2023需求响应效果监控与综合效益评价导则

FORMTEXT需求响应效果监控与综合效益评价导则目  次前言 II1范围 22规范性引用文件 23术语和定义 24总则 25需求响应效果监控方法 26需求响应综合效益评价方法 2附录A（资料性附录）需求响应措施分类及概念介绍 2附录B（资料性附录）案例 2需求响应效果监控与综合效益评价导则范围本标准规定了需求响应效果监控与综合效益评价的指标及指标求取方法，同时确立了需求响应效果监控与综合效益评价的一般原则，可帮助实施机构有效实施需求响应。本标准适用于需求响应实施机构对所实施的需求响应项目一段时期实际产生的效果进行监控，以及分析计算和评价实施需求响应项目的综合效益。规范性引用文件下列文件对于本文件的应用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，仅注日期的版本适用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改单）适用于本文件。GB/T2900.87-2011电工术语电力市场GB/T2900.84-2009电工术语.电价GB/T2900.58-2002电工术语发电、输电及配电电力系统规划和管理.供电可靠性、失负荷DINEN62308-2007设备可靠性.可靠性评估方法GB/T13471-2008节电技术经济效益计算与评价方法GB/T15148-2008电力负荷管理系统技术规范术语和定义下列术语和定义适用于本标准。需求响应demandresponse从广义上来讲，需求响应是指电力市场中的用户针对市场价格信号或激励机制做出响应，并改变常规电力消费模式的市场参与行为。从不同的角度来看，需求响应可以有不同的定义，如从资源的角度看，需求响应可以作为一种资源，是指减少的高峰负荷或装机容量；从能力的角度看，需求响应能够提高电网运行可靠性，增强电网应急能力；从行为的角度看，需求响应是指用户参与负荷管理，调整用电方式。事件event某一时段出现的电价变化或系统供需紧张等紧急状态，对应于基于价格的需求响应项目和基于激励的需求响应项目。需求响应效果监控demandresponsemonitoring对用户在事件发生期间的需求响应状况进行评价与量化。基于价格的需求响应price-baseddemandresponse一种需求响应项目类型，用户可以根据零售电价的变化，相应地调整其用电需求，减少在高价格时段用电以控制自身的用电成本。包括分时电价（Time-of-Use）、实时电价（Real-timePrice）、尖峰电价（CriticalPeakPrice）。基于激励的需求响应incentive-baseddemandresponse一种需求响应项目类型,实施机构通过制定确定性的或者随时间变化的政策，激励用户允许在电力短缺、接近短缺或出现短期可靠性问题等事故时中断向他们供电，并得到直接赔偿或其他时间的优惠电价。包括直接负荷控制（DirectLoadControl）、可中断负荷（InterruptibleLoad）、需求侧竞价（DemandSideBidding）、紧急需求响应（EmergenceDemandResponse）、容量/辅助服务计划（Capacity/AncillaryServiceProgram）。用户实际负荷customeractualload用户参与实施需求响应情况下的用户表每小时记录的实际负荷。用户基本负荷customerbaselineload用户不实施需求响应的情况下，每小时可能消耗的负荷。用户削减负荷customerreducedload为事件时段用户基本负荷与用户实际负荷之差。需求响应资源demandresponseresource用户参与实施需求响应的可削减负荷及发电机组。用户响应性能（需求响应性能）customerresponseperformance用户在事故期间的需求响应状况。需求响应综合效益demandresponsecomprehensivebenefit包括直接效益和外部效益，其中，外部效益包括集体效益、延伸效益、节能减排效益。直接经济效益directeconomicbenefit直接效益的受益者是需求响应项目的直接参与方，项目的参与双方通过项目的执行可以各自带来的用户侧电费节省经济补偿，电网侧购电成本降低，维持可靠性费用降低等。集体效益Collectivebenefit集体效益的受益者是所有和电力相关的电力用户和电网企业、发电企业。包括由于需求响应项目的实施带来系统可靠性的提高，零售电价的降低，推迟发输配电设备扩容的步伐等方面。延伸效益extendingbenefit延伸效益是指由于需求响应项目实施带来的间接的和延伸的收益，其受益者是区域内所有公民、区域电网和电力用户。包括产业效益、能源独立性效益、用户用电多元化效益等方面。节能减排效益thebenefitofEnergysavingandemissionreduction节能减排效益是指由于需求响应项目实施带来的节能减排收益，其受益者是全社会。包括直接减排收益和间接减排收益等方面。可免容量成本avoidedcapacitycost指可避免峰荷容量，是指由于节电在电网峰荷期可避免的装机容量。电网侧可免容量成本gridavoidedcapacitycost指电网企业由于可避免容量减少的投资费用。可免电量成本avoidedenergycost指因终端（用户侧或需求侧）节约电量使发电侧可避免的发电量。电网侧可免电量成本gridavoidedenergycost指电网企业由于可避免电量减少的购电费用。总则基本任务为了适应需求响应项目效果监控与综合经济效益评价的需要，统一分析计算及评价原则和方法，争取反映需求响应项目实际产生的经济效益和作用，特制定本标准。效果监控量需求响应性能。综合效益评价量按需求响应项目基于价格及基于激励的分类，需求响应综合效益评价定量分析的主要指标量如下图所示：图1需求响应综合效益主要评价指标量基本要求4.4.1进行某种需求响应项目效果监控和综合经济效益分析计算和评价，必须十分重视基本资料的调查、搜集整理、综合分析和合理性检查，引用调查、搜集的电网运行资料和社会经济资料，应分析其历史和现实背景，并根据各时期的社会经济状况、价格水平和电价水平进行调整、换算。4.4.2进行某种需求响应项目效果监控和综合经济效益分析计算和评价时，除应符合本规范外，尚应符合国家现行的有关标准的规定。需求响应效果监控方法需求响应效果监控通过估计用户的基本负荷，计算用户在电价变化时段或事件期间的负荷削减量，进而评价用户响应性能。用户基本负荷的计算目的计算用户基本负荷的目的是在电价变化下或事故期间为用户的需求响应性能提供公平评价的基础，制定合理的变化电价，以及给用户以经济激励或处罚，促使更多的用户实施需求响应，为资源规划、方案规划和经济效益合算提供依据，最终实现电力系统经济可靠运行。用户基本负荷的计算原则公平合理制定计算规则时要考虑负荷类型(负荷规模、负荷时间等)，并保障需求响应资源买卖双方的利益。准确简明计算出的用户基本负荷要尽量减少偏差，同时易于管理者与用户理解和使用。