抽水蓄能电站的电价定价方法与流程

[0001]
本发明涉及一种抽水蓄能电站的电价定价方法。


背景技术：

[0002]
抽水蓄能电站接入电力系统中，可起到很好的调峰填谷作用。现有的抽水蓄能电站电价定价方法，按电厂的可用容量及实际上网发电量分别计费的两部制电价制度，但此制度没有实现对抽水蓄能动态价值的完全补偿，无法体现抽水蓄能的全部价值。。


技术实现要素：

[0003]
本发明的发明目的在于提供一种抽水蓄能电站的电价定价方法，能够真正体现抽水蓄能电站的抽水蓄能价值。
[0004]
实现本发明目的的技术方案：
[0005]
一种抽水蓄能电站接入电力系统，采用分时电价计算方法计算抽水蓄能电站在谷荷时段抽水电价和峰荷时段发电上网电价，包括如下步骤：
[0006]
步骤1：采用分时电价计算方法计算电力系统的峰荷电价、谷荷电价；
[0007]
步骤2：确定抽水蓄能电站的工作位置；
[0008]
步骤3：根据抽水蓄能电站在电力系统谷荷期间各时段抽水输入功率，修正日负荷曲线；
[0009]
步骤4：根据抽水蓄能电站在日负荷图上的工作位置，以及低谷和高峰时段电源组成情况，分别选择火电机组作为边际替代机组；
[0010]
步骤5：基于电力系统的峰荷电价、谷荷电价，计算水蓄能电站在谷荷时段的抽水电价和峰荷时段的发电上网电价。
[0011]
进一步地，步骤1中，所述分时电价计算方法为边际成本法。
[0012]
进一步地，步骤5中，抽水电价通过如下公式计算，
[0013]
抽水电价＝(燃料费/(1-联络线网损率)+单位供电成本+单位供电利润)/(1-送出线网损率)
[0014]
式中，燃料费为用边际成本法计算的谷荷电价。
[0015]
进一步地，步骤5中，发电上网电价通过如下方法计算，
[0016]
以理论边际成本法计算的峰荷电价为基础，计算抽水蓄能电站上网电价：
[0017]
p
psf
＝α
e
(mc
f
/t
f
+mc
vf
)
[0018]
α
e
为抽水蓄能电站对火电站的电量效益系数，t
f
为峰荷时段年小时数，mc
f
为峰荷容量电价，mc
vf
为峰荷电量电价。
[0019]
进一步地，步骤5中，发电上网电价通过如下方法计算，
[0020]
以实用边际成本法计算的峰荷电价为基础，计算抽水蓄能电站上网电价：
[0021]
p
psf
＝α
c
mc
f
·
(1-θ
·
x)/t
psf
+α
e
(mc
vf
±
f
s
/t
f
+mc
f
θk/t
f
)
[0022]
α
c
、α
e
分别为抽水蓄能电站对火电站的容量效益系数和电量效益系数，t
f
为峰荷时
段年小时数，mc
f
为峰荷容量电价，mc
vf
为峰荷电量电价，t
psf
为抽水蓄能电站年发电小时数，k为电度容量成本在峰荷时段电价中的分摊系数，按边际机组在峰荷时段和平荷时段发电量的比例确定，θ为机组年平均日负荷率；x为考虑到机组运行时单位小时所分摊的容量成本应大于空闲时单位小时所分摊的容量成本所乘以的大于1的系数，f
s
为系统加单位千瓦容量后，对系统变动运行成本的影响。
[0023]
进一步地，采用分段电价计算方法计算抽水蓄能电站在峰荷发电时段和低谷抽水时段的电价；所述分段电价计算方法采用边际成本法。
[0024]
进一步地，计算抽水蓄能电站在峰荷发电时段的电价通过如下方法计算，
[0025]
选择替代调峰机组，采用分段电价计算方法计算其在峰荷段的电价，作为抽水蓄能电站在峰荷发电时段的电价。
[0026]
进一步地，计算抽水蓄能电站在低谷抽水时段的电价通过如下方法计算，
[0027]
