Spécification des calculs de DERP

DERP calcule le potentiel par scénario, année et division de marché. Cette spécification définit les calculs de parc, d’adoption et de rentabilité, ainsi que le retour de résultats lors du couplage optionnel avec DR.

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Indices et unités

Le facteur d’applicabilité (MAF) et la disponibilité du marché sont distincts. Le premier décrit la portion accessible à la mesure; la seconde détermine quand le marché d’une mesure d’ajout devient disponible.

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Ordre des calculs

1. Importer mesures, marchés, programmes, valorisations, courbes d’adoption et sélecteurs de scénario. Appliquer le filtre d’exécution et la disponibilité par année/scénario.
2. Caractériser les économies et calculer la rentabilité unitaire pour les années d’installation possibles.
3. Former les groupes de concurrence et calculer le potentiel technique avec sa propre attribution de marché.
4. Calculer le potentiel économique avec filtrage juridictionnel et attribution distincte.
5. Initialiser adoption et concurrence entre programmes, puis calculer le potentiel réalisable avec filtrage optionnel.
6. Pour chaque année, calculer remplacements et nouvelles installations, mettre à jour les marchés, puis calculer les ajouts.
7. Agréger impacts et programmes. En mode connecté, appliquer le retour DR avant les rapports finaux.

Chaque potentiel possède son propre historique de marché. Les potentiels économique et réalisable ne sont pas de simples multiples des totaux techniques.

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Entrées et initialisation du marché

Le lecteur partagé charge caractérisation et séries des mesures, marchés et prévisions par scénario, programmes et correspondances, paramètres, sélecteurs de scénario, tarifs, coûts évités, taux d’actualisation, taxes, pertes de ligne, émissions et paramètres d’adoption. TBE_scenarios.market doit sélectionner un attribute.scenario existant si des séries de marché sont fournies. L’identité du marché comprend référence, territoire, secteur, segment et unité; une attribution absente fait ignorer le groupe avec journalisation d’erreur. Sans série temporelle, le parc existant est réparti uniformément sur les $B$ millésimes précédant l’étude, à $T_0/B$ unités chacun. Les cohortes de millésime NEW utilisent growth + teardown chaque année. Avec série cumulative $T_y$, la cohorte d’installation de l’année $y$ vaut $T_{y+1}-T_y$, après propagation des dernières valeurs sur les années manquantes. Le parc initial des marchés existants reste réparti avant l’étude; NEW n’est pas initialisé ainsi. Pour un marché existant sans série temporelle, la croissance annuelle alimente le millésime courant. Si les démolitions sont positives et plusieurs millésimes sont positifs, les anciennes cohortes diminuent de teardown / (count_positive_years - 1), avec plancher nul. Les marchés à série temporelle contournent cette mise à jour supplémentaire. N’appliquez pas extérieurement à la fois prévision cumulative et croissance annuelle fixe.

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Cas d’installation et cohortes

Soit $B$ la durée de vie de l’équipement de référence et $b_t$ le marché restant attribué au millésime $t$. Les ventes hors ADD consomment le marché de référence. Les ventes ER retirent progressivement les millésimes admissibles selon la boucle d’allocation. Le reliquat ROB/nouveau est reporté à l’année suivante. Les nouveaux participants entrent dans les marchés de la technologie améliorée au millésime $y-1$, ce qui permet aux mesures suivantes d’utiliser ce parc modifié. Pour une mesure ROB/ER/nouvelle disponible, hors adoption imposée, les ventes avant conversion d’unités sont : $$q_{m,y,s}=\max\left(0,\min\left(A_y,A_yM_{m,y,s}a_{m,y,s}\right)\right).$$ Les calculs technique et économique utilisent $a=1$ avant allocation du marché et de la concurrence. Le réalisable utilise l’adoption après concurrence pour les mesures hors DR, et la participation multipliée par le taux de réponse pour DR. Un units_per_division nul force ventes et adoption à zéro. Les nouvelles ventes converties sont $n^{new}=qu_m$. Si re_participate_required s’applique, les cohortes arrivées à échéance peuvent ajouter des ventes de renouvellement. sales et new_participant_sales peuvent donc différer; les transferts de marché utilisent les nouveaux participants.

