电力需求响应监测与评价导则

ICS29.020

中华人民共和国国家标准

GB

电力需求响应监测与评价导则

Guideformonitoringandevaluationofpowerdemandresponse

20XX-XX-XX发布20XX-XX-XX实施

国家市场监督管理总局

发布

国家标准化管理委员会

GB

前言

本文件按照GB/T1.1-2020《标准化工作导则第1部分：标准化文件的结构和起草规则》的规定

起草。

本文件代替GB/T32127-2015《需求响应效果监测与综合效益评价导则》，与GB/T32127-2015相

比，除结构调整和编辑性改动外，主要技术变化如下：

——术语和定义

增加了阶梯电价（见3.4.4）的术语和定义；

修改了需求响应资源（见3.2）、事件（见3.3）、基于电价的需求响应（见3.4）、尖峰电价

（见3.4.3）、直接负荷控制（见3.5.1）、可中断负荷（见3.5.2）、紧急需求响应（见3.5.4）、

容量/辅助服务计划（见3.5.5）、用户实际负荷（见3.6）、用户基线负荷（见3.7）等术语

和定义。

——需求响应效果监测

增加了相对指标OPPI的要求（见5.1.3.4）；

修改了绝对指标的要求（见5.1.2）；

修改了相对指标分类的要求（见5.1.3.1）；

修改了用户基线负荷计算原则公平合理的要求（见5.2.1）；

修改了用户基线负荷计算原则精确简明的要求（见5.2.2）；

修改了用户基线负荷计算原则数据典型的要求（见5.2.3）；

修改了用户基线负荷计算方法事件发生日为工作日时数据选择的相关要求（见5.3.2.1）；

删除了用户基线负荷计算原则最小化需求响应风险的要求（见15版5.2.4）。

——需求响应综合效益评价

增加了电力负荷聚合服务商效益的要求（见6.1.4）；

修改了效益分类的要求（见6.1.1）；

修改了减排效益的要求（见6.1.2.3）；

修改了电网效益的要求（见6.1.5）；

修改了电厂效益的要求（见6.1.6）；

修改了社会效益的要求（见6.1.7）；

修改了效益量化和成本估算分析要素的要求（见表1）；

修改了减少电费支出的要求和计算方法（见6.2.2.1）；

修改了获得激励补偿的要求和计算方法（见6.2.2.2）；

修改了环境效益的要求和计算方法（见6.2.2.8）。

请注意本文件的某些内容可能涉及专利，本文件的发布机构不承担识别这些专利的责任。

本文件由中国电力企业联合会提出。

本文件由全国电力需求侧管理标准化技术委员会（SAC/TC575）归口。

本文件主要起草单位：。

本文件主要起草人：。

II

GB

电力需求响应监测与评价导则

1范围

本文件规定了电力需求响应监测与评价的一般原则、指标及其计算方法。

本文件适用于电力需求响应实施机构分析和评价电力需求响应项目，对项目实际产生的效果进行

分析，评价项目实施的综合效益，为综合资源规划提供参考。

2规范性引用文件

下列文件中的内容通过文中的规范性引用而构成本文件必不可少的条款。其中，注日期的引用文件，

仅该日期对应的版本适用于本文件；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/T2900.58电工术语发电、输电及配电电力系统规划和管理