基于抽水蓄能电站在低谷抽水时需电力系统输入功率，修正负荷曲线，电价定价时，扣除因负荷曲线改变而降低的燃料费成本和电能成本。
[0028]
进一步地，抽水蓄能电站处于调峰发电状态时，抽水蓄能电站的发电电价定价时，考虑其发电工况下的效率损失成本、发电机会损失成本、机组启停成本。
[0029]
进一步地，采用可避免成本法对抽水蓄能电站上网电价进行动态估算，以同等满足电力系统电力电量、调峰容量要求为前提，确定有抽水蓄能电站的设计方案和无抽水蓄能电站的替代方案的最优电源结构；对两个方案分别进行运行优化，采用会计成本法计算容量成本和电量成本，并从经济效益和环境效益两个角度量化两个方案的运营效益，计算可避免容量成本和电量成本、容量电价和电量电价。
[0030]
本发明具有的有益效果：
[0031]
本发明采用分时电价计算方法(边际成本法)计算抽水蓄能电站计算在谷荷时段抽水电价和峰荷时段发电上网电价，采用分段电价计算方法(边际成本法)计算抽水蓄能电站计算在峰荷发电时段和低谷抽水时段的电价；采用可避免成本法、会计成本法对抽水蓄能电站上网电价进行动态估算，并对抽水蓄能电站处于调峰发电状态时，进行成本补偿。本发明抽水蓄能电站的上网电价考虑了建设抽水蓄能电站前后系统的总体经济效益和环境效益差值以及设备的动态折旧；分时电价分别采用理论边际成本法和实际边际成本法计算适用于居民用户和工业用户的峰、平、谷荷时段的电价；分段电价基于火电机组各段发电边际成本，采用机会成本法制定；调峰辅助服务补偿电价考虑了发电工况下的效率损失成本、发电机会损失成本、机组启停成本来制定补偿电价机制。以上电价机制有助于正确评价抽水蓄能电站的效益，促进抽水蓄能电站的建设与发展。
附图说明
[0032]
图1为电力系统运营效益示意图；
[0033]
图2为分段竞价市场模式示意图。
具体实施方式
[0034]
下面结合附图所示的实施方式对本发明进行详细说明，但应当说明的是，这些实施方式并非对本发明的限制，本领域普通技术人员根据这些实施方式所作的功能、方法、或
者结构上的等效变换或替代，均属于本发明的保护范围之内。
[0035]
一、抽水蓄能电站的分时电价计算方法
[0036]
峰谷分时电价是根据电网负荷变化情况，将每天24小时划分为高峰、平段、低谷三个时段，再根据各时段发电成本分别制定不同的电价水平，以引导用户改变用电方式，缩小峰谷差，减少系统装机和输配电投资。
[0037]
(一)峰谷时段划分步骤
[0038]
(1)令平段负荷等于日平均负荷；
[0039]
(2)根据负荷曲线确定谷荷、平荷和峰荷各自变动范围，一般可取负荷总变动范围(最大负荷-最小负荷)的30％、40％、30％；
[0040]
(3)计算每小时负荷变动相对值。设日最大负荷、最小负荷依次为p
max
、p
min
，第t小时负荷为p
t
，则p
t
变动相对值为：
[0041]
α
t
＝(p
t-p
min
)/(p
max-p
min
)
[0042]
以步骤(2)划分范围为例，当α
t
≤0.3时，第t小时负荷划归为谷荷；当0.3<α
t
<0.7时，将第t小时负荷划归为平荷；当α
t
≥0.7时，将第t小时负荷划归为峰荷。
[0043]
(二)分时电价计算方法
[0044]
采用长期边际成本法研究峰谷分时电价计算方法。长期边际成本法定价的前提是电力系统根据预测的负荷及合理的备用容量，确定了年费用最小的电源发展规划和优化运行方式。在此基础上，分别计算各时段边际容量成本和边际电量成本，制定峰谷分时电价。
[0045]
