一种基于电价的需求响应效益及潜力评估方法.pdf

本发明公开了一种基于电价的需求响应效益及潜力评估方法，包括以下步骤：根据设定的用户增长率为α和智能电表实施进度为β，确定m年之后参与基于电价的需求响应项目用户数量；根据用户响应特性模型计算新电价下每个用户单日单位时间用电量；根据用户日耗电量计算新电价下用户平时段平均用电量；预测自基准年份起参与用户的数量，依据用户响应程度分别评估电厂、电网、用户以及环境的需求响应效益及潜力。本发明提出的评估方法细致地分析了实施基于电价的需求响应项目后各受益方的效益以及需求响应的潜力，量化效益估值，可为需求响应项目规划及成本回收提供参考，帮助政府部门决策，有助于需求响应项目在国内更好的展开，以实现良好的社会效益。

权利要求书
1.  一种基于电价的需求响应效益及潜力评估方法，其特征在于：包括以下步骤：
第一步，根据设定的用户增长率为α和智能电表实施进度为β，确定m年之后参与基于电价的需求响应项目用户数量N'm为；
N'm＝Nm·β
其中，Nm为m年之后的用户总数，Nm＝n*(1+a)m，n为基准年份每类用户数量；
第二步，根据用户响应特性模型计算新电价下每个用户单日单位时间用电量Q'd：

式中，Qd为旧电价下用户单日单位时间用电量，Q'd为新电价下用户单日单位时间用电量；pd为原日平均电价；P′d为新日平均电价；c为每日价格弹性系数。
第三步，根据用户日耗电量计算新电价下用户平时段平均用电量Q'p：

Qf是原电价下峰时段单位时间用电量(单位时间通常为每小时)；Q′f为新电价下峰时段单位时间用电量；Qp是原电价下平时段单位时间用电量；Q'p为新电价下平时段单位时间用电量；Qg为原电价下谷时段单位时间用电量；Q'g为新电价下谷时段单位时间用电量；b1为峰平替代弹性系数；b2为谷平替代弹性系数；Pf为原峰时段电价；P′f为新峰时段电价；Pp为原平时段电价；P′p为新平时段电价；Pg为原谷时段电价；P′g为新谷时段电价；Td为日小时数，Tf为峰时段小时数，Tp为平时段小时数，Tg为谷时段小时数；
第四步，根据平时段平均用电量计算新电价下用户峰时段以及谷时段平均用电量Q′f、Q′g：


第五步，最后得到新电价下单日峰、平、谷时段用电量E′f、E'p、E'g以及尖峰日最高峰荷P′f为：
E′f＝Q′f×Tf
E'p＝Q'p×Tp
E'g＝Q'g×Tg
P′f＝Q′cf×1.25
式中，Q′cf为尖峰日峰时段每小时平均用电量；
第六步，计算新电价下的电网输电容量变化量ΔP1：

ΔPi＝Pif-P′if
其中：ΔPi为第i个参加需求响应项目用户降低的最高峰荷，Pif为该用户基准年最高峰荷，P′if为该用户规划年最高峰荷，由第五步计算得到；N'm为第m个规划年参加需求响应项目的用户总数；σ为用户同时系数；λ为系统备用容量系数；
计算新电价下的电厂的发电容量减少量：

其中：ΔPi为第i个参加需求响应项目用户降低的峰荷；N'm为第m个规划年参加需求响应项目的用户总数；σ为用户同时系数；λ为系统备用容量系数；α为电网配电损失系数；β为电厂用电率；
计算新电价下因机组启停频率减少带来的煤耗减少量ΔB：



其中：c为火电机组单位煤耗；Δξ表示实施需求响应提升的负荷率，Pmax为实施DR前最大负荷；和分别为未参与和参与需求响应项目时的平均负荷，由第二步中的Qd与Q'd对所有用户求和得到；ΔP为实施需求响应后削减的峰时段负荷，负荷率与燃煤机组单位煤耗的相关因子EDR为实施DR后用户总用电量；m为实施DR的年限；E′if为第i个参与基于电价需求响应项目用户峰时段的用电量，Eif为第i个未参与基于电价需求响应项目用户峰时段的用电量，其他依次类推，k为第m年的天数，一般为365；ε为用户侧用电量至发电侧的归算系数。

2.  根据权利要求1所述的基于电价的需求响应效益及潜力评估方法，其特征在于：实施需求响应项目第m年，根据所述电网输电容量变化量节省的输电容量成本Bm1为：Bm1＝ΔP1×θ1×(1+ρ)m
其中：θ1为电网侧单位可避免输电容量成本；ρ为通货膨胀率。

3.  根据权利要求2所述的基于电价的需求响应效益及潜力评估方法，其特征在于：实施需求响应项目第m年，根据所述电网输电容量变化量节省的配电容量成本Bm2为：Bm2＝ΔP1×θ2×(1+ρ)m
式中，θ2为电网侧单位可避免配电容量成本；
电网运行成本节省Bm3计算公式为：

