《需求響應效果監(jiān)控與綜合效益評價導則》

ICS

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中華人民共和國國家標準

GB/TXXXXX—XXXX

需求響應效果監(jiān)控與綜合效益評價導則

TechnicalGuidelinefordemandresponsemonitoringandcomprehensive

benefitevaluation

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（本稿完成日期：）

XXXX-XX-XX發(fā)布XXXX-XX-XX實施

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I

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需求響應效果監(jiān)控與綜合效益評價導則

1范圍

本標準規(guī)定了需求響應效果監(jiān)控與綜合效益評價的指標及指標求取方法，同時確立了需

求響應效果監(jiān)控與綜合效益評價的一般原則，可幫助實施機構有效實施需求響應。

本標準適用于需求響應實施機構對所實施的需求響應項目一段時期實際產生的效果進

行監(jiān)控，以及分析計算和評價實施需求響應項目的綜合效益。

2規(guī)范性引用文件

下列文件對于本文件的應用是必不可少的。凡是注日期的引用文件，僅注日期的版本適

用于本文件。凡是不注日期的引用文件，其最新版本（包括所有的修改單）適用于本文件。

GB/T2900.87-2011電工術語電力市場

GB/T2900.84-2009電工術語.電價

GB/T2900.58-2002電工術語發(fā)電、輸電及配電電力系統(tǒng)規(guī)劃和管理.供電可靠性、失

負荷

DINEN62308-2007設備可靠性.可靠性評估方法

GB/T13471-2008節(jié)電技術經(jīng)濟效益計算與評價方法

GB/T15148-2008電力負荷管理系統(tǒng)技術規(guī)范

3術語和定義

下列術語和定義適用于本標準。

3.1

需求響應demandresponse

從廣義上來講，需求響應是指電力市場中的用戶針對市場價格信號或激勵機制做出響

應，并改變常規(guī)電力消費模式的市場參與行為。從不同的角度來看，需求響應可以有不同的

定義，如從資源的角度看，需求響應可以作為一種資源，是指減少的高峰負荷或裝機容量；

從能力的角度看，需求響應能夠提高電網(wǎng)運行可靠性，增強電網(wǎng)應急能力；從行為的角度看，

需求響應是指用戶參與負荷管理，調整用電方式。

3.2

事件event

某一時段出現(xiàn)的電價變化或系統(tǒng)供需緊張等緊急狀態(tài)，對應于基于價格的需求響應項目

和基于激勵的需求響應項目。

3.3

需求響應效果監(jiān)控demandresponsemonitoring

對用戶在事件發(fā)生期間的需求響應狀況進行評價與量化。

1

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3.4

基于價格的需求響應price-baseddemandresponse

一種需求響應項目類型，用戶可以根據(jù)零售電價的變化，相應地調整其用電需求，減少

在高價格時段用電以控制自身的用電成本。包括分時電價（Time-of-Use）、實時電價

（Real-timePrice）、尖峰電價（CriticalPeakPrice）。

3.5

基于激勵的需求響應incentive-baseddemandresponse

一種需求響應項目類型,實施機構通過制定確定性的或者隨時間變化的政策，激勵用戶

允許在電力短缺、接近短缺或出現(xiàn)短期可靠性問題等事故時中斷向他們供電，并得到直接賠

償或其他時間的優(yōu)惠電價。包括直接負荷控制（DirectLoadControl）、可中斷負荷

（InterruptibleLoad）、需求側競價（DemandSideBidding）、緊急需求響應（EmergenceDemand

Response）、容量/輔助服務計劃（Capacity/AncillaryServiceProgram）。

3.6

用戶實際負荷customeractualload

用戶參與實施需求響應情況下的用戶表每小時記錄的實際負荷。

3.7

用戶基本負荷customerbaselineload

用戶不實施需求響應的情況下，每小時可能消耗的負荷。

3.8

用戶削減負荷customerreducedload

為事件時段用戶基本負荷與用戶實際負荷之差。

3.9

需求響應資源demandresponseresource

用戶參與實施需求響應的可削減負荷及發(fā)電機組。

3.10

用戶響應性能（需求響應性能）customerresponseperformance

用戶在事故期間的需求響應狀況。

3.11

需求響應綜合效益demandresponsecomprehensivebenefit

包括直接效益和外部效益，其中，外部效益包括集體效益、延伸效益、節(jié)能減排效益。

3.12

直接經(jīng)濟效益directeconomicbenefit

2

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直接效益的受益者是需求響應項目的直接參與方，項目的參與雙方通過項目的執(zhí)行可以

