目前，国内外学者对抽水蓄能电站、新能源电站和其他类型电站的协同运行进行了大量研究，为抽水蓄能电站和各种新能源电站的协同运行和报价制定提供了丰富的理论依据。但目前我国电力市场尚未完全建立，参与市场的抽水蓄能电站和各类新能源发电规模有限。而且大部分抽水蓄能电站承担着保障电网系统安全的“政治”任务，而新能源发电仍主要依靠性补贴盈利，缺乏市场竞争力。
在市场条件下，作为具有独立市场意识的主体，无论是抽水蓄能电站还是新能源电站，报价的方式和独立或合作运营都是响应市场信号而做出的。因此，在电力市场化改革背景下，抽水蓄能电站和新能源发电不仅要考虑消耗清洁能源、减少碳排放、保持电网系统稳定等正外部效益，还要考虑如何在市场条件下保证抽水蓄能电站和新能源电站各自的经济效益。对于“丰宜易洸居”的组合来说，要获得联合参与电力市场的最大利益，内部利益要合理分配。
因此，研究合理科学的运行模式、经济高效的风、光、储最优组合比例、联合竞价策略模型和内部利润分配模型，对我国抽水蓄能电站和新能源的未来发展尤为重要。主要研究内容随着我国当前电力市场化改革的推进和国家“二氧化碳排放峰值、碳中和”的长远目标，我们都希望拓宽消纳方式，通过市场化手段高效、经济地建设和消纳更多以风力发电和光伏发电为代表的新能源电力。
主要研究内容如下:借助国内外资深专家学者的研究成果，分析论证了大规模新能源电力参与市场的现实困难和抽水蓄能电站与新能源电站联合参与的必要性和可行性。基于我国电力市场改革和建设的现状，探讨了我国当前典型电力市场的构建理论，并在此基础上，探索了以风力发电和光伏发电为代表的新能源发电参与电力市场竞价的市场机制。分析了抽水蓄能电站参与电力市场的现状和运行模式。
分析了以风力发电、光伏发电和抽水蓄能电站为代表的新能源发电的基本特征，并在此基础上研究分析了“抽水蓄能-新能源”联合运行系统的基本概念。以利润最大化为目标，建立了新能源电站和抽水蓄能电站参与电能现货市场的单一竞价模型。通过将新能源电站和抽水蓄能电站的合作与竞争有机结合，以联合体利润最大化和联合体内部利益平衡为目标，建立了电能现货市场下的“抽水蓄能-新能源”联合竞价模型。
考虑到其他电力市场主体，建立了包括火电、核电、风电、光伏、抽水和蓄能在内的模拟电能现货市场。以新能源单一竞价模式和抽水蓄能单一竞价模式为例进行分析，得出抽水蓄能电站和新能源电站单独参与电能市场竞价的利润。进而对“抽水蓄能与新能源”联合竞价模式进行了实例分析，得出了抽水蓄能电站和新能源电站在电力市场参与竞价的利润。然后得出投标联合体利润最大化的容量分配方案和联合体内部利润分配的可行性空。
通过对结果的比较，提出了电力市场中抽水蓄能电站与新能源联合竞价策略的可行解集。研究的重点难点和可能的创新点提出了抽水蓄能电站参与电能市场的“两个身份”和“三种运行模式”的概念，这是目前抽水蓄能电站并网运行和频繁参与电能市场较为合适的市场机制。基于新能源和抽水蓄能电站的技术经济特点，提出了一种包括预测偏差管理和抽水蓄能容量控制两大模块的抽水蓄能与新能源联合运行系统。
建立了抽水蓄能电站参与电力市场竞价的“三阶段”竞价模型。通过引入损失系数，将原复杂的离散非线性问题通过两次迭代转化为近似的线性混合整数规划问题，降低了算法的难度。基于"抽水蓄能-新能源"联合运行系统理论，建立了包括外部利润最大化和内部利润分配均等化的双层"抽水蓄能-新能源"联合竞价模型。采用Q-Leaming强化学习算法求解，可有效获得经济有效的抽水蓄能电站与新能源联合竞价策略。
新能源大规模接入、扩大负荷峰谷差、远距离输送是抽水蓄能发展的动力，更经济有效地满足电力系统平衡需求是抽水蓄能发展的根本动力。抽水蓄能是电力系统完成“从平衡到不平衡再到再平衡”过程的重要动力，具有及时和空调节的能力。面对新能源大规模接入带来的系统时间空平衡需求，抽水蓄能独有的“能量时间空传递函数”可以将电力系统在某一时刻或空的“点平衡”决策问题转化为供需“延时匹配”和“跨能量系统平衡”，拓宽了解决的途径和手段。