GB/T2900.84电工术语电价

GB/T2900.87电工术语电力市场

3术语和定义

GB/T2900.58、GB/T2900.84、GB/T2900.87界定的以及下列术语和定义适用于本文件。

3.1

需求响应demandresponse;DR

电力用户针对实施机构发布的价格信号或激励机制做出响应，并改变电力消费模式的一种参与行

为。

3.2

需求响应资源demandresponseresource

能够参与电力需求响应的需求侧设备或系统。

3.3

事件event

由实施机构发起、需求响应用户参与，从用户响应开始到响应结束的完整过程，事件可以根据不同

的指标或条件触发，如电力供需情况、电力系统负荷水平、供应资源可用性、市场价格等。

3.4

基于电价的需求响应pricebaseddemandresponse

一种需求响应项目类型，是指用户根据终端电价的变化调整用电需求，合理控制用电成本的一种需

求响应行为。基于电价的需求响应包括分时电价、实时电价、尖峰电价、阶梯电价等。

3.4.1

分时电价time-of-useprice;TOU

一种电价定价机制，根据电力系统发电和用电变化情况，将一个周期时间划分为若干时段，对每一

时段分别规定不同的电价。分时电价包括峰谷电价、季节电价和丰枯电价等几种形式。

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3.4.2

实时电价realtimesprice;RTP

一种动态定价机制，根据电力批发市场出清电价实时更新电力市场零售侧电价。

3.4.3

尖峰电价criticalpeakprice;CPP

在分时电价和实时电价基础上发展起来的一种动态电价机制，反映了负荷最高时段的供需关系，可

通过在分时电价上叠加尖峰费率形成。

3.4.4

阶梯电价tieredelectricitypricing;TEP

指根据用户的用电量不同而采用不同价格水平的电力收费模式。

3.5

基于激励的需求响应incentivebaseddemandresponse

一种需求响应项目类型，是指用户根据激励政策直接接受用电控制或主动参与用电调整，从而得到

直接或间接奖励的一种参与行为。包括但不限于直接负荷控制、可中断负荷、需求侧竞价、紧急需求响

应、容量/辅助服务计划等方法。

3.5.1

直接负荷控制directloadcontrol;DLC

根据供需双方事先的合同约定，在系统特定时段或特定条件下由执行机构通过远端控制装置控制

或调整用户设备供电的一种需求响应项目。

3.5.2

可中断负荷interruptibleload;IL

根据供需双方事先的合同约定，在电力负荷高峰时段由实施机构向用户发出中断请求信号，经用户

响应后中断其部分或全部供电的一种需求响应项目。

3.5.3

需求侧竞价demandsidebidding;DSB

需求侧资源参与电力市场竞争的一种实施模式，使用户能够通过改变自身用电方式，以竞价的形式

主动参与市场竞争并获得相应的经济利益。

3.5.4

紧急需求响应emergencydemandresponse

电网紧急情况下，用户响应电网公司请求，快速调整或转移负荷。

3.5.5

容量/辅助服务计划capacity/ancillaryserviceprogram

用户提供削减负荷作为系统备用容量或其它辅助服务资源的需求响应模式。

3.6

用户实际负荷customeractualload

需求响应事件期间，用户计量表记录的实际负荷。

3.7

用户基线负荷customerbaselineload

需求响应事件期间，假设用户不参与需求响应的情况下，经估算得出的用户用电负荷。

3.8

用户响应负荷customerresponseload

需求响应事件期间，用户基线负荷与用户实际负荷的差值。

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3.9

直接效益directbenefits

实施需求响应项目而节约的电费、获得的补偿、降低的电网运营成本等，其受益者为直接参与需求

响应项目的电力用户和电网企业。

3.10

集合效益integratedbenefits

实施需求响应项目后获得的整个电网零售电价降低、推迟发输配电设施扩容、系统可靠性提高、减

缓新建电厂等效益，其受益者为区域内所有电力用户、电网企业和发电企业。

3.11

附属效益collateralbenefits

实施需求响应项目后获得的产业效益、能源独立性效益、用户用电多元化效益等，其受益者为区域

内所有公民（含电力用户）、相关产业和区域电网。

3.12

减排效益emissionreductionbenefits

实施需求响应项目后获得的节能减排效益，其受益者为全社会。

3.13

可避免容量avoidablecapacity

由于需求响应措施可避免的电力系统峰时段新增发电容量。

3.14

可避免电量avoidableenergy

由于需求响应措施而减少的发电量。

3.15

可避免容量成本（电网企业）avoidablecapacitycostsofpowergirdenterprises

由于实施需求响应，而减少的输配电网设备投资。

3.16

运营成本降低（电网企业）operatingcostsreductionofpowergridenterprises

因需求响应措施，电网企业减少的运营费用。

3.17

可避免容量成本（电网企业）avoidablecapacitycostsofpowergenerationenterprises

由于实施需求响应，而减少的发电侧新增装机容量投资。

3.18

可避免运行成本（发电企业）avoidableenergycostsofpowergenerationenterprises

因需求响应措施，发电企业减少的发电费用。

4总则

4.1基线负荷是需求响应综合效益评价的基础，用于确定电力用户、电网企业、发电企业和社会在参

与需求相应项目过程中的受益情况。

4.2为提供直观数字结果，保证需求响应综合效益划分的全面性，需求响应综合效益评价需定量计算

和定性分析相结合。

4.3根据各时期的社会经济状况、价格水平和电价水平对基本数据进行调整、换算是进行某种需求响

应项目的效果监测和综合效益评价必不可少的重要基础工作。

3

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4.4进行某种需求响应项目的效果监测和综合效益评价时，除应符合本规范外，还应符合国家现行有