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Disponibilité et saturation des ajouts

Pour ADD, hors branche réalisable WTP/diffusion, la prévision personnalisée de disponibilité est prioritaire. Sinon : $$v_y=\operatorname{clip}\left(\frac{y-y_0+1-k_y}{B},0,1\right),\qquad A_y=T_yv_y.$$ Le code active la correction d’années filtrées $k_y$ par la condition de groupe all_measures_screened; il ne soustrait pas systématiquement chaque année filtrée. Le réalisable WTP/diffusion utilise le parc total sans ce facteur supplémentaire, puisque la diffusion fournit la dépendance temporelle. Pour les ventes ADD réalisables hors adoption imposée, le calcul soustrait du marché ajusté les ventes antérieures de la mesure, les ventes courantes consommées dans le groupe et les unités existantes, puis applique un plancher nul. Les ventes ADD techniques/économiques sont aussi plafonnées par le marché restant du groupe. Ces branches diffèrent du remplacement. Les courbes d’adoption imposée fournissent directement les ventes annuelles selon courbe, scénario et potentiel.

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Filtrage économique

Une mesure disponible passe si son ratio juridictionnel atteint economic_threshold ou si sa dérogation de programme est vraie. Le potentiel réalisable applique ce même filtrage seulement lorsque screen_for_achievable est activé. Le filtrage de répartition DR utilise le PACT et constitue une décision distincte.

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Courbes d’adoption

Pour une courbe d’obstacles DOE avec maximum $a_{max}$, paramètres $r,mid,fit$ et ratio participant sélectionné $b$ : $$a=\begin{cases} \displaystyle\frac{a_{max}}{((rb)^{-1}+1)((mid\,b)^{-fit}+1)},&b>0,\\ 0,&b\leq0. \end{cases}$$ Les facteurs d’obstacles des programmes déplacent le niveau sélectionné entre zéro et le maximum de l’ensemble de courbes. La configuration détermine l’emploi du ratio PCT ajusté ou non ajusté. Pour la volonté de payer et la diffusion : $$e_y=e^{-(p+q+\Delta q)(y-t_0)},\qquad d_y=\frac{1-e_y}{1+(q/p)e_y},\qquad w_y=e^{A\min(P_y,30)+B_{wtp}},\qquad a_y=d_yw_y.$$ $P_y$ est le retour participant. Le code ajoute le facteur de programme $\Delta q$ dans l’exponentielle, mais conserve le $q/p$ original au dénominateur. Pour reproduire une exécution, ne remplacez pas cette expression par une autre formule Bass. Les facteurs de montée en charge des programmes actifs multiplient l’adoption résultante. Dans un groupe de concurrence de mesures hors DR, l’adoption réalisable est répartie comme suit : $$a_m^{comp}=\frac{a_m}{\sum_j a_j}\max_j a_j.$$ Un dénominateur nul donne une adoption nulle. DR utilise sa branche de participation. Le classement où une mesure remporte le marché et la concurrence entre programmes non additifs constituent d’autres étapes configurées; ils ne sont pas équivalents à cette allocation proportionnelle. Le classement additionne les économies d’énergie ou de demande sur la durée; l’électricité est convertie de kWh en GJ pour les comparaisons d’énergie. Les mesures consomment le marché restant par score décroissant : une mesure suivante peut donc servir la portion laissée par une mesure prioritaire à applicabilité limitée.

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Participation et programmes

Dans la branche de propension, les incitatifs de participation annuels et annuels par kW alimentent $I$. La courbe utilise $(a_0\ln(I+c_0)+b_0)/100$, borné entre zéro et un, et donne zéro si le domaine logarithmique est invalide. Les facteurs marketing sélectionnent le niveau de courbe; les facteurs de montée en charge actifs multiplient la participation. Les ventes utilisent ce résultat multiplié par $(1-o)$, où $o$ est le taux effectif de retrait du programme. Les programmes peuvent être additifs ou concurrents selon groupes, algorithmes et règles de départage. Résolvez les correspondances applicables au scénario et à l’année avant de calculer l’adoption. Compter indépendamment le même marché pour chaque programme surestime la participation.