电力市场根据交易产品的类型分为电能市场和辅助服务市场。为了突出重点，我们不考虑辅助服务市场，而是着眼于抽水蓄能电站和新能源在电能市场中的行为。因此，结合我国目前的电力市场机制，研究分析适合抽水蓄能电站和新能源电站参与电能市场的模式和机制。电力市场机制的研究包括三个方面:市场结构与主体、市场交易与清算模式、市场交易过程。
因为每个省每个地区的实际情况不一样，具体规定也不一样。以中国某电力市场发达地区为例进行分析。市场自愿参与前一市场，自主决定前一市场的交易量。前一个市场与实时市场之间的偏差按照实时市场价格结算。结算合约参考当天之前的市场价格，会鼓励用户参与当天之前的市场。作为非竞争用户代理的零售商通过授权合同购买电能，并强制其参与日前市场，目的是保证区域内日前市场趋势尽可能与实时市场实际情况一致。
日前能源市场中，点对点外呼作为价格接收方在日前市场中自动报价，其他外呼和输电由电网公司在日前市场中以以下方式进行交易:外送电，在日前市场中买卖电能，然后根据合同将电能出售给其他省份；对于离网来电，根据协议，电网公司会在几天前将其边界节点的离网来电出售给市场；
对于输电，根据合同，电力从一个省进口，出口到另一个省，必须从一个省边界节点购买电力，并在几天前在市场上的另一个省边界节点出售。预调度计划主要用于确定通过安全检查的发电计划，以满足预测负荷的需求。电能市场预调度过程不使用市场用户报价，而是使用系统负荷预测。同时，根据需要将额外的发电机组纳入机组组合，调整电能和备用方案，确定一个安全调度方案，作为实时运行的依据。
调度中心将把预调度计划的结果发送给发电商、电网公司和交易中心，包括每个交易时段的电能量和备用计划。在实时行情附近，调度中心将随着市场信息的变化运行并更新预调度计划，目的是提高系统可靠性和市场透明度，为市场主体调整报价策略提供有效指导，促进系统供需平衡。
预调度提供交易时段的计划方案，确定当前交易日的操作结果，提供下一交易日的初步指示性操作计划。滚动预调度计划中的机组组合与之前预调度计划中的机组组合相比可能会发生变化，但调度中心将决定是否接受该变化。只有在调度过程中正式确认机组，才能确定将组合运行纳入后续滚动预调度。预调度计划发布后，地方与其他省份之间的电能计划可能需要修改。
具体原因可能是:因事故停机或外部调度中心指令导致外拨单元出力发生变化。需要从其他省份转移额外的电能来满足当地的负荷需求。其他省份根据一些情况需要将原本送往当地的电能进行转移。其他跨省交易市场，如跨省富余可再生能源交易。在操作日期之前的市场中，没有特定的市场计划过程来反映预调度计划过程之后的这些变化，但是对这些计划的任何变化都将以实际市场价格结算。
预调度计划后点网中外机组出力计划的任何变动，将在实时行情中结算。电网公司承担其他外拨和送电市场计划与实际省际潮流偏差结算的财务责任。此外，废水可再生能源实时市场与之前市场的偏差，电网公司也有责任。调频市场由调度中心近实时操作，以确定哪些单位将在实时市场计划中提供调频服务。调频市场清算结果在每小时前半小时公布，适用于该小时的所有计划时段。
能提供调频服务的单位，可以提交零报价，表示自己是价格接受方，会优先考虑调频，也可以提交成本基础报价，反映自己提供调频的预期成本。实时市场由调度中心在每个调度周期前五分钟推出，电能和底价共同优化。之前固定的机组组合和调频市场的结果用于运行计划程序，该计划程序用于确定每个发电机的电能、一次和二次备用计划、电能的节点价格以及机组的备用和调频价格。
在实时调度中，调度AGC指令由调度中心根据实时市场发电计划下达。如果实际情况需要，也可以手动发出不同的指令。实时最终市场价格由交易中心在交易日后一天确定。交易中心可以要求调度中心重新计算价格以反映任何缺失的数据，并确保FM价格反映基于最终电价的实际机会成本。电网公司作为资金结算机构，根据交易中心出具的结算依据，代收代付当期市场和实时市场费用。