根据是否在各时段间分摊边际容量成本，长期边际成本法可分为理论长期边际成本法和实用长期边际成本法。理论长期边际成本法严格按照边际成本理论，在最高负荷时所增加的边际容量成本全部计入峰荷电价，平荷和谷荷电价不分摊峰荷时段的边际容量成本，只计入边际电量成本。实用长期边际成本法则考虑到不同电源在成本结构和效益结构上的差异，将峰荷时段的边际容量成本分摊一部分到其它时段电价。
[0046]
(1)理论边际成本法
[0047]
1)峰荷电价
[0048]
峰荷发电成本由边际容量成本和边际电量成本组成。边际容量成本是指在一定的时期内，满足单位千瓦负荷的长而加的单位千瓦容量投资分摊和运行成本，按下式计算：
[0049][0050]
式中，i为折算到建设期末的单位千瓦动态投资；(a/p,i,n)为投资回收系数：o
m
为运行维护费率；η为厂用电率；η
a
为机组可用率；f
s
为系统加单位千瓦容量后，对系统变动运行成本(主要是燃料费)的影响，需要根据具体情况计算确定f
s
前的正、负号。
[0051]
边际电量成本mc
v
是系统为了满足单位用电量的增加而增加的变动成本，主要包括燃料费、水费、与发电量有关的税金及附加等。由于峰荷时段煤耗率相对低的机组均处于运行状态，故选取技术水平低、煤耗率较高的机组作为边际机组计算边际电量成本。
[0052]
由于不考虑容量成本分摊，故峰荷容量电价和电量电价分别等于mc
f
和mc
vf
。
[0053]
2)平荷电价和谷荷电价
[0054]
平荷时段和谷荷时段无需通过增加机组容量来满足系统单位用电量的增加，因此也不用分摊峰荷时段增加的容量成本，只需计算各自的边际电量成本，将其作为平荷电价
和谷荷电价即可。
[0055]
谷荷时段大、中型机组处于较低负荷率运行状态，由于大容量机组的煤耗率低、运行效率高，并有充足的发电容量，故选择其为边际机组计算低谷时段的边际电量成本。平荷时段单机容量大的机组都处于较高的负荷率，选择中等容量机组作为边际机组，以计算平荷时段的边际电量成本。
[0056]
以上三个时段电价，峰荷电价有容量电价和电量电价，平荷和谷荷时段只有电量电价。将峰荷两部制电价进行转换，形成一部制电价：
[0057]
p
f
＝mc
f
/t
f
+mc
v
[0058]
式中，t
f
为峰荷时段年小时数。
[0059]
(2)实用边际成本法
[0060]
实用边际成本法边际容量成本和边际电量成本计算方法与理论边际成本法相同，但在分时电价计算中，容量成本分摊存在差别。目前容量成本分摊思路是将其一部分作为基本电价(即容量电价)与发电时段无关，余下容量成本作为电度容量成本分摊到峰、平、谷时段。
[0061]
容量成本在基本电价与电度电价之间的分摊可从投资回收的角度出发，根据负载率分摊容量成本，将边际容量成本与(1-机组年平均日负载率)的乘积作为基本电价。分摊的容量成本与电厂负载率成反比。电度容量成本在各时段的分摊方法可根据发电容量在各时段承担的负荷来计算权重系数。在峰荷时段，发电容量承担的负荷多，分摊的容量成本也应大一些；在低谷时段，由于发电容量充裕，承担的负荷较小，因而分摊的容量成本少一些。
[0062]
基本电价和峰、平、谷三个时段的电度电价计算方法如下：
[0063]
1)基本电价
[0064]
p
b
＝mc
f
·
(1-θ
·
x)
[0065]
式中，θ为机组年平均日负荷率；x为考虑到机组运行时单位小时所分摊的容量成本应大于空闲时单位小时所分摊的容量成本所乘以的大于1的系数。
[0066]
2)电度电价
[0067]
峰荷电价由边际电量成本、变动运行成本变化值、电度容量成本分摊等三部分组成。考虑到fs是因峰荷时段加单位千瓦边际容量而引起的运行成本变化，故将其全部计入峰荷电价以反映实际情况，并有利于拉大峰谷电价差。