ΔEi＝j×(Eif-E′if+Eip-Eθip+Eig-Eθig)+k×(Eicf-E′icf+Eicp-E′icp+Eicg-E′icg)
式中：ΔEi为每年参与需求响应项目用户i节约的总电量，j为非尖峰日数量，k为尖峰日数量，其中，Eif表示非尖峰日峰时段用电量，Eicf表示尖峰日峰时段用电量(根据尖峰时段电价依据上述步骤得到)，其他依此类推；ω1为单位电量运行成本，元/kWh；ρ为通货膨胀率；
电网购电成本变化Bm4：

式中：ps0为实施需求响应前的上网电价，元/kWh；E为实施需求响应前的用户用电总量，kWh；p'g，p'g，p'g分别为新的峰、平、谷上网电价，元/kWh；ρ为通货膨胀率。

4.  根据权利要求3所述的基于电价的需求响应效益及潜力评估方法，其特征在于：实施需求响应项目第m年，根据所述电厂发电容量变化量节省的电厂发电容量成本Bm6为：
Bm6＝ΔP2×θ×(1+η)m
其中：θ为电厂侧单位可避免容量成本；η为容量成本增长率；
机组启停成本降低Bm7为：
Bm7＝pcoalΔB·(1+ρ)m
其中：pcoal为电煤价格。

5.  根据权利要求4所述的基于电价的需求响应效益及潜力评估方法，其特征在于：实施需求响应项目第m年，能源成本节省Bm10：


其中：为峰、平、谷负荷阶段的单位能源成本；ΔEi(i＝1,2,3)为峰、平、谷负荷阶段的所有用户用电变化量，可由前述步骤计算得到；ε为用户侧电量归算至发电侧的系数；l为终端配电损失系数；α为电网输配电损失系数；β为厂用电率；ρ为通货膨胀率。

6.  根据权利要求5所述的基于电价的需求响应效益及潜力评估方法，其特征在于：实施需求响应项目第m年，当年用户电费节省Bm11为：

式中：p0为实施需求响应前的固定电价，元/kWh其他参数含义同上(Bm4及以上)。

7.  根据权利要求6所述的基于电价的需求响应效益及潜力评估方法，其特征在于：实施需求响应项目第m年，可靠性效益Bm12为：

式中：VOLLi为用户i电力失负荷价值，元/kWh；TTOTAL,i为用户i理想供电的总时间；LOLP为实施需求响应前失负荷概率；LOLP'为实施需求响应后失负 荷概率；ΔPi为用户i参与需求响应后削减的负荷，ρ为通货膨胀率。

8.  根据权利要求7所述的基于电价的需求响应效益及潜力评估方法，其特征在于：实施需求响应项第目m年，环境效益Bm15为：
Bm15＝(B13.1+B13.2)·(1+ρ)m
其中：B13.1为实施需求响应减少矿物燃料使用而使发电侧少发电的效益，等于二氧化碳、二氧化硫等污染气体的减排量与减排价值的乘积：

式中：NCO2、NSO2、NNO分别为二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排量；VCO2、VSO2、VNOX分别为二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排价值；σCO2、σSO2、σNOX分别为二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排系数；
B13.2为实施需求响应带来的削峰填谷的效益，负荷率提升，减少发电机组启停频率，提高发电效率：

