可再生能源绿证价格曲线测算方法和系统与流程

本发明涉及价格测算，具体涉及以一种可再生能源绿证价格曲线测算方法和系统。

背景技术：

为促进可再生能源开发利用，可再生能源配额制于2019年1月1日正式实施，配套实施绿色证书交易，绿色证书作为配额制完成与否的核查、清算工具。配额制的实施使可再生能源的消纳具有强制性，提高风电、光伏等可再生能源发电在终端的消费比重，不仅有利于本省内新能源电力的最大消纳，还将促进跨区域的调度，对可再生能源电力溢出省份的电力消纳同样帮助较大。

政府及相关部门对发电企业每生产出的1mwh可再生能源电力进行认证并核发一个绿色证书，它是一种独立于物理电量之外的一种可交易商品，代表了可再生能源项目产生的电力的环境属性，并且可以与商品电力分开销售。绿证的价格由市场决定，绿证的年份、地区、供需紧张程度、电源品种等因素都将影响绿证的价格。目前国家仅仅明确了绿证价格的上限，尚未出台绿证价格形成机制的具体流程。一般以煤电标杆上网电价与脱媒脱硝补贴之差作为绿证价格的上限，或者采用预想的可再生能源附加补贴缺口来估算绿证价格上限，这两种方法较为粗略，均适用于绿证价格的远期估算，与市场脱节，无法反映绿证价格的波动，且测算不同类型可再生能源绿证价格无法区分。可见，目前对于绿证价格测算尚缺完整和相对科学的方法和体系。

配额制出台后，可再生能源发电企业的收益来自两个部分，即在电能量市场卖电量的收益和在绿证市场卖绿色证书的收益。绿证价格的合理制定可以极大推动强制配额制的实施，促进可再生能源的消纳，最终影响可再生能源发电企业的收益。因此，对绿证价格进行测算是极其重要并且必要的。

技术实现要素：

本发明的目的在于克服上述现有技术的不足，提供一种可再生能源绿证价格曲线测算方法和系统，以利于可再生能源发电企业的收益。

为实现上述目的，本发明的技术方案是：

可再生能源绿证价格曲线测算方法，包括：

通过终端来从服务器中获取可再生能源现货市场运行规则数据并按照其每日24小时负荷曲线，计算出可再生能源发电机组每小时出力，将其累加，得到日可再生能源发电量；

根据所得到日可再生能源发电量的来计算出可再生能源发电机组每小时节点电价，取其加权平均数为日平均上网电价；

获取可再生能能源发电企业每日获取的绿证总数；

基于货币的贴现率，将可再生能源发电企业的总投资等额折算到其经营期内每年的投资，得出可再生能源发电企业的日投资额；

基于可再生能源发电企业收益不确定性，按照收益率概率密度函数进行随机抽样，得出可再生能源发电企业的收益率；

根据所得到的日可再生能源发电量、日可再生能源发电量、绿证总数、可再生能源发电企业的日投资额以及可再生能源发电企业的收益率来得出绿证的日平均价格。

相应地，本发明还提供了可再生能源绿证价格曲线测算系统，包括

服务器，其用于存储记录有可再生能源现货市场运行规则数据及其每日24小时负荷曲线数据；

终端，其用于从服务器中下载可再生能源现货市场运行规则数据及其其每日24小时负荷曲线数据，以计算出可再生能源发电机组每小时出力，将其累加，得到日可再生能源发电量；

日平均上网电价计算装置，其用于根据所得到日可再生能源发电量的来计算出可再生能源发电机组每小时节点电价，取其加权平均数为日平均上网电价；

绿证总数装置，用于获取可再生能能源发电企业每日获取的绿证总数；

可再生能源发电企业的日投资额计算装置，其基于货币的贴现率，将可再生能源发电企业的总投资等额折算到其经营期内每年的投资，得出可再生能源发电企业的日投资额；

可再生能源发电企业的收益率计算装置，其基于可再生能源发电企业收益不确定性，按照收益率概率密度函数进行随机抽样，得出可再生能源发电企业的收益率；

绿证的日平均价格计算装置，其根据所得到的日可再生能源发电量、日可再生能源发电量、绿证总数、可再生能源发电企业的日投资额以及可再生能源发电企业的收益率来得出绿证的日平均价格。

本发明与现有技术相比，其有益效果在于：

本发明提出的绿证价格测算机制基于风电企业收益率，符合市场经济运作规律，可以规避商品价格风险，即市场价格的不确定性对企业的物质商品资产所带来的收益或损失；本发明提出的绿证价格测算机制高效实用，兼顾了货币的贴现率和收益率的正态分布，并适用于所有可再生能源绿证价格的测算。同时，本方法考虑了可再生能源发电商的收益不确定性，且基于现货电能量市场的交易机制和生产模拟，充分体现了现货电能量市场与绿证交易的互动机制，更为精确地测算绿证价格的逐日波动曲线，为电力交易机构提供决策支持，以利于可再生能源发电企业的收益。

