一种新能源中长期电价预测方法与流程

本技术属于电价预测，具体涉及一种新能源中长期电价预测方法。

背景技术：

1、随着全国统一电力市场体系建设推进，目标电源、光伏全面退出固定电价、进入现货与中长期市场化交易，中长期电价预测已成为新能源项目投资决策、经济性测算、交易报价的核心依据。我国电力市场以边际机组定价为核心机制，现货价格由满足负荷的最后一台机组（边际机组）报价统一出清，中长期价格与现货价格长期收敛。当前新能源电价高度依赖容量电价、绿证权益等多维因素耦合，传统预测方法难以适配新型电力系统与全国统一市场规则。

技术实现思路

1、有鉴于此，本技术提供了一种新能源中长期电价预测方法，通过综合煤电全口径成本、火电度电电价、容量电价、度电绿证收益等多维因素耦合预测新能源中长期电价，以解决传统预测方法难以适配新型电力系统与全国统一市场规则的技术问题。

2、本技术第一方面提供了一种新能源中长期电价预测方法，该新能源中长期电价预测方法包括以下步骤。

3、步骤s1、获取电价预测基础参数，电价预测基础参数包括煤电全口径成本、毛利率、折算度电容量电价收益、目标电源电价捕捉率、目标电源各类考核分摊等损失和目标电源度电绿证收益。目标电源为风电或光伏。

4、步骤s2、根据毛利率和煤电全口径成本，计算得到预期总收益。预期总收益=煤电全口径成本×（1+毛利率）。

5、步骤s3、将预期总收益减去折算度电容量电价收益，计算得到火电度电电价。

6、步骤s4、判断目标省份为非水电省份还是水电省份。

7、步骤s5、若目标省份为非水电省份，则根据火电度电电价、目标电源电价捕捉率和目标电源各类考核分摊等损失计算得到目标省份预测年度的目标电源电量电价。

8、目标电源电量电价=火电度电电价×目标电源电价捕捉率-目标电源各类考核分摊等损失。

9、步骤s6、若目标省份为水电省份，则电价预测基础参数还包括丰水季电价，根据火电度电电价、目标电源电价捕捉率、丰水季电价和目标电源各类考核分摊等损失，计算得到目标省份预测年度的目标电源电量电价。目标电源电量电价=（火电度电电价/2×目标电源电价捕捉率+丰水季电价/2-目标电源各类考核分摊等损失）。

10、步骤s7、将目标电源电量电价和目标电源度电绿证收益相加，计算得到目标电源度电综合收益。

11、在本技术一个具体实施方式中，步骤s5a至步骤s5c为步骤s5的一具体实现方式。

12、步骤s5a、若目标省份为非水电省份，则判断预测年度是否不大于2035年。

13、步骤s5b、若预测年度不大于2035年，则根据火电度电电价、目标电源电价捕捉率和目标电源各类考核分摊等损失计算得到目标电源电量电价。

14、目标电源电量电价=火电度电电价×目标电源电价捕捉率-目标电源各类考核分摊等损失。

15、步骤s5c、若预测年度大于2035年，则电价预测基础参数还包括目标电源度电成本对应电价，根据火电度电电价、目标电源电价捕捉率、目标电源各类考核分摊等损失、预测年度的发电小时计算得到目标电源电量电价。目标电源电量电价=火电度电电价×目标电源电价捕捉率×预测年度的发电小时/8760+目标电源度电成本对应电价×(1-预测年度的发电小时/8760))-目标电源各类考核分摊等损失。

16、在本技术一个具体实施方式中，在步骤s1之前，该方法还包括步骤s1a和步骤s1b。

17、步骤s1a、获取度电燃煤成本、度电其他成本和度电碳履约成本。

18、步骤s1b、将度电碳履约成本、度电燃煤成本和度电其他成本相加，计算得到煤电全口径成本。

19、在本技术一个具体实施方式中，在步骤s1a之前，该方法还包括步骤s1c至步骤s1e。

20、步骤s1c、获取基准年度碳配额比例和碳价。

21、步骤s1d、根据基准年度碳配额比例计算得到预测年度碳配额比例，预测年度碳配额比例=基准年度碳配额比例+（预测年度-基准年度）×1%；

22、步骤s1e、根据预测年度碳配额比例和碳价计算得到度电碳履约成本。度电碳履约成本=if(火电机组是否考虑碳履约影响="是"，0.86/1000×碳价×预测年度碳配额比例，0)。