关标准的规定。

5需求响应效果监测

5.1监测指标

5.1.1适用范围

需求响应效果监测指标可包含绝对指标和相对指标，一般绝对指标法适用于所有需求响应项目，相

对指标法适用于基于激励的需求响应项目。

5.1.2绝对指标

绝对指标即负荷改变量，等于用户基线负荷减去用户实际负荷。

5.1.3相对指标

5.1.3.1指标分类

相对指标可采用认缴性能指标（subscribedperformanceindex,SPI）、峰荷性能指标（peak

performanceindex,PPI）和谷荷性能指标（Offpeakperformanceindex,OPPI）。

5.1.3.2SPI

SPI指用户在事件发生期间按约定时间段平均负荷削减量与其负荷削减目标值之比，适用于用户

事先承诺削减一定量的负荷或参与需求侧竞价。

5.1.3.3PPI

PPI是用户在事件发生期间按约定时间段平均负荷削减量与用户最大峰荷需求的比值，用于表示

用户削峰响应潜力。

5.1.3.4OPPI

OPPI是用户在事件发生期间按约定时间段平均负荷增加量与用户最小谷荷需求的比值，用于表示

用户填谷响应潜力。

5.2用户基线负荷

5.2.1计算原则

5.2.1.1公平合理

制定计算规则时应考虑负荷类型、负荷规模、负荷特性、时间特性等，并保障需求响应各方参与主

体的利益。

5.2.1.2精确简明

基线负荷计算过程应简洁明要，计算出的用户基线负荷应尽量减少偏差。

5.2.1.3数据典型

所选择的历史数据应与用户典型用电行为强相关，并考虑特殊影响因素。

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5.3用户基线负荷计算方法

5.3.1计算流程

基线负荷计算方法宜采用日负荷平均法，也可采用需求响应参与各方认可的其他算法。日负荷平均

法应包括三个步骤：数据选择、数据处理和结果修正。

5.3.2数据选择

5.3.2.1当事件发生日为工作日时，应从事件发生前2天向前选择对应时段10天的历史负荷作为计

算基线负荷的典型日，历史负荷应不包括非工作日和事件日，历史数据不足则表明无法有效判别其基

线负荷。

5.3.2.2当事件发生日为非工作日时，应从事件发生前2天向前选择对应时段4天的历史负荷作为计

算基线负荷的典型日，历史负荷应不包括工作日。

5.3.3数据处理

根据5.3.2选取的典型日每小时负荷的数据，计算事件时段每小时的负荷平均值，即为用户在事件

发生时段未修正的基线负荷。

5.3.4结果修正

5.3.4.1基线负荷调整因子计算方法为：事件预约通知前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，调整因子取值一般限定为0.8~1.2。

5.3.4.2用户基线负荷应根据5.3.3计算出的未修正的基线负荷乘以调整因子得出。

6需求响应综合效益评价

6.1效益分类

根据效益获得方式，需求响应综合效益可分为直接效益和间接效益，其中间接效益可包含集合效益、

附属效益及减排效益；根据受益主体类型，可分为用户效益、电力负荷聚合服务商效益、电网效益、电

厂效益和社会效益。

6.1.1直接效益

6.1.1.1需求响应直接效益包括参与项目的电力用户直接效益和推行项目的电网企业直接效益。

6.1.1.2电力用户直接效益包括需求响应项目减少的电力用户电费支出和电网公司给予的经济补偿，

提高用户电力设备能效及寿命等。

6.1.1.3电网企业直接效益包括降低电网企业运营成本，提高供电可靠性等。

6.1.2间接效益

6.1.2.1集合效益

6.1.2.1.1需求响应集合效益包括短期市场效益、长期市场效益和可靠性效益。

6.1.2.1.2短期市场效益是指通过需求响应项目经济有效地降低边际成本和现货市场价格。系统尖峰

价格出现的概率和频率等可作为其计量指标。

6.1.2.1.3长期市场效益是指将需求响应资源纳入综合资源规划，以推迟发电、输电和配电等基础设

施建设。

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6.1.2.1.4可靠性效益是指通过需求响应项目降低中断用户供电的概率和严重程度。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可作为其计量指标。

