电力供需平衡是电力规划考虑的关键问题之一。“十四五”期间，中国能源消费仍将刚性增长，能源保供压力持续存在。取暖降温、电动汽车等用电负荷的增加导致电网尖峰负荷更加突出，给电力平衡带来新的挑战。需求响应参与电力平衡是解决电力平衡问题的一种新思路，能够提高电力规划投资效益。通过介绍需求响应参与电力平衡的基本方法，提出了需求响应参与电力平衡的成本效益评估方法，结合案例验证了方法的可行性和有效性。结果表明：需求响应参与电力平衡的经济性与需求响应补贴标准和需求响应比例有关，经济性随补贴标准提高而下降，随需求响应比例的增加先增加后下降，降为零时的需求响应比例为参与电力平衡的最佳比例。
(资料图片仅供参考)
（来源：“中国电力”作者：代贤忠, 韩新阳, 靳晓凌）
“十四五”期间，中国新能源将进入跨越式发展阶段，初步预计新能源装机容量年均新增将达到1.0亿~1.2亿kW。受政策、环境、碳排放等因素影响，煤电装机增长空间具有较大不确定性且总体有限[1]。随着第三产业用电负荷快速增长，取暖降温等季节性负荷增加，5G、数据中心、电动汽车等新兴负荷不断增加，用电负荷夏季冬季双高峰特征更加明显，负荷峰谷差也将进一步加大[2-3]。随着这些电力供应侧和需求侧的形势变化，中国“十四五”时期电力供需平衡将面临新的挑战，亟须应对煤电装机比例下降、大规模新能源在峰荷期间有效出力有限、电力平衡紧张等问题[4-5]。近年来，中国需求响应试点工作表明，需求响应能够在一定程度上缓解电力供应紧张问题，是一种有效的电力平衡资源。因此，鉴于未来电力系统的电力平衡特点，在规划阶段超前谋划，考虑需求响应参与电力平衡的可行性，采取有力措施确保运行阶段需求响应参与电力平衡的实用性，既能解决电力安全供应问题，又能提高电力规划投资效益。
当前需求响应的研究主要集中在政策措施[6-7]，价格、市场机制[8-16]，运行优化策略[17-25]等方面。针对电力规划中如何考虑需求响应参与电力平衡的作用，发挥需求响应对电力规划投资的积极作用，鲜少见到研究报道。此外，现有研究对需求响应参与电力平衡的成本效益关注不够，尚未深入开展需求响应参与电力平衡与传统电力平衡方法的经济性差异分析，进而难以评估参与电力平衡的需求响应最佳规模，依此为配套支撑政策提供依据。
本文首先阐述电力系统规划时评估需求响应参与电力平衡的总体框架，然后介绍需求响应参与电力平衡的基本方法，提出了一种需求响应参与电力平衡的成本效益评估方法，最后结合案例系统，通过需求响应参与电力平衡计算，给出了需求响应参与电力平衡的成本效益评估，并开展了基于不同需求响应比例和补贴标准下的成本效益分析。
1 需求响应参与电力平衡的评估框架
对需求响应资源进行建设改造，使其具备参与电力平衡的技术条件，在需求响应补贴政策的激励下，电力系统运行阶段需求侧资源能够参与电力平衡。因此，电力系统规划阶段需要考虑需求响应参与电力平衡的作用，进而可减少该阶段的电源装机和配套电网建设投资，再结合需求响应的改造成本和补贴成本，可以评估不同补贴标准和需求响应比例下的需求响应成本效益。评估框架如图1所示。
图1 需求响应参与电力平衡的评估框架
Fig.1 Framework for assessment of demand response participating in power balance
2 需求响应参与电力平衡的方法
2.1 传统电力平衡方法
传统电力平衡方法分为2个步骤：计算目标电力市场空间和确定新增电源装机规模及结构。
（1）预测目标年的最大负荷，增加适当的系统备用，扣除基准年各类电源可用容量以及输电通道的净受入电力，得到目标年的电力市场空间为
式中：Lmax 为目标年最大负荷； KL 为备用率； PG,i 为基准年第 i 类电源装机容量； αi 为第 i 类电源参与电力平衡的可用系数； Ti 为目标年第 i 条输电通道的净受入电力，其中正数表示受入电力，负数表示外送电力； NG 、 NT 分别为电源的类型数、输电通道总数。
（2）以满足目标年电力市场空间为目标，考虑目标年已确定的电源装机计划、现有输电通道受入电力增长以及新增输电通道受入电力，最后确定各类电源的新增装机容量为
式中： ΔPG,i 为目标年第 i 类电源的新增装机容量； ΔTi 为目标年第 i 条输电通道的新增受入电力； ΔTi,new 为目标年新增的第 i 条输电通道的受入电力； NT,new 为目标年的新增输电通道数。
2.2 考虑需求响应参与电力平衡的方法
考虑需求响应的电力平衡方法分为3个步骤：评估需求响应潜力规模、计算电力市场空间和确定新增电源规模及结构。
（1）根据不同负荷的可调节能力，评估需求响应潜力的总规模为
