基于多場景評估的區域電網需求響應潛力

李亞平，王珂，郭曉蕊，曾丹，毛文博

（1.河海大學能源與電氣學院，江蘇南京 210098；2.中國電力科學研究院，江蘇南京 210003）

需求響應（Demand Response，DR）是需求側管理（DSM）在競爭性電力市場中的最新發展，也是智能電網的重要組成部分[1-2]，智能電網重要特征之一的互動性主要是通過部署各類DR項目來實現的。自20世紀90年代DSM引入我國以來，已經取得了一定的成績，但是由于我國尚無健全有效的DSM組織體系和運作機制、缺乏開放的電力市場環境和靈活的電價機制等原因[3-4]，導致DR在我國實施過程中仍然存在許多障礙，當前實際開展的DR項目還較少。

國外尤其是美國對于DR的潛力評估和相關實踐做了大量的研究，也取得了良好的成果[5]。美國聯邦能源管理委員會（FERC）指出，為了在批發市場中制定傳輸DR的合理費率并準確計量和驗證參與容量市場的需求側資源，需要向市場操作員提供DR潛力評估和預測值[6]。根據美國各個ISO/RTO的統計，在2006年夏季高峰負荷時期，通過實施DR降低了系統1.4% ～4.1%的高峰負荷[7]。2008年參與各類DR的用戶在負荷高峰時最多可減少38 GW的負荷[8]。FERC在2009發布了美國《需求響應潛力報告》，該報告提出了在常規、擴展、可實現和全參與這4種方案下，2019年可以分別削減38 GW、82 GW、138 GW和188 GW不等的高峰負荷，即分別相當于高峰負荷的4%、9%、14%和20%。其中全參與方案可以削減的高峰負荷量相當于全美2009年—2019年10 a內的電力需求增長[9]。

在DR潛力評估方法上，負荷用電特性調研是基礎，現有評估多是基于歷史數據的建模分析。文獻[9]在評估美國全國DR潛力時采用了價格彈性方法，彈性系數通過負荷歷史用電數據分析獲得，同時利用回歸的思想分析了州用電量與節假日、溫度、中央空調使用率之間的關系，建立了各個州用電量的面板回歸模型；文獻[10]為掌握居民用戶的DR潛力，運用傅里葉變換和Welch算法對15戶家庭連續270 d的用電量數據進行頻域分析，提取了能夠反映居民用電特性的特征值。

受制于我國電價機制及DR發展現狀，國內尚缺乏各行業電價彈性系數的數據，DR潛力評估工作一直未能有效開展，相關研究也較少。文獻[11]從負荷整形、用戶節能、低碳減排3個方面建立了傳統DSM、智能互動、電動汽車并網及其組合場景下潛力評估的數學模型，并對廣東電網DR潛力進行了評估。文獻[12-13]分別對山東濰坊綠色照明項目、河北省工商業的DSM潛力進行了分析測算。但整體而言，由于需求側資源數量多、分布廣，針對整個區域電網的DR潛力研究還較為少見，評估方法還在不斷探索中。

本文在調研某區域電網負荷用電特性及DR實施現狀的基礎上設計了反映我國未來DR發展不同階段的場景，提出了針對不同類型DR項目的潛力評估方法，并對該區域未來10 a的DR潛力進行了評估。

1 評估范圍及場景設計

1.1 評估用戶選擇

依據國際通用的“三次產業”劃分法，將待評估用戶分為第一、二、三產業以及居民用戶4類。第二產業用戶進一步分為重工業、輕工業、建筑業3類；第三產業用戶進一步分為交通運輸類、信息傳輸類、公共事業及管理組織、商業以及金融、房地產及居民服務業5類。

1.2 DR項目選擇

現階段，我國基于電價的DR項目包括分時電價TOU和尖峰電價（CPP），TOU已經廣泛應用于我國第二、三產業大中型用戶和經濟發達地區的居民用戶中[14-16]，某些電力緊張地區夏季7、8、9月份會在第二、三產業的大型用戶中執行CPP[17]，以緩解電力危機；基于激勵的DR項目主要是可中斷負荷（IL），通常用于對供電可靠性要求不高的大型工業用戶[18]。此外，有序用電也是我國目前廣泛采用的需求側管理手段，它是一種行政調節手段，只適用于DR實施初期階段，根據“五個保障，兩個優先”的原則，可用于第一產業的灌溉控制，第二、三產業中的照明、空調、工業生產控制等。