[0068]
p
f
＝mc
vf
±
f
s
/t
f
+mc
f
·
θ
·
k/t
f
[0069]
式中，k为电度容量成本在峰荷时段电价中的分摊系数，按边际机组在峰荷时段和平荷时段发电量的比例确定。
[0070]
平荷电价由边际电量成本和电度容量成本分摊组成：
[0071]
p
p
＝mc
vp
+mc
f
·
θ
·
(1-k)/t
p
[0072]
式中，mc
vp
为平荷时段边际电量成本；t
p
为平荷时段年小时数。
[0073]
谷荷电价即谷荷时段边际电量成本：
[0074]
p
g
＝mc
vg
[0075]
以上为采用实用边际成本法计算的二部制分时电价，比较适合于工业用户。对于居民用户，宜采用一部制分时电价。
[0076]
(三)本发明抽水蓄能电站分时电价计算方法
[0077]
基于上述分时电价计算方法，计算抽水蓄能电站在谷荷时段抽水电价和峰荷时段发电上网电价，包括如下步骤：
[0078]
步骤1：采用分时电价计算方法计算电力系统的峰荷电价、谷荷电价；所述分时电价计算方法为边际成本法。
[0079]
步骤2：确定抽水蓄能电站的工作位置；
[0080]
步骤3：根据抽水蓄能电站在电力系统谷荷期间各时段抽水输入功率，修正日负荷曲线；
[0081]
步骤4：根据抽水蓄能电站在日负荷图上的工作位置，以及低谷和高峰时段电源组成情况，分别选择火电机组作为边际替代机组；
[0082]
步骤5：基于电力系统的峰荷电价、谷荷电价，计算水蓄能电站在谷荷时段的抽水电价和峰荷时段的发电上网电价。
[0083]
步骤5中，抽水电价通过如下公式计算，
[0084]
抽水电价＝(燃料费/(1-联络线网损率)+单位供电成本+单位供电利润)/(1-送出线网损率)
[0085]
式中，燃料费为用边际成本法计算的谷荷电价。
[0086]
步骤5中，发电上网电价通过如下方法计算，
[0087]
以理论边际成本法计算的峰荷电价为基础，计算抽水蓄能电站上网电价：
[0088]
p
psf
＝α
e
(mc
f
/t
f
+mc
vf
)
[0089]
α
e
为抽水蓄能电站对火电站的电量效益系数，t
f
为峰荷时段年小时数，mc
f
为峰荷容量电价，mc
vf
为峰荷电量电价。
[0090]
步骤5中，发电上网电价通过如下方法计算，
[0091]
以实用边际成本法计算的峰荷电价为基础，计算抽水蓄能电站上网电价：
[0092]
p
psf
＝α
c
mc
f
·
(1-θ
·
x)/t
psf
+α
e
(mc
vf
±
f
s
/t
f
+mc
f
θk/t
f
)
[0093]
α
c
、α
e
分别为抽水蓄能电站对火电站的容量效益系数和电量效益系数，t
f
为峰荷时段年小时数，mc
f
为峰荷容量电价，mc
vf
为峰荷电量电价，t
psf
为抽水蓄能电站年发电小时数，k为电度容量成本在峰荷时段电价中的分摊系数，按边际机组在峰荷时段和平荷时段发电量的比例确定，θ为机组年平均日负荷率；x为考虑到机组运行时单位小时所分摊的容量成本应大于空闲时单位小时所分摊的容量成本所乘以的大于1的系数，f
s
为系统増加单位千瓦容量后，对系统变动运行成本的影响。
[0094]
二、抽水蓄能电站的分段电价计算方法
[0095]
分段电价根据系统日负荷曲线形状、系统最大负荷，将负荷由零负荷开始至最高负荷划分为若干段，根据各分段发电成本计算电价。
[0096]
(一)分段电价计算方法
[0097]