6.1.2.2附属效益

6.1.2.2.1需求响应附属效益包括产业效益、能源独立性效益和用户用电多元化效益。

6.1.2.2.2产业效益体现在实施需求响应可带动智能楼宇、智能家居、智能交通等产业的发展，推动

技术升级和产业结构调整。

6.1.2.2.3能源独立性效益体现在调用需求响应资源可减少该负荷在突发事件情况下对外部电力供应

的依赖性。

6.1.2.2.4用户用电多元化效益体现在通过对需求响应资源的配备和挖掘可以为用户提供多样化的供

电服务，帮助用户灵活配置负荷资源，有效降低用电成本。

6.1.2.3减排效益

减排效益体现在需求响应项目有助于减少二氧化碳等温室气体或者污染物排放，提升能源利用效

率。

6.1.3用户效益

电力用户通过参与需求响应，减少电费支出、获得激励补偿，并获得更高的供电可靠性。

6.1.4电力负荷聚合服务商效益

电力负荷聚合服务商通过将具备信息化装置的电力用户集中在一起，作为整体进行管理控制，并代

理电力用户参与需求响应，减少电费支出、获得激励补偿，并获得更高的供电可靠性。

6.1.5电网效益

电网企业通过实施需求响应，延缓或减少输电和配电设备等设施的投资，提高输配电资产利用率，

提高电网运行安全性。

6.1.6电厂效益

发电企业通过需求响应项目，延缓发电机组的扩容投资，提升发电机的负载率，降低发电成本。

6.1.7社会效益

需求响应项目通过优化负荷曲线，提高清洁能源利用率和电能使用效率，促进节能减排，改善环境。

6.2效益量化和成本估算

6.2.1分析要素

根据受益主体不同，需求响应效益量化和成本估算可考虑以下因素，见表1。

表1需求响应效益和成本

受益主体直接效益间接效益成本备注

设备成本；

减少电费支出；设备成本与安装成本指用户购买需求响

电力用户可靠性效益安装成本；

获得激励补偿；应设备、智能电表等，用于事件期间参

负荷调节成本

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与需求响应，所产生的设备成本和安装

（维护）成本。

负荷调节成本指负荷高峰期转移负荷需

提前调整生产运营计划（工商业用户）

或改变用电计划（居民用户）而产生的

负荷转移成本

设备成本与安装成本指电力负荷聚合服

务商购买需求响应设备、智能电表等，

用于事件期间参与需求响应，所产生的

设备成本；设备成本和安装（维护）成本。

安装成本；电力用户的电费折扣或补偿费用指电力

电力负荷电力用户的电费折负荷聚合服务商在事件期间参与需求响

减少电费支出；

聚合服务可靠性效益扣或补偿费用；应，所产生的激励补偿支出。

获得激励补偿；

商增加的向电力用户增加的向电力用户购电成本指电力负荷

购电成本；聚合服务商在事件期间参与需求响应，

管理成本向电力用户购电成本。

管理成本指安排人员通过专业设备和技

术管理需求响应项目所产生的管理成

本。

设备成本指电网企业承担的智能用电管

设备成本；

理系统、主站、光纤通道等主要设备的

运营成本降低可避免容量成本管理成本；

电网企业成本。

（电网企业）（电网企业）；电费收入损失；

管理成本指安排人员通过专业设备和技

激励补偿支出

术管理需求响应项目所产生的管理成本

售电损失指由于实施需求响应项目使得

可避免运行成本可避免容量成本

发电企业售电损失用户侧电能消耗降低，从而降低了发电

（发电企业）（发电企业）；

企业的售电收入

社会环境效益--

6.2.2效益量化指标计算方法

6.2.2.1减少电费支出

指用户参与实施基于价格的需求响应项目，减少高电价时段的负荷用电或增加低电价时段的负荷

用电带来的电费支出的减少。

用户电量计算公式：

푇()..................................(1)