基于我國DR發展的實際情況并展望未來DR發展前景，本文主要評估TOU、CPP、實時電價（RTP）、有序用電、DLC、IL6類DR項目的負荷優化潛力。目前正在我國居民用戶中推廣的階梯電價是根據用戶用電量設計的階梯式遞增電價，主要作用是節能，對于削減高峰負荷并不會產生明顯效果，因此不在本文的評估范圍內。

1.3 DR場景設計

DR項目的推廣應用需要隨著不同階段市場條件的逐漸完善而進化，具有階段發展特性。針對我國電力工業市場化的改革進程、智能電網建設的發展階段和DR項目的實施程度，本文將DR在我國的發展劃分為3個階段：市場初期階段，市場成長階段和市場成熟階段。

1）市場初期階段，即我國現階段。基于價格型的DR項目主要有TOU和CPP，基于激勵型的DR項目主要是有序用電，各項目的參與率即為當前水平。

2）市場成長階段，是指在市場初級階段的基礎上積累了一定的DR項目經驗且取得了一定的用戶認可度，為DR項目的開展創造了更為有利的條件。價格型的DR項目主要有TOU和CPP，激勵型的DR項目主要包括DLC和IL。在市場成長階段，隨著用戶對DR認知的逐步理性化，有些DR項目的用戶參與率可能會出現“飽和”或者經歷“增—減—相對穩定”的“S形曲線”，這在傳統的DLC、IL等項目中較為常見。因此，在市場成長階段，用戶參與率會在一定范圍內變化。

3）市場成熟階段，此時市場化程度較高，價格機制健全，RTP將作為默認電價在所有用戶中廣泛推行，此外，在第二、三產業中保留部分IL和DLC項目。各類DR項目發展成熟，用戶的參與率也基本穩定。

2 DR潛力評估方法

DR潛力即需求側的響應量，可以根據需求側響應高電價或者激勵信號而產生的短期負荷削減量來衡量，政策制定者需要在某一特定市場或特定條件下提供一整套配套的DR選項以實現這一預期目標[19]。

根據美國能源部的分類，DR可以分為價格型DR和激勵型DR 2類。因此，針對不同的項目類型，單個用戶的DR潛力評估方法也分為2類。

2.1 價格型DR項目潛力評估方法

作為我國DR項目的核心措施，用戶側分時電價早在20世紀80年代試行，并于2003年廣泛推行于全國各省級電網，從2004年開始，我國部分省（直轄市）也陸續開始實行尖峰電價。追蹤2008—2012年多個地區TOU和CPP政策變化和調整情況，各行業不同電壓等級的電價政策呈現以下3個特點，即：

1）峰谷電價比值逐年拉大，同時作為基數的平時段電價隨著電能成本的上升不斷提高，實際峰谷電價價差逐年增大。

2）高峰電價上浮比例高于低谷電價下浮比例，且呈現擴大趨勢。

3）尖峰電價執行標準一般是在峰時段電價基礎上再上浮10%。

理論上，根據電價變化和用戶用電需求的價格彈性，能夠有效評估電價型DR項目的實施效果和影響[20-22]。本文選取調研區域2010年1月—2013年3月間各行業用電數據，采用對數據依賴程度較小的弧彈性對TOU的價格彈性進行計算。

對應時段i，實行TOU期間的平均電價pi和 總電量Qi分別為

式中：S為售電收入；Q為售電量；下標p、f、v分別為峰、平、谷時段。

假設研究時間范圍內峰、平、谷時段保持不變，TOU價格彈性計算公式為

式中：Qi2和分別為評估年（算例中為2012年）第i個月執行TOU的電量和電價平均值；Qi1和分別為基準年（算例中為2010年）第i個月執行TOU的電量和電價平均值。

CPP在我國實施較少，RTP還尚未施行，因此長期以來反映用戶對CPP和RTP等DR項目響應結果的數據積累不足。本文在參考美國等DR發展較為成熟國家案例的基礎上，對TOU價格彈性進行適當調整，得到CPP和RTP等項目的價格彈性，如表1所示。在評估過程中，假設這些彈性系數長期保持不變。