式中：Δξ为实施需求响应提升的负荷率百分点；bg为需燃煤机组供电煤耗，g/kWh；为负荷率与燃煤机组单位煤耗的相关因子；E2为实施需求响应前归算到发电侧的电量。

说明书一种基于电价的需求响应效益及潜力评估方法
技术领域
本发明属于电力需求侧管理领域，特别是基于电价的需求响应效益及潜力评估方法。
背景技术
需求响应是电网供应侧提供价格或者激励信号，促使电力用户改变用电方式，引导用户高峰时少用电，低谷时多用电，提高供电效率、优化用电方式，达到节约能源和保护环境的长远目的。需求响应划分为基于价格的需求响应和基于激励的需求响应两类。基于价格的需求响应是指用户响应零售电价的变化，并相应地调整用电需求；基于激励的需求响应是指需求响应实施机构通过制定确定性的或者随时间变化的政策，来激励用户在系统可靠性受到影响或者电价较高时，及时响应并削减负荷。基于激励和基于电价的需求响应操作起来各具特点，本文研究对象为基于电价的需求响应。
基于电价的需求响应项目在国外已经得到大力支持，国外实施需求响应起步较早，市场环境开放，一些试点工程反应良好，相应的评估工作也有所涉及，例如美国能源部对全美电力市场下需求响应的效益进行评估。当前，我国正在大力推进智能电网的建设，而需求响应正是智能电网建设中重要的一个方面。需求响应的实施需要大量的软硬件投资，投资是否合理、是否有足够的发展潜力是政府和电网都关注的问题。因此开展需求响应效益评估，建立有效的评估体系，探索出一个标准的方法和工作框架，对需求响应能够产生的效益和潜力做定量的评估，将有利于决策部门加强规划，从而促使需求响应项目的进行。
目前，国内已有需求响应效益评估的整体体系架构，但定性研究较多，定量分析较少，特别是对基于电价的需求响应效益评估缺乏具体的研究方案，并且已有的需求响应效益评估方案均为事后评估，即项目实施后评估。在前人的研究成果的基础上，本发明提出基于电价的需求响应效益及潜力评估方法，计算需求响应程度与电价的数量关系，在项目实施前，定量估计各受益主体的效益，能够为需求响应项目的设计和规划提供重要参考。
经对现有技术文献的检索发现，中国专利申请号201210201417.5，发明名称：多维度需求响应综合效益评估方法，公开号：CN102750656A，该方法提出多维 度评估思想，从主体、时间和项目三个维度对需求响应综合效益进行多维度分析，体现需求响应综合效益宏观和微观的动态变化，但该方法：(1)只能在已知用户用电量削减的情况下计算需求响应效益，而不能根据需求响应的具体实施方案预测用电量削减和进行效益评估；(2)该评估方法没有针对具体的需求响应措施提供评估方案，只是从结构框架上考虑了需求响应综合效益的评估方法。
发明内容
针对现有的需求响应综合效益评估方法存在着不能事先进行效益评估和潜力分析的缺陷，本发明主要解决的技术问题是：为基于电价的需求响应项目规划提供一种预估其实施效益及潜力、充分考虑项目动态变化的方案。
为实现上述目的，本发明提供了一种基于电价的需求响应效益及潜力评估方法。
本发明解决其技术问题采用以下技术方案：
一种基于电价的需求响应效益及潜力评估方法，其特征在于：包括以下步骤：
第一步，根据设定的用户增长率为α和智能电表实施进度为β，确定m年之后参与基于电价的需求响应项目用户数量N'm为；
N'm＝Nm·β
其中，Nm为m年之后的用户总数，Nm＝n*(1+a)m，n为基准年份每类用户数量；
第二步，根据用户响应特性模型计算新电价下每个用户单日单位时间用电量Q'd：
Qd′=Qd×(pd′pd)c]]>
式中，Qd为旧电价下用户单日单位时间用电量，Q'd为新电价下用户单日单位时间用电量；pd为原日平均电价；Pd'为新日平均电价；c为每日价格弹性系数。
第三步，根据用户日耗电量计算新电价下用户平时段平均用电量Q'p：
Qp′=Qd′×Td/{QfQp×(pf′pp′/pfpp)b1×Tf+Tp+QgQp×(pg′pp′/pgpp)b2×Tg}]]>
Qf是原电价下峰时段单位时间用电量(单位时间通常为每小时)；Q′f为新电价下峰时段单位时间用电量；Qp是原电价下平时段单位时间用电量；Q′p为新电价下平时段单位时间用电量；Qg为原电价下谷时段单位时间用电量；Q′g为新电价下谷时段单位时间用电量；b1为峰平替代弹性系数；b2为谷平替代弹性系数；Pf为原峰时段电价；P′f为新峰时段电价；Pp为原平时段电价；P′p为新平时段电价；Pg为原谷时段电价；P′g为新谷时段电价；Td为日小时数，Tf为峰时段小时数，Tp为平时段小时数，Tg为谷时段小时数；
第四步，根据平时段平均用电量计算新电价下用户峰时段以及谷时段平均用电量Q′f、Q′g：
Qf′=Qp′×QfQp×(pf′pp′/pfpp)b1]]>
Qg′=Qp′×QgQp×(pg′pp′/pgpp)b2]]>
第五步，最后得到新电价下单日峰、平、谷时段用电量E′f、E′p、E'g以及尖峰日最高峰荷P′f为：
E′f＝Q′f×Tf
E'p＝Q'p×Tp
E'g＝Q'g×Tg
P′f＝Q′cf×1.25
式中，Q′cf为尖峰日峰时段每小时平均用电量；
第六步，计算新电价下的电网输电容量变化量ΔP1：
ΔP1=Σi=1Nm′ΔPiσ(1-λ)(1-α)]]>
ΔPi＝Pif-P′if
其中：ΔPi为第i个参加需求响应项目用户降低的最高峰荷，Pif为该用户基准年最高峰荷，P′if为该用户规划年最高峰荷，由第五步计算得到；N'm为第m个规划年参加需求响应项目的用户总数；σ为用户同时系数；λ为系统备用容量系数；
计算新电价下的电厂的发电容量减少量：
ΔP2=Σi=1Nm′ΔPiσ(1-λ)(1-α)(1-β)]]>
其中：ΔPi为第i个参加需求响应项目用户降低的峰荷；N'm为第m个规划年参加需求响应项目的用户总数；σ为用户同时系数；λ为系统备用容量系数；α为电网配电损失系数；β为电厂用电率；
计算新电价下因机组启停频率减少带来的煤耗减少量ΔB：