附图说明

图1为本发明实施例提供的可再生能源绿证价格曲线测算方法的流程图；

图2为可再生能源绿证价格曲线测算流程图。

具体实施方式

下面结合附图和具体实施方式对本发明的内容做进一步详细说明。

实施例：

参阅图1所示，本实施例提供的可再生能源绿证价格曲线测算方法，包括：

通过终端来从服务器中获取可再生能源现货市场运行规则数据并按照其每日24小时负荷曲线，计算出可再生能源发电机组每小时出力，将其累加，得到日可再生能源发电量；

根据所得到日可再生能源发电量的来计算出可再生能源发电机组每小时节点电价，取其加权平均数为日平均上网电价；

获取可再生能能源发电企业每日获取的绿证总数；

基于货币的贴现率，将可再生能源发电企业的总投资等额折算到其经营期内每年的投资，得出可再生能源发电企业的日投资额；

基于可再生能源发电企业收益不确定性，按照收益率概率密度函数进行随机抽样，得出可再生能源发电企业的收益率；

根据所得到的日可再生能源发电量、日可再生能源发电量、绿证总数、可再生能源发电企业的日投资额以及可再生能源发电企业的收益率来得出绿证的日平均价格。

也就是说，在实施例中，采用可再生能源发电企业的收益率对绿证价格进行测算，收益率指发电商的净利润占其平均资本的百分比，即投资的回报率。

具体地，绿证的日均价格测算公式如下：

由此可知，本方法提出的绿证价格测算机制基于风电企业收益率，符合市场经济运作规律，可以规避商品价格风险，即市场价格的不确定性对企业的物质商品资产所带来的收益或损失；本方法提出的绿证价格测算机制高效实用，兼顾了货币的贴现率和收益率的正态分布，并适用于所有可再生能源绿证价格的测算。同时，本方法考虑了可再生能源发电商的收益不确定性，且基于现货电能量市场的交易机制和生产模拟，充分体现了现货电能量市场与绿证交易的互动机制，更为精确地测算绿证价格的逐日波动曲线，为电力交易机构提供决策支持，以利于可再生能源发电企业的收益。

具体地，通过终端来获取可再生能源现货市场运行规则并按照其每日24小时负荷曲线来建立用安全约束经济调度模型sced，以得到日可再生能源发电量，所述安全约束经济调度模型sced的目标函数如下所示：

其中：ng、nw分别表示常规和抽水蓄能机组、可再生能源发电机组的台数；t表示所考虑的总时段数，每天考虑24时段，则t为24；pi,t、prk,t分别表示常规和抽水蓄能机组i、可再生能源发电机组m在时段t的出力；ci,tpi,t、cm,tprm,t、分别表示常规和抽水蓄能机组i、可再生能源发电机组m在时段t的运行费用。

日前电能量市场出清sced的约束条件包括：

(1)系统负荷平衡约束

对于每个时段t，负荷平衡约束可以描述为：

(2)系统旋转备用约束

各个时段机组出力的上调能力总和与下调能力总和需满足实际运行的上调、下调旋转备用要求。

(3)机组出力上下限约束

机组的出力应该处于其最大/最小出力范围之内，其约束条件可以描述为：

pi,min≤pi,t≤pi,max(4)

prm,min≤prm,t≤prm,max(5)

(4)常规机组爬坡约束

常规机组上爬坡或下爬坡时，均应满足爬坡速率要求。爬坡约束可描述为：

(5)抽水蓄能机组抽发平衡约束

(6)抽水蓄能电站库容约束

(7)线路潮流约束

线路潮流约束可以描述为：

其中，δpi^u为机组i最大上爬坡速率，δpi^d为机组i最大下爬坡速率；ξ为抽水蓄能机组的抽水储能转换效率，一般取为75％，gps表示抽水蓄能机组，tp、tg分别表示一天中抽水和发电时段的集合，抽水时pi(t)为负，发电时pi(t)为正；ei,psmax表示抽水蓄能机组的库容上限；n表示常规机组、抽水蓄能机组和可再生能源发电机组的总台数；pl^max为线路l的潮流传输极限；gl-n为机组n所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；gl-j为联络线j所在节点对线路l的发电机输出功率转移分布因子；k为系统的节点数量；gl-k为节点k对线路l的发电机输出功率转移分布因子；dk,t为节点k在时段t的母线负荷值。分别为线路l的正、反向潮流松弛变量。

根据以上安全约束经济调度(sced)模型，可以计算出可再生能源机组日发电量，如下式：

3、如权利要求1所述的可再生能源绿证价格曲线测算方法，其特征在于，所述根据所得到日可再生能源发电量的来计算出可再生能源发电机组每小时节点电价，取其加权平均数为日平均上网电价包括：

日前电能量市场出清形成每15分钟的节点电价，每小时内4个15分钟的节点电价的算术平均值，计为该节点每小时的平均节点电价。

节点电价(lmp)计算模型如下：日前电能量市场sced计算完毕后，对于不可定价机组，在sced模型中对其机组出力上下限约束替换为以下固定出力约束：

其中，为日前电能量市场sced计算结果中，机组n在时段t的中标出力。将不可定价机组在相应时段的出力固定之后，重新计算日前电能量市场中的sced模型，得到各时段系统负荷平衡约束、线路潮流约束的拉格朗日乘子，则节点n在时段t的节点电价为：