各自帶來的用戶側電費節(jié)省經(jīng)濟補償，電網(wǎng)側購電成本降低，維持可靠性費用降低等。

3.13

集體效益Collectivebenefit

集體效益的受益者是所有和電力相關的電力用戶和電網(wǎng)企業(yè)、發(fā)電企業(yè)。包括由于需求

響應項目的實施帶來系統(tǒng)可靠性的提高，零售電價的降低，推遲發(fā)輸配電設備擴容的步伐等

方面。

3.14

延伸效益extendingbenefit

延伸效益是指由于需求響應項目實施帶來的間接的和延伸的收益，其受益者是區(qū)域內所

有公民、區(qū)域電網(wǎng)和電力用戶。包括產業(yè)效益、能源獨立性效益、用戶用電多元化效益等方

面。

3.15

節(jié)能減排效益thebenefitofEnergysavingandemissionreduction

節(jié)能減排效益是指由于需求響應項目實施帶來的節(jié)能減排收益，其受益者是全社會。包

括直接減排收益和間接減排收益等方面。

3.16

可免容量成本avoidedcapacitycost

指可避免峰荷容量，是指由于節(jié)電在電網(wǎng)峰荷期可避免的裝機容量。

3.17

電網(wǎng)側可免容量成本gridavoidedcapacitycost

指電網(wǎng)企業(yè)由于可避免容量減少的投資費用。

3.18

可免電量成本avoidedenergycost

指因終端（用戶側或需求側）節(jié)約電量使發(fā)電側可避免的發(fā)電量。

3.19

電網(wǎng)側可免電量成本gridavoidedenergycost

指電網(wǎng)企業(yè)由于可避免電量減少的購電費用。

4總則

4.1基本任務

為了適應需求響應項目效果監(jiān)控與綜合經(jīng)濟效益評價的需要，統(tǒng)一分析計算及評價原則

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和方法，爭取反映需求響應項目實際產生的經(jīng)濟效益和作用，特制定本標準。

4.2效果監(jiān)控量

需求響應性能。

4.3綜合效益評價量

按需求響應項目基于價格及基于激勵的分類，需求響應綜合效益評價定量分析的主要指

標量如下圖所示：

圖1需求響應綜合效益主要評價指標量

4.4基本要求

4.4.1進行某種需求響應項目效果監(jiān)控和綜合經(jīng)濟效益分析計算和評價，必須十分重視基

本資料的調查、搜集整理、綜合分析和合理性檢查，引用調查、搜集的電網(wǎng)運行資料和社會

經(jīng)濟資料，應分析其歷史和現(xiàn)實背景，并根據(jù)各時期的社會經(jīng)濟狀況、價格水平和電價水平

進行調整、換算。

4.4.2進行某種需求響應項目效果監(jiān)控和綜合經(jīng)濟效益分析計算和評價時，除應符合本規(guī)

范外，尚應符合國家現(xiàn)行的有關標準的規(guī)定。

5需求響應效果監(jiān)控方法

需求響應效果監(jiān)控通過估計用戶的基本負荷，計算用戶在電價變化時段或事件期間的負

荷削減量，進而評價用戶響應性能。

5.1用戶基本負荷的計算目的

計算用戶基本負荷的目的是在電價變化下或事故期間為用戶的需求響應性能提供公平

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評價的基礎，制定合理的變化電價，以及給用戶以經(jīng)濟激勵或處罰，促使更多的用戶實施需