Δξ=P2‾(Pmax-ΔP)-P1‾Pmax]]>
EDR=k×(Σi=1Nm′(Eif′+Eip′+Eig′)+Σi=1Nm-Nm′(Eif+Eip+Eig))]]>
其中：c为火电机组单位煤耗；Δξ表示实施需求响应提升的负荷率，Pmax为实施DR前最大负荷；和分别为未参与和参与需求响应项目时的平均负荷，由第二步中的Qd与Q'd对所有用户求和得到；ΔP为实施需求响应后削减的峰时段负荷，负荷率与燃煤机组单位煤耗的相关因子EDR为实施DR后用户总用电量；m为实施DR的年限；E′if为第i个参与基于电价需求 响应项目用户峰时段的用电量，Eif为第i个未参与基于电价需求响应项目用户峰时段的用电量，其他依次类推，k为第m年的天数，一般为365；ε为用户侧用电量至发电侧的归算系数。
实施需求响应项目第m年，根据所述电网输电容量变化量节省的输电容量成本Bm1为：Bm1＝ΔP1×θ1×(1+ρ)m
其中：θ1为电网侧单位可避免输电容量成本；ρ为通货膨胀率。
实施需求响应项目第m年，根据所述电网输电容量变化量节省的配电容量成本Bm2为：Bm2＝ΔP1×θ2×(1+ρ)m
式中，θ2为电网侧单位可避免配电容量成本；
电网运行成本节省Bm3计算公式为：
Bm3=Σi=1Nm′ΔEi(1-l)(1-α)×ω1×(1+ρ)m]]>
ΔEi＝j×(Eif-E′if+Eip-E′ip+Eig-E′ig)+k×(Eicf-E′icf+Eicp-E′icp+Eicg-E′icg)
式中：ΔEi为每年参与需求响应项目用户i节约的总电量，j为非尖峰日数量，k为尖峰日数量，其中，Eif表示非尖峰日峰时段用电量，Eicf表示尖峰日峰时段用电量(根据尖峰时段电价依据上述步骤得到)，其他依此类推；ω1为单位电量运行成本，元/kWh；ρ为通货膨胀率；
电网购电成本变化Bm4：
Bm4=(E×ps0-k×(Σi=1Nm′(Eif′×pf′+Eip′×pp′+Eig′×pg′)+Σi=1Nm-Nm′(Eif×pf′+Eip×pp′+Eig×pg′)))·(1+ρ)mAB→]]>
式中：ps0为实施需求响应前的上网电价，元/kWh；E为实施需求响应前的用户用电总量，kWh；p'g，p'g，p'g分别为新的峰、平、谷上网电价，元/kWh；ρ为 通货膨胀率。
实施需求响应项目第m年，根据所述电厂发电容量变化量节省的电厂发电容量成本Bm6为：
Bm6＝ΔP2×θ×(1+η)m
其中：θ为电厂侧单位可避免容量成本；η为容量成本增长率；
机组启停成本降低Bm7为：
Bm7＝pcoalΔB·(1+ρ)m
其中：pcoal为电煤价格。
实施需求响应项目第m年，能源成本节省Bm10：
Bm10=Σi=13θ3i×ϵ×ΔEi×(1+ρ)m]]>
ϵ=1(1-l)(1-α)(1-β)]]>
其中：(i＝1,2,3)为峰、平、谷负荷阶段的单位能源成本；ΔEi(i＝1,2,3)为峰、平、谷负荷阶段的所有用户用电变化量，可由前述步骤计算得到；ε为用户侧电量归算至发电侧的系数；l为终端配电损失系数；α为电网输配电损失系数；β为厂用电率；ρ为通货膨胀率。
实施需求响应项目第m年，当年用户电费节省Bm11为：
Bm11=(E×p0-k×(Σi=1Nm′(Eif′×pf′+Eip′×pp′+Eig′×pg′)+Σi=1Nm-Nm′(Eif×pf′+Eip×pp′+Eig×pg′)))·(1+ρ)m]]>
式中：p0为实施需求响应前的固定电价，元/kWh其他参数含义同上(Bm4及以上)；
实施需求响应项目第m年，可靠性效益Bm12为：
Bm12=Σi=1IVOLLi×ΔPi×TTOTAL,i×(LOLP-LOLP′)·(1+ρ)m]]>
式中：VOLLi为用户i电力失负荷价值，元/kWh；TTOTAL,i为用户i理想供电的总时间；LOLP为实施需求响应前失负荷概率；LOLP'为实施需求响应后失负荷概率；ΔPi为用户i参与需求响应后削减的负荷，ρ为通货膨胀率。
实施需求响应项目m年后，环境效益Bm15为：
Bm15＝(B13.1+B13.2)·(1+ρ)m
其中：B13.1为实施需求响应减少矿物燃料使用而使发电侧少发电的效益，等于二氧化碳、二氧化硫等污染气体的减排量与减排价值的乘积：
B13.1=NCO2×VCO2+NSO2×VSO2+NNOx×VNOx=ΔE2×(σCO2×VCO2+σSO2×VSO2+σNOx×VNOx)]]>
式中：NCO2、NSO2、NNO分别为二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排量；VCO2、VSO2、VNOX分别为二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排价值；σCO2、σSO2、σNOX分别为二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排系数；