在电力市场中，发电商的报价应以发电成本为基础，在此基础上研究在竞价情形下分段电价制定方法。如图2所示，由零负荷开始至最高负荷共分为l段，现用边际成本法计算各段电价。设火电机组采用连续运行方式竞价l段负荷，该段负荷日持续小时数为hl。由于上段机组对下段发电成本产生影响，故由下到上逐段计算分段电价。
[0098]
(1)基荷段电价
[0099]
第1段为基荷段，负荷持续时间为24小时，单位电能成本由固定成本、变动成本和
分摊的开机费用组成。根据电力生产特性，位于基荷的机组应是连续运行的。基荷段电价的确定分为以下三个步骤：
[0100]
1)根据现有运行资料统计基荷机姐在第1段连续运行时间和后续段连续运行时间，绘制机组一次开机后连续运行时间累积频率曲线；
[0101]
2)选择保证率(如95％)，确定一次开机连续运行时间；
[0102]
3)将开机费用平均分配于运行时间，并在各容量段分摊。这样可以有效规避风险，且报价曲线逐段上升。
[0103]
基荷段电价计算公式如下：
[0104][0105]
式中，b
l,k
为机组k在基荷段单位电能成本；cv
l,k
为机组k在基荷段的边际容量成本；ce
l,k
为边际电量成本；s
k
为机组k开停机费用；t
l,k,p
为机组k在保证率为p时基荷段及后续段一次连续运行时间；p
l,k
为机组k在基荷段的出力。
[0106]
(2)后续段电价
[0107]
基荷段以上的负荷段称为负荷后续段，并记为l，且l≠1。第l段单位电能边际成本由以下部分组成：
[0108]
1)本段单位电能边际成本。包括边际容量成本cv
l,k
和边际电量成本ce
l,k
；
[0109]
2)本段分摊的启停费用。分两种情形：
[0110]
情形1：基荷段已竞价成功。设第l段机组k发电容量为p
l,k
，则分摊的开停机费用为s
k
/(t
l,k,p
p
l,k
)；
[0111]
情形2：前续段已竞价成功，但前续段不是基荷段，或前段未竞价成功，本段为竞价成首段。机组采取日开停机运行方式，满足最小持续运行时间和最小持续停运时间要求。设t
l,k,p
为机组k在保证率为p时一天内连续运行时间，则分摊的开停机费用为s
k
/(t
l,k,p
p
l,k
)；
[0112]
(3)前续段发电成本增加值
[0113]
如本段负荷不是机组k承担的首段负荷，则在计算分段电价时，要考虑本段投入发电容量后将导致前续段(前段至机组k承担负荷的首段)燃料费和运行维护费的增加。
[0114]
(二)本发明抽水蓄能电站的分段电价计算方法
[0115]
抽水蓄能电站在电力系统中的基本作用是调峰填谷，减少峰谷差。因此其分段电价主要出现在峰荷发电时段和低谷抽水时段。在计算抽水蓄能电站分段电价之前，先要根据系统日负荷曲线、抽水蓄能电站库容、发电出力及抽水功率等约束条件，按照抽水蓄能电站抽水边际成本等于其发电边际收益的原则，采用逐步试算的方法，谷荷时段逐步向上加抽水面积、峰荷时段逐步向下增加发电面积，修正负荷曲线，使抽水蓄能电站效益为最大。
[0116]
基于上述分段电价计算方法，计算抽水蓄能电站在峰荷发电时段和低谷抽水时段的电价。
[0117]
(1)计算峰荷发电时段电价。抽水蓄能电站在峰荷时段发电，为替代电源，不修改负荷曲线，对峰荷时段负荷持续时间没有影响。计算抽水蓄能电站在峰荷发电时段的电价通过如下方法计算，
[0118]
选择替代调峰机组，采用分段电价计算方法计算其在峰荷段的电价，作为抽水蓄
能电站在峰荷发电时段的电价。
[0119]
(2)计算低谷抽水时段的电价。抽水蓄能电站在谷荷段从系统输入功率抽水，作为系统负荷改变了谷荷时段负荷曲线：使部分平荷转为基荷，改善了系统运行条件，降低了燃料费；延长了部分平荷的持续运行时间，降低了单位电能成本。