求響應，為資源規(guī)劃、方案規(guī)劃和經(jīng)濟效益合算提供依據(jù)，最終實現(xiàn)電力系統(tǒng)經(jīng)濟可靠運行。

5.2用戶基本負荷的計算原則

5.2.1公平合理

制定計算規(guī)則時要考慮負荷類型(負荷規(guī)模、負荷時間等)，并保障需求響應資源買賣雙

方的利益。

5.2.2準確簡明

計算出的用戶基本負荷要盡量減少偏差，同時易于管理者與用戶理解和使用。

5.2.3數(shù)據(jù)典型

所選擇的歷史數(shù)據(jù)要與所估算用戶的基本負荷強相關。

5.2.4最小化用戶投機機會

計算規(guī)則要具有抑制用戶投機行為(人為地抬高基本負荷獲得超額激勵的行為)的功能，

使用戶無機會投機或使其投機行為得不償失。

5.2.5最大化需求響應效益

計算規(guī)則要能起到聚攏并高效利用需求側資源的作用。

5.3用戶基本負荷的計算方法

5.3.1用戶基本負荷計算方法的3要素

用戶基本負荷的計算按負荷類型分為能量基本負荷計算與容量基本負荷計算；按時間分

為日前基本負荷計算與實時基本負荷計算等。這些方法基本上都包括3個要素：數(shù)據(jù)選擇原

則、計算方法和修正算法。

5.3.1.1數(shù)據(jù)選擇原則

決定選擇哪些數(shù)據(jù)參與基本負荷的估算。

5.3.1.2計算方法

對參與運算的數(shù)據(jù)采用何種運算，常用的有求歷史典型日負荷平均值法與基于制冷度日

(coolingdegreedays)的回歸法。

5.3.1.3修正算法

對特殊情況產生的影響進行計算，一般按電價變化或事故前若干小時的負荷對基本負荷

進行修正，常用的有乘法因子修正法和加法因子修正法。

5.3.2基本負荷的常用計算方法

本標準根據(jù)用戶基本負荷計算方法的3要素的不同，提供3類常用的基本負荷計算方法。

5.3.2.1Ⅰ類計算方法

按基本負荷是否超過100kW，是在工作日還是周末分為4種，每種方法都計及氣象調整

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因子對結果的影響。

a)不小于100kW的工作日用戶基本負荷的計算

1)選擇數(shù)據(jù)：從電價變化或事件發(fā)生前2d（天）向前選擇對應時段10d的歷史

負荷。歷史負荷要不包括周末、節(jié)假日、事件日及那些對應事件時段的平均用

電量小于10d相應時段的總平均用電量75%的日子。從事件發(fā)生的前2d開始

選擇是為了避開事件前1d用戶可能的投機行為；從10d中再選擇對應事件時

段的平均用電量最大的5d，這是為了避免低估基本負荷。

2)計算基本負荷：對所選擇的5d歷史數(shù)據(jù)計算事件時段每h（小時）的負荷平

均值，即用戶在事件發(fā)生時段的基本負荷。

b)不小于100kW的周末用戶基本負荷的計算

1)選擇數(shù)據(jù)：選擇最近3個類似的周末，不排除節(jié)假日與事件日；從3d中選擇

平均用電量較大的2d作為計算基本負荷的典型日。

2)計算基本負荷：在周末事件期間每h的基本負荷就是2個典型日對應該小時的

用電量的平均值。

c)氣象調整因子的計算

氣象調整因子是考慮天氣變化對負荷的影響，工作日與周末的氣象調整因子的計算

類似。

3)選擇數(shù)據(jù)：計算事件發(fā)生前2h的負荷平均值與所選的典型日對應該時段的總

負荷平均值，選擇事件前2h是考慮到此時的負荷最接近于事件時的負荷，且

用戶進行投機的可能性較小。

4)計算氣象調整因子：上述2個平均值的比值為氣象調整因子，為了防止此值過

大或過小，一般對其范圍限定為0.8~1.2。

5)確立基本負荷：經(jīng)氣象因子調整后，事件發(fā)生期間每h的用戶基本負荷等于該

小時調整前的用戶基本負荷與調整因子的乘積。

6)考慮到有些負荷對天氣不敏感，用戶可選擇三種不同的基本負荷計算修正方

法：不計及氣象調整因子、計及氣象調整因子以及按一定概率計及氣象調整因

子。

d)用戶基本負荷小于100kW的計算

對于用電量小于100kW的居民或商業(yè)用戶，可以成立專門的需求響應服務公司，

整合需求側資源，代理用戶參與需求響應。為了可靠估計這些用戶的基本負荷，一

般采用統(tǒng)計方法抽取部分用戶作為代表，按照響應的抽取原則獲取采樣數(shù)據(jù)，基本

負荷的計算方法與a)、b)、c)相同。

5.3.2.2Ⅱ類計算方法

與Ⅰ類計算方法不太一樣，數(shù)據(jù)的選擇是從事件發(fā)生日向前選擇，計算修正因子所用數(shù)

據(jù)是預約通知（reservationnotification）前3h的負荷，但基本負荷的計算仍采用簡單平均法，

并用乘法修正基本負荷。具體計算步驟如下：

a)選擇數(shù)據(jù)：從事件發(fā)生日開始向前選擇10d，剔除事件日、最高用電量日與最低用

電量日，以剩余日的數(shù)據(jù)為用戶基本負荷的計算數(shù)據(jù)。

b)計算未修正的用戶基本負荷：對所選擇的數(shù)據(jù)計算事件期間每h的負荷平均值，即

用戶未修正的基本負荷。

c)計算修正的基本負荷：預約通知前3h的負荷平均值與過去10d對應時段總負荷平

均值的比值為氣象調整因子。如果預約通知日是負荷削減日或非工作日，則前一日

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對應時段的負荷數(shù)據(jù)被用來計算氣象調整因子，用戶的基本負荷等于未修正的用戶