B13.2为实施需求响应带来的削峰填谷的效益，负荷率提升，减少发电机组启停频率，提高发电效率：
B13.2=(E2-ΔE2)×Δξ×φ×(σCO2×VCO2+σSO2×VSO2+σNOx×VNOx)/bg]]>
式中：Δξ为实施需求响应提升的负荷率百分点；bg为需燃煤机组供电煤耗，g/kWh；为负荷率与燃煤机组单位煤耗的相关因子；E2为实施需求响应前归算到发电侧的电量。
本发明的有益效果主要在于：
(1)利用需求弹性估计用户响应量。只需要用户历史用电数据以及需求弹性的统计估值，就能根据电价方案估计用户的响应量，具有科学的理论依据。
(2)提供了一套完整的需求响应效益评估方案。根据电力用户基准年用电数据以及需求响应电价方案测算用户响应量(即削峰量、负荷转移量)，利用响应量估计规划年需求响应效益和潜力，方案完整的覆盖了需求响应的实施到需求响应效果评估的过程。
(3)能够应用于需求响应项目规划中。实现了对需求响应效益的事前评估，即在需求响应项目实施前评估，有效的解决了其他评估手段只能根据项目实施后结果来评估这一问题，从而能够为需求响应项目规划提供重要指导。
附图说明
图1为本发明的效益评估结构图。
具体实施方式
本发明提出的评估方法细致地分析了实施基于电价的需求响应项目后各受益主体的效益以及需求响应的潜力，量化效益估值，可为需求响应项目成本回收提供参考，帮助政府部门决策，有助于需求响应项目在国内更好的展开，以实现良好的社会效益。
本发明解决其技术问题的技术方案具体实施步骤如下：
第一步，确定参与基于电价的需求响应项目用户的信息。选取某基准年份的用户总数、类型、各类用户各时段(分为峰、平、谷时段)用电量信息，计算用户数量的历史增长率，调查用户智能设备(智能电表)安装情况以及用户参与需求响应项目的意愿，并由基准年份用户数量和用户数历史增长率预测未来若干年后的用户数量，进而由用户智能设备安装情况及参与需求响应项目意愿预测未来若干年后参与需求响应项目的用户数；
设基准年份每类用户数量为n，用户增长率为α，则m年之后的用户总数Nm为：
Nm＝n*(1+a)m   (1)
其中，智能电表实施进度为β，则m年之后参与到需求响应项目的用户数量N'm为：
N'm＝Nm·β   (2)
第二步，利用已知的需求弹性系数(可由历史用电信息计算得到)及用户用 电信息构建用户响应特性模型，计算基准年份实施分时电价及尖峰电价项目后不同类型单个用户的需求响应程度，即用电变化量,包括各时段用电变化量及日用电变化量。用户响应特性模型包括两方面内容：利用日价格弹性估计实行新的分时电价或者尖峰电价后的用户每日总用电量的变化；利用峰谷替代弹性估计实行新的分时电价或者尖峰电价后峰谷时段用电量的变化。
其中第二步中，用户响应特性模型由以下公式确定：
实行新电价后，用户日平均耗电量计算模型：
Qd′=Qd×(pd′pd)c---(3)]]>
式中，Qd为旧电价下用户单日单位时间用电量，Q'd为新电价下用户单日单位时间用电量；pd为原日平均电价；P′d为新日平均电价；c为每日价格弹性系数。
根据用户日耗电量计算新电价下平时段平均用电量Q'p：
Qp′=Qd′×Td/{QfQp×(pf′pp′/pfpp)b1×Tf+Tp+QgQp×(pg′pp′/pgpp)b2×Tg}---(4)]]>
Qf是原电价下峰时段单位时间用电量(单位时间通常为每小时)；Q′f为新电价下峰时段单位时间用电量；Qp是原电价下平时段单位时间用电量；Q'p为新电价下平时段单位时间用电量；Qg为原电价下谷时段单位时间用电量；Q′g为新电价下谷时段单位时间用电量；b1为峰平替代弹性系数；b2为谷平替代弹性系数；Pf为原峰时段电价；P′f为新峰时段电价；Pp为原平时段电价；P′p为新平时段电价；Pg为原谷时段电价；P′g为新谷时段电价；Td为日小时数，Tf为峰时段小时数，Tp为平时段小时数，Tg为谷时段小时数。
根据平时段平均用电量计算新电价下峰时段以及谷时段平均用电量Q′f、Q′g：
Qf′=Qp′×QfQp×(pf′pp′/pfpp)b1---(5)]]>
Qg′=Qp′×QgQp×(pg′pp′/pgpp)b2---(6)]]>
最后得到新电价下单日峰、平、谷时段用电量E′f、E'p、E'g以及尖峰日最高峰荷P′f为：
E′f＝Q′f×Tf   (7)
E'p＝Q'p×Tp   (8)
E'g＝Q'g×Tg   (9)
P′f＝Q′cf×1.25   (10)
式中，Q′cf为尖峰日峰时段每小时平均用电量。非尖峰日与尖峰日的用电量根据电价的不同而不同。