퐸=∫0푃푡푑푡

式中：

푃(푡)——日负荷-时间序列；

푇——计量时长。

实施需求响应前，用户在相应时间段的日电费支出：

푀0=퐸×푝...................................(2)

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实施需求响应后，用户在相应时间段的日电费支出：

∑푛()()∑푛∆푡()().................(3)

푀DR=푡=1퐸∆푡×푝∆푡=푡=1∫0푃푡푑푡×푝∆푡

式中：

푝——电价，单位为元每千瓦时[元/(kW·h)]；

푝(∆푡)——随周期变化的电价，单位为元每千瓦时[元/(kW·h)]；

∆푡——电价变化周期；

푛——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：

퐼

퐵1=∑푖=1(푀0−푀DR)..............................(4)

式中：

퐼——用户总数；

푀0——实施需求响应前用户的日电费支出，单位为万元（万元）。

上述计算方法适用于基于电价的需求响应下减少电费支出的评估计算。

6.2.2.2获得激励补偿

用户获得激励补偿有两种形式，一种是对用户在事件发生期间参与需求响应而调整或转移的节约

电量进行补贴，另一种是对响应用户在某一时段的总电费有所折扣。

方式一：电量补贴

用户푖由于激励型需求响应项目，可以获得激励补偿：

I

퐵2,1=∑푖=1∆푃푖×푇푖×푝푖.............................(5)

式中：

∆푃푖——负荷调整量；

푇푖——调整持续时间；

푝푖——单位电量补贴，单位为元每千瓦时[元/(kW·h)]。

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节约的电费为：

퐵2,2=푀푐푡×𝜌.................................(6)

式中：

푀푐푡——折扣前用户在某一规定时段内的总电费；

𝜌——电费折扣率。

总的激励补偿：

퐵2=퐵2,1+퐵2,2.................................(7)

上述计算方法适用于基于激励的需求响应下获得激励补偿计算。

6.2.2.3可靠性效益

实施需求响应降低了停电概率，提高了供电可靠性：

퐼′

퐵3=∑푖=1푉푂퐿퐿푖×∆푃푖×푇TOTAL,푖×(퐿푂퐿푃−퐿푂퐿푃).................(8)

式中：

푉푂퐿퐿푖——用户푖电力失负荷价值，单位为元每千瓦时[元/(kW·h)]；

푇TOTAL,푖——用户푖理想供电的总时间；

퐿푂퐿푃——实施需求响应前失负荷概率；

퐿푂퐿푃′——实施需求响应后失负荷概率；

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∆푃푖——用户푖参与需求响应后调整的负荷值。

若供电时间可做更精细化划分，则可靠性效益的公式为：

퐼푛′

퐵3=∑푖=1푉푂퐿퐿푖×[∑푡=1∆푃푖,푡×푇푖,푡×(퐿푂퐿푃푡−퐿푂퐿푃푡)]................(9)

式中：

∆푃푖,푡——时段푡时用户푖参与需求响应后调整的负荷值；

푇푖,푡——每个时段时长；

퐿푂퐿푃푡——时段푡的失负荷概率。

6.2.2.4可避免容量成本（电网企业）

归算到电网侧的可避免容量与用户降低的峰荷、用户总数、用户同时率、系统备用容量系数、电网

配电损失系数有关。计算公式为：

∑퐼∆푃∙휎

∆푃=푖=1푖...............................(10)

1(1−휆）（1−α）

式中：

∆푃푖——第푖个用户降低的峰荷值；

𝜎——用户同时率；

휆——系统备用容量系数；

훼——电网配电损失系数。

∆푃푖取值宜为年最大负荷日峰时段削减的最小负荷，若未能获取此数据，可以用持续负荷曲线中负

荷较高的那一天的峰时段最小负荷削减量替代。

可避免容量成本(电网企业)可通过少建或者缓建的变电站和输电线路的平均造价确定：

퐵4=Δ푃1×훽1.................................(11)

