劉軍，李凌陽，吳夢凱，陳翰，陳鴻鑫

（1.國網(wǎng)浙江省電力有限公司經(jīng)濟技術(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，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。同時隨著我國電力市場的持續(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)電源一樣參與市場競爭是大勢所趨［1］。2017年8月，國家發(fā)展改革委選擇了8個省級地區(qū)作為第一批電力現(xiàn)貨市場改革的試點地區(qū)［2］。通過對試點地區(qū)的新能源參與現(xiàn)貨市場方式現(xiàn)狀的調(diào)研發(fā)現(xiàn)，目前大部分試點地區(qū)為落實“可再生能源保障性收購”的政策要求，將新能源作為現(xiàn)貨市場的邊界條件［3］。現(xiàn)階段新能源參與現(xiàn)貨市場的主要問題在于：相比于常規(guī)發(fā)電等其他市場主體，新能源由于出力的不確定性及波動性，其在實時運行時容易出現(xiàn)偏差而導(dǎo)致較大的實時平衡成本，會影響新能源在現(xiàn)貨市場中的競爭力，不利于新能源的市場化消納［4］。而抽水蓄能電站作為目前公認的技術(shù)最為成熟、應(yīng)用最為廣泛且經(jīng)濟性較好的儲能電源［5］，其與新能源協(xié)同運行乃至聯(lián)合參與電力市場是未來重要的發(fā)展方向。2021 年8 月，國家能源局提出了“支持風(fēng)光蓄多能互補基地等新業(yè)態(tài)發(fā)展”［6］；同月，國家發(fā)展改革委發(fā)布了《關(guān)于鼓勵可再生能源發(fā)電企業(yè)自建或購買調(diào)峰能力增加并網(wǎng)規(guī)模的通知》，鼓勵可再生能源發(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資源豐富、布局靈活等優(yōu)點，也面臨著因容量有限而在兩部制電價機制下容量效益受限、運行成本無法回收等問題［9-10］，其有條件也有必要與新能源、常規(guī)水電等組成聯(lián)營體。因此，有必要研究在電力市場放開后，中小容量的分布式抽水蓄能電站與新能源發(fā)電聯(lián)合參與電力市場的運營機制，以市場化途徑實現(xiàn)分布式抽水蓄能電站和新能源發(fā)電雙方運營效益的提升。

現(xiàn)階段，國內(nèi)外學(xué)者對于抽水蓄能電站與新能源發(fā)電聯(lián)合運行乃至聯(lián)合參與市場的機制開展了廣泛研究。文獻［11］提出了一種在峰谷電價機制下，以風(fēng)電與抽水蓄能聯(lián)合運行效益最大化為目標(biāo)的優(yōu)化方法，驗證了二者聯(lián)合運行可有效降低風(fēng)電出力波動對電網(wǎng)運行的影響并降低出力偏離懲罰。文獻［12］研究了不同場景下抽水蓄能電站和風(fēng)電機組聯(lián)合參與日前電量市場的可行性。文獻［13-14］分析了市場機制下抽水蓄能電站與各類新能源聯(lián)合運行參與市場的可行性，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并提高聯(lián)營體收益。文獻［15］在聯(lián)營體運行優(yōu)化的基礎(chǔ)上，進一步研究了聯(lián)營體內(nèi)部收益分配機制。然而，上述文獻多為聯(lián)營體在單結(jié)算機制下的日前市場投標(biāo)優(yōu)化，而較少關(guān)注現(xiàn)貨市場雙結(jié)算機制下的日前-實時兩階段優(yōu)化，也并未關(guān)注抽水蓄能電站的容量規(guī)模對于聯(lián)營體收益的影響。

綜上，本文提出一種現(xiàn)貨市場雙結(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)營體參與日前-實時市場的兩階段優(yōu)化模型。模型中采用了CVaR（條件風(fēng)險價值）來量化新能源出力和市場電價的不確定性對于聯(lián)營體收益的影響。最后，通過算例驗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

