目前國內外學者對抽水蓄能、新能源發電等類型電源的協同運營研究比較豐富，為抽水蓄能電站以及各類新能源發電的協同運營及報價制定提供了豐富的理論依據。但目前我國的電力市場尚未完全建立起來，抽水蓄能電站和各類新能源發電參與市場的規模有限，而且大部分抽水蓄能電站承擔電網系統保安全的“政治性”任務，新能源發電則依然主要依靠性補貼盈利，缺乏市場競爭力。
而市場條件下，作為有著獨立市場意識的主體，無論是抽水蓄能電站還是新能源電站，報量報價的方式以及獨立或合作的運行方式，都是在響應市場的信號下做出的行為。因此，在電力市場化改革的背景下，抽水蓄能電站以及新能源發電除了要考慮消納清潔能源、降低碳排放、維護電網系統穩定性等正外部性效益，還要考慮市場條件下如何保證抽水蓄能電站和新能源電站各自的經濟效益，對於“鳳一光一蓄”的聯合既要獲得聯合參與電力市場最大化的收益，又要內部收益合理分配。
主要研究內容如下：藉助於國內外前輩專家學者的研究成果，分析了論證了大規模新能源電力參與市場存在的實際困難以及抽水蓄能電站和新能源電站聯合參與市場的必要性和可行性，基於我國電力市場改革與建設現狀，論述了我國現行典型電力市場的建設相關理論，並以此為基礎，以風力發電和光伏發電為代表，探究了新能源發電參與電力市場競價的市場機制。並對抽水蓄能電站以何種身份、哪種運營模式參與電力市場進行了分析。
分析了以風力發電和光伏發電為代表的新能源發電以及抽水蓄能電站的基本特性，並以此為基礎，研究分析了“抽水蓄能一新能源”聯合運行系統的基本概念。以利潤最大化為目標，分別建立了新能源電站以及抽水蓄能電站參與電能量現貨市場的單一競價模型。又將新能源電站與抽水蓄能電站之間合作與競爭的關係有機結合，以聯合體利潤最大化、聯合體內利益均衡分配為目標，建立了在電能量現貨市場條件下的“抽水蓄能一新能源”聯合競價模型。
綜合考慮了其他電力市場主體，建立了一個包含火電、核電、風電、光伏、抽蓄在內的仿真電能量現貨市場，並對新能源單一競價模型和抽水蓄能單一競價模型進行算例分析，得出抽水蓄能電站以及新能源電站單獨參與電能量市場競價的利潤情況。又對“抽水蓄能一新能源"聯合競價模型進行了算例分析，得到抽水蓄能電站和新能源電站聯合參與電能量市場競價的利潤情況，進而又求得競價聯合體利潤最大化的容量分配方案，以及聯合體內部利潤分配的可行性空間。
通過對結果的對比，提出了抽水蓄能電站與新能源參與電力市場聯合競價策略的可行解集。研究的重難點以及可能的創新點提出了抽水蓄能電站參與電能量市場的“兩種身份”和“三種經營模式”的概念，這是目前比較合適的抽水蓄能電站併網運行，參與電能量市場經常的市場機制。基於新能源與抽水蓄能電站技術經濟特性，提出了一種包含“預測偏差管理”與“抽水蓄能容量控制”兩個模塊的“抽水蓄能一新能源”聯合運行系統。
建立了一個抽水蓄能電站參與電能量市場競價的“三階段”競價模型，通過引入損耗係數，將其由原本複雜的離散非線性問題，通過兩次迭代，轉化為了近似線性的混合整數規劃問題，降低了算法難度。以“抽水蓄能一新能源”聯合運行系統為理論基礎，建立了一個包含外層利潤最大化，內層利益分配均等化的雙層“抽水蓄能一新能源”聯合競價模型，並採用Q-Leaming強化學習算法進行求解，可以有效得到抽水蓄能電站與新能源經濟有效的聯合競價策略。