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Impacts des cohortes et rapports

Pour un flux d’économies $f$ et une cohorte active $i$ : $$Q_{m,i,f,y}=n_{m,i,s}S_{m,i,f,y},\qquad i\leq y<i+L_m.$$ L’objet Potential conserve les flux unitaires et leurs produits par les ventes. Malgré son nom, energy_savings_per_sales contient le produit des économies unitaires et des ventes. Les totaux économiques sur la durée de vie sont également multipliés par les ventes transigées. Le rapport de première année sélectionne les effets de la nouvelle cohorte. Le rapport sur la durée de vie somme son flux. Le cumul agrège les cohortes applicables; le cumul avec retrait pour persistance utilise attribute.persistence, égal à EUL par défaut, et rejette une valeur présente invalide ou non positive. Les transformations net/brut et client/générateur restent distinctes de ces agrégations. Le rapport de programme agrège bénéfices et coûts avant de calculer les ratios et ajoute les coûts administratifs applicables. Conservez les unités et combustibles demandés lors des comparaisons.

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Calculs financiers

DERP construit les flux financiers unitaires pour chaque année d’installation et scénario avant de les multiplier par le potentiel. La configuration détermine quels flux entrent dans chaque test et les bases nettes ou brutes des bénéfices, coûts d’équipement et coûts de programme.

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Temps et valorisation

Soit $i$ l’année d’installation, $L$ la durée de vie, $\ell=0,\ldots,L-1$ l’indice de durée de vie et $h$ une heure. Le profil d’économies de l’année d’installation se répète sur la durée de vie; la valorisation varie avec l’année civile $i+\ell$ : $$B_{i,\ell,f}=\sum_h S_{i,h,f}R_{i+\ell,h,f}.$$ Les fonctions de valorisation utilisent des années de 8 760 heures. Alignez unités d’économies et de valorisation. Les économies d’énergie et de demande sont des entrées distinctes; répartir une énergie annuelle sur les heures ne donne pas une réduction de demande coïncidente. Pour la production distribuée, le bénéfice électrique combine l’autoconsommation au tarif client et l’export au tarif de compensation. Avec fraction autoconsommée $c$ : $$B_{elec}=\sum_h S_h[cR_h+(1-c)C_h].$$ Économies de factures d’énergie, de demande et d’eau, bénéfices fixes participants, coûts différentiels d’équipement et d’exploitation, incitatifs, coûts évités et impacts sociaux forment des flux distincts. Les lecteurs de prévisions et leur expansion sur la durée déterminent leur calendrier; ne substituez pas un calendrier générique récurrent d’exploitation à la convention d’entrée caractérisée.

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Incitatifs

Une installation hors des dates du programme ne reçoit pas son incitatif. Les incitatifs de l’administrateur et des autres acteurs sont séparés, avec sous-ensembles participation et autres. Les scénarios et correspondances de programme déterminent les incitatifs applicables. La branche annuelle par kW ne fige pas simplement le produit de première année sur toutes les années suivantes.

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Coûts évités et impacts sociaux

Les coûts évités d’énergie électrique combinent économies, catégories sélectionnées et pourcentages applicables. Les effets au générateur intègrent la convention de pertes de ligne configurée. Les autres combustibles utilisent leurs valorisations propres. Les coûts évités de GES multiplient économies horaires, facteurs d’émission et valorisation carbone avant agrégation annuelle : $$B^{GHG}_{i,\ell}=\sum_h S_{i,h}EF_{i+\ell,h}AC^{GHG}_{i+\ell,h}.$$ Eau et impacts non énergétiques alimentent les flux configurés. Les noms de valorisation de la mesure, territoire, secteur, segment et scénario sélectionnent les coûts évités. Une série absente ne peut pas être remplacée par celle d’un autre territoire simplement parce que le combustible correspond.

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Tests de rentabilité configurables