数据典型所选择的历史数据要与所估算用户的基本负荷强相关。最小化用户投机机会计算规则要具有抑制用户投机行为(人为地抬高基本负荷获得超额激励的行为)的功能，使用户无机会投机或使其投机行为得不偿失。最大化需求响应效益计算规则要能起到聚拢并高效利用需求侧资源的作用。用户基本负荷的计算方法用户基本负荷计算方法的3要素用户基本负荷的计算按负荷类型分为能量基本负荷计算与容量基本负荷计算；按时间分为日前基本负荷计算与实时基本负荷计算等。这些方法基本上都包括3个要素：数据选择原则、计算方法和修正算法。数据选择原则决定选择哪些数据参与基本负荷的估算。计算方法对参与运算的数据采用何种运算，常用的有求历史典型日负荷平均值法与基于制冷度日(coolingdegreedays)的回归法。修正算法对特殊情况产生的影响进行计算，一般按电价变化或事故前若干小时的负荷对基本负荷进行修正，常用的有乘法因子修正法和加法因子修正法。基本负荷的常用计算方法本标准根据用户基本负荷计算方法的3要素的不同，提供3类常用的基本负荷计算方法。Ⅰ类计算方法按基本负荷是否超过100kW，是在工作日还是周末分为4种，每种方法都计及气象调整因子对结果的影响。不小于100kW的工作日用户基本负荷的计算选择数据：从电价变化或事件发生前2d（天）向前选择对应时段10d的历史负荷。历史负荷要不包括周末、节假日、事件日及那些对应事件时段的平均用电量小于10d相应时段的总平均用电量75%的日子。从事件发生的前2d开始选择是为了避开事件前1d用户可能的投机行为；从10d中再选择对应事件时段的平均用电量最大的5d，这是为了避免低估基本负荷。计算基本负荷：对所选择的5d历史数据计算事件时段每h（小时）的负荷平均值，即用户在事件发生时段的基本负荷。不小于100kW的周末用户基本负荷的计算选择数据：选择最近3个类似的周末，不排除节假日与事件日；从3d中选择平均用电量较大的2d作为计算基本负荷的典型日。计算基本负荷：在周末事件期间每h的基本负荷就是2个典型日对应该小时的用电量的平均值。气象调整因子的计算气象调整因子是考虑天气变化对负荷的影响，工作日与周末的气象调整因子的计算类似。选择数据：计算事件发生前2h的负荷平均值与所选的典型日对应该时段的总负荷平均值，选择事件前2h是考虑到此时的负荷最接近于事件时的负荷，且用户进行投机的可能性较小。计算气象调整因子：上述2个平均值的比值为气象调整因子，为了防止此值过大或过小，一般对其范围限定为0.8~1.2。确立基本负荷：经气象因子调整后，事件发生期间每h的用户基本负荷等于该小时调整前的用户基本负荷与调整因子的乘积。考虑到有些负荷对天气不敏感，用户可选择三种不同的基本负荷计算修正方法：不计及气象调整因子、计及气象调整因子以及按一定概率计及气象调整因子。用户基本负荷小于100kW的计算对于用电量小于100kW的居民或商业用户，可以成立专门的需求响应服务公司，整合需求侧资源，代理用户参与需求响应。为了可靠估计这些用户的基本负荷，一般采用统计方法抽取部分用户作为代表，按照响应的抽取原则获取采样数据，基本负荷的计算方法与a)、b)、c)相同。Ⅱ类计算方法与Ⅰ类计算方法不太一样，数据的选择是从事件发生日向前选择，计算修正因子所用数据是预约通知（reservationnotification）前3h的负荷，但基本负荷的计算仍采用简单平均法，并用乘法修正基本负荷。具体计算步骤如下：选择数据：从事件发生日开始向前选择10d，剔除事件日、最高用电量日与最低用电量日，以剩余日的数据为用户基本负荷的计算数据。计算未修正的用户基本负荷：对所选择的数据计算事件期间每h的负荷平均值，即用户未修正的基本负荷。计算修正的基本负荷：预约通知前3h的负荷平均值与过去10d对应时段总负荷平均值的比值为气象调整因子。如果预约通知日是负荷削减日或非工作日，则前一日对应时段的负荷数据被用来计算气象调整因子，用户的基本负荷等于未修正的用户基本负荷乘以气象调整因子。Ⅲ类计算方法与前两类方法不同，Ⅲ类历史数据选择为事件发生前5d的负荷，计算方法采用加权平均法，且采用加法修正基本负荷。具体计算步骤如下：选择数据：从事件发生日向前选择5d，在选择时跳过节假日、事件日与周末等。计算未修正的用户基本负荷：计算5d对应事件时段及事件发生前2h期间内每小时的负荷平均值，并将其作为初始基本负荷，将此基本负荷的90%加上事件发生时负荷值的10%作为新基本负荷，其中初始基本负荷的比重较大是为了遏制用户的投机行为。计算修正的基本负荷：对应于事件发生前2h的新基本负荷的平均值减去事件发生前2h的用户实际负荷的平均值即为气象调整因子，气象调整因子加上新基本负荷就是修正后的用户基本负荷。若气象调整因子为负，则其值为0。建议初次参与需求响应的用户的基本负荷计算采用此类方法。用户响应性能评价评价原则用户响应性能的评价原则与用户基本负荷的计算原则基本相同。用户响应性能是对用户响应效果的最终评价，也是需求响应实施机构制定合理电价，以及给予用户经济激励或惩罚的依据。因此需求响应性能的计算一定要公平合理，以激励用户的响应行为，实现需求响应效益的最大化。评价方法用户响应性能的计算方法有绝对计算法（负荷削减量法）与相对指标法。绝对计算法削减负荷量等于用户基本负荷减去用户实际负荷。削减负荷量越大，响应性能越好。对于只有发电机组的用户，其在事件发生期间比平时增加的出力相当于负荷削减量。对于既有负荷削减、又有发电机组的情况，其负荷削减性能是2种方式的性能之和。相对指标法该方法是建立在基本负荷计算基础上的。为方便比较规模或类型不同的用户响应性能，有2种性能指标法：认缴性能指标(subscribedperformanceindex，SPI)法与峰荷性能指标(peakperformanceindex，PPI)法。SPISPI是用户实际每小时平均负荷削减量与其认缴负荷削减量之比，它用来评价用户完成其承诺的真实性能。只要需求响应方案允许用户就其需求响应资源事先作出削减承诺或参与竞价销售，就可以应用SPI来评价用户的削减性能。SPI等于1，表示该用户的表现达到了其认缴目标；SPI小于1，表示该用户的性能未达到负荷削减目标；SPI大于1，表示该用户超额完成了负荷削减目标。PPIPPI是用户在事件发生期间实际每小时平均负荷削减量与非同时峰荷需求的比值。非同时峰荷代表用户最高负荷水平，因此在任何情况下，削减值都不可能比非同时峰荷大，即PPI最大是1，此时用户的所有负荷都从电网切除。PPI可用来表示用户的响应技术潜力。PPI低，意味着该用户当前负荷削减机会较少，需要给其额外的技术支持、指导与信息或采用更高级的实现技术。PPI与用户规模结合起来，可以考察不同负荷类型用户的相对负荷削减潜力。需求响应综合效益评价方法通过前面需求响应效果监控方法可以估计用户的基本负荷，计算用户在电价变化时段或事件期间的负荷削减量，为需求响应综合效益评价方法提供了数据支持。首先对需求响应综合效益分析计算方法进行概述，分别给出基于价格的需求响应综合效益及基于激励的需求响应综合效益的评价计算方法。评价目的6.1.1让用户看到参与实施需求响应项目实实在在的利益，激励刺激用户积极参与需求响应项目。