1.1 國內(nèi)電力現(xiàn)貨市場雙結(jié)算機制

目前，國內(nèi)各試點地區(qū)的電力現(xiàn)貨市場通常由一個日前市場和多個實時市場構(gòu)成，部分地區(qū)會引入日內(nèi)市場［16］。以廣東電力現(xiàn)貨市場規(guī)則為例：日前市場階段，發(fā)電機組在運行日前一日（D-1 日）13：00 前進行日前電能量市場交易申報，D-1日17：30前，出清得到日前電能量市場交易結(jié)果，形成每15 min 的節(jié)點電價；實時市場階段，運行日（D日）內(nèi)以15 min為周期，實時市場進行滾動出清，形成實時節(jié)點電價等信息［17］。

雙結(jié)算機制下，在日前市場出清后，市場運營機構(gòu)向各個發(fā)電主體發(fā)布各時段中標(biāo)電量及日前的節(jié)點邊際電價，日前市場階段的中標(biāo)電量按日前節(jié)點邊際電價進行結(jié)算，實時市場階段的物理交割與日前中標(biāo)的偏差平衡電量按實時節(jié)點邊際電價進行結(jié)算。同時，偏差考核是保障電力市場健康發(fā)展、避免市場主體過度投機的重要手段［18］，有利于我國由中長期電量市場向現(xiàn)貨市場平穩(wěn)過渡，將長期存在于我國現(xiàn)貨市場當(dāng)中。本文對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)點日前邊際電價進行懲罰結(jié)算［19］。

在此機制下，不考慮中長期合約時，發(fā)電市場主體在雙結(jié)算機制下參與現(xiàn)貨市場的總收益F包括日前市場的收益FDA與實時市場的收益FRT，即：

1.2 抽水蓄能與新能源發(fā)電組建聯(lián)營體

本文提出一種國內(nèi)現(xiàn)貨市場雙結(jié)算機制下，新能源發(fā)電與分布式抽水蓄能電站組建聯(lián)營體參與日前-實時市場的兩階段優(yōu)化策略，如圖1 所示。在聯(lián)合運行模式下，抽水蓄能電站和新能源發(fā)電可以更靈活地安排市場行為：當(dāng)新能源發(fā)電量過多或當(dāng)前電價較低時，新能源可以將部分或全部的電量輸送給抽水蓄能電站進行存儲；當(dāng)負荷需求較高或電價較高時，抽水蓄能電站工作在發(fā)電狀態(tài)以獲得較高收益。聯(lián)合運營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性［20］，新能源可以通過該途徑規(guī)避偏差考核，減少平衡成本，降低棄電量。

圖1 聯(lián)營體參與日前-實時市場兩階段優(yōu)化策略Fig.1 Two-stage optimization strategy for joint-venture participating in day-ahead-real-time markets

在日前市場階段中，聯(lián)營體基于市場電價預(yù)測及新能源出力預(yù)測的多個不確定性場景構(gòu)建隨機優(yōu)化模型，模型的優(yōu)化目標(biāo)為聯(lián)營體在日前市場的期望收益與CVaR 之和的最大化，優(yōu)化結(jié)果為聯(lián)營體在日前市場的電量申報曲線。

在實時市場階段，日前市場的中標(biāo)曲線與日前節(jié)點邊際電價為已知量。對于第t個時段的實時市場，為避免短時域內(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)營體在第t—T時段的實時市場總收益最大化。

在構(gòu)建聯(lián)營體參與日前-實時市場兩階段優(yōu)化模型之前，為簡化問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)點上，具有共同的節(jié)點邊際電價。

2）為了保證中標(biāo)、防止棄風(fēng)，聯(lián)營體在日前市場階段申報運行日的功率-價格曲線時設(shè)置零價，且認為申報電量全部中標(biāo)。