[0120]
计算抽水蓄能电站在低谷抽水时段的电价通过如下方法计算通过如下方法计算，
[0121]
基于抽水蓄能电站在低谷抽水时需电力系统输入功率，修正负荷曲线，电价定价时，扣除因负荷曲线改变而降低的燃料费成本和电能成本。
[0122]
三、抽水蓄能电站上网电价动态估算法
[0123]
上网电价是指电网购买发电企业的电力和电量，在发电企业接入主网的计量价格。一般以自备电厂的发电单位成本加电网内平均发电单位成本利润率，再考虑其他若干因素而确定。电价制定方法的理论基础主要有会计成本法和边际成本法。其中，会计成本法以电价作为补偿投资的手段，认为未来资源的经济价值和过去相同；边际成本法基于未来资源的经济价值，主要着眼于未来。随着电力市场的发展，市场竞价方法己开始并逐渐有取代成本定价方法的趋势。对抽水蓄能电站，目前采用可避免成本法制定电价。计划内电量的上网电价一经确定后，不再随意调整。
[0124]
(一)火电机组上网电价计算方法
[0125]
假设系统电源由火电站和抽水蓄能电站组成，可避免成本法中的替代电站为火电站，因此先讨论火电机组上网电价计算方法。火电站上网电价采用二部制电价电价体系，由固定成本(包括修理费、工资及职工福利费、管理费、财务费用等)、折旧费、燃料费及水费、销售税金及附加税、企业利润等五部分组成。
[0126]
(1)动态折旧法和投资利润率
[0127]
考虑到上网电价计算方法的动态特征，在上述费用中，固定成本、燃料费及水费按设定的物价上涨率而逐年增加，折旧费和企业利润应考虑资金和资产的时间价值，在上网电价容量成本计算中，采用递增动态折旧法逐年计算电站折旧费：
[0128]
d
t
＝d
t-1
(1+y)(t＝1,2,
…
,t)
ꢀꢀꢀꢀ
(1)
[0129][0130]
d1＝tp(1-r)(1+y)
t
(1+x)
t-1
(x＝y)
ꢀꢀꢀꢀ
(3)
[0131]
式中，d
t
为第t年折旧费；y为资产的平均年增长率，可采用平均物价上涨率；p为建设期末发电厂固定资产原值；r为净残值与固定资产原值之比；x为资金的平均年增长率；t为折旧年限。
[0132]
企业利润采用投资利润率这一指标来计算，投资利润率是指项目达到设计生产能力后的一个正常年份的年利润总额与项目总投资的比率，是反映项目获利能力的静态指标。设发电厂项目建设期末动态总投资为i0，项目在服务年限内各年投资利润率为ρ，则第t年的年利润：
[0133]
rp
t
＝ρ
·
i
t
[0134]
ꢀꢀꢀ
＝ρ
·
(1+y)
t-1
·
i0ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(4)
[0135]
用(4)式计算年利润，可以使投资利润率在整个服务期内保持不变，但年利润却随着初期投资的逐年值而加。投资利润率保持不变，便于判断项目投资效果。
[0136]
在该项目所有贷款中，找出还贷期最短的一笔作为控制性贷款。如有几笔贷款的还款期限同时为最短，则取其中贷款额最大的一笔作为控制性贷款。于是，可得为满足还贷要求所必须的投资利润率计算公式：
[0137][0138]
式中，l1、x1和n分别为控制性贷款折算到建设期末的款额、利率和这笔贷款自投产第一年起到它的本息全部还清为止的年数；sl
t
为所有其余贷款在第t年(t＝1对应于投产第一年)必须偿还的本息；d
t
为第t年的还贷折旧，用(1)式计算；pt
t
为第t年其它还贷资金；ε为企业留利比例，按规定取值；at为第t年投产容量与装机容量之比。