基本負荷乘以氣象調整因子。

5.3.2.3Ⅲ類計算方法

與前兩類方法不同，Ⅲ類歷史數(shù)據(jù)選擇為事件發(fā)生前5d的負荷，計算方法采用加權平均

法，且采用加法修正基本負荷。具體計算步驟如下：

a)選擇數(shù)據(jù)：從事件發(fā)生日向前選擇5d，在選擇時跳過節(jié)假日、事件日與周末等。

b)計算未修正的用戶基本負荷：計算5d對應事件時段及事件發(fā)生前2h期間內每小時

的負荷平均值，并將其作為初始基本負荷，將此基本負荷的90%加上事件發(fā)生時

負荷值的10%作為新基本負荷，其中初始基本負荷的比重較大是為了遏制用戶的

投機行為。

c)計算修正的基本負荷：對應于事件發(fā)生前2h的新基本負荷的平均值減去事件發(fā)生

前2h的用戶實際負荷的平均值即為氣象調整因子，氣象調整因子加上新基本負荷

就是修正后的用戶基本負荷。若氣象調整因子為負，則其值為0。

d)建議初次參與需求響應的用戶的基本負荷計算采用此類方法。

5.4用戶響應性能評價

5.4.1評價原則

用戶響應性能的評價原則與用戶基本負荷的計算原則基本相同。用戶響應性能是對用戶

響應效果的最終評價，也是需求響應實施機構制定合理電價，以及給予用戶經(jīng)濟激勵或懲罰

的依據(jù)。因此需求響應性能的計算一定要公平合理，以激勵用戶的響應行為，實現(xiàn)需求響應

效益的最大化。

5.4.2評價方法

用戶響應性能的計算方法有絕對計算法（負荷削減量法）與相對指標法。

5.4.2.1絕對計算法

削減負荷量等于用戶基本負荷減去用戶實際負荷。削減負荷量越大，響應性能越好。對

于只有發(fā)電機組的用戶，其在事件發(fā)生期間比平時增加的出力相當于負荷削減量。對于既有

負荷削減、又有發(fā)電機組的情況，其負荷削減性能是2種方式的性能之和。

5.4.2.2相對指標法

該方法是建立在基本負荷計算基礎上的。為方便比較規(guī)?；蝾愋筒煌挠脩繇憫阅埽?/p>

有2種性能指標法：認繳性能指標(subscribedperformanceindex，SPI)法與峰荷性能指標(peak

performanceindex，PPI)法。

a)SPI

SPI是用戶實際每小時平均負荷削減量與其認繳負荷削減量之比，它用來評價用戶完成

其承諾的真實性能。只要需求響應方案允許用戶就其需求響應資源事先作出削減承諾或參與

競價銷售，就可以應用SPI來評價用戶的削減性能。SPI等于1，表示該用戶的表現(xiàn)達到了

其認繳目標；SPI小于1，表示該用戶的性能未達到負荷削減目標；SPI大于1，表示該用戶

超額完成了負荷削減目標。

b)PPI

PPI是用戶在事件發(fā)生期間實際每小時平均負荷削減量與非同時峰荷需求的比值。非同

時峰荷代表用戶最高負荷水平，因此在任何情況下，削減值都不可能比非同時峰荷大，即

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PPI最大是1，此時用戶的所有負荷都從電網(wǎng)切除。PPI可用來表示用戶的響應技術潛力。

PPI低，意味著該用戶當前負荷削減機會較少，需要給其額外的技術支持、指導與信息或采

用更高級的實現(xiàn)技術。PPI與用戶規(guī)模結合起來，可以考察不同負荷類型用戶的相對負荷削

減潛力。

6需求響應綜合效益評價方法

通過前面需求響應效果監(jiān)控方法可以估計用戶的基本負荷，計算用戶在電價變化時段或

事件期間的負荷削減量，為需求響應綜合效益評價方法提供了數(shù)據(jù)支持。

首先對需求響應綜合效益分析計算方法進行概述，分別給出基于價格的需求響應綜合效

益及基于激勵的需求響應綜合效益的評價計算方法。

6.1評價目的

6.1.1讓用戶看到參與實施需求響應項目實實在在的利益，激勵刺激用戶積極參與需求響

應項目。

6.1.2為電網(wǎng)公司實施需求響應做成本分析。

6.1.3為政府層面制定出合理、有效的需求響應項目激勵機制提供參考。

6.2需求響應綜合效益分析評價方法概述

6.2.1需求響應綜合效益可分為直接效益和外部效益，其中，外部效益可分為集體效益、

延伸效益及節(jié)能減排效益

6.2.2直接經(jīng)濟效益的分析計算

6.2.2.1需求響應直接經(jīng)濟效益包括參與項目的電力用戶直接經(jīng)濟效益和推行項目的電網(wǎng)