3）對于優(yōu)化過程中考慮的新能源出力及電價的不確定性，在日前市場階段表征為多個新能源出力預(yù)測場景和節(jié)點邊際電價預(yù)測場景，預(yù)測誤差各自符合一定的正態(tài)分布［21］。運行日實際的新能源出力以及實時節(jié)點邊際電價為日前預(yù)測值的均值再各自加上一定的波動性誤差。

4）對于第t個時段的實時市場，需基于預(yù)測情況進行滾動優(yōu)化，預(yù)測結(jié)果距離預(yù)測點越近越準確。新能源出力的預(yù)測時域與節(jié)點邊際電價的預(yù)測時域略有不同：對于新能源出力，由于已經(jīng)接近實時運行，可認為第t個時段的新能源出力情況已知；對于節(jié)點邊際電價，則需要等到第t個實時市場出清后才進行披露，即第t個時段的節(jié)點邊際電價仍為預(yù)測值。

5）為便于計算，在實時市場階段令每個時段的時間間隔為1 h，即運行日中的實時市場總時段數(shù)T為24。

2 聯(lián)營體參與日前市場的隨機優(yōu)化模型

2.1 目標(biāo)函數(shù)

在日前市場階段，聯(lián)營體優(yōu)化其申報策略以實現(xiàn)日前市場的期望收益與CVaR 之和的最大化。聯(lián)營體策略優(yōu)化過程中考慮新能源出力的不確定性以及電力市場價格不確定性，采用CVaR 對不確定風(fēng)險進行度量，并將其考慮進優(yōu)化決策中，即：

式中：第1項為聯(lián)營體在日前市場的期望收入；第2項為聯(lián)營體在不確定性場景下的收益風(fēng)險；pw為描述不確定性場景w的概率；N為不確定性場景的總數(shù)量；為聯(lián)營體在場景w下t時段內(nèi)的日前市場收益；ζCVaR為CVaR的值；β為風(fēng)險偏好系數(shù)（非負數(shù)），β＞0時表示聯(lián)營體厭惡風(fēng)險而追求收益的穩(wěn)定性，β=0時聯(lián)營體僅以日前市場預(yù)期收益最大為目標(biāo)。

2.1.1 聯(lián)營體期望收益

聯(lián)營體在日前市場中場景w下t時段的收益為售電收益與運行成本的差值，即：

聯(lián)營體的運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，抽水蓄能電站在場景w下t時段內(nèi)的發(fā)電量和抽水耗電量；cy為抽水蓄能電站的啟動成本；yt為0-1 變量，表征抽水蓄能電站在t時段內(nèi)有無啟動；為場景w下t時段內(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)點邊際電價共同決定。需要特別說明的是，在日前市場優(yōu)化階段考慮期望偏差考核成本是為了盡量避免后續(xù)實時市場階段的偏差考核，在最終結(jié)算中偏差考核是按照實時市場的交割情況確定的。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)電商在日前市場中標(biāo)的發(fā)電量和實際物理交割時的發(fā)電量。

在本文構(gòu)建的隨機優(yōu)化模型中，場景w下t時段內(nèi)聯(lián)營體期望實際交付電量為：

2.1.2 CVaR

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

式中：ζVaR為VaR（風(fēng)險價值）的值，在本文中表示在給定的置信度α下，聯(lián)營體在不確定性場景中取得的收益；ηw為場景w下聯(lián)營體的收益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 無法捕捉利潤尾部情況、無法考慮到越過分位點下方的風(fēng)險的缺陷，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)化模型中考慮的運行約束包括聯(lián)營體運行決策約束、抽水蓄能電站運行約束和新能源運行約束。

2.2.1 聯(lián)營體運行決策約束

新能源發(fā)電與抽水蓄能電站聯(lián)合運行，其運行決策包括：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源于聯(lián)營體中的新能源發(fā)電，也可來源于市場購電，如式（10）所示；抽水蓄能電站的發(fā)電電量一部分按計劃投入市場進行交易，另一部分用于平抑新能源出力波動，如式（11）所示。