式中：

훽1——可避免容量成本（电网企业）的折算因子，通过每年减少的输配投资费用摊销到每年的可

免容量中进行计算。

6.2.2.5可避免容量成本（发电企业）

归算到发电侧的可避免容量与用户降低的峰荷、用户总数、用户同时率、系统备用容量系数、电网

配电损失系数和厂用电率有关。计算公式为：

∑퐼∆푃∙휎

∆푃=푖=1푖............................(12)

2(1−휆）（1−α）（1−γ）

式中：

∆푃푖——第푖个用户降低的峰荷值；

𝜎——用户同时率；

휆——系统备用容量系数；

훼——电网配电损失系数；

γ——厂用电率。

∆푃푖取值宜为年最大负荷日削减的最小负荷，若未能获取此数据，可以用持续负荷曲线中负荷较高

的那一日的最小负荷削减量替代。

可避免容量成本（发电企业）可以通过减少发电燃料消耗的平均价格确定：

퐵5=Δ푃2×훽2.................................(13)

式中：

9

GB

훽2——可避免容量成本（发电企业）的折算因子，通过每年减少的发电机组扩容投资费用摊销到

每年的可免容量中进行计算。

6.2.2.6运营成本降低（电网企业）

归算到电网侧的可避免电量与终端措施节电量、终端配电损失系数、电网配电损失系数有关。计算

公式为：

∑퐼∆퐸

∆퐸=푖=1푖...............................(14)

1(1−퐼）（1−α）

式中：

∆퐸푖——用户푖终端措施节约电量，通过每年减少用电的时间与归算到电网侧的可避免容量的乘积

估算；

l——用户终端配电损失系数；

훼——电网配电损失系数。

运营成本降低(电网企业)，可根据电网企业降低的年运营成本费用摊销到当年的可避免电量中去

计算：

퐵6=Δ퐸1×휔1................................(15)

式中：

휔1——可避免电量（电网企业）的折算因子。

6.2.2.7可避免运营成本（发电企业）

归算到发电侧的可避免电量与终端措施节电量、终端配电损失系数、电网配电损失系数和厂用电率

有关。计算公式为：

∑퐼∆퐸

∆퐸=푖=1푖............................(16)

2(1−퐼）（1−α）(1−휆）

式中：

∆퐸푖——用户푖终端措施节约电量，通过每年减少用电的时间与归算到电网侧的可避免容量的乘积

估算；

l——用户终端配电损失系数；

훼——电网配电损失系数；

휆——系统备用容量系数。

可避免运营成本（发电企业）可根据发电企业的发电费用均价确定：

퐵7=Δ퐸2×휔2................................(17)

式中：

휔2——可避免电量（发电企业）的折算因子。

6.2.2.8环境效益

A

环境效益由两部分组成：一是由于实施需求响应减少用电量产生的碳减排效益，等于碳减排量乘以

碳减排价值的乘积。

푇()..................(18)

퐵8,1=∆E∙퐸퐹电∙푉퐶푂2=∫0∆푃푡푑푡∙퐸퐹电∙푉퐶푂2

式中：

∆E——实施需求响应减少的用电量；

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GB

퐸퐹电——全国电网平均排放因子；

푉퐶푂2——碳减排价值，取全国碳交易市场前30个交易日的加权平均碳配额成交价格；

푇——实施需求响应持续的时间；

∆푃——实施需求响应的负荷调整量。

二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或者提升发电机组负荷率，等于二氧

化碳、二氧化硫、氮氧化物等污染气体的减排量与减排价值的乘积。

（）..........(19)

퐵8,2=푁SO2∙푉SO2+푁NO푥∙푉NO푥=∆퐸2∙𝜎SO2∙푉SO2+𝜎NO푥∙푉NO푥

式中：

、二氧化硫、氮氧化物减排量；

푁SO2푁NO푥——

、二氧化硫、氮氧化物减排价值；

푉SO2푉NO푥——

、二氧化硫、氮氧化物减系数。

𝜎SO2𝜎NO푥——

（）(20)

퐵8,1=푁CO2∙푉CO2+푁SO2∙푉SO2+푁NO푥∙푉NO푥=∆퐸2∙𝜎CO2∙푉CO2+𝜎SO2∙푉SO2+𝜎NO푥∙푉NO푥

式中：

、、二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排量；

푁CO2푁SO2푁NO푥——

、、二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减排价值；

푉CO2푉SO2푉NO푥——

、、二氧化碳、二氧化硫、氮氧化物减系数。

𝜎CO2𝜎SO2𝜎NO푥——

三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。

（）........(21)