[0139]
当发电厂建设项目投产期为1年，且a1＝1/2；at＝1(t≥2)，则(4.5)式可写成：
[0140][0141]
当发电厂建设项目投产期为n0(n0≥2)年，且a1＝1/(n0+1)，a2＝2/(n0+1)，
…
，a
n0
＝n0/(n0+1)，a
t
＝1(t>n0)，则(5)式可写成：
[0142][0143]
以上仅考虑了还贷控制期的n年。为保证控制期过后的逐年还贷不出现违反贷款条件的情形，需根据求得的投资利润率，逐年计算企业利润和还贷利润，并进行还贷平衡计算。如出现违反贷款条件的情形，则需对逐年的还贷序列作必要的调整，重新计算投资利润率。
[0144]
(2)容量电价和电量电价
[0145]
还贷期间还贷所需利润计入容量电价，并通过固定的容量电价确保本息支付，以减少因电量竞争引起的不确定风险。资本金利润计入电量电价，以促进投资者不断提高经营管理水平，积极参与市场竞争。
[0146]
火电站第t年上网容量电价由固定运行费o
t
、折旧费d
t
、还贷所需税前利润rp
1t
、销售税金及附加税tax
1t
组成。第t年的容量电价为：
[0147][0148]
式中，nt为火电站装机容量；η1为火电站厂用电率；η2为配套输变电损失率。
[0149]
火电站第t年上网电量电价由燃料费c
t
、水费w
t
、与发电量有关的销售税金及附加tax
2t
、资本金利润rp
2t
组成，即：
[0150][0151]
式中，et
t
为火电站第t年的发电量；其它变量含义同前。
[0152]
(二)本发明抽水蓄能电站上网电价动态估算法
[0153]
抽水蓄能电站上网电价动态估算法采用可避免成本法计算。根据边际理论，可避免成本是被选中项目中的最差项目的经济指标，或者是未被选中项目中的最好项目的经济指标。在两部制电价体系中，可避免成本分为容量成本和电量成本。
[0154]
采用可避免成本法对抽水蓄能电站上网电价进行动态估算，以同等满足电力系统电力电量、调峰容量要求为前提，确定有抽水蓄能电站的设计方案和无抽水蓄能电站的替代方案的最优电源结构；对两个方案分别进行运行优化，采用会计成本法计算容量成本和电量成本，如图1所示，并从经济效益和环境效益两个角度量化两个方案的运营效益，计算可避免容量成本和电量成本、容量电价和电量电价。
[0155]
四、抽水蓄能电站参与调峰辅助服务电价补偿方法
[0156]
抽水蓄能电站处于调峰发电状态时，抽水蓄能电站的发电电价定价时，考虑其发电工况下的效率损失成本、发电机会损失成本、机组启停成本，作为电价补偿。
[0157]
(一)机组发电效率损失成本
[0158]
发电机组在发电工况下有其经济性最优的发电方式，当抽水蓄能机组参与系统调峰后，其出力需要按照调度指令输出，很可能无法运行在其经济最优点，此时便产生了发电效率损失成本。某抽水蓄能电站在该日调峰出力要求下，削峰服务产生的效率损失计算如下：
[0159][0160]
式中，n为该电站的机组数；p
n
为机组n的最优发电工况，并以p
n,t
的实际出力参与t时长的调峰；c为该电站的发电上网电价；k
plr
表示机组工况，值为1表示发电工况，其他工况下取0；f函数表示的是机组在不同出力下的发电效率函数；m为该日调峰情况下的降出力调峰段数量；t为减出为调峰时段的时长。
[0161]
(二)发电机会损失成本
[0162]