6.1.2为电网公司实施需求响应做成本分析。6.1.3为政府层面制定出合理、有效的需求响应项目激励机制提供参考。需求响应综合效益分析评价方法概述需求响应综合效益可分为直接效益和外部效益，其中，外部效益可分为集体效益、延伸效益及节能减排效益直接经济效益的分析计算需求响应直接经济效益包括参与项目的电力用户直接经济效益和推行项目的电网企业直接经济效益两部分，可采用定量计算和定性分析结合的方法。电力用户直接经济效益分析可采用定量计算和定性分析两种方法结合。其中可以定量计算的直接经济效益包括激励性需求响应项目减少的电力用户电费支出和可靠性需求响应项目带来的缺电补偿；定性分析的直接经济效益包括提高电力设备能效及使用寿命和多元化供电方式提高用电自主性等方面。电网企业直接经济效益分析可采用定量计算和定性分析两种方法结合。其中可以定量计算的直接经济效益包括可以提高电能传输效率，对电网企业产生直接的节能效益、保证电网的稳定可靠运行，降低了由于系统容量短缺而造成轮流停电出现的几率；定性分析的直接经济效益包括提高系统运行的平稳性，提高负荷率，增加电网设备资产的使用效率和寿命，降低电网运行维护成本等方面。集体效益的分析计算需求响应集体效益包括短期市场效益、长期市场效益和可靠性效益三个方面，主要采用定量计算的方法。短期市场效益是指激励型需求响应项目可以通过负荷整型的方式提高电力系统资源的利用效率，以低廉的成本削减系统边际成本和现货市场电价。可通过系统尖峰价格出现的概率和频率等指标来定量的进行分析计算。长期市场效益是指将需求响应作为替代资源来进行综合资源规划，以推迟发电、输电和配电等基础设施升级投资规模。可通过规划期满足正常负荷增长需求的发电、输电和配电等基础设施投资规模的大小等指标来定量的进行分析计算。可靠性效益是指通过多元化的需求响应资源保证系统可靠性，降低由于系统容量短缺、意外停运或事故等造成停电事故的概率和严重程度。可通过系统运行可靠性指标、切负荷概率、切负荷容量和事故停电损失等指标来定量的进行分析计算。延伸效益的分析计算需求响应延伸效益包括产业效益、能源独立性效益、用户用电多元化效益等方面，主要采用定性分析的方法。产业效益体现在需求响应的实施和建设将大大带动我国相关产业的发展和智能楼宇、智能家庭、智能交通等一系列建设，并推动技术升级和产业结构调整。能源独立性效益体现在对于区域电网来说，通过调用本地的需求响应资源减少突发事件情况下对于外部电力供应的依赖性，维持区域间交换功率的稳定性水平。用户用电多元化效益体现在需求响应的实施为电力用户用电多样化选择提供便利条件，使得用户可以根据生产生活实际情况进行灵活配置并实现最高性价比的用电成本管理。节能减排效益的分析计算需求响应节能减排效益包括直接减排效益和间接减排效益两方面，主要采用定量计算和定性分析结合的方法。直接减排效益体现在用户侧节能、发电侧节能和电网网损减少三个方面的节能效果，相当于减少燃煤机组发电产生污染气体排放，可结合绿色证书、未来排放权交易定价、减免税收政策等进行货币定量化计算。实施需求响应用户可以根据自己的用电习惯、电价水平以及用电环境，给各种用电设备设定参数，自动优化其用电方式，以期达到最佳的用电效果，进而提高设备的电能利用效率，实现节电。在实际计算中需要考虑到电网输送网损，将用户侧节能效果归算到发电侧，结合机组煤耗/排放曲线进行减排效果计量。实施需求响应引导用户将高峰时段的用电负荷转移到低谷时段，从而可以降低高峰负荷，提高用电负荷率，增加机组利用小时数，进而稳定发电机组出力，降低火电机组发电煤耗。在实际计算中需要考虑实施需求响应前后火电机组出力波动情况进而影响到其煤耗，结合机组煤耗/排放曲线进行减排效果计量。实施需求响应后，传统的负荷节点可根据调度人员安排实行灵活的双向互动，结合我国以远距离、大容量、低损耗的特高压技术和相关设备为基础的智能电网，可以优化系统的潮流分布，提高输电网络的输送效率。在实际计算中需要考虑优化潮流分布前后，系统网损的变化情况，结合机组煤耗/排放曲线进行减排效果计量。间接减排效益体现在提高清洁能源利用率和推动电动汽车发展两个方面，主要采用定性分析的方法。需求响应项目由于在电网中分布广泛且控制灵活，可以和可再生能源发电结合起来，弥补可再生能源发电的不稳定性，从而促进智能电网对各种间歇性电源的消纳能力不断增强，电网优化配置能源资源能力将持续加强，从而加速可再生能源发电的利用。需求响应项目的实施有利于推动电动汽车等环保型设备的发展，增加电能消费，实现减排效益。目前由于初期投入和运行成本的问题，制约了电动汽车的普及。需求响应项目通过电价激励手段鼓励用户电价低谷时充电，并在电价高峰时向电网售电，大大降低了电动汽车的运行费用。综合效益分析计算方法根据图1示需求响应综合效益评价量，分别给出这些量的计算求取公式。减少电费支出指用户参与实施基于价格的需求响应项目，放弃或转移高电价时段的负荷用电带来的电费支出的减少。用户电量计算公式：（1）式中：P(t)——日负荷-时间序列；T——计量时长。实施需求响应后，用户在对应时间日的电费支出：（2）式中：Δt——电价变化周期；p(Δt)——固定周期内的电价，元/kWh；n——时段数。减少电费支出产生的效益为实施需求响应前后的电费支出差额：（3）式中：M0——实施需求响应前用户的日电费支出，万元。峰谷分时电价（TOU）一天可以划分为峰平谷3个时段（n=3），或峰谷2个时段；尖峰电价（CPP）在TOU上叠加一个尖峰时段；实时电价（RTP）一天可以划分为24个时段或更为细致的时段数，故上述计算方法适用于TOU、CPP和RTP下减少电费支出的评估计算。获得激励补偿用户获得激励补偿有两种形式，一种是对用户参与需求响在事件发生期间节约电量进行补贴，另一种是对响应的用户在某一时段的总电费有所折扣。方式一：电量补贴用户i由于激励型需求响应项目j，可以获得激励补偿：（4）式中：ΔPi,j——负荷削减量；Ti,j——削减持续时间；pi,j——单位电量补贴，元/kWh。精确制定补偿标准的情况下，单位电量补贴pi,j是提前通知时间Ta,i,j、削减负荷Δ削i,j、削减持续时间Ti,j、用户类型θ和失负荷价值VOLLi的函数。一般实施激励型需求响应项目前，实施机构要与用户签订合同。直接负荷控制的对象常为空调和供热设备，集中轮控的方式对用户的影响很小，一般无需提前通知（Ta,i,j=0），pi,j可为常数。方式二：电费折扣用户在某一规定时段内获得折扣激励补偿后的电费为：式中：Mct——折扣前用户在某一规定时段内的总电费，万元；ρ——电费折扣率。提高可靠性实施需求响应降低了停电概率，提高了供电可靠性：（5）式中：TTOTAL,i——用户i理想供电的总时间；LOLP——实施需求响应前失负荷概率；LOLP’——实施需求响应后失负荷概率；ΔPi——可削减的负荷值。可免容量成本可避免容量与用户降低的峰荷、用户同时率、系统备用容量系数、用户总数有关。计算公式为：（6）式中：ΔPi——第个用户降低的峰荷值；I——用户总数；σ——用户同时系数；λ——系统备用容量系数；α——电网配电损失系数。可免容量成本可以通过减少发电燃料消耗、少建或者缓建的变电站和输电线路的平均造价确定。