23、在本技术一个具体实施方式中，在步骤s1之前，该方法还包括步骤s1f和步骤s1g。

24、步骤s1f、获取容量电价和发电小时。

25、步骤s1g、将容量电价除以发电小时，计算得到折算度电容量电价收益。

26、在本技术一个具体实施方式中，在步骤s1之前，该方法还包括步骤s1h至步骤s1l。

27、步骤s1h、判断预测年度是否大于2040。

28、步骤s1i、若预测年度大于2040，则根据基准年度发电小时计算得到发电小时。发电小时=基准年度发电小时-（2040-基准年度）×100。

29、步骤s1j、若预测年度不大于2040，则判断基准年度发电小时-（预测年度-基准年度-1）×100是否不大于2000。

30、步骤s1k、若基准年度发电小时-（预测年度-基准年度）×100不大于2000，则根据公式一计算得到发电小时。

31、发电小时=基准年度发电小时-（预测年度-基准年度-1）×100    公式一。

32、步骤s1l、若基准年度发电小时-（预测年度-基准年度）×100大于2000，则根据公式二计算得到发电小时。

33、基准年度发电小时-（预测年度-基准年度）×100）   公式二。

34、在本技术一个具体实施方式中，步骤s1之前，该方法还包括步骤s1m至步骤s1o。

35、步骤s1m、判断预测年度是否不大于2035年。

36、步骤s1n、若预测年度不大于2035年，则确定容量电价为165 元 /kw・年。

37、步骤1o、若预测年度大于2035年，则确定容量电价为330 元 /kw・年。

38、在本技术一个具体实施方式中，在步骤s1之前，该方法还包括步骤s1p至步骤s1t。

39、步骤s1p、判断目标电源电价捕捉率是否小于50%。

40、步骤s1q、若目标电源电价捕捉率小于50%，则确定目标电源电价捕捉率为50%。

41、步骤s1r、若目标电源电价捕捉率不小于50%，则判断目标电源电价捕捉率是否大于95%。

42、步骤s1s、若目标电源电价捕捉率大于95%，则确定目标电源电价捕捉率为95%。

43、步骤s1t、若目标电源电价捕捉率不大于95%且不小于50%，则采用测算公式重新测算新的目标电源电价捕捉率。

44、            公式三，

45、公式三中，t代表分时，pt代表分时的省份现货价格，qt代表分时的机组功率值，pavg代表平均电价。

46、在本技术一个具体实施方式中，在步骤s1之前，该方法还包括s1u至步骤s1z。

47、步骤s1u、判断预测年度是否不大于2030。

48、步骤s1v、若预测年度不大于2030，则确定目标电源卖绿证比例为50%。

49、步骤s1w、若预测年度大于2030，则判断预测年度是否不大于2035。

50、步骤s1x、若预测年度不大于2035，则确定目标电源卖绿证比例为80%。

51、步骤s1y、若预测年度大于2035，则确定目标电源卖绿证比例为100%。

52、本技术第二方面提供了一种计算机装置，该计算机装置包括处理器和存储器。处理器用于执行本技术第一方面的一种新能源中长期电价预测方法。存储器用于存储处理器的可执行指令。

53、本技术第三方面提供了一种计算机可读存储介质，其上存储有计算机的可执行指令。可执行指令被处理器执行时实现本技术第一方面的一种新能源中长期电价预测方法。

54、本技术第四方面提供了一种计算机程序产品，包括计算机程序/指令，计算机程序/指令被处理器执行时实现本技术第一方面的一种新能源中长期电价预测方法。

55、本技术技术方案的有益效果在于：采用合规化、可落地、可集成的技术手段，实现了为新能源智能辅助决策平台提供稳定、精准、可工程化的中长期电价预测能力，该方法提出分省份、分电源、分阶段的电价与综合收益计算模型，实现了非水电省份与水电省份差异化电价的精准预测，适用于非水电省份与水电省份的差异化电价预测，也适用于全国统一电力市场体系下风电、光伏项目的市场化电价测算；融合目标电源电价捕捉率、目标电源各类考核分摊等损失及目标电源度电绿证收益等进行全口径核算，适用于风光项目全周期收益评估，最终为新能源智能辅助决策平台提供合规、精准、可落地的中长期电价预测支撑。