表1 價格型DR項目價格彈性系數Tab.1 Price elasticity of different price-based DR

單個用戶參與價格型DR項目后負荷削減潛力計算公式為

式中：Pdr為峰荷削減量；Ppeak為實施DR前用戶峰荷（kW或MW）；σ為價格彈性系數為未實施DR期間平均電價為實施DR期間平均電價。

2.2 激勵型DR項目潛力評估方法

對于一個含重工業和輕工業比例較高的地區來說，通過實施可中斷負荷來改善負荷曲線是一種可行的方案。可中斷負荷量與用戶用電模式和生產工藝過程特點緊密相關，最大可中斷容量一般保持不變。表2對所調研區域幾類適宜參與可中斷的重工業和輕工業行業用戶參與可中斷的特性進行了統計[23-24]，其中考慮到我國實際生產情況為8 h工作制，為方便合理安排生產計劃，可中斷負荷中斷時間采用4 h、8 h 2種時間機制方式。

表2 工業用戶參與可中斷特征表Tab.2 Interruptible characteristics of industrial users

單個用戶參與可中斷項目的負荷削減潛力計算公式為

式中：△Pdr為峰荷削減量；Ppeak為實施可中斷前峰荷（kW或MW）；γ為最大中斷容量（占比）；ζ為用戶響應度。

最大負荷和最大中斷比例是用戶的固有負荷特性，通過調研可以獲得，而用戶響應度主要與可中斷補償電價有關，一般通過電價折扣率來體現。評估中假設可中斷補償電價符合用戶滿意度水平，用戶響應度為100%。以調研地區某日產400 t的水泥廠為例，其最高負荷達37 MW，在生產淡季給予一定的激勵措施后，可獲得21 MW的可中斷量。

對于DLC，目前尚未在我國普遍施行，評估中認為DLC主要用于大中型商業用戶的空調輪停，單個用戶的負荷削減潛力約為最大負荷的50%。

3 DR潛力評估流程

本文采用的是“自下而上”的統計評估方法，其核心在于通過評估單個典型用戶[25]的DR潛力匯總得到整個區域的DR潛力。評估流程大致分為3步：

1）執行DR項目前，單個典型用戶峰荷評估。評估過程分成當前年份平均峰荷估算和未來年份峰荷增長率預測2大部分。整個區域的當前峰荷及峰荷增長率可以直接從當地調度中心獲取，對于典型用戶的當前峰荷及其增長率預測則需要結合負荷形狀和行業總用電量進行綜合分析，流程圖如圖1所示。

圖1 實施DR項目前典型用戶的峰荷評估Fig.1 Typical user’s peak load assessment before the implementation of DR projects

2）執行DR項目后，單個典型用戶峰荷變化量評估。根據式（4）和式（5）分別計算價格型和激勵型DR項目的峰荷削減量，流程圖如圖2所示。

圖2 執行DR項目后典型用戶峰荷變化量評估Fig.2 Typical user’s peak load change assessment after the imp lementation of DR projects

3）評估用戶數量及參與率，整個區域的DR潛力由單個用戶潛力“自下而上”匯總得到。

4 算例分析

4.1 算例數據

本文以我國某區域電網為例，該地區2012年度最大負荷出現在12月26日上午11:00，最大負荷量為10052.9 MW。參考該地區最大負荷歷史增長率數據，并考慮到我國經濟的快速增長，預計未來5 a，該地區最大負荷年增長率為10%，5 ～10 a間最大負荷年增長率為5%。該地區當前在第一、二、三產業中施行TOU，居民中實施階梯電價，目前的峰谷比在（2.4 ～3）∶1之間。

該地區既包括傳統重工業基地，也包括以商業和居民負荷為主的地區，負荷特性多樣，且近年來最大負荷不斷攀升，電網峰谷差日益加大。因此，通過實施DR，引導合理用電，大有潛力可挖。結合當地負荷特性，針對DR發展的3個不同階段設計的項目類型及用戶參與率如表3所示。

表3 不同場景下DR項目及用戶參與率假設Tab.3 Key assumptions of DR projects and participation rate in different scenarios %