2.2.2 新能源運行約束

新能源發(fā)電制定日前市場階段的售電曲線申報計劃時需基于出力預(yù)測結(jié)果，即各時段的計劃售電量不應(yīng)超過相應(yīng)時段在各個日前預(yù)測場景中的新能源預(yù)測最大出力：

2.2.3 抽水蓄能電站運行約束

1）出力約束為：

2）連續(xù)抽水、發(fā)電時間約束為：

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

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

式中：Sw，t為場景w下t時段內(nèi)折算為可發(fā)電量的水庫容量；Smax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；Smin為水庫最小容量等值發(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)營體參與實時市場的滾動優(yōu)化模型

3.1 目標(biāo)函數(shù)

聯(lián)營體在實時市場第i時段需基于其在日前市場的中標(biāo)結(jié)果以及滾動更新的預(yù)測情況，調(diào)整聯(lián)營體在i—T時段的市場決策，以實現(xiàn)實時階段收益的最大化，并將i時段的市場決策實際付諸運行，目標(biāo)函數(shù)可表示為：

對于偏差平衡電量和偏差考核電量，有：

3.2 約束條件

聯(lián)營體在實時市場階段的運行約束條件與日前市場階段相似，包括聯(lián)營體運行決策約束、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)電時間約束和庫容約束，僅約束時段有所減少，在此不再贅述。

4 算例驗證

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

4.1 算例數(shù)據(jù)

算例中包含1個風(fēng)電場和1個分布式抽水蓄能電站，風(fēng)電裝機容量為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行參數(shù)Table 1 Operating parameters of distributed pumped storage power plants

本文分析了華東某地實際風(fēng)電場的歷史出力數(shù)據(jù)并進行縮放處理，參考當(dāng)?shù)氐臍v史節(jié)點邊際電價數(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)點邊際電價不確定場景和風(fēng)電出力不確定場景，并采用場景削減方法分別得到10個日前典型預(yù)測場景，如圖3所示。

圖3 日前典型預(yù)測場景Fig.3 Typical day-ahead prediction scenarios

在實時市場階段，節(jié)點邊際電價與新能源出力的預(yù)測精度隨預(yù)測時間尺度的減小而逐步提高，利用蒙特卡洛方法生成預(yù)測場景，預(yù)測誤差的標(biāo)準差在預(yù)測時域與優(yōu)化時域分別取5%和10%。以第5時段為例，得到預(yù)測場景如圖4所示。

圖4 實時典型預(yù)測場景Fig.4 Typical real-time prediction scenarios

對于實時市場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)營體兩階段優(yōu)化結(jié)果分析

4.2.1 市場收益比較

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

表2 兩種運營模式在現(xiàn)貨市場收益對比Table 2 Comparison of spot market revenues under two operating modes

聯(lián)營體運營模式下的市場收益高于二者單獨運營的收益之和，日前市場整體運營收益提高約13.16%。在聯(lián)營體運營模式下，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 市場行為比較

為進一步分析聯(lián)營體模式下收益提升的機制，對比了抽水蓄能電站和新能源發(fā)電在兩種運營模式下的日前市場行為，結(jié)果如圖5所示。

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

在聯(lián)營體運營模式下，新能源發(fā)電的售電計劃可追蹤市場電價變化：在電價高峰時段售電量較多；電價低谷時段售電量較少，甚至完全輸送給抽水蓄能電站進行儲存而不外售。相比之下，新能源發(fā)電單獨運營時，其計劃售電無法有效追蹤市場電價變化，而與出力預(yù)測的變化趨勢更為接近。結(jié)果說明，在聯(lián)營體運營模式下，新能源發(fā)電可應(yīng)對市場電價變化安排售電計劃以獲得更大收益。