电站的财务核算是以电站计划出力来核算的，若因调峰导致电站日平均出力小于日计划出力，将直接损失电站发电效益，此部分损失即调峰的发电机会损失成本。发电工况下，若因调峰而减少发电量，则将直接减少了发电产生效益的机会；抽水工况下，若因调峰需求而减少抽水量，减少的抽水容量就无法通过后续的发电调峰获得电量收益，因此损失了机组产生效益的机会。上述两种情况都因调峰产生了出力机会损失成本。
[0163]
某抽水蓄能电站参与调峰运行，根据调峰出为曲线可计算该日总发电量和总抽水量，若以满功率出力情况来等效，计算如下：
[0164]
(1)发电工况
[0165]
以电站年计划发电量来计算，得到电站每日的等效最小满功率发电时间t
g.min
为：
[0166]
t
g.min
＝w
g
/(365
×
n
×
p
r
)
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(4)
[0167]
若电站某日的等效满功率总发电时间t
g
满足式(22)，则调峰情况下，未损失电站
发电机会，不需要进行补偿；反之，则电站因调峰损失了发电机会，需要进行补偿。
[0168]
t
g
≥t
g.min
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(5)
[0169]
(2)抽水工况
[0170]
若电站某日的等效满功率抽水时间为t
g
，则抽水工况下主要考虑上下水库库容平衡，即满足：
[0171]
(t
g
/η)＝t
p
ꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀꢀ
(6)
[0172]
而若存在下式(24)的关系，则说明抽水补充的上水库库容小于发电己经消纳的上水库库容，也就损失了这部分抽水量返回上水库参与后续发电带来的效益。
[0173]
(t
g
/η)>t
p
(7)因此电站调峰机会损失成本c
plr.op
为：
[0174]
c
plr.op
＝n
·
p
r
·
[k
plr.g
·
(t
g.min-t
g
)
·
c+k
plr.p
(t
g
/η-t
p
)
·
(c-c
p
)]
ꢀꢀꢀ
(8)
[0175]
其中，
[0176]
式中，p
r
为单台机组额定最大发电功率；c表示电站发电的上网电价；c
p
表示电站的抽水电价；k
plr.g
表示发电机会损失与否，值为1表示产生机会损失；k
plr.p
表示抽水机会损失与否，其值为1表示产生抽水机会损失。
[0177]
(三)机组启停成本
[0178]
抽水蓄能机组启停成本包括启停过程中的水耗费用、机组额外维护费用和设备磨损导致机组寿命缩短的费用等，这些一般是根据试验或者运行经验来确定。一般机组每启停1次，机组的运行寿命将会降低约10-15小时，若按机组每年启停150次考虑，机组寿命将会缩短20％。据此可核算，某抽水蓄能电站在某日调峰出力情况下，电站该日的调峰启停成本c
plr.ss
为：
[0179][0180]
式中，n
ss
为机组n启停调节次数；c
ss
为单台机组每次启停成本，由寿命损失费用计算。
[0181]
上文所列出的一系列的详细说明仅仅是针对本发明的可行性实施方式的具体说明，它们并非用以限制本发明的保护范围，凡未脱离本发明技艺精神所作的等效实施方式或变更均应包含在本发明的保护范围之内。
[0182]
对于本领域技术人员而言，显然本发明不限于上述示范性实施例的细节，而且在不背离本发明的精神或基本特征的情况下，能够以其他的具体形式实现本发明。因此，无论从哪一点来看，均应将实施例看作是示范性的，而且是非限制性的，本发明的范围由所附权利要求而不是上述说明限定，因此旨在将落在权利要求的等同要件的含义和范围内的所有变化囊括在本发明内。