shichangguancha.id,shichangguancha.ts,shichangguancha.title,shichangguancha.list_date,shichangguancha.content,shichangguancha.publishing,shichangguancha.source,shichangguancha.author,shichangguancha.date,shichangguancha.keywords,shichangguancha.image_id
41,"2017-09-18 04:44:07",对电力市场建设的思考,2015-12-30,"新一轮电力体制改革的核心是建设电力市场，已经下发的配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》也提出了电力市场的建设目标、主要任务、市场主体、市场运行等要求。但建设电力市场是一项复杂的系统工程，涉及的内容非常广泛，笔者就重点的几点问题谈谈看法。 一、初期从中长期交易起步，逐步发展现货交易等多种交易品种 由于电力商品交易的特殊性，为满足市场主体的交易需求，电力市场需要建立多样化的交易品种和交易类型。从理论上看有以下几种分类：按照交易周期可分为现货交易(日前和实时)和中长期交易(多年、年、月)。按照交易产品类型可分为电能交易、辅助服务交易、输电权交易、绿色证书交易、发电权交易等。按照交易标的性质可分为电力金融交易和电力物理交易等。中发9号文件提出，我国将“采取中长期交易为主、临时交易为补充的交易模式”。 笔者认为，从我国国情看，我国市场建设初期宜以中长期交易起步，随着市场成熟逐步开展现货交易，同时逐步完善金融交易等其他交易品种。一方面，我国发用电计划是逐步取消的，因此在市场与计划并存的过渡期首先探索中长期交易有利于市场的稳妥推进。另一方面，从美国加州ISO、得克萨斯州ERCOT现货市场等国际经验来看，开展现货交易需要在技术支撑、数据基础、标准规范、人才培养等各方面做好充分准备。尤其是我国正处于风电等可再生能源快速发展的时期，电力供求关系也正在发生变化，日前现货市场和实时平衡机制设计需要认真考虑保障清洁能源消纳、辅助服务补偿、市场主体利益调整等复杂因素。 二、选择符合国情的电力市场模式，综合借鉴国外的分散和集中模式 配套文件《关于推进电力市场建设的实施意见》里提到，电力市场主要分为分散式和集中式两种模式。其中，分散式是主要以中长期实物合同为基础，发用双方在日前阶段自行确定日发用电曲线，偏差电量通过日前、实时平衡交易进行调节的电力市场模式;集中式是主要以中长期差价合同管理市场风险，配合现货交易采用全电量集中竞价的电力市场模式。上述两种模式基本上涵盖了国外电力市场的主流模式，是两种不同的市场设计思路。 上述两种模式的选取首先是一个市场设计思路的问题，也可以认为是一个市场决策方式的选择问题。集中决策模式资源配置效率更高，但市场规则较为复杂、市场力监控难度大;分散决策模式市场流动性更好、市场规则简单，但对电网电源结构和市场主体的成熟度要求非常高。 笔者认为，我国不必硬搬国外的非此即彼的市场模式，可走中间道路。在市场建设初期，可采取部分电量保留计划，部分电量集中交易的模式。计划部分可以首先形成双边合同，随着现货市场的建立，可将其转换为差价合同并逐步实现全电量集中竞价。 三、重视市场与计划双轨制下的市场过渡，合理设计偏差电量平衡等机制 我国市场建设初期市场与计划并存，市场建设会涉及到各市场主体之间的公平问题，以及在计划逐步转向市场过程中如何平稳过渡的问题。其中，电量偏差处理和阻塞管理问题在市场运行过程中显得既重要又复杂，同时与计划模式不同，处理的结果将直接影响各市场主体的利益。 由于市场初期以中长期交易为主，在实时平衡市场和辅助服务市场尚未成熟的情况下，需要协商确定处理的规则或一定的机制，如同比例削减交易或按交易先后顺序削减等方式。同时，事先约定偏差电量执行的价格，避免发生纠纷。 四、超前考虑市场风险防范机制，确保市场平稳推进 由于我国市场机制、信用体系还不健全，电力市场建设运营过程中可能出现市场力、价格波动、安全运行等风险。其中，市场力容易引发哄抬电价、市场不能正常运行等问题，是首先需要防范的风险。 厂网分开后，我国发电市场竞争格局已初步形成。随着市场的发展，大部分省份市场结构较为合理，但少数省(市)存在发电企业寡头垄断(HHI指数大于 1800)，单一发电企业市场份额过大的情况。同时，由于我国电网仍比较薄弱，在输电阻塞的情况下，局部地区也可能面临市场垄断的风险。 笔者认为，可以采取以下措施防范市场力：一是在顶层设计时就构建合理的市场结构，在建设之初就对市场份额构成进行分析，以选择合理的市场主体准入条件。二是逐步扩大市场范围，加快全国电力市场建设，防止一家或几家发电企业因规模过大或合谋形成对发电市场的垄断。三是加强市场力监管，强化对市场成员行为的监管，同时报价设立最高限价并科学合理界定电价波动阈值，在超过一定范围时进行报警或紧急干预。 总之，本轮电力市场建设需要充分吸取历史上我国电力市场建设的教训，充分考虑经济发展、利益平衡等各种因素，尽快完善细化各项市场规则，由易到难，按照市场化方向持续推进。 (作者供职于国网能源研究院)",国际电力网,中国能源报,"杨素 郭磊",2015-12-30,"电力体制改革 电力交易 电力市场",{}