퐵8,3=퐸2−Δ퐸2∙∆ξ∙φ∙(𝜎CO2∙푉CO2+𝜎SO2∙푉SO2+𝜎NO푥∙푉NO푥)/푏g

式中：

∆ξ——实施需求响应提升的负荷率百分点；

푏g——系统燃煤机组供电煤耗，单位为克每千瓦时[g/(kW·h)]；

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휑；

퐸2——实施需求响应前归算到发电侧的电量。

总的环境效益：

퐵8=퐵8,1+퐵8,2+퐵8,3.............................(22)

11

GB

AB

附录A

（资料性）

算例

A.1需求响应效果监测算例

需求响应事件按照发生时间可分为工作日和非工作日：

a)事件发生日为工作日

算例：假定事件发生于2020年8月2日（星期三）12∶00~20∶00（对应基线负荷数据已在各表中

用黑体标出）。

采用本文件介绍的需求响应效果监测方法进行分析的步骤如下：

步骤一：数据选择

根据数据选择原则，从事件发生前2天向前选择对应时段10天的历史负荷如表A.1所示。表A.1

中历史数据已剔除周末07/30/20、07/29/20、07/23/20、07/22/20。

表A.1数据选择日及日用电量

日期星期日用电量/(MW·h)

07/31/20星期一39.810

07/28/20星期五31.210

07/27/20星期四30.460

07/26/20星期三30.680

07/25/20星期二30.050

07/24/20星期一33.590

07/21/20星期五34.964

07/20/20星期四31.172

07/19/20星期三31.784

07/18/20星期二31.491

步骤二：数据处理

计算依据：对所选择的10天历史数据计算事件时段每小时的负荷平均值，计算结果如表A.2所示。

表A.2基线负荷计算值

小负荷平均值/MW基本负荷

时07/31/2007/28/2007/27/2007/26/2007/25/2007/24/2007/21/2007/20/2007/19/2007/18/20MW

11.21.141.111.121.221.21.211.121.151.181.17

21.080.9811.011.061.061.001.020.991.011.02

30.970.920.950.950.950.980.920.930.970.930.95

40.910.880.860.870.880.910.880.880.880.900.89

50.930.830.860.860.850.90.870.900.890.860.87

12

GB

60.960.830.840.880.850.910.830.870.850.850.87

71.020.890.920.90.90.961.010.890.950.920.94

81.051.041.131.030.941.041.000.941.050.961.02

91.10.991.051.150.871.061.130.941.110.881.03

101.311.091.261.261.051.21.211.151.071.061.17

111.521.11.141.241.151.271.311.261.231.121.23

121.581.141.231.331.191.321.501.151.221.481.31

131.831.231.411.41.271.461.461.421.301.341.41

141.981.391.521.51.511.621.481.591.451.401.54

152.161.471.521.51.51.692.041.611.562.001.71

162.221.621.521.51.621.771.971.601.751.871.74

172.251.761.621.631.681.861.921.701.721.701.78

182.371.751.651.661.681.892.031.881.781.661.83

192.431.891.681.681.751.972.171.921.811.761.91

202.241.751.541.561.691.841.671.661.821.821.76

212.241.711.411.421.481.741.541.481.691.621.63

222.341.711.561.551.471.82.261.501.571.571.73

232.241.651.451.451.341.72.161.371.651.391.64

241.881.451.231.231.151.441.381.361.321.201.36

注：表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……

步骤三：结果修正

根据修正原则得到调整因子，见式（A.1）。

(1.36+1.25)/2

푘==1.088............................(A.1)

(1.23+1.17)/2

对表A.2中事件发生时段的基线负荷计算值进行修正，得到修正后的基线负荷，如表A.3所示。

表A.3调整因子修正

实际负荷基本负荷修正后基本负荷

小时调整因子k

MWMWMW

11.201.171.17

21.051.021.02

30.920.950.95

40.870.890.89

50.870.870.87

60.850.870.87

70.910.940.94

80.991.021.02

13

GB

91.061.031.03

101.361.171.17

111.251.23