企業(yè)直接經(jīng)濟效益兩部分，可采用定量計算和定性分析結合的方法。

6.2.2.2電力用戶直接經(jīng)濟效益分析可采用定量計算和定性分析兩種方法結合。其中可以

定量計算的直接經(jīng)濟效益包括激勵性需求響應項目減少的電力用戶電費支出和可靠性需求

響應項目帶來的缺電補償；定性分析的直接經(jīng)濟效益包括提高電力設備能效及使用壽命和多

元化供電方式提高用電自主性等方面。

6.2.2.3電網(wǎng)企業(yè)直接經(jīng)濟效益分析可采用定量計算和定性分析兩種方法結合。其中可以

定量計算的直接經(jīng)濟效益包括可以提高電能傳輸效率，對電網(wǎng)企業(yè)產生直接的節(jié)能效益、保

證電網(wǎng)的穩(wěn)定可靠運行，降低了由于系統(tǒng)容量短缺而造成輪流停電出現(xiàn)的幾率；定性分析的

直接經(jīng)濟效益包括提高系統(tǒng)運行的平穩(wěn)性，提高負荷率，增加電網(wǎng)設備資產的使用效率和壽

命，降低電網(wǎng)運行維護成本等方面。

6.2.3集體效益的分析計算

6.2.3.1需求響應集體效益包括短期市場效益、長期市場效益和可靠性效益三個方面，主

要采用定量計算的方法。

6.2.3.2短期市場效益是指激勵型需求響應項目可以通過負荷整型的方式提高電力系統(tǒng)資

源的利用效率，以低廉的成本削減系統(tǒng)邊際成本和現(xiàn)貨市場電價?？赏ㄟ^系統(tǒng)尖峰價格出現(xiàn)

的概率和頻率等指標來定量的進行分析計算。

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6.2.3.3長期市場效益是指將需求響應作為替代資源來進行綜合資源規(guī)劃，以推遲發(fā)電、