第三步，预测规划年参与需求响应项目用户的数量，利用第二步得到的单个用户用电变化量得到规划年用户用电变化量，最后分别评估电厂、电网、用户以及环境的需求响应效益以及潜力。电厂方面，效益评估分为：容量成本节省、能源成本节省、机组启停成本节省、电厂售电收入变化、发电机边际成本降低节省的成本；电网方面，输电容量成本节省、配电容量成本节省、电网运行成本节省、电网购电成本变化、电网售电收入变化；用户方面，主要有用户电费节省、用户可靠性效益；社会方面，效益评估主要为环境效益的评估，具体为，由于实施需求响应使发电侧少发电，减少矿物燃料使用，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。
其中第三步中，电网、电厂、用户以及社会的效益评估方法为：
电网方面，效益主要分为：输电容量成本节省、配电容量成本节省、电网运行成本节省、电网购电成本变化、电网售电收入变化。
输电容量成本节省，指由于实施需求响应，而减少的输电网设备投资，实施需求响应项目m年后的输电容量成本节省Bm1：
Bm1＝ΔP1×θ1×(1+ρ)m   (11)
ΔP1=Σi=1Nm′ΔPiσ(1-λ)(1-α)---(12)]]>
ΔPi＝Pif-P′if   (13)
其中：ΔPi为第i个参加需求响应项目用户降低的最高峰荷，Pif为该用户基准年最高峰荷，P′if为该用户规划年最高峰荷，由第五步计算得到；N'm为第m个规划年参加需求响应项目的用户总数；σ为用户同时系数；λ为系统备用容量系数；θ1为电网侧单位可避免输电容量成本；ρ为通货膨胀率。
配电容量成本节省，指由于实施需求响应，而减少的配电网设备投资。
项目实施第m年配电容量成本节省Bm2计算公式为：
Bm2＝ΔP1×θ2×(1+ρ)m   (14)
ΔP2=Σi=1Nm′ΔPiσ(1-λ)(1-α)(1-β)---(15)]]>
式中，ΔPi为第i个参加需求响应项目用户降低的峰荷；N'm为第m个规划年参加需求响应项目的用户总数；σ为用户同时系数；λ为系统备用容量系数；α为电网配电损失系数；β为电厂用电率；θ为电厂侧单位可避免容量成本；η为容量成本增长率；其他参数含义同上。
电网运行成本节省，指因需求响应措施，电网企业减少的运营费用。
项目实施第m年电网运行成本节省Bm3计算公式为：
Bm3=Σi=1Nm′ΔEi(1-l)(1-α)×ω1×(1+ρ)m---(16)]]>
ΔEi＝j×(Eif-E′if+Eip-E′ip+Eig-E′ig)+k×(Eicf-E′icf+Eicp-E′icp+Eicg-E′icg)   (17)
式中：ΔEi为每年参与需求响应项目用户i节约的总电量，j为非尖峰日数量，k为尖峰日数量，其中，Eif表示非尖峰日峰时段用电量，Eicf表示尖峰日峰时段 用电量(根据尖峰时段电价依据上述步骤得到)，其他依此类推；ω1为单位电量运行成本，元/kWh；ρ为通货膨胀率。
电网购电成本变化，由实施峰、平、谷电价前后的用户用电量及电网购电价格决定。电网购电成本变化，指实施基于价格的需求响应项目，用户放弃或转移高电价时段的负荷用电，用电量发生变化，电网从电厂侧购买电能的成本也发生变化。项目实施第m年电网购电成本变化Bm4：
Bm4=(E×ps0-k×(Σi=1Nm′(Eif′×pf′+Eip′×pp′+Eig′×pg′)+Σi=1Nm-Nm′(Eif×pf′+Eip×pp′+Eig×pg′)))·(1+ρ)mAB→---(18)]]>
式中：ps0为实施需求响应前的上网电价，元/kWh；E为实施需求响应前的用户用电总量，kWh；k为第m年天数；p'g，p'g，p'g分别为新的峰、平、谷上网电价，元/kWh；ρ为通货膨胀率。
电网售电收入变化，由实施新电价前后的用户用电量及电网售电价格决定。电网售电收入变化Bm5：(其中Bm11为用户电费节省)
Bm5＝-Bm11   (19)
电厂方面，效益评估分为：容量成本节省、能源成本节省、机组启停成本节省、电厂售电收入变化、发电机边际成本降低节省的成本。
容量成本节省是指电厂企业由于可避免容量减少的投资费用，项目实施第m年容量成本节省Bm6为：
Bm6＝ΔP2×θ×(1+η)m   (20)
其中：θ为电厂侧单位可避免容量成本；η为容量成本增长率；其他参数同上。
机组启停成本降低。实施DR的一个显著效果就是提高负荷率，平缓负荷曲线。这里引入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)。由于减少了机组启停频率，启停成本降低。电煤价格为pcoal，c为火电机组单位煤耗，实施DR后用户总用电量为EDR，ε为用户侧用电量至发电侧的归算系数。项目实施第m年的机组启停成本降低Bm7为：

