电力需求响应技术规范(V0.6)

电力需求响应技术规范草案v0. 6

事实证明，正确地实施需求响应，可以有效地抑制高峰负荷，提高电力系统的可靠性和经济性。

编制本规范是为了帮助各利益相关方在参与需求响应时在认识上达成一致并进行自动互操作，从而推动相关技术和市场的发展。只要遵守本规范，任何系统或设备都可以参与需求响应，这将增加可参与需求响应的资源数量，减少实施需求响应的成本。

1 概述

本规范描述了一种开放和兼容的信息模型，支持供应商与用户之间进行信息交互，同时也支持各利益相关方参与需求响应的监管、实施、评估和结算等事宜。

本规范涵盖需求响应计划、动态价格或需求侧竞标的信息模型。

本规范主要面向具备复杂信息处理能力的智能能源管理控制系统（Smart EMCSs），包括智能建筑物、智能工厂、智能家庭、电动汽车和分布式发电及储能等，同时也面向具有简单信息处理能力的智能设备（Smart Facilities）。

价格信号或可靠性信号随时可能发生，但用户侧的智能能源管理控制系统或智能设备由于种种原因可能出现故障或失效。当它们恢复正常后，本规范将支持恢复数据。

本规范支持同一个用户同时参与多个供应商的多个需求响应计划、动态价格或需求侧竞标。

2 范围

本规范定义了需求响应的信息模型，并以用例、域模型和类图的形式展现。通过这些信息模型，需求响应的利益相关方之间就可以进行互操作，从而在行为上相互协调。

有的国家针对电力批发市场也开展了需求响应的研究和实践，包括能量市场(Energy Market)、容量市场(Capacity Market)、日前计划备用市场(Day-ahead Scheduling Reserve Market)、同步备用市场(Synchronized Reserve Market)和调节市场(Regulation Market)等。本规范目前只针对电力零售市场，不针对电力批发市场和其他市场。

本规范并不规定实现的细节。例如，尽管定义了实体及其信息模型，但对如何设计数据模型以及如何持久化不作规定。至于通信协议和用户界面设计，也不在本规范的范围内。

用户可以根据自己的意愿，对信号进行响应，也可以忽视信号，或在响应过程中退出。本规范并不指导用户是否要参与需求响应计划，也不指导用户如何削减或转移负荷。

本规范需要对基线负荷建模，但不涉及基线负荷的具体算法。

本规范将削减服务提供商视为供应商的一种，不单独建模。

实现本规范的过程可能会涉及到专利权问题，但本规范不负责指出已有的专利权或专利申请。

由于世界各国在国情、体制等方面差异太大，本规范并不是一个完整的需求响应标准，而只是目前能达成共识的部分。

3 参考标准

下面列出了本规范所引用的文档。对于注明日期的引用，日期之后的版本是否适用于本规范，需要进行评估。对于没有注明日期的引用，其最新版本适用于本规范。

IEC 61970-301 能量管理系统应用程序接口（EMS-API）第301部分：公共信息模型（CIM）基础；

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4 术语

需求响应（Demand Response）

当电力供给成本升高或者电力系统可靠性面临威胁的时候，通过价格或激励手段，促使需求侧改变用电行为（削减或转移负荷），从而缓减供需矛盾。

需求响应的内涵还在不断发展，未来有可能扩展到整个能源领域，只要供需双方的协调，多种能源形式的配合，有利于能效的提高或环境的改善，都可以视为需求响应。

计划（Program）

无论是供应方还是需求方，都是有一定弹性的，但弹性又都是有限的，需求响应计划就是运用价格或激励手段来发挥需求方弹性的商业模式。

交易（Transaction）

当用户愿意参与一个需求响应计划时，就要与供应商达成合约，明确双方的权利和义务，并以此为依据，进行评估和结算。交易的要素应包括用户可削减的负荷（电量）、负荷类型、对应的时段。如果是竞价产生的，还要有价格。

事件（Event）

当供应商与用户达成交易后，将按照需求响应计划的日程类型提前通知用户。事件机制比较复杂，要考虑多种可能的情况。

日程（Schedule）

当供应商与用户达成交易后，需要提前一段时间来通知用户，以便用户做好准备。不同的日程类型，对供应商和用户的影响是不同的，因而补偿也不同。对供应商来说，日程越短越有利，但用户往往需要有足够的时间来调整用电方式，这就需要找到平衡点。

针对零售市场，可以提前一天通知（称为日前），可以当天通知，也可以提前1小时通知。针对批发市场，一般只提前几分钟，并要求其技术支持系统提供扫描分辨率不低于1分钟的负荷曲线。

费率结构（Rate Structure）

费率（电价）是市场的关键要素，费率的结构和形成机制决定了各市场主体的心态和行为。

分时电价（Time of Use Pricing，简称TOU）

分时电价是一种反映不同时段电能供给成本的价格机制，通过划分时段以及设置不同时段的电价，有利于引导用户合理安排消费需求，改善负荷曲线。

尖峰电价（Critical Peak Pricing，简称CPP）

可以认为是分时电价的一种，但它的电价高于普通的高峰电价，是在分时电价的基础上叠加尖峰费率而形成的，一般是在电力需求趋于临界、系统稳定性受到威胁时才实施的。参与CPP的用户平时可享受折扣电价，但收到CPP信号后必须立即有效减少电力需求，否则将受到惩罚。为了保护用户利益，每个用户一年中参与响应的天数是有限制的。

实时电价（Real Time Pricing，简称RTP）

与分时电价和尖峰电价不同的是，实时电价不是提前设定的，而是直接反映每时每刻上游成本的变化。当然，也可以根据历史数据和一定的规则提前一天预测并发布实时电价，以便用户及早采取措施。

直接负荷控制（Direct Load Control，简称DLC）

在用电高峰时段或者可靠性受到威胁时，公用事业或ISO直接远程控制用户的用电设备，中断电力供应，而用户将获得相应的补偿。这种项目类型一般用于住宅或商业建筑，且主要针对停电后不会对用户造成严重影响的用电设备，如热水器、空调等。为了保护用户利益，一年或一季度内被中断的次数或小时数是有限制的。

可中断负荷（Interruptible Load，简称IL）

在电力短缺或可靠性受到威胁时要求用户减少需求，而用户则享受优惠电价或直接经济补偿。如果用户不减少需求，将受到处罚。

实施IL项目时，一般要提前通知，提前的时间不同，补偿标准也不同。

紧急需求响应（Emergency Demand Response，简称EDR）当可靠性受到威胁时可以实施EDR项目，用户则自愿选择参与或放弃。

容量市场项目（Capacity Market Program，简称CMP）当出现容量短缺时，用户有义务减少预定电力负荷，否则将受到严重处罚。

辅助服务项目（Ancillary Service Program，简称ASP）用户可自愿参与调节电压、频率、备用等，并获得补偿。

需求侧竞标（Demand Side Bidding，简称DSB）

用户可以将自身可控的负荷或电量作为需求侧资源，与供应侧资源和其他需求侧资源一起，在电力市场竞争。这种竞争机制可以有效地抑制高峰电价，防止发电商操纵市场。

用户可以自主报价，也可以在价格确定的情况下提交可削减的电力需求，通过竞争机制，形成双方认可的用户资源曲线。