輸電和配電等基礎設施升級投資規(guī)模?？赏ㄟ^規(guī)劃期滿足正常負荷增長需求的發(fā)電、輸電和

配電等基礎設施投資規(guī)模的大小等指標來定量的進行分析計算。

6.2.3.4可靠性效益是指通過多元化的需求響應資源保證系統(tǒng)可靠性，降低由于系統(tǒng)容量

短缺、意外停運或事故等造成停電事故的概率和嚴重程度?？赏ㄟ^系統(tǒng)運行可靠性指標、切

負荷概率、切負荷容量和事故停電損失等指標來定量的進行分析計算。

6.2.4延伸效益的分析計算

6.2.4.1需求響應延伸效益包括產業(yè)效益、能源獨立性效益、用戶用電多元化效益等方面，

主要采用定性分析的方法。

6.2.4.2產業(yè)效益體現(xiàn)在需求響應的實施和建設將大大帶動我國相關產業(yè)的發(fā)展和智能樓

宇、智能家庭、智能交通等一系列建設，并推動技術升級和產業(yè)結構調整。

6.2.4.3能源獨立性效益體現(xiàn)在對于區(qū)域電網(wǎng)來說，通過調用本地的需求響應資源減少突

發(fā)事件情況下對于外部電力供應的依賴性，維持區(qū)域間交換功率的穩(wěn)定性水平。

6.2.4.4用戶用電多元化效益體現(xiàn)在需求響應的實施為電力用戶用電多樣化選擇提供便利

條件，使得用戶可以根據(jù)生產生活實際情況進行靈活配置并實現(xiàn)最高性價比的用電成本管

理。

6.2.5節(jié)能減排效益的分析計算

6.2.5.1需求響應節(jié)能減排效益包括直接減排效益和間接減排效益兩方面，主要采用定量

計算和定性分析結合的方法。

6.2.5.2直接減排效益體現(xiàn)在用戶側節(jié)能、發(fā)電側節(jié)能和電網(wǎng)網(wǎng)損減少三個方面的節(jié)能效

果，相當于減少燃煤機組發(fā)電產生污染氣體排放，可結合綠色證書、未來排放權交易定價、

減免稅收政策等進行貨幣定量化計算。

實施需求響應用戶可以根據(jù)自己的用電習慣、電價水平以及用電環(huán)境，給各種用電設備

設定參數(shù)，自動優(yōu)化其用電方式，以期達到最佳的用電效果，進而提高設備的電能利用效率，

實現(xiàn)節(jié)電。在實際計算中需要考慮到電網(wǎng)輸送網(wǎng)損，將用戶側節(jié)能效果歸算到發(fā)電側，結合

機組煤耗/排放曲線進行減排效果計量。

實施需求響應引導用戶將高峰時段的用電負荷轉移到低谷時段，從而可以降低高峰負

荷，提高用電負荷率，增加機組利用小時數(shù)，進而穩(wěn)定發(fā)電機組出力，降低火電機組發(fā)電煤

耗。在實際計算中需要考慮實施需求響應前后火電機組出力波動情況進而影響到其煤耗，結

合機組煤耗/排放曲線進行減排效果計量。

實施需求響應后，傳統(tǒng)的負荷節(jié)點可根據(jù)調度人員安排實行靈活的雙向互動，結合我國

以遠距離、大容量、低損耗的特高壓技術和相關設備為基礎的智能電網(wǎng)，可以優(yōu)化系統(tǒng)的潮

流分布，提高輸電網(wǎng)絡的輸送效率。在實際計算中需要考慮優(yōu)化潮流分布前后，系統(tǒng)網(wǎng)損的

變化情況，結合機組煤耗/排放曲線進行減排效果計量。

6.2.5.3間接減排效益體現(xiàn)在提高清潔能源利用率和推動電動汽車發(fā)展兩個方面，主要采

用定性分析的方法。

需求響應項目由于在電網(wǎng)中分布廣泛且控制靈活，可以和可再生能源發(fā)電結合起來，彌

補可再生能源發(fā)電的不穩(wěn)定性，從而促進智能電網(wǎng)對各種間歇性電源的消納能力不斷增強，

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電網(wǎng)優(yōu)化配置能源資源能力將持續(xù)加強，從而加速可再生能源發(fā)電的利用。

需求響應項目的實施有利于推動電動汽車等環(huán)保型設備的發(fā)展，增加電能消費，實現(xiàn)減

排效益。目前由于初期投入和運行成本的問題，制約了電動汽車的普及。需求響應項目通過

電價激勵手段鼓勵用戶電價低谷時充電，并在電價高峰時向電網(wǎng)售電，大大降低了電動汽車

的運行費用。

6.3綜合效益分析計算方法

根據(jù)圖1示需求響應綜合效益評價量，分別給出這些量的計算求取公式。

6.3.1減少電費支出

指用戶參與實施基于價格的需求響應項目，放棄或轉移高電價時段的負荷用電帶來的電

費支出的減少。

用戶電量計算公式：

T

EP(t)dt（1）

0

式中：

P(t)——日負荷-時間序列；

T——計量時長。

實施需求響應后，用戶在對應時間日的電費支出：

nnt

（2）

MDRE(t)p(t)P(t)dtp(t)

t1t10

式中：

Δt——電價變化周期；

p(Δt)——固定周期內的電價，元/kWh；

n——時段數(shù)。

減少電費支出產生的效益為實施需求響應前后的電費支出差額：

（）

B1M0MDR3

d

式中：

M0——實施需求響應前用戶的日電費支出，萬元。

峰谷分時電價（TOU）一天可以劃分為峰平谷3個時段（n=3），或峰谷2個時段；尖峰

電價（CPP）在TOU上疊加一個尖峰時段；實時電價（RTP）一天可以劃分為24個時段或更

為細致的時段數(shù)，故上述計算方法適用于TOU、CPP和RTP下減少電費支出的評估計算。

6.3.2獲得激勵補償

用戶獲得激勵補償有兩種形式，一種是對用戶參與需求響在事件發(fā)生期間節(jié)約電量進行

補貼，另一種是對響應的用戶在某一時段的總電費有所折扣。

方式一：電量補貼

用戶i由于激勵型需求響應項目j，可以獲得激勵補償：

10

GB/TXXXXX—XXXX

（）

B2Pi,jTi,jpi.j4

ij

式中：

ΔPi,j——負荷削減量；

Ti,j——削減持續(xù)時間；

pi,j——單位電量補貼，元/kWh。

精確制定補償標準的情況下，單位電量補貼pi,j是提前通知時間Ta,i,j、削減負荷Δ削i,j、

削減持續(xù)時間Ti,j、用戶類型θ和失負荷價值VOLLi的函數(shù)。一般實施激勵型需求響應項目前，

實施機構要與用戶簽訂合同。直接負荷控制的對象常為空調和供熱設備，集中輪控的方式對

用戶的影響很小，一般無需提前通知（Ta,i,j=0），pi,j可為常數(shù)。

方式二：電費折扣

用戶在某一規(guī)定時段內獲得折扣激勵補償后的電費為：

B3Mct

式中：

Mct——折扣前用戶在某一規(guī)定時段內的總電費，萬元；

ρ——電費折扣率。

6.3.3提高可靠性

實施需求響應降低了停電概率，提高了供電可靠性：

（）

B2VOLLiPiTTOTAL,i(LOLPLOLP')5

i

式中：

TTOTAL,i——用戶i理想供電的總時間；

LOLP——實施需求響應前失負荷概率；

LOLP’——實施需求響應后失負荷概率；

ΔPi——可削減的負荷值。

6.3.4可免容量成本

可避免容量與用戶降低的峰荷、用戶同時率、系統(tǒng)備用容量系數(shù)、用戶總數(shù)有關。計算

公式為：

I

Pi

Pi1（6）

G(1)(1)

式中：

ΔPi——第i個用戶降低的峰荷值；

I——用戶總數(shù)；

σ——用戶同時系數(shù)；

λ——系統(tǒng)備用容量系數(shù)；

α——電網(wǎng)配電損失系數(shù)。

可免容量成本可以通過減少發(fā)電燃料消耗、少建或者緩建的變電站和輸電線路的平均造

價確定。

11

GB/TXXXXX—XXXX

（）

B3PG7

式中：

β——可避免容量成本的折算因子，通過每年減少的投資費用攤銷到每年的可免容量中

進行計算。

6.3.5可免電量成本

可避免電量與終端措施節(jié)電量、終端配電損失系數(shù)、電網(wǎng)配電損失系統(tǒng)有關。計算公式

為：

I

Ei

Ei1（8）

G(1l)(1)

