(fēng)電消納量較低。如圖4b 所示，在引入抽水蓄能的新系統(tǒng)中，風(fēng)電消納量顯著增加，這是因?yàn)槌樗钅茈娬驹陲L(fēng)電出力較大且利用率低的01：00—07：00 進(jìn)行抽水蓄能，顯著增加了風(fēng)電的消納量；與此同時(shí)，抽水蓄能電站在用電負(fù)荷較大的09：00—11：00 和18：00—22：00 進(jìn)行發(fā)電，降低了火電的高峰期出力，緩解了電力系統(tǒng)用電高峰所帶來的一系列風(fēng)險(xiǎn)。由此可見，抽水蓄能電站在消納風(fēng)電和降低火電出力方面有著巨大優(yōu)勢(shì)，有利于促進(jìn)綜合智慧能源系統(tǒng)低碳運(yùn)行，實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)。

圖4 不同系統(tǒng)中各機(jī)組出力Fig.4 Outputs of different units in the system

基于上文的抽水蓄能機(jī)組抽發(fā)策略，可以得到抽水蓄能電站年發(fā)電總量，進(jìn)而得到含稅年售電收入。其中抽水蓄能電站運(yùn)行年限設(shè)定為20 a，建設(shè)期現(xiàn)金流出量設(shè)定為20 億元，裝機(jī)容量為300 MW，年運(yùn)行維護(hù)費(fèi)為7 萬元/MW，合理收益率為8%，稅率全部按照國(guó)家相關(guān)標(biāo)準(zhǔn)計(jì)算。容量電費(fèi)采用合約形式以年或月為單位收取，也可以均分到單位小時(shí)得到相應(yīng)的容量電價(jià)，計(jì)算得抽水蓄能機(jī)組的容量電價(jià)為2.79 萬元/（MW·月），再根據(jù)抽水蓄能機(jī)組實(shí)際運(yùn)行容量與抽發(fā)電量，得到單位電量的容量電價(jià)。電量分時(shí)電價(jià)與容量平均電價(jià)在單位調(diào)度周期內(nèi)為加和關(guān)系，最終得到單位調(diào)度周期內(nèi)的兩部制電價(jià)，見表1。

由表1 可見，抽水蓄能電站主要在用電負(fù)荷較大且其他發(fā)電單位電價(jià)較高時(shí)發(fā)電，傍晚時(shí)達(dá)到一天內(nèi)的用電高峰，這期間抽水蓄能電量電價(jià)也相應(yīng)較高，日電量電價(jià)曲線有2 個(gè)峰值，分別在08：00—10：00 和18：00—20：00。其他階段用戶用電需求減少，抽水蓄能發(fā)電量減少，電量電價(jià)也相應(yīng)較低，日電量電價(jià)總體在02：00—04：00 和11：00—12：00 時(shí)段于低谷。根據(jù)求解的日容量電價(jià)結(jié)果，結(jié)合抽水蓄能機(jī)組日工作時(shí)間以及抽水發(fā)電總量，可以確定單位電量的容量電價(jià)，最終保證每日的容量電價(jià)總收入可以補(bǔ)償抽水蓄能機(jī)組的容量成本。

表1 抽水蓄能兩部制電價(jià)Table 1 Two-part tariff strategy for pumped storage power plants

3.2 兩部制電價(jià)分析

在該算例系統(tǒng)中，影響抽水蓄能電站電量電價(jià)的根本因素是抽水成本。抽水成本取決于風(fēng)電電價(jià)與風(fēng)電消納量，為了研究抽水蓄能電價(jià)與風(fēng)電消納量的關(guān)系，本節(jié)通過設(shè)置4 個(gè)算例場(chǎng)景來對(duì)比說明風(fēng)電消納量對(duì)抽水蓄能兩部制電價(jià)的影響，場(chǎng)景設(shè)置見表2。

表2 算例場(chǎng)景設(shè)置Table 2 Settings under different scenarios

為了比較抽水蓄能獨(dú)立參與電力市場(chǎng)以及與風(fēng)電聯(lián)合參與電力市場(chǎng)的兩部制電價(jià)定價(jià)機(jī)制的差別，列出場(chǎng)景2，3，4 的抽水蓄能容量電價(jià)和電量電價(jià)以及火電、風(fēng)電價(jià)格，如圖5所示。