（7）式中：β——可避免容量成本的折算因子，通过每年减少的投资费用摊销到每年的可免容量中进行计算。可免电量成本可避免电量与终端措施节电量、终端配电损失系数、电网配电损失系统有关。计算公式为： （8）式中：ΔEG——系统可避免电量；ΔEi——用户i终端措施节约电量（通过估计每年减少用电的时间与电网侧可避免容量的乘积计算）；l——终端配电损失数；α——电网配电损失系数。可免电量成本可根据购电均价确定：（9）式中：ω——可避免电量的折算因子。环境效益环境效益由两部分组成，一是由于实施需求响应减少使用矿物燃料的发电侧少发的电量，是二氧化碳、二氧化硫等污染气体的减排量与减排价值的乘积。（10）式中：NCO2、NSO2、NNOX——二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排量；VCO2、VSO2、VNOX——二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排价值；σCO2、σSO2、σNOX——二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排系数。二是由于实施需求响应带来的削峰填谷的效果，负荷率提升，减少发电机组启停频率，提高发电效率。（11）式中：Δξ——实施需求响应提升的负荷率百分点；bg——需燃煤机组供电煤耗（g/kWh）；φ——负荷率与燃煤机组单位煤耗的相关因子，表示负荷率每提升1个百分点，燃煤机组单位煤耗下降φ；EG——实施需求响应前归算到电网侧的电量。总的环境效益：（12）附录A

（资料性附录）

需求响应措施分类及概念介绍需求响应措施分类可以从两个角度来对需求响应措施进行划分，根据需求响应参与市场类型的不同可将需求响应措施大体分为两类：基于市场竞价的需求响应措施、基于可靠性管理的需求响应措施；广义上，可以按照用户不同的响应方式将需求响应分为基于价格的需求响应和基于激励的需求响应。基于价格的需求响应和基于激励的需求响的具体措施分类如图A.1所示。图A.1需求响应措施分类需求响应措施定义需求响应措施的定义解释如表A.1所示。表A.1需求响应措施定义需求响应措施定义基于价格的需求响应分时电价（TOU）基于规制经济学中的高峰负荷定价理论，TOU是一种可以有效反映电力系统不同时段供电成本差别的电价机制，峰谷电价、季节电价和丰枯电价等是其常见的几种形式。实时电价（RTP）零售侧RTP是一种动态定价机制,其更新周期可以达到一小时或者更短,通过将零售侧的价格与电力批发市场的出清电价联动,可以精确反映每天各时段供电成本的变化并有效传达电价信号。尖峰电价（CPP）CPP是在TOU和RTP的基础上发展起来的一种动态电价机制，即通过在TOU上叠加尖峰费率而形成。基于激励的需求响应直接负荷控制（DLC）指在系统高峰时段由执行机构通过远端控制装置关闭或者循环控制用户的用电设备，提前通知时间一般在十五分钟以内。可中断负荷（IL）根据供需双方事先的合同约定，在电网高峰时段由实施机构向用户发出中断请求信号，经用户响应后中断部分供电的一种方法。需求侧竞价(DSB)需求侧资源参与电力市场竞争的一种实施模式，它使用户能够通过改变自己的用电方式，以竞价的形式主动参与市场竞争并获得相应的经济利益，而不再单纯是价格的接受者。紧急需求响应（EDR）指用户在系统供需紧张时期响应电网公司的激励，减少用电或转移用电的一种需求响应，也可作为系统可靠性受到影响时类似可中断负荷的一种方式。它结合历史数据、价格数据、短期负荷预测用于削减高峰负荷，避免发生尖峰价格。容量/辅助服务计划（CASP）用户提供削减负荷作为系统备用，替代传统发电机组或提供资源的一种形式。附录B

（资料性附录）

案例B.1需求响应效果监控案例案例：假定电价变化或事件发生于2006年8月2日12:00-20.00之间（对应基本负荷数据已在各表中用红体标出）。采用本标准介绍的需求响应效果监控方法进行分析的步骤如下：Ⅰ类计算方法步骤一：非周末数据选择数据选择原则：从电价变化或事件发生前2d（天）向前选择对应时段10d的历史负荷。历史负荷要不包括周末、节假日、事件日及那些对应事件时段的平均用电量小于10d相应时段的总平均用电量75%的日子。从10d中再选择对应事件时段的平均用电量最大的5d。根据该数据选择原则，从电价变化或事件发生前2d（天）向前选择对应时段10d的历史负荷如表B.1所示。表B.1中历史数据已剔除周末07/30/06、07/29/06、07/23/06、07/22/06。表B.1平均用电量与总平均用电量计算a日期星期平均用电量（MWh）比例是否接受07/31/06星期一39.7921.280是07/28/06星期五31.2261.004是07/27/06星期四30.5110.981是07/26/06星期三30.6470.986是07/25/06星期二29.8990.962是07/24/06星期一22.5270.724否07/21/06星期五28.9950.932是07/20/06星期四29.3730.945是07/19/06星期三28.7980.926是07/18/06星期二39.1901.260是总平均用电量31.096注：表1中比例栏为平均用电量/总平均用电量。由于07/24/06平均用电量小于所选10d的总平均电量的75%，舍去这一天数据，向前继续选择，直到满足要求为止。如表B.2所示。表B.2平均用电量与总平均用电量计算b日期星期平均用电量（MWh）比例是否接受07/31/06星期一39.7921.199是07/28/06星期五31.2260.940是07/27/06星期四30.5110.920是07/26/06星期三30.6470.923是07/25/06星期二29.8990.900是07/21/06星期五28.9950.874是07/20/06星期四29.3730.885是07/19/06星期三28.7980.868是07/18/06星期二39.1901.180是07/17/06星期一43.5101.311是总平均用电量33.194从上面10d历史数据中再选择对应事件时段的平均用电量最大的5d，如表B.3所示。表B.35d历史数据选择日期星期平均用电量（MWh）比例07/17/06星期一43.5101.25007/31/06星期一39.7921.23507/18/06星期二39.1901.01507/28/06星期五31.2260.96907/26/06星期三30.6470.951步骤二：基本负荷计算计算依据：对所选择的5d历史数据计算事件时段每h（小时）的负荷平均值，即用户在事件发生时段的基本负荷。计算结果如表B.4所示。