DERP implémente PCT, JST, PACT, TRC et SCT. TBE_ce_inclusion contrôle les flux participants, système énergétique, société, administrateur et autres. TBE_net_or_gross contrôle séparément les bases des bénéfices et coûts d’équipement et de programme. Utilisez la matrice de l’étude plutôt qu’une définition universelle supposée. Pour un test $t$ avec taux $r_t$ et flux assemblés $B_{t,\ell},C_{t,\ell}$ : $$PV(B_t)=\sum_{\ell=0}^{L-1}\frac{B_{t,\ell}}{(1+r_t)^\ell},\qquad PV(C_t)=\sum_{\ell=0}^{L-1}\frac{C_{t,\ell}}{(1+r_t)^\ell}.$$ Avant actualisation, le tableau des coûts est borné à zéro élément par élément après soustraction des crédits d’incitatifs autorisés. Pour PCT, les bénéfices fixes participants sont ajoutés après la multiplication net/brut des autres bénéfices. Cet ordre influence les cas de coûts négatifs et de comptabilité nette. L’exposant de l’année d’installation vaut zéro. Le bénéfice net est $PV(B_t)-PV(C_t)$. Le ratio vaut $PV(B_t)/PV(C_t)$ si les coûts sont non nuls, l’infini positif si les bénéfices sont positifs et les coûts nuls, sinon zéro lorsque les coûts sont nuls. JST détermine le filtrage économique de DERP. PACT détermine le filtrage de répartition DR et peut servir à sa priorisation. Leurs résultats de filtrage peuvent différer.

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Ratio participant pour l’adoption

Le BCR d’adoption est dérivé du PCT publié. Soit $I$ les incitatifs actualisés, $K$ les coûts bruts d’équipement actualisés et $c_f$ le facteur de correction des incitatifs. Le code calcule $\rho=I/K$ si $K>0$, sinon zéro, puis $z=PCT(I+0.01)/(Kc_f)$ si $Kc_f>0$, sinon zéro. Le ratio ajusté vaut PCT lorsque $\rho\geq c_f$, sinon $z$. Pour le résidentiel, si les bénéfices sur la durée de vie sont non nuls, le code multiplie encore le ratio ajusté par les bénéfices actualisés des premières eul_adjustment_factor années divisés par les bénéfices actualisés sur la durée de vie. Le ratio non ajusté reste disponible pour les courbes qui contournent l’ajustement.

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Retour pour l’adoption

Le retour résidentiel utilise les coûts client de première année nets d’incitatifs et les économies de facture d’énergie, de demande et d’eau, avec taxes applicables. Le code traite explicitement les valeurs non positives, dont l’infini pour les mesures sans retour, une branche inverse si coûts et économies sont négatifs, puis un minimum d’un an. Pour le non-résidentiel, le code construit les flux client sur la durée de vie et résout le taux de rendement interne. Un IRR positif valide donne le temps de doublement du capital : $$P=\frac{\ln2}{\ln(1+IRR)}.$$ Un flux entièrement non négatif donne un; un flux entièrement non positif donne l’infini. Un IRR non positif donne l’infini. Le cas coûts/économies négatifs vérifie le flux cumulé et peut employer l’IRR des flux inversés avec $L-P_{inverse}$. Ces conventions d’adoption ne sont pas interchangeables avec un retour simple générique. L’adoption WTP borne l’argument de retour à 30 avant sa courbe exponentielle.

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Passage à l’échelle et programmes

Les bénéfices, coûts et incitatifs actualisés unitaires sont multipliés par les ventes de cohorte. Les ratios de programme sont recalculés après agrégation et ajout des coûts administratifs fixes et variables applicables. Les coûts variables suivent le combustible cible et la base d’économies configurés; l’énergie électrique et la demande nécessitent des facteurs de conversion différents. Le retour DR met à jour certains résultats de demande, participants, PACT et incitatifs. Il ne recalcule pas intégralement tous les tests DERP à partir de la courbe répartie.

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Integration optionnelle avec DR

DERP et DR peuvent fonctionner indépendamment. Le couplage transmet l’évolution des marchés de DERP à DR et retourne les impacts de demande calculés par DR aux rapports de potentiel.

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Frontière d’exécution

Le pipeline d’un scénario lance un processus DERP, un processus DR optionnel lorsque ses entrées sont fournies, puis un processus de rapport. En mode ordinaire, cet ordre est conservé dans chaque scénario; plusieurs pipelines de scénario peuvent être concurrents. Les études par lots de niveaux réseau utilisent tous les scénarios et rejettent la restriction à un seul scénario. Le processus DERP calcule le potentiel, prépare ses parties de rapport, conserve les mesures DR et crée le transfert. Le processus DR charge ses entrées et traite les enregistrements transférés. Le processus de rapport applique le retour avant d’assembler les résultats DR et hors DR. Sans étape DR, DERP conserve ses impacts caractérisés. DR autonome charge plutôt ses propres entrées et produit ses rapports sans exécution préalable du potentiel DERP.