式中： Li 为第 i 类负荷的总规模； βi 为第 i 类负荷的可调节比例； NL 为可调节负荷的种类数。
（2）传统电力平衡方法确定的电力市场空间中扣除需求响应参与容量，得到需求响应参与电力平衡后的电力市场空间为
式中：D′为参与电力平衡的需求响应容量， 0⩽D′⩽D。
（3）以满足目标年电力市场空间为目标，考虑目标年已确定的电源装机计划、现有输电通道受入电力增长、新增输电通道受入电力、计划开展需求响应规模，最后确定各类电源的新增装机容量为
式中： ΔP′G,i 为目标年需求响应参与电力平衡后，第 i 类电源需要增加的装机容量。
3 需求响应参与电力平衡的成本效益评估方法
3.1 需求响应成本计算
需求响应参与电力平衡的成本评估分为4个步骤：预测目标年8760 h时序负荷曲线、生成年持续负荷曲线、确定所需需求响应次数和计算需求响应的年度成本。
（1）根据目标年规划对象所在地域的社会经济发展情况、历史负荷数据及特性，预测目标年的8760 h时序负荷曲线L为
式中： L(n) 为第 n 小时的负荷预测值。
（2）基于时序负荷曲线L，生成年持续负荷曲线，得到全年超过一定负荷 l 的负荷持续小时数H(l)为
（3）根据需求响应容量 D′ ，结合年持续负荷曲线，得到需要开展的需求响应次数ND为
式中： HD 为单次需求响应平均持续时间，根据中国东部某省网需求响应补贴标准规定的持续时间中间档位，可取为2 h。
（4）计算需求响应改造成本和需求响应补贴成本计算需求响应年度总成本C为
式中： Cinv 、 Copr 分别为需求响应改造成本和补贴成本； cinv 、 copr 分别为需求响应单位容量的改造成本和单次参与响应的补贴成本； cyear 为需求响应单位容量年激励成本； Ylife 为设备寿命周期年数； H−1(N) 为 H(l) 的反函数。
3.2 需求响应效益计算
需求响应的经济效益I主要通过节省的电源装机容量投资 Igen 和配套电网投资 Igrid 来计算。本文电源投资与配套电网投资比例按照1∶1选取，效益计算式为
式中： cgen,i 为第 i 类电源的单位容量投资建设成本。
需求响应的成本效益评估为
4 需求响应参与电力平衡的案例分析
本文结合中国东部负荷中心受端电网的电源结构和负荷特性情况，构建与大型省级电网规模相当的案例系统。分别按照传统方法、考虑需求响应的方法进行电力平衡，通过这2种方法的结果对比，进行需求响应措施的成本效益评估，并开展相关敏感性分析。
4.1 两种电力平衡方法的比较
4.1.1 传统方法的电力平衡结果
案例系统2020年（基准年）的负荷规模、装机容量、受入电力如表1所示。参照中国东部地区实际情况，选取水电、抽蓄、煤电、气电、核电、风电、光伏、生物质及其他等各类电源的可用系数分别为0.60、1.00、0.95、0.75、1.00、0.10、0、1.00。根据预测，2025年（目标年）案例系统最大负荷增长至120 GW，外受电力增加11.18 GW后，可用装机容量需要增加20180 MW，可以通过新增本地电源予以解决。
表1 传统电力平衡方法的结果
Table 1 Results obtained with the traditional power balance method
按照传统电力平衡方法，考虑各类电源核准、在建项目情况和未来建设意向，2025年各类电源的实际装机容量如表2所示，各类电源总装机容量增加33.96 GW，其中，煤电装机容量增加18.03 GW，对应可用装机容量增加17.13 GW。
表2 传统电力平衡方法下各类电源装机容量
Table 2 Installed capacity of various generation sources obtained with the traditional power balance method
4.1.2 考虑需求响应的电力平衡结果
由传统电力平衡方法的结果可知，煤电是提供可用装机容量的主力电源。为了直观反映需求响应对电力平衡结果中煤电装机容量的影响，本文假定需求响应参与电力平衡后，除煤电装机之外，目标年其他电源装机容量以及外受电力仍然按照传统电力平衡结果配置。将相关数据代入到式（4）和式（5）中，得到需求响应参与电力平衡后新增煤电装机容量 ΔP′G,1 为
若考虑参与电力平衡的需求响应容量为5%最大负荷，则需要新增煤电装机容量为11720 MW，如表3和表4所示，比传统电力平衡结果下的煤电容量减少6310 MW。
表3 需求响应参与下的电力平衡结果
Table 3 Power balance results with demand response participation
表4 需求响应参与下的装机容量变化