表B.4基本负荷计算值小时负荷平均值(MW)基本负荷(MW)07/17/0607/31/0607/18/0607/28/0607/26/0611.931.201.891.141.121.4621.891.081.870.981.011.3731.880.971.880.920.951.3241.780.911.810.880.871.2551.710.931.700.830.861.2161.080.960.970.830.880.9471.101.021.020.890.900.9981.181.051.061.041.031.0791.291.100.990.991.151.10101.461.311.121.091.261.25111.611.521.221.101.241.34121.651.581.241.141.331.39131.681.831.391.231.401.51141.941.981.631.391.501.69152.002.161.621.471.501.75162.012.221.741.621.501.82172.022.251.801.761.631.89182.232.371.801.751.661.96192.222.431.871.891.682.02202.292.241.821.751.561.93212.342.242.271.711.422.00222.082.342.221.711.551.98232.072.242.151.651.451.91242.071.882.111.451.231.75注：表B.4中小时栏代表一天的24个小时：第1小时、第2小时、第3小时…第24小时。步骤三：基本负荷修正修正原则：事件发生期间每h的用户基本负荷等于该h未修正的用户基本负荷与气象调整因子的乘积。气象调整因子k定义为：事件发生前2h的负荷平均值与所选的典型日对应该时段的总负荷平均值的比值。气象调整因子是考虑天气变化对负荷的影响。根据定义计算得到气象调整因子为： 对表B.4中事件发生时段的基本负荷计算值进行修正，得到修正后的基本负荷，如表B.5所示。表B.5气象因子修正小时实际负荷(MW)基本负荷(MW)修正因子k修正后基本负荷(MW)11.701.461.4621.601.371.3731.501.321.3241.301.251.2551.301.211.2161.300.940.9471.300.990.9981.301.071.0791.401.101.10101.601.251.25111.701.341.34121.711.391.271.77131.711.511.271.92141.891.691.272.15151.981.751.272.22162.071.821.272.31172.071.891.272.40182.071.961.272.49192.162.021.272.57202.161.931.272.45212.302.002.00222.401.981.98232.301.911.91242.001.751.75注：表B.5中实际负荷为电价变化或事件发生日数据。本案例为08/02/06当天用户的实际负荷值。周末数据选择及基本负荷计算方法与非周末日同理。Ⅱ类计算方法步骤一：数据选择数据选择原则：从事件发生日开始向前选择10d，剔除事件日、最高用电量日与最低用电量日，以剩余日的数据为用户基本负荷的计算数据。根据该数据选择原则，从事件发生日开始向前选择10d的历史数据，如表B.6所示。表B.6平均用电量a日期星期平均用电量（MWh）08/02/06星期三42.82008/01/06星期二45.39507/31/06星期一39.79207/30/06星期日28.99507/29/06星期六32.71007/28/06星期五31.22607/27/06星期四30.51107/26/06星期三30.64707/25/06星期二29.89907/24/06星期一22.527从表B.6中剔除事件日08/02/06、最高用电量日08/01/06、最低用电量日07/24/06，剩余日的数据如表B.7所示。表B.7平均用电量b日期星期平均用电量（MWh）07/31/06星期一39.79207/30/06星期日28.99507/29/06星期六32.71007/28/06星期五31.22607/27/06星期四30.51107/26/06星期三30.64707/25/06星期二29.899步骤二：基本负荷计算计算依据：对所选择的数据计算事件期间每h的负荷平均值，即用户未修正的基本负荷。计算结果如表B.8所示。表B.8基本负荷计算值a小时负荷平均值(MW)基本负荷(MW)07/31/0607/30/0607/29/0607/28/0607/27/0607/26/0607/25/0611.201.191.341.141.111.121.221.1921.081.051.180.981.001.011.061.0530.970.941.070.920.950.950.950.9640.910.881.000.880.860.870.880.9050.930.860.970.830.860.860.850.8860.960.850.970.830.840.880.850.8871.020.911.020.890.920.900.900.9481.050.941.061.041.131.030.941.0391.100.850.990.991.051.150.871.00101.311.051.121.091.261.261.051.16111.521.121.221.101.141.241.151.21121.581.131.231.141.231.331.191.26131.831.171.391.231.411.401.271.39141.981.501.631.391.521.501.511.58152.161.501.621.471.521.501.501.61162.221.611.741.621.521.501.621.69172.251.681.801.761.621.631.681.77182.371.681.801.751.651.661.681.80192.431.751.871.891.681.681.751.86202.241.691.821.751.541.561.691.76212.241.481.601.711.411.421.481.62222.341.471.591.711.561.551.471.67232.241.341.461.651.451.451.341.56241.881.141.221.451.231.231.151.33步骤三：基本负荷修正修正原则：事件发生期间每h的用户基本负荷等于该h未修正的用户基本负荷与气象调整因子的乘积。气象调整因子k定义为：预约通知前3h的负荷平均值与过去10d对应时段总负荷平均值的比值。