Δξ=P2‾(Pmax-ΔP)-P1‾Pmax---(22)]]>
EDR=k×(Σi=1Nm′(Eif′+Eip′+Eig′)+Σi=1Nm-Nm′(Eif+Eip+Eig))---(23)]]>
其中：c为火电机组单位煤耗；Δξ表示实施需求响应提升的负荷率，Pmax为实施DR前最大负荷；和分别为未参与和参与需求响应项目时的平均负荷，由第二步中的Qd与Q'd对所有用户求和得到；ΔP为实施需求响应后削减的峰时段负荷，负荷率与燃煤机组单位煤耗的相关因子EDR为实施DR后用户总用电量；m为实施DR的年限；E′if为第i个参与基于电价需求响应项目用户峰时段的用电量，Eif为第i个未参与基于电价需求响应项目用户峰时段的用电量，其他依次类推，k为第m年的天数，一般为365；ε为用户侧用电量至发电侧的归算系数。。
电厂售电变化，与电网购电成本变化相同。
Bm8＝-Bm4   (24)
发电机组边际成本降低节省的生产成本，即尖峰时段可避免边际成本效益。实施该项目后第m年的计算公式为：
Bm9＝(Ecf·(1+δ)m-E′cf)×(Pf-P′f)÷Pf×α×LMP×100×(1+ρ)m   (25)
式中，α为1％尖峰负荷的减少所带来的尖峰电价减少百分比；LMP为原电价下尖峰时段的平均边际成本价格；Ecf为原电价下尖峰时段用电量；E′cf为尖峰 时段需求响应量；Pf为原电价下尖峰时段尖峰功率；P′f为尖峰时段需求响应尖峰功率；δ为尖峰试点电力需求量年增长率；ρ为通货膨胀率。
能源成本节省，即由于发电量减少，发电厂减少的能源投资。由不同时段的单位电量的能源成本及不同时段用户的用电变化量决定。实施第m年的能源成本节省Bm10：
Bm10=Σi=13θ3i×ϵ×ΔEi×(1+ρ)m---(26)]]>
ϵ=1(1-l)(1-α)(1-β)---(27)]]>
其中：(i＝1,2,3)为峰、平、谷负荷阶段的单位能源成本；ΔEi(i＝1,2,3)为峰、平、谷负荷阶段的所有用户用电变化量，可由前述步骤计算得到；ε为用户侧电量归算至发电侧的系数。l为终端配电损失系数；α为电网输配电损失系数；β为厂用电率；ρ为通货膨胀率。
用户方面，主要有：用户电费节省，即电网售电收入变化；用户可靠性效益。
用户电费节省，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。
项目实施第m年用户电费节省Bm11的计算公式为：
Bm11=(E×p0-k×(Σi=1Nm′(Eif′×pf′+Eip′×pp′+Eig′×pg′)+Σi=1Nm-Nm′(Eif×pf′+Eip×pp′+Eig×pg′)))·(1+ρ)m---(28)]]>
式中：p0为实施需求响应前的固定电价，元/kWh；E为实施需求响应前，用户用电量，kWh；p'f、p'p、p'g为新的峰、平、谷电价，元/kWh；E′f、E'p、E′g为需求响应后，用户峰、平、谷时段的用电量；ρ为通货膨胀率。
用户可靠性效益，需求响应项目的实施相当于在负荷高峰时段增加系统运行备用容量，降低了用户停电概率，提高了供电可靠性。
项目实施第m年的可靠性效益Bm12均采用如下表达式：
Bm12=Σi=1IVOLLi×ΔPi×TTOTAL,i×(LOLP-LOLP′)·(1+ρ)m---(29)]]>
式中：VOLLi为用户i电力失负荷价值，元/kWh；TTOTAL,i为用户i理想供电的总时间；LOLP为实施需求响应前失负荷概率；LOLP'为实施需求响应后失负荷概率；ΔPi为用户i参与需求响应后削减的负荷，如前所述；ρ为通货膨胀率。
社会方面，效益评估主要为环境效益的评估。
环境效益由两部分组成，一是由于实施需求响应减少矿物燃料使用而使发电侧少发电的效益B13.1，等于二氧化碳、二氧化硫等污染气体的减排量与减排价值的乘积。
(30)---B13.1=NCO2×VCO2+NSO2×VSO2+NNOx×VNOx=ΔE2×(σCO2×VCO2+σSO2×VSO2+σNOx×VNOx)]]>
式中：NCO2、NSO2、NNO分别为二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排量；VCO2、VSO2、VNOX分别为二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排价值；σCO2、σSO2、σNOX分别为二氧化碳、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益B13.2，负荷率提升，减少发电机组启停频率，提高发电效率。
B13.2=(E2-ΔE2)×Δξ×φ×(σCO2×VCO2+σSO2×VSO2+σNOx×VNOx)/bg---(31)]]>
式中：Δξ为实施需求响应提升的负荷率百分点；bg为需燃煤机组供电煤耗，g/kWh；为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E2为实施需求响应前归算到发电侧的电量。
计及通货膨胀率，项目实施第m年，总的环境效益Bm15为：
Bm15＝(B13.1+B13.2)·(1+ρ)m   (32)
本发明所述的需求响应潜力评估方法，考虑了项目的动态变化，计入通胀率、电力需求量年增长率、智能计量架构(AMI)普及率及需求响应用户增长率的影 响，计算规划年的需求响应效益增长情况。
需求响应效益评估分为四个方面。电网方面，效益评估有输电容量成本节省、配电容量成本节省、电网运行成本节省、电网购电成本变化、电网售电收入变化；电厂方面，效益评估有容量成本节省、能源成本节省、机组启停成本节省、电厂售电收入变化、发电机边际成本降低节省的成本；用户方面，效益评估有用电费用节省和可靠性效益；社会方面，评估需求响应的环境效益。
将本发明提出的基于电价的需求响应效益及潜力评估方法应用于基于分时电价的需求响应项目效益评估过程中。实施例如下：
某地区电力公司拟进行一项分时电价及尖峰电价的试点项目，项目规划中需要预估该项目效益，以确定成本回收期。
用户情况。一类用户，装有空调和智能电表等设备；二类用户，装有空调；三类用户，普通用户(未使用空调和智能电表)。2013年总用户数量为10000，其中一类、二类、三类用户的百分比分别为：30％，40％，30％。用户数量增长率1％。
项目详情。根据项目规划，设定2013—2016年每年年底的装有智能电表的用户比例分别为15％，60％，100％，100％；2013—2017年拥有智能电表用户参与到需求响应项目的进度分别为10％，25％，30％，25％，10％；项目拟实施四个月(7-10月份)，尖峰日12天，非尖峰日110天，且每天的峰、平、谷小时数分别为8、7、9(小时)；其中尖峰日最高负荷与尖峰日峰时平均负荷的比值为1.25。该地区在指定月份内历史的负荷情况如下：