新能源大規模接入、負荷峰谷差拉大以及遠距離輸電發展是抽水蓄能發展動因，更經濟和有效地滿足電力系統平衡需求是抽水蓄能發展的根本驅動力。抽水蓄能是電力系統完成“從平衡到不平衡到再平衡”過程的重要助力，其具備時間和空間尺度上的調節能力。面對新能源大規模接入產生的系統時空平衡需求，抽水蓄能自身獨特的“能量時空轉移功能”可將電力系統某一時刻或空間上的“點平衡"決策問題，轉換為供需的“延時匹配”和“跨能源系統平衡”，拓寬了解決的途徑與維度。
電力市場從交易產品種類來分，分為電能量市場和輔助服務市場。為突出重點，咱不考慮輔助服務市場，著重研究抽水蓄能電站和新能源在電能量市場中的行為。因此將結合我國現行的電力市場機制，研究分析適合抽水蓄能電站和新能源電站參與電能量市場的模式與機制。電力市場機制的研究包括市場結構和主體、市場交易與出清模式以及市場交易流程三方面。
在日前電能量市場中，點對網外來電作為價格接收者在日前市場自動報價，其它外來電和外送電由電網公司通過以下方式在日前市場進行交易：外送電，在日前市場中對電能進行買賣，然後根據合同將該電能出售給外省；網對網外來電，電網公司根據協議，將外來電從其邊界節點賣入日前市場；
轉送電，根據合同從某一外省輸入電能並向另一外省輸出電能，須在日前市場從一個省間邊界節點購買電能並在另一省間邊界節點賣出電能。預調度計劃主要用於確定一個通過安全校核的發電計劃，以滿足預測負荷的需求。該電能量市場預調度流程不使用市場用戶報價，而是釆用系統負荷預測，同時會根據需要將額外的發電機組納入機組組合，並調整電能和備用計劃，以確定一個安全的調度計劃作為實時運行的基礎。
調度中心會把預調度計劃結果發給發電商、電網公司和交易中心，包括各交易時段的電能和備用計劃。臨近實時市場，調度中心將隨著市場信息的變化，運行並滾動更新預調度計劃，其目的在於提高系統可靠性，提高市場透明度，為市場主體調整報價策略提供有效指導，促進系統供需平衡。
滾動預調度提供交易時段的計劃方案，確定當前交易日的運行結果，並提供下一個交易日的初步指示性的運行計劃。滾動預調度計劃中的機組組合相對於之前的預調度計劃中的機組組合可能會變更，但最終由調度中心確定是否接受變更。只有當機組在調度流程中得到正式確認後，才能確定在隨後的滾動預調度中納入組合運行。預調度計劃發佈後可能會出現當地與其他省份間的電能計劃需要修改的情況。
點對網外來機組在預調度計劃後出力計劃的任何變化將在實時市場結算。電網公司承擔其它外來電和外送電的市場計劃與實際省間潮流偏差量結算的財務責任。此外，電網公司還負責承擔省統調廢水可再生能源的實時市場與日前市場的偏差。調頻市場由調度中心在接近實時運行，以確定哪些機組將在實時市場計劃中提供調頻服務。調頻市場出清結果在每小時前的半小時公佈，並適用於該小時的所有調度時段。
能夠提供調頻服務的機組可以提交零報價，表明他們是價格接收者並將優先進行調頻，也可以提交基於成本的報價，反映他們提供調頻產生的預期成本°實時市場由調度中心在每個調度時段前5分鐘開展，將電能和備用價格聯合優化，使用先前固定的機組組合和調頻市場的結果運行計劃程序，用於確定每臺發電機的電能、一級備用和二級備用計劃及電能的節點價格和機組的備用、調頻價格。
實時調度由調度中心根據實時市場發電計劃發出調度AGC指令，如實際情況需要，也可以人工發佈不同的指令。實時市場最終價格由交易中心在交易日後一天確定。交易中心可以要求調度中心重新計算價格以反映任何缺失的數據，並確保調頻價格反映基於最終電能價格的實際機會成本。電網公司作為資金結算機構根據交易中心出具的結算依據收取和支付日前市場和實時市場費用。