其中，λt为节点k在t时段的节点电价；l为线路总数；为线路l最大正向潮流约束的拉格朗日乘子；为线路l最大反向潮流约束的拉格朗日乘子；gl,k为节点k对线路l的发电机输出功率转移分布因子。当忽略网络安全约束时，整个系统的节点电价相同；当考虑网络安全约束且系统中出现阻塞时，阻塞线路两端的节点电价不同。

可再生能源发电机组日平均上网电价为：

所述基于货币的贴现率，将可再生能源发电企业的总投资等额折算到其经营期内每年的投资，得出可再生能源发电企业的日投资额包括：

按年等投资的情况考虑，可再生能源发电企业经营期内的总投资计算公式为：

a+a(1+β)+a(1+β)²+...+a(1+β)^n-1＝q(14)

则可再生能源发电企业年投资为：

可再生能源发电企业日投资为：

其中，q为可再生能源发电企业经营期内的总投资，β为货币的贴现率，a为可再生能源发电企第的年投资，b为可再生能源发电企业的日投资。

上述的基于可再生能源发电企业收益不确定性，按照收益率概率密度函数进行随机抽样，得出可再生能源发电企业的收益率包括：

函数f(x)表征可再生能源发电企业收益率的不确定性，本专利以其概率密度函数服从正态分布为例作后续计算。

x、n(μ，σ²)(19)

其中，x为连续型随机变量，表示企业收益率；f(x)表示企业收益率概率密度函数；μ为数学期望(或均值)，σ²为方差；f(x)为f(x)的累积分布函数，表示企业收益率落在某个区域内的概率。

上述的的可再生能源绿证价格曲线测算方法还包括：循环计算一个月内每日的绿证均价，求出绿证的月均价格；循环计算一年内每月的绿证均价，求出绿证的年均价格；

绿证的日平均价格计算公式如下：

p＝(rn+1)*b-lmpr*prm/q(21)

绿证的月平均价格计算公式如下：

绿证的月年平均价格计算公式如下：

其中，p为日平均绿证价格；b为可再生能源发电企业日投资；rn为可再生能源发电企业收益率，是按场景法进行随机抽样得到的，场景数记为n；q为绿证的数量；p(m)为月平均绿证价格；p(y)为年平均绿证价格。

因此，在实施例中，可再生能源绿证价格测算总体流程图如图2所示。

相应地，本实施例还提供了可再生能源绿证价格曲线测算系统，包括

服务器，其用于存储记录有可再生能源现货市场运行规则数据及其每日24小时负荷曲线数据；

终端，其用于从服务器中下载可再生能源现货市场运行规则数据及其其每日24小时负荷曲线数据，以计算出可再生能源发电机组每小时出力，将其累加，得到日可再生能源发电量；

日平均上网电价计算装置，其用于根据所得到日可再生能源发电量的来计算出可再生能源发电机组每小时节点电价，取其加权平均数为日平均上网电价；

绿证总数装置，用于获取可再生能能源发电企业每日获取的绿证总数；

可再生能源发电企业的日投资额计算装置，其基于货币的贴现率，将可再生能源发电企业的总投资等额折算到其经营期内每年的投资，得出可再生能源发电企业的日投资额；

可再生能源发电企业的收益率计算装置，其基于可再生能源发电企业收益不确定性，按照收益率概率密度函数进行随机抽样，得出可再生能源发电企业的收益率；

绿证的日平均价格计算装置，其根据所得到的日可再生能源发电量、日可再生能源发电量、绿证总数、可再生能源发电企业的日投资额以及可再生能源发电企业的收益率来得出绿证的日平均价格。

由于可再生能源绿证价格曲线测算系统的各个装置的工作原理和上述的方法相同，在本实施例中就不再赘述。

综上，本发明提出的绿证价格测算机制基于风电企业收益率，符合市场经济运作规律，可以规避商品价格风险，即市场价格的不确定性对企业的物质商品资产所带来的收益或损失；本发明提出的绿证价格测算机制高效实用，兼顾了货币的贴现率和收益率的正态分布，并适用于所有可再生能源绿证价格的测算。同时，本方法考虑了可再生能源发电商的收益不确定性，且基于现货电能量市场的交易机制和生产模拟，充分体现了现货电能量市场与绿证交易的互动机制，更为精确地测算绿证价格的逐日波动曲线，为电力交易机构提供决策支持，以利于可再生能源发电企业的收益。

上述实施例只是为了说明本发明的技术构思及特点，其目的是在于让本领域内的普通技术人员能够了解本发明的内容并据以实施，并不能以此限制本发明的保护范围。凡是根据本发明内容的实质所做出的等效的变化或修饰，都应涵盖在本发明的保护范围内。