实施需求响应项目前，初始电价为0.55元/kWh。项目实施阶段，尖峰日峰 时电价0.9元/kWh，平时电价0.52元/kWh，谷时电价0.21元/kWh；非尖峰日峰时电价0.8元/kWh，平时电价0.58元/kWh，谷时电价0.26元/kWh。电厂上网电价，0.37元/KWh。
某地区试点项目的需求弹性常规估计值：

效益评估结果：
(1)用户方面。项目实施阶段，一类、二类、三类单个用户2013-2027年电费账单节省分别为：530.72元、341.89元、51.63元；可靠性效益现值：390.81、197.80、97.82.
(2)电网方面。项目实施阶段，2013—2027年，总的购电成本减少34692.4元，售电收入减少2701246.6元，运营成本节省41.672.6元，输电成本节省14876182.4元，配电成本节省9070842.9元，总计效益21322143.74元。
(3)电厂方面。项目实施阶段，2013—2027年总的容量成本节省22215649.8元，能源成本节省2058147.7元，机组启停成本节省7272481.4元，售电收入降低747451.6元，边际价格降低带来的成本节省1808390.8元，总计效益32607218.03元。
(4)社会方面。2013—2027年，一类用户产生的环境效益800718.7元，二类用户-55033.4元，三类用户888005.5元，总计1633690.8元。