表B.9预约通知前3h基本负荷计算小时负荷平均值(MW)基本负荷(MW)08/02/0608/01/0607/31/0607/30/0607/29/0607/28/0607/27/0607/26/0607/25/0607/24/0611.701.811.201.191.341.141.111.121.221.201.3021.601.641.081.051.180.981.001.011.061.061.3031.501.490.970.941.070.920.950.950.950.981.1741.301.410.910.881.000.880.860.870.880.911.0751.301.340.930.860.970.830.860.860.850.900.9961.301.300.960.850.970.830.840.880.850.910.9771.301.291.020.911.020.890.920.900.900.960.9781.301.451.050.941.061.041.131.030.941.041.0191.401.531.100.850.990.991.051.150.871.061.10101.601.591.311.051.121.091.261.261.051.201.10111.701.751.521.121.221.101.141.241.151.271.25121.711.861.581.131.231.141.231.331.191.321.32131.712.061.831.171.391.231.411.401.271.461.37141.892.111.981.501.631.391.521.501.511.621.49151.982.212.161.501.621.471.521.501.501.691.67162.072.292.221.611.741.621.521.501.621.771.72172.072.302.251.681.801.761.621.631.681.861.80182.072.412.371.681.801.751.651.661.681.891.87192.162.412.431.751.871.891.681.681.751.971.90202.162.292.241.691.821.751.541.561.691.841.96212.302.262.241.481.601.711.411.421.481.741.86222.402.372.341.471.591.711.561.551.471.801.76232.302.272.241.341.461.651.451.451.341.701.83242.001.991.881.141.221.451.231.231.151.441.72由表B.9中得相关数据计算得到气象调整因子k为： 对表B.8中事件发生时段的基本负荷计算值进行修正，得到修正后的基本负荷，如表B.10所示。表B.10基本负荷计算值b小时实际负荷(MW)基本负荷(MW)修正因子k修正后基本负荷(MW)11.701.191.1921.601.051.0531.500.960.9641.300.900.9051.300.880.8861.300.880.8871.300.940.9481.301.031.0391.401.001.00101.601.161.16111.701.211.21121.711.261.361.71131.711.391.361.89141.891.581.362.14151.981.611.362.19162.071.691.362.33172.071.771.362.41182.071.801.362.44192.161.861.362.52202.161.761.362.39212.301.621.62222.401.671.67232.301.561.56242.001.331.33注：表B.10中实际负荷为电价变化或事件发生日数据。本案例为08/02/06当天用户的实际负荷值。Ⅲ类计算方法步骤一：数据选择数据选择原则：从事件发生日向前选择5d，在选择时跳过节假日、事件日与周末等。根据该数据选择原则，从事件发生日向前选择5d，并跳过周末07/30/06、07/29/06，得到的历史数据如表B.11所示。表B.115d历史数据选择小时负荷平均值(MW)08/01/0607/31/0607/28/0607/27/0607/26/0611.811.201.141.111.1221.641.080.981.001.0131.490.970.920.950.9541.410.910.880.860.8751.340.930.830.860.8661.300.960.830.840.8871.291.020.890.920.9081.451.051.041.131.0391.531.100.991.051.15101.591.311.091.261.26111.751.521.101.141.24121.861.581.141.231.33132.061.831.231.411.40142.111.981.391.521.50152.212.161.471.521.50162.292.221.621.521.50172.302.251.761.621.63182.412.371.751.651.66192.412.431.891.681.68202.292.241.751.541.56212.262.241.711.411.42222.372.341.711.561.55232.272.241.651.451.45241.991.881.451.231.23步骤二：基本负荷计算计算依据：5d对应事件时段及事件发生前2h期间内每小时的负荷平均值，并将其作为初始基本负荷。表B.12初始基本负荷值小时负荷平均值(MW)初始基本负荷(MW)08/01/0607/31/0607/28/0607/27/0607/26/0611.811.201.141.111.121.2821.641.080.981.001.011.1431.490.970.920.950.951.0641.410.910.880.860.870.9951.340.930.830.860.860.9661.300.960.830.840.880.9671.291.020.890.920.901.0081.451.051.041.131.031.1491.531.100.991.051.151.16101.591.311.091.261.261.30111.751.521.101.141.241.35121.861.581.141.231.331.43132.061.831.231.411.401.59142.111.981.391.521.501.70152.212.161.471.521.501.77162.292.221.621.521.501.83172.302.251.761.621.631.91182.412.371.751.651.661.97192.412.431.891.681.682.02202.292.241.751.541.561.88212.262.241.711.411.421.81222.372.341.711.561.551.91232.272.241.651.451.451.81241.991.881.451.231.231.57将此基本负荷的90%加上事件发生时负荷值的10%作为新基本负荷。