式中：

ΔEG——系統(tǒng)可避免電量；

ΔEi——用戶i終端措施節(jié)約電量（通過估計每年減少用電的時間與電網(wǎng)側可避免容量

的乘積計算）；

l——終端配電損失數(shù)；

α——電網(wǎng)配電損失系數(shù)。

可免電量成本可根據(jù)購電均價確定：

（）

B4EG9

式中：

ω——可避免電量的折算因子。

6.3.6環(huán)境效益

環(huán)境效益由兩部分組成，一是由于實施需求響應減少使用礦物燃料的發(fā)電側少發(fā)的電

量，是二氧化碳、二氧化硫等污染氣體的減排量與減排價值的乘積。

BNVNVNV

5,1CO2CO2SO2SO2NOxNOx

（10）

E(VVV)

GCO2CO2SO2SO2NOxNOx

式中：

NCO2、NSO2、NNOX——二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物減排量；

VCO2、VSO2、VNOX——二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物減排價值；

σCO2、σSO2、σNOX——二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物減排系數(shù)。

二是由于實施需求響應帶來的削峰填谷的效果，負荷率提升，減少發(fā)電機組啟停頻率，

提高發(fā)電效率。

B(EE)b(VVV)（1

5,2GGgCO2CO2SO2SO2NOXNOX

1）

式中：

Δξ——實施需求響應提升的負荷率百分點；

bg——需燃煤機組供電煤耗（g/kWh）；

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GB/TXXXXX—XXXX

φ——負荷率與燃煤機組單位煤耗的相關因子，表示負荷率每提升1個百分點，燃煤機

組單位煤耗下降φ；

EG——實施需求響應前歸算到電網(wǎng)側的電量。

總的環(huán)境效益：

（）

B5=B5.1+B5.212

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附錄A

（資料性附錄）

需求響應措施分類及概念介紹

A.1需求響應措施分類

可以從兩個角度來對需求響應措施進行劃分，根據(jù)需求響應參與市場類型的不同可將需

求響應措施大體分為兩類：基于市場競價的需求響應措施、基于可靠性管理的需求響應措施；

廣義上，可以按照用戶不同的響應方式將需求響應分為基于價格的需求響應和基于激勵的需

求響應。

基于價格的需求響應和基于激勵的需求響的具體措施分類如圖A.1所示。

圖A.1需求響應措施分類

A.2需求響應措施定義

需求響應措施的定義解釋如表A.1所示。

表A.1需求響應措施定義

需求響應措施定義

基于規(guī)制經(jīng)濟學中的高峰負荷定價理論，是一種

基TOU

分時電價可以有效反映電力系統(tǒng)不同時段供電成本差別的電價

于

機制，峰谷電價、季節(jié)電價和豐枯電價等是其常見的

價（TOU）

幾種形式。

格

的零售側RTP是一種動態(tài)定價機制,其更新周期可以達到一

需實時電價小時或者更短,通過將零售側的價格與電力批發(fā)市場的

求（RTP）出清電價聯(lián)動,可以精確反映每天各時段供電成本的變

響化并有效傳達電價信號。

應尖峰電價CPP是在TOU和RTP的基礎上發(fā)展起來的一種動態(tài)電價

（CPP）機制，即通過在TOU上疊加尖峰費率而形成。

基直接負荷控制指在系統(tǒng)高峰時段由執(zhí)行機構通過遠端控制裝置關閉或

于（DLC）者循環(huán)控制用戶的用電設備，提前通知時間一般在十五

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GB/TXXXXX—XXXX

需求響應措施定義

激分鐘以內。

勵根據(jù)供需雙方事先的合同約定，在電網(wǎng)高峰時段由實施

可中斷負荷

的機構向用戶發(fā)出中斷請求信號，經(jīng)用戶響應后中斷部分

（IL）

需供電的一種方法。

求需求側資源參與電力市場競爭的一種實施模式，它使用

響需求側競價戶能夠通過改變自己的用電方式，以競價的形式主動參

應(DSB)與市場競爭并獲得相應的經(jīng)濟利益，而不再單純是價格

的接受者。

指用戶在系統(tǒng)供需緊張時期響應電網(wǎng)公司的激勵，減少

用電或轉移用電的一種需求響應，也可作為系統(tǒng)可靠性

緊急需求響應

受到影響時類似可中斷負荷的一種方式。它結合歷史數(shù)