基于我國現行電價政策，市場成長階段和市場成熟階段場景下不同的電價設計原則分別為：

1）TOU電價模式下，考慮電能成本的上升，認為作為基數的平時段電價逐年提高，平時段電價每年提高10%，峰時段每年提高20%，峰谷差逐年拉大。

2）CPP電價模式下，尖峰電價在峰值電價的基礎上上調50%。

3）RTP電價模式下，高峰時段的價格是非高峰時段價格平均值的4倍。

4.2 評估結果

按照本文所提方法，對該區域電網2013—2022年DR潛力進行了評估，評估結果如表4所示。

從表4可以看出，在不考慮DR情形下，2022年整個區域最大負荷將超過20 GW。在市場初期階段場景下，最大負荷的增長速率將與不考慮DR情形時保持一致，但整體上將降低1.39%，到2022年可削減0.288 GW。在市場成長階段場景下，到2022年最大負荷可減少1.987 GW，即9.62%。在市場成熟階段場景下，由于電價靈活可控，該場景下的削峰潛力最大，到2022年可削減最大負荷約2.969 GW，削峰比例可以達到14.37%。其中，市場成長階段場景無須對我國現行電價政策進行調整，具有一定的推廣價值。

表4 某地區2013—2022年不同場景下DR潛力評估結果Tab.4 DR potential assessment of a regional power grid from 2013 to 2022

需要說明的是，該評估中盡管已經考慮了DR項目的用戶參與率會趨于飽和甚至是“S形曲線”的假設，但由于評估中認為隨著我國經濟的高速發展，第二、三產業將持續繁榮，從事第二、三產業的用戶數量將不斷攀高，有些行業的年均增長率甚至可達10% ～20%。因此，隨著用戶基數的增加DR削峰潛力持續增加，沒有出現明顯的拐點。

根據上文所提方法，本文對華北分部所轄區域內所有區域電網的DR潛力進行了評估。通過評估可以發現，在市場成長階段場景下，到2020年，典型地市級城市的需求響應潛力約為9%，典型區域電網的需求響應潛力約為7%。根據《電力系統技術導則》規定，負荷備用容量為最大發電負荷的2% ～5%，低值適用于大系統，高值適用于小系統。因此，區域電網內充分發揮DR潛力完全可以達到替代系統負荷備用、緩解調峰壓力的目的。

從國家層面上，保守估計需求響應可以削減尖峰負荷的潛力為5%。據預測，2020年全社會用電量將達到7.7萬億kW·h左右，最大負荷將達到12.7億kW。通過實施需求響應，可以降低最大負荷約63500 MW，假設一個典型的調峰電廠容量約為75 MW，相當于可少建800多座調峰電廠。由此可見，在國家層面實施需求響應將產生十分可觀的社會效益。

5 結論

需求響應是實現節能、環保、安全、可靠、經濟用電的重要措施。潛力評估是制定DR規劃的基礎，也是推廣實施DR項目的前提，評估并掌握需求側資源潛力對于指導我國電力DSM工作具有重要意義。本文提出了一套DR潛力評估方法，并據此對某區域電網的DR潛力進行了評估。通過評估得：

1）影響DR潛力的主要因素有負荷特性影響和DR項目影響2大類。負荷特性影響主要包括用戶構成（用戶分類、數量、用電量）、參與率等；DR項目影響主要包括電價信息、價格彈性系數等。

2）我國DR潛力巨大。評估發現，到2020年，典型地市級城市的需求響應潛力約為9%，典型區域電網的需求響應潛力約為7%，完全可以達到替代系統負荷備用的目的，同時也將產生十分可觀的節能減排和社會效益。

3）現階段，我國DR潛力還沒有完全發揮。盡管我國DSM取得了巨大的成績，但是由于電力市場體制尚未完全建成、缺乏靈活的電價機制等原因，當前我國的DR項目還比較少，用戶的參與率較低，大大抑制了DR潛力的發揮。

4）在我國現行電價機制下，通過在大中型工商業用戶中適當調高峰谷電價平時段的基數、拉大峰谷比、提高尖峰電價、推進DLC、IL等DR項目可以大為激發DR潛力；如果電價機制放開，通過在用戶側推行RTP，DR的潛力還將進一步提高。

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