计算结果如表B.13所示。表B.13新基本负荷值小时实际负荷(MW)初始基本负荷(MW)新基本负荷(MW)11.701.281.2021.601.141.1131.501.061.0441.300.990.9951.300.960.9961.300.961.0371.301.001.1681.301.141.1791.401.161.31101.601.301.38111.701.351.46121.711.431.60131.711.591.70141.891.701.78151.981.771.85162.071.831.93172.071.911.98182.071.972.03192.162.021.91202.161.881.85212.301.811.95222.401.911.87232.301.811.20242.001.571.11步骤三：基本负荷修正修正原则：气象调整因子加上新基本负荷就是修正后的用户基本负荷。若气象调整因子为负，则其值为0。气象调整因子k定义为：对应于事件发生前2h的新基本负荷的平均值减去事件发生前2h的用户实际负荷的平均值。根据表B.13相关数据求得气象调整因子k为： 由于气象调整因子k为负值，其值为0，修正后的基本负荷值如表B.14所示。表B.14修正后基本负荷值小时实际负荷(MW)新基本负荷(MW)修正因子k修正后基本负荷(MW)11.701.201.2021.601.111.1131.501.041.0441.300.990.9951.300.990.9961.301.031.0371.301.161.1681.301.171.1791.401.311.31101.601.381.38111.701.461.46121.711.6001.60131.711.7001.70141.891.7801.78151.981.8501.85162.071.9301.93172.071.9801.98182.072.0302.03192.161.9101.91202.161.8501.85212.301.951.95222.401.871.87232.301.201.20242.001.111.11B.2需求响应综合效益评价案例案例：假设某一地区2006年8月2日实施了峰谷分时电价（TOU）和可中断负荷（IL），峰谷分时电价实施对象为该地区工商业5户用户，可中断负荷实施对象为与电力公司签订可中断合同的工商业5户用户。采用本标准介绍的需求响应综合效益评价方法进行分析的步骤如下：步骤一：确定相关基础数据基于价格的需求响应项目——峰谷分时电价（TOU）减少电费支出计算所需数据获取实施TOU前后电价数据：假设实施TOU后一天被划分为峰谷2个时段，峰时段为12:00-20:00，其余为谷时段，如表B.15所示。表B.15时段划分及电价TOU前TOU后时段划分峰时段平时段12:00-20：0024:00-12:0020:00-24:00电价（元/kWh）0.6331.0550.633获取5个用户实施TOU后一天24h的负荷数据，选取数据时应剔除非价格因素的影响。如表B.16所示。表B.16实施TOU后用户的实际负荷小时平均负荷值（MW）12345工业用户工业用户工业用户商业用户商业用户1:0026.12.231.650.6221.702:0026.72.251.540.5621.603:0025.62.241.680.5041.504:0025.12.231.620.4951.305:0026.72.221.620.4771.306:0026.62.231.630.4841.307:0027.02.231.660.6261.308:0028.52.221.780.6561.309:0028.42.211.630.7721.4010:0031.12.221.710.8341.6011:0030.72.241.751.0691.7012:0027.82.231.711.2161.7113:0029.12.231.721.2581.7114:0030.12.241.731.1411.8915:0030.02.261.661.0641.9816:0030.62.291.821.0782.0717:0030.52.221.671.1952.0718:0028.52.221.691.2882.0719:0029.32.261.631.302.1620:0029.92.231.661.0392.1621:0026.92.261.590.9592.3022:0028.72.241.650.8412.4023:0027.32.261.620.732.3024:0026.92.231.610.682.00根据需求响应效果监控方法的Ⅰ类计算方法计算每个用户的基本负荷，如表B.17所示。表B.17用户基本负荷计算值小时基本负荷（MW）12345工业用户工业用户工业用户商业用户商业用户1:0025.562.211.600.6221.462:0025.842.211.480.5621.373:0025.342.231.530.5041.324:0024.372.221.590.4951.255:0026.242.201.500.4771.216:0025.542.231.510.4840.947:0025.992.221.450.6260.998:0027.572.211.690.6561.079:0027.402.181.530.7721.1010:0026.752.211.580.8341.2511:0029.642.241.631.0691.3412:0032.462.271.771.2161.7713:0030.612.291.931.2581.9214:0031.362.302.001.1412.1515:0031.842.311.91.0642.2216:0031.842.312.031.0782.3117:0031.832.251.871.1952.4018:0030.222.241.941.2882.4919:0030.712.271.841.302.5720:0031.192.251.761.0392.4521:0025.702.261.540.9592.0022:0027.772.211.510.8411.9823:0026.672.231.530.7301.9124:0025.992.221.400.6801.75提高可靠性计算所需数据根据行业类型，列出5个用户失负荷价值VOLL；根据调查，估算出5个用户可削减负荷ΔP，理想供电总时间TTOTAL取24h；根据5个用户实施TOU前后一天的负荷数据，统计出实施TOU前后失负荷概率LOLP。如表B.18所示。表B.18提高可靠性计算所需数据用户编号12345行业类型工业工业工业商业商业VOLLi（元/kWh）7.7537.0377.75324.37140.136可削减负荷ΔPi（kW）184060270240420TTOTAL,i（h）2424242424实施TOU前LOLP0.0324实施TOU后LOLP0.0071可免容量成本计算所需数据获取5个用户同时系数σ，系统备用容量系数λ，电网配电损失系数α，单位容量节约的发电燃料消耗、少建或者缓建的变电站及输电线路成本β。