（EDR）

據(jù)、價格數(shù)據(jù)、短期負荷預測用于削減高峰負荷，避免

發(fā)生尖峰價格。

容量/輔助服務計劃用戶提供削減負荷作為系統(tǒng)備用，替代傳統(tǒng)發(fā)電機

（CASP）組或提供資源的一種形式。

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附錄B

（資料性附錄）

案例

B.1需求響應效果監(jiān)控案例

案例：假定電價變化或事件發(fā)生于2006年8月2日12:00-20.00之間（對應基本負荷數(shù)

據(jù)已在各表中用紅體標出）。

采用本標準介紹的需求響應效果監(jiān)控方法進行分析的步驟如下：

Ⅰ類計算方法

步驟一：非周末數(shù)據(jù)選擇

數(shù)據(jù)選擇原則：從電價變化或事件發(fā)生前2d（天）向前選擇對應時段10d的歷史負荷。

歷史負荷要不包括周末、節(jié)假日、事件日及那些對應事件時段的平均用電量小于10d相應時

段的總平均用電量75%的日子。從10d中再選擇對應事件時段的平均用電量最大的5d。

根據(jù)該數(shù)據(jù)選擇原則，從電價變化或事件發(fā)生前2d（天）向前選擇對應時段10d的歷

史負荷如表B.1所示。表B.1中歷史數(shù)據(jù)已剔除周末07/30/06、07/29/06、07/23/06、07/22/06。

表B.1平均用電量與總平均用電量計算a

日期星期平均用電量（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

總平均用電量31.096

注：表1中比例欄為平均用電量/總平均用電量。

由于07/24/06平均用電量小于所選10d的總平均電量的75%，舍去這一天數(shù)據(jù)，向前

繼續(xù)選擇，直到滿足要求為止。如表B.2所示。

表B.2平均用電量與總平均用電量計算b

日期星期平均用電量（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

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GB/TXXXXX—XXXX

07/18/06星期二39.1901.180是

07/17/06星期一43.5101.311是

總平均用電量33.194

從上面10d歷史數(shù)據(jù)中再選擇對應事件時段的平均用電量最大的5d，如表B.3所示。

表B.35d歷史數(shù)據(jù)選擇

日期星期平均用電量（MWh）比例

07/17/06星期一43.5101.250

07/31/06星期一39.7921.235

07/18/06星期二39.1901.015

07/28/06星期五31.2260.969

07/26/06星期三30.6470.951

步驟二：基本負荷計算

計算依據(jù)：對所選擇的5d歷史數(shù)據(jù)計算事件時段每h（小時）的負荷平均值，即用戶

在事件發(fā)生時段的基本負荷。計算結果如表B.4所示。

表B.4基本負荷計算值

負荷平均值(MW)

基本負

小時

07/17/0607/31/0607/18/0607/28/0607/26/06荷(MW)

11.931.201.891.141.121.46

21.891.081.870.981.011.37

31.880.971.880.920.951.32

41.780.911.810.880.871.25

51.710.931.700.830.861.21

61.080.960.970.830.880.94

71.101.021.020.890.900.99

81.181.051.061.041.031.07

91.291.100.990.991.151.10

101.461.311.121.091.261.25

111.611.521.221.101.241.34

121.651.581.241.141.331.39

131.681.831.391.231.401.51

141.941.981.631.391.501.69

152.002.161.621.471.501.75

162.012.221.741.621.501.82

172.022.251.801.761.631.89

182.232.371.801.751.661.96

192.222.431.871.891.682.02

202.292.241.821.751.561.93

212.342.242.271.711.422.00

222.082.342.221.711.551.98

232.072.242.151.651.451.91

242.071.882.111.451.231.75

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注：表B.4中小時欄代表一天的24個小時：第1小時、第2小時、第3小時…第24小時。

步驟三：基本負荷修正

修正原則：事件發(fā)生期間每h的用戶基本負荷等于該h未修正的用戶基本負荷與氣象調

整因子的乘積。

氣象調整因子k定義為：事件發(fā)生前2h的負荷平均值與所選的典型日對應該時段的總

負荷平均值的比值。

氣象調整因子是考慮天氣變化對負荷的影響。根據(jù)定義計算得到氣象調整因子為：

1.601.702

k1.27

1.251.342

對表B.4中事件發(fā)生時段的基本負荷計算值進行修正，得到修正后的基本負荷，如表

B.5所示。

表B.5氣象因子修正

小時實際負荷(MW)基本負荷(MW)修正因子k修正后基本負荷(MW)

11.701.461.46

21.601.371.37

31.501.321.32

41.301.251.25

51.301.211.21

61.300.940.94

71.300.990.99

81.301.071.07

91.401.101.10

101.601.251.25

111.701.341.34

121.711.391.271.77

131.711.511.271.92

141.891.691.272.15

151.981.751.272.22

162.071.821.272.31

172.071.891.272.40

182.071.961.272.49

192.162.021