圖5 各場(chǎng)景的兩部制電價(jià)Fig.5 Application scenarios of the two-part tariffs

場(chǎng)景2 中，系統(tǒng)含抽水蓄能機(jī)組但不含風(fēng)電機(jī)組，抽水蓄能的抽水電量多來自火電機(jī)組，成本較高，導(dǎo)致整體電量電價(jià)相對(duì)較高；同時(shí)，由于火電的峰谷價(jià)差（344 元/（MW·h））較小，使得抽水蓄能電量電價(jià)峰谷差較小。根據(jù)容量電價(jià)計(jì)算公式計(jì)算得出的容量電價(jià)相比于其他場(chǎng)景是最高的，這是由于在沒有風(fēng)電機(jī)組參與的情況下，抽水蓄能電站的抽水電量主要來自火電機(jī)組，抽水成本相對(duì)較高。

場(chǎng)景3中抽水蓄能機(jī)組與風(fēng)電機(jī)組同時(shí)參與電能調(diào)度，由于容量電價(jià)主要用于補(bǔ)償抽水蓄能電站的建設(shè)投資等固定成本，所以其定價(jià)機(jī)制不發(fā)生變化；而電量電價(jià)相比于場(chǎng)景2發(fā)生較大變化，這是由于在場(chǎng)景2 和場(chǎng)景3 中，抽水蓄能電站的抽水電量來源分別是風(fēng)電機(jī)組與火電機(jī)組，2 個(gè)場(chǎng)景下的抽水蓄能抽發(fā)策略不同，會(huì)使得定價(jià)結(jié)果有較大不同；場(chǎng)景3中，抽水蓄能可以在風(fēng)電電價(jià)較低的時(shí)間段抽水，極大地降低了抽水成本，其容量電價(jià)與電量電價(jià)相比于場(chǎng)景2 均有所降低，且抽水電量主要由電價(jià)波動(dòng)較大的風(fēng)電提供，所以電量電價(jià)的峰谷差增大，為368 元/（MW·h）?？偟膩碚f，相比于抽水蓄能電站單獨(dú)參與電力市場(chǎng)交易，抽水蓄能電站聯(lián)合風(fēng)電參與電力市場(chǎng)交易的容量電價(jià)和電量電價(jià)都有一定程度的降低，參與電力市場(chǎng)的競(jìng)爭(zhēng)力更強(qiáng)；同時(shí)，由于積極參與了新能源消納，促進(jìn)了綜合智慧能源系統(tǒng)低碳運(yùn)行。

場(chǎng)景4中，火電機(jī)組出力減少，抽水蓄能的出力增加，相比于場(chǎng)景3，抽水蓄能電量電價(jià)的峰谷差進(jìn)一步拉大，達(dá)到425 元/（MW·h），高峰期電量電價(jià)最高達(dá)到822 元/（MW·h），容量電價(jià)相比于場(chǎng)景3 有小幅降低。為了進(jìn)一步分析不同場(chǎng)景下抽水成本與兩部制電價(jià)的關(guān)系，列出4 個(gè)場(chǎng)景下的平均抽水成本、平均容量電價(jià)和平均電量電價(jià)，如圖6所示。

圖6 各場(chǎng)景的抽水成本與兩部制電價(jià)對(duì)比Fig.6 Comparison of water pumping cost and two-part tariff under each scenario

由圖6 可見，在無抽水蓄能參與的場(chǎng)景1 中，相同抽水電量下，風(fēng)電的發(fā)電成本明顯高于其他3 個(gè)場(chǎng)景，在考慮損耗的情況下，平均抽水成本（632.64元/（MW·h））與平均電量電價(jià)（645.29 元/（MW·h））也是最高的。