如表B.19所示。表B.19可免容量成本计算所需数据用户同时系数σ系统备用容量系数λ电网配电损失系数α可避免容量成本的折算因子β（元/kW容年）0.80.10.05793可免电量成本计算所需数据根据5个用户实施TOU前后一天24h的负荷数据，计算出5个用户的节约电量；获取用户终端配电损失系数l；获取该地区购电均价ω。如表B.20所示。表B.20可免电量成本计算所需数据用户编号12345行业类型工业工业工业商业商业节约电量ΔEi（kWh）11776384172815362688用户终端配电损失数l0.050.050.050.030.03可避免电量的折算因子ω（元/kWh）0.62环境效益计算所需数据根据5个用户实施TOU前后一天24h的负荷数据，计算出可避免电量ΔEG、实施需求响应前归算到电网发电侧的电量EG和实施需求响应提升的负荷率百分点Δξ；获取燃煤机组供电煤耗bg；获取负荷率与燃煤机组单位煤耗的相关因子φ；获取二氧化碳、二氧化硫和氮氧化物的排放系数σCO2、σSO2、σNOX及相应的减排价值VCO2、VSO2、VNOX。如表B.21所示。表B.21环境效益计算所需数据可避免电量ΔEG（kWh）实施需求响应前归算到电网发电侧的电量EG（kWh）实施需求响应提升的负荷率百分点Δξ燃煤机组供电煤耗bg（g/kWh）负荷率与单位煤耗的相关因子φ（g/kWh·%）19972.196923146.1290.0433354.5污染气体CO2SO2NOX污染气体排放系数（吨/kWh）0.00033570.000008030.0000069污染气体减排价值（元/吨）16020000631.6基于激励的需求响应项目——可中断负荷（IL）电网企业与用户签订的可中断合同，必须明确中断提前通知时间Ta、可中断负荷ΔP、日可中断时间T，形成可中断用户信息数据库。如表B.22所示。表B.22可中断用户信息用户编号i用户性质中断提前通知时间Ta（h）可中断负荷ΔP(kW)日可中断时间T(h)失负荷价值VOLL(元/kWh)单位电量补贴pi,j(元/kWh)1工业7240067.7530.62工业0.56862.0710.33工业215283.0410.44工业1.560812.6840.95商业24533624.3711.2获得激励补偿计算所需数据获取实施IL前后用户负荷数据：假设IL开始时间为9:00，根据参与IL的用户对合同的执行力情况，分别考虑用户符合和不符合合同中断量要求两种情况下综合效益评价量的计算。参与用户负荷中断量符合合同中要求时实施IL前后的负荷数据如表B.23所示。（红体标出部分为用户对应的基本负荷，下同）表B.23中断前后用户负荷数据小时负荷平均值（MW）12345中断前中断后中断前中断后中断前中断后中断前中断后中断前中断后1:008.428.429.609.608.488.481.711.712.3172.3172:008.058.059.409.407.587.581.6891.6892.2872.2873:008.028.0210.2010.207.397.391.6551.6552.3352.3354:008.118.118.608.607.197.191.6181.6182.2982.2985:008.138.138.898.898.668.661.6261.6262.322.326:008.118.119.409.4011.3011.301.6761.6762.3782.3787:008.018.019.609.6012.6012.601.6641.6642.4992.4998:007.987.989.879.8718.6018.601.7061.7063.113.119:007.737.3312.6012.53120.1019.9241.781.7183.102.47610:008.017.4612.4012.32519.1018.9231.751.6873.092.54211:008.037.5611.4011.33218.3018.1451.6921.6313.092.55412:008.377.9511.3011.22817.3017.1481.7271.6663.092.43513:008.498.0413.4013.31918.3018.1291.7521.6873.112.34614:008.548.1312.5012.42918.2018.0311.7521.6833.102.40115:008.458.4512.0012.0019.2019.0151.7441.6723.023.0216:008.198.1912.9012.9015.9015.7481.7311.6673.033.0317:008.968.9612.5012.5015.2015.201.6641.6643.093.0918:008.478.4712.6012.6012.4012.401.661.663.103.1019:008.128.1212.5012.5011.3011.301.6511.6512.932.9320:008.268.2612.1012.1010.0010.001.6641.6642.8762.87621:008.058.0511.7011.708.518.511.6891.6892.8692.86922:008.668.6610.9010.908.378.371.6681.6682.5822.58223:008.758.7511.2011.207.657.651.6851.6852.1722.17224:008.298.2910.9010.908.288.281.6811.6812.3372.337由表B.23中数据可得到，用户i由于激励型需求响应项目j而实施的负荷削减量ΔPi,j、削减持续时间Ti,j。提高可靠性计算所需数据理想供电总时间TTOTAL取24h；获取用户失负荷价值VOLL；根据5个用户实施IL前后一天24h的负荷数据，计算用户削减的最大负荷值ΔPi、统计出实施IL前后失负荷概率LOLP。如表B.24所示。表B.24提高可靠性计算所需数据用户编号i12345VOLLi（元/kWh）7.7532.0713.04112.68424.371削减的负荷值ΔPi（kW）400680152060863TTOTAL,i（h）2424242424实施IL前LOLP0.033实施IL后LOLP0.0118可免容量成本计算所需数据获取该地区5个用户同时系数σ，系统备用容量系数λ，电网配电损失系数α，单位容量节约的发电燃料消耗、少建或者缓建的变电站及输电线路成本β。如表B.19所示。可免电量成本计算所需数据根据5个用户实施IL前后一天24h的负荷数据，计算出5个用户终端措施节约电量Δ施i；获取用户终端配电损失系数；获取该地区购电均价ω（表B.20中已给）。如表B.25所示。表B.25可免电量成本计算所需数据用户编号12345行业类型工业工业工业工