4.3 風(fēng)險偏好系數(shù)對聯(lián)營體收益的影響

4.3.1 日前市場收益影響分析

風(fēng)險偏好系數(shù)β反映聯(lián)營體對于市場風(fēng)險的厭惡程度。為比較不同β值的設(shè)置對聯(lián)營體市場選擇及收益的影響，選取置信度α為0.95，計算不同β取值下聯(lián)營體的日前市場期望收益及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)險偏好系數(shù)的增加，聯(lián)營體在日前市場的預(yù)期總收益逐漸減少，而CVaR逐漸增加。當(dāng)風(fēng)險偏好系數(shù)較小時，聯(lián)營體日前市場預(yù)期總收益隨CVaR 的增加而緩慢減少；當(dāng)風(fēng)險偏好系數(shù)較大時，聯(lián)營體日前市場預(yù)期總收益隨CVaR的增加而快速減少。

4.3.2 實時市場收益影響分析

不同風(fēng)險偏好系數(shù)下的實時市場期望收益及實時市場CVaR有效前沿如圖7所示。

圖7 不同β值下的CVaR與實時市場期望收益Fig.7 CVaR and real-time market expected return with different β values

可以看出：隨著風(fēng)險偏好系數(shù)的增加，聯(lián)營體在實時市場的預(yù)期總收益逐漸增加，與日前市場的收益變化趨勢相反。當(dāng)風(fēng)險偏好系數(shù)較小時，聯(lián)營體實時市場總收益隨CVaR 的增加而緩慢增加；當(dāng)風(fēng)險偏好系數(shù)較大時，聯(lián)營體日前市場預(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聯(lián)營體收益的影響

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)營體時需要考慮的問題。為分析分布式抽水蓄能電站的庫容對聯(lián)營體運營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最大庫容情況，且初始庫容隨之等比例縮放；設(shè)置風(fēng)電裝機容量80 MW，出力預(yù)測誤差仍為10%，出力特性參考4.1節(jié)，不考慮風(fēng)險偏好系數(shù)的影響，結(jié)果如圖8所示。

圖8 抽水蓄能電站庫容對聯(lián)營體運營收益的影響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容的降低，聯(lián)營體在現(xiàn)貨市場的收益逐漸降低，而新能源棄電量與偏差考核電量逐漸增長。具體而言，當(dāng)分布式抽水蓄能電站的最大庫容等值發(fā)電量與新能源（風(fēng)電）裝機容量之比大于1.875時，新能源棄電量隨著庫容的減小而增長緩慢，此時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)電的波動性與不確定性；當(dāng)最大庫等值發(fā)電量與新能源（風(fēng)電）裝機容量之比小于1.875時，新能源棄電量隨著最大庫容的減少而快速增長，此時分布式抽水蓄能電站的調(diào)節(jié)能力已經(jīng)達到其上限。

5 結(jié)論

本文提出了一種在現(xiàn)貨市場雙結(jié)算機制下，分布式抽水蓄能電站與新能源發(fā)電組成聯(lián)營體參與日前-實時市場兩階段優(yōu)化模型。模型考慮了市場電價不確定性和新能源出力不確定性下聯(lián)營體的期望收益及風(fēng)險偏好，并引入了CVaR 以量化上述不確定性對聯(lián)營體收益的影響。通過算例分析，得出如下結(jié)論：

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

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

3）隨著風(fēng)險偏好系數(shù)的增加，聯(lián)營體在現(xiàn)貨市場的預(yù)期總收益逐漸減少。實際應(yīng)用中，聯(lián)營體可基于對市場風(fēng)險的厭惡程度以及市場的不確定性，合理安排優(yōu)化模型中的風(fēng)險偏好系數(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)營體時，抽水蓄能電站的調(diào)節(jié)能力存在相應(yīng)閾值，在實際應(yīng)用中可以指導(dǎo)聯(lián)營時的容量配比或者新建抽水蓄能電站的容量規(guī)劃。