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Correspondance et dénominateurs

Le transfert fait correspondre les valeurs normalisées de key, name, baseline, upgrade, unit, region, sector et segment. Un enregistrement sans correspondance est ignoré avec avertissement. Un nom d’affichage identique ne suffit pas. Le transfert comprend identité, cible de répartition, module, géographie, référence, usage, variantes de programme et impacts par année/scénario. Il transmet aussi applicabilité, propension, retrait, dérogations, incitatifs, inscription et correspondances de programme disponibles. L’extraction agrège le marché concerné entre références et résout les cibles réseau et variantes. Une économie électrique hors DR absente fait ignorer cette couche. Une mesure DR peut ne pas avoir d’économie de demande initiale, puisque DR la calcule. Multiplier le marché DR par les ventes annuelles DERP utiliserait un dénominateur erroné.

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Contrats de transfert

DERPToDRHandoff déclare actuellement la version de schéma 5, les chemins partagés et le répertoire des enregistrements sérialisés d’économies. Les impacts par année/scénario comprennent unités et économies horaires unitaires scalaires, vectorielles ou absentes. Il s’agit d’un contrat interne d’exécution, pas d’une API publique versionnée séparément. Le retour comprend placements par scénario/année/période, résultats économiques par mesure/année/scénario, données d’émission et unité de puissance. Les manifestes communiquent succès/échec, erreurs, sorties capturées et chemins de rapport. Un échec de processus n’est pas une étude valide à impact nul.

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Sélection de l’impact retourné

Pour chaque mesure/année/scénario normalisé, le service privilégie la période de pointe autonome désignée et le type de journée de pointe. Il utilise les effets indépendants unitaires et totaux de cette période. Sans cette désignation, il utilise les impacts effectifs des placements retenus avec avertissement. S’il reste plusieurs candidats, le code classe d’abord le statut de période de pointe, puis l’impact unitaire. Il sélectionne un enregistrement plutôt que d’additionner périodes, numéros d’appel et variantes de programme. Le service retire le facteur de pertes de ligne des valeurs internes MW avant conversion en kW client; un facteur absent ou non positif est remplacé par un : $$d^{customer}_{unit}=\max\left(0,\frac{1000d^{MW}_{unit}}{F_{loss}}\right),\qquad D^{customer}=\max\left(0,\frac{1000D^{MW}}{F_{loss}}\right).$$ Cela évite une deuxième application des pertes lors du rapport au générateur dans DERP. Les unités appelées et la propension accompagnent l’impact sélectionné.

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Retour financier

Les clés économiques peuvent être measure_key::program. Le service sélectionne le programme placé correspondant, la clé simple ou une variante unique non ambiguë. Une variante ambiguë sans correspondance est ignorée avec avertissement. En l’absence de PACT correspondant, les résultats DERP existants sont conservés. La réconciliation des incitatifs administrateur sépare la composante annuelle par kW de celle des inscrits. Selon la comptabilité de l’enregistrement sélectionné, avec économie de pointe client par unité $d^{customer}_{unit}$ en kW, incitatif $i_{kW}$, incitatif annuel par unité inscrite $I$, inscrits $N_e$ et appelés $N_c$ : $$I_{PA}=\max\left(0,(I-d^{customer}_{unit}i_{kW})N_e+(d^{customer}_{unit}i_{kW})N_c\right).$$ Le retour modifie demande, participants, propension, bénéfices/coûts PACT sélectionnés et incitatifs administrateur. Il ne recalcule pas tous les tests participant, juridictionnel, ressources et sociétal après répartition.

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Réconciliation d’une étude couplée

Vérifiez d’abord identités et sélecteurs de scénario, puis marché total, applicabilité, inscrits et appelés sur la même portée réseau/programme/année. Vérifiez si l’impact retourné provient de la période de pointe indépendante ou du repli sur l’effet du portefeuille. Réconciliez enfin bases client/générateur et kW/MW avant de comparer DERP aux placements DR.

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Implémentation

• Moteur de marchés et ventes
• Adoption et allocation des programmes
• Flux financiers et tests
• Pipeline de scénario
• Transfert vers DR
• Service de retour