場(chǎng)景2 中，系統(tǒng)含抽水蓄能機(jī)組但不含風(fēng)電機(jī)組，由于火電價(jià)格波動(dòng)較小，抽水蓄能機(jī)組難以實(shí)現(xiàn)“低電價(jià)抽水、高電價(jià)放電”的運(yùn)行策略，導(dǎo)致其日總抽水成本相較于場(chǎng)景3 高12.61 萬元，平均電量電價(jià)與平均容量電價(jià)分別比場(chǎng)景3 高64.27，2.98 元/（MW·h）；在場(chǎng)景3中，由于抽水蓄能在風(fēng)電電價(jià)低時(shí)抽水儲(chǔ)能，用戶用電負(fù)荷高時(shí)發(fā)電，所以其經(jīng)濟(jì)性較好，電站的總抽水成本、平均抽水成本、平均電量電價(jià)和平均容量電價(jià)均優(yōu)于場(chǎng)景2。由此可見，“抽水蓄能+風(fēng)電”的聯(lián)合運(yùn)行模式可以顯著提高電力系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性。

相比于場(chǎng)景3，場(chǎng)景4 的火電出力降低，負(fù)荷側(cè)對(duì)風(fēng)儲(chǔ)聯(lián)合系統(tǒng)的供電需求增大，因此需要適當(dāng)增大抽水蓄能裝機(jī)容量。在抽水電量增加的情況下，日總抽水成本增加8.53 萬元，平均電量電價(jià)也小幅增加了1.49 元/（MW·h），但由于總發(fā)電量增加，用以補(bǔ)償固定成本的容量電價(jià)相較于場(chǎng)景3 降低了7.72 元/（MW·h）。顯然，抽水蓄能電站的裝機(jī)容量對(duì)抽水成本有一定的影響，由此推測(cè)，抽水蓄能電站的自身因素如裝機(jī)容量、水庫(kù)庫(kù)容上限、日初始庫(kù)容、抽水效率等也可能會(huì)對(duì)抽水成本產(chǎn)生影響。

4 結(jié)論

本文旨在研究“雙碳”目標(biāo)下抽水蓄能電站的兩部制電價(jià)，建立了抽水蓄能電站與風(fēng)電場(chǎng)聯(lián)合運(yùn)行的優(yōu)化調(diào)度模型，找到抽水蓄能的最優(yōu)抽發(fā)策略并計(jì)算出其容量電價(jià)與電量電價(jià)。通過算例分析其參與新能源消納的可行性，并驗(yàn)證該策略有利于提高抽水蓄能電站運(yùn)行的經(jīng)濟(jì)性和可靠性，得到以下結(jié)論。

（1）引入抽水蓄能電站的系統(tǒng)可以顯著增加新能源消納量，降低化石能源出力，促進(jìn)綜合智慧能源系統(tǒng)低碳運(yùn)行，助力實(shí)現(xiàn)“雙碳”目標(biāo)。

（2）抽水蓄能電站的電量電價(jià)主要由抽水成本決定，在抽水蓄能電站與風(fēng)電場(chǎng)聯(lián)合運(yùn)行的系統(tǒng)中，電量電價(jià)平均為560.00 元/（MW·h），發(fā)電時(shí)間主要集中在09：00—11：00和18：00—22：00；容量電價(jià)主要由建設(shè)期資金投入與總發(fā)電量決定，在該系統(tǒng)中，容量電價(jià)為146.83 元/（MW·h）。

（3）在不同場(chǎng)景下，抽水蓄能電站的抽水成本與兩部制電價(jià)會(huì)隨著風(fēng)電消納量和火電供電占比的不同而發(fā)生改變，適量風(fēng)電的消納會(huì)顯著降低電價(jià)，而火電出力變化對(duì)電價(jià)的影響較小。

抽水蓄能電站自身因素如裝機(jī)容量、水庫(kù)庫(kù)容上限、日初始庫(kù)容、抽水效率等也可能影響電價(jià)進(jìn)而對(duì)新能源消納量有影響，后續(xù)可以在該方向繼續(xù)進(jìn)行數(shù)據(jù)驗(yàn)證，找出抽水蓄能電站最佳建設(shè)容量，提高綜合智慧能源系統(tǒng)的經(jīng)濟(jì)性。