Table 4 Variation of installed capacity of various generation sources with demand response participation
4.2 需求响应参与电力平衡的成本效益分析
4.2.1 需求响应占比对启动频次的影响
参考中国东部负荷中心某省级电网的历史负荷曲线，设定案例系统的2025年负荷曲线（标幺值），8760 h时序负荷曲线如图2所示。可以看出，案例系统夏季负荷的尖峰特性突出，具备需求响应的客观需求。
图2 案例系统年度8760 h时序负荷曲线
Fig.2 Sequential load curve of the example system in 8760 hours
根据式（7），得到案例系统年负荷持续曲线如图3所示。对图2对应负荷数据进行处理，得到1%~10%最大负荷对应的年持续时间小时数如表5所示。可以看出，负荷尖峰特性十分明显。
图3 案例系统年持续负荷曲线
Fig.3 Annual sustained load curve of the example system
表5 不同比例峰荷持续时间及所需需求响应次数
Table 5 Duration of the peak load of different proportions and needed times for demand response activation
4.2.2 需求响应占比对成本效益的影响
参照案例系统省级电力公司的需求响应改造实际数据，设需求响应单位容量改造成本为20元/kW。参照中国试点省份需求响应补贴标准，需求响应单位容量补贴为6元/kW，且每年给予单位容量需求响应激励10元/kW。参照中国当前煤电装机成本，煤电单位容量投资选取为4200元/kW。需求响应改造设备和煤电机组的生命周期均取30年。根据式（8）~（11）计算，在单位容量需求响应补贴6元/kW时，不同需求响应比例下需要开展需求响应的次数、改造成本、补贴成本、经济效益、净经济效益如表6所示。
表6 容量补贴为6元/kW时需求响应的成本和效益
Table 6 Cost and benefit of demand response with a capacity subsidy 6 yuan/kW
通过结果发现：需求响应年度总成本主要由补贴成本构成，改造成本占总成本比重较小；随着需求响应比例的增加，总成本指数增加，经济效益线性增加，净经济效益先增加后下降。其原因在于，式（3）~（5）和式（10）决定了因节省煤电建设的经济效益线性增加，表5中需求响应次数与需求响应比例的指数关系决定了需求响应年度总成本是指数增加的，刚开始总成本及其增速小于经济效益，净经济效益为正且不断增加；然后总成本增速逐步增加，当总成本增速等于经济效益增速时，净经济效益达到最大值；随着总成本增速超过经济效益增速，净经济效益开始下降（仍然大于零），当总成本超过经济效益时，净效益开始变为负值。本案例中，需求响应比例为5%时，总成本增速追上经济效益增速，净经济效益达到最大值。需求响应比例超过9%时，总成本超过经济效益，净经济效益由正转负，详见表6。这说明，需求响应参与电力平衡的经济性与其比例相关，一定的需求响应比例能使净经济效益达到最大，且需求响应比例超过一定数值后，其经济性就不如传统电力平衡方法。
4.2.3 需求响应参与电力平衡的成本效益敏感性分析
随着需求响应补贴标准的提高，需求响应参与电力平衡的净经济效益将逐步下降，如图4所示。当需求响应单位容量补贴分别为6、8、10、12元/kW时，需求响应参与电力平衡经济性优于传统电力平衡方法的临界点（净经济效益为零）对应的需求响应比例分别约为9%、7.5%、6.4%、5.6%，即补贴成本越高，具有经济性的需求响应比例越低。
图4 不同补贴成本下不同比例需求响应的经济性
Fig.4 Economy of demand response with different proportions under various subsidy costs
5 结语
本文提出了需求响应参与电力平衡的成本效益评估方法，建立了需求响应参与电力平衡的经济性、需求响应比例、需求响应补贴标准之间的量化关系，可用于分析不同补贴标准下需求响应参与的最佳比例，为因地制宜决策参与电力平衡的需求响应比例提供了科学方法依据。本文方法具有通用性和可操作性，能够为中国电力规划阶段确定需求响应参与电力平衡的规模和制定相关支撑政策提供理论方法支撑。后续需进一步研究协同考虑需求响应、煤电机组灵活性改造、抽水蓄能、电化学储能等灵活性调节手段参与电力平衡综合成本效益评估方法，确定需求响应规模，提供更为系统科学的理论支撑。