42,"2017-09-18 04:44:16","燃煤上网电价再下调 煤电联动方案或一季度出台？",2015-12-24,"继今年4月下调燃煤发电上网电价和工商业用电价格之后，国务院会议再次决定，从2016年1月1日起下调燃煤发电上网电价，全国平均每千瓦时降低约3分钱。有分析认为，在煤价持续下滑的背景下，这预示着煤电价格联动机制或迎来重大变革。 在大宗商品价格持续下滑的同时，煤价也不断走低。据21世纪经济报道，12月23日秦皇岛港口下水(通货水运输送到南方电厂)5800大卡动力煤价格在每吨410-420元左右，相比4月每吨下降了七八十元钱。按照煤电联动机制的要求，下降火电上网电价等顺理成章。 此前召开的中央经济工作会议也已提出，明年要帮助企业降低成本，降低电力价格，推进电价市场化改革，完善煤电价格联动机制。 中国煤电价格联动机制始于2004年年底。当时规定，以不少于6个月为一个煤电价格联动周期，若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便将相应调整电价。 今年4月，发改委将全国燃煤发电上网电价平均每千瓦时下调约2分钱，工商业用电价格平均每千瓦时下调约1.8分钱。全面推进工商业用电同价，江西、贵州和新疆实行商业用电和普通工业用电同价。这意味着煤电联动两年来的首次开启。 9月30日，中国电煤价格指数在发改委价格监测中心网站上正式发布。在卓创资讯煤炭分析师刘杰看来，中国电煤价格指数的发布，意味着今后电价的调整可以参照这一指数，从价格指数出发来判断成本，使煤电联动相对透明。 援引厦门大学能源经济创新中心主任林伯强称，完善煤电价格联动机制，是推进电价市场化改革的第一步。他表示： 估计煤电联动机制完善方案最快明年一季度就会出台，和成品油价格调整一样，煤电价格将按照固定的时间点、固定的公式进行调整。 拆东墙补西墙? 能源局的数据显示，1至11月，全国全社会用电量累计50493亿千瓦时，同比增长0.7%。其中，第二产业用电量36330亿千瓦时，约占全社会用电量的72%。 据估算，燃煤发电上网电价每千瓦时下调0.03元，今年1至11月，全国规模以上电厂的火电利润将损失1146.96亿元。与之相对应的是，第二产业用电成本将减少1089.9亿元。可以这样说，电价下调的最大受益者就是第二产业。 如果说下调电价能帮助工业企业在寒冬中取暖，那么对于发电企业来说，此举却是在从它们的兜里向外“掏钱”。 针对关于这是“拆东墙补西墙”做法的质疑，中国能源研究会副理事长周大地反驳称，国家对价格进行管理，目的之一就是希望价格能够反应市场成本和供需变化。 现在的实际情况是：第一，煤碳价格是近几年最低的状态，电厂的成本变化就比较明显;第二，现在电力供应相对比较富余，所以如果真正是市场状态，电价的适度下调也是一种市场的必然作用。所以从这个角度看，这次调整不能说是“拆了东墙补西墙”。 当然，对于很多企业而言，也不要认为这种成本下降会永远持续，因为现在煤矿的经营条件非常不好，大多数煤矿亏损，现在低价的煤碳是否能成一个长期的趋势，大家能否长期享受低价能源、用低价电，也要看市场的变化。 促进僵尸企业退出 昨日的国务院常务会议还指出，降低燃煤发电上网电价，同时设立工业企业结构调整专项资金，支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员等。 中国煤炭工业协会统计显示，今年前三季度，90家大型煤炭企业利润出现断崖式急降，由去年同期盈利450.2亿元变为亏损8.1亿元。 援引北京科技大学冶金学院教授许中波称，目前钢铁、水泥、煤炭等行业都过剩严重，这时很多亏损严重的企业需要尽快关闭，此时工业企业结构调整专项资金可以排上用场。 “关闭的企业，可以获得资金安置下岗职工，越晚关闭获得的奖励可以少一些，这可以加快产业结构调整。”许中波说。 此外，据发改委网站公布的信息，自2016年1月1日起实行陆上风电、光伏发电上网标杆电价随发展规模逐步降低的价格政策，适当降低新建陆上风电和光伏发电上网标杆电价。 根据工程造价降低情况和适当的项目资本金收益率水平，《通知》明确，对陆上风电项目上网标杆电价，2016年、2018年一类、二类、三类资源区分别降低2分钱、3分钱，四类资源区分别降低1分钱、2分钱。",国际电力网,华尔街见闻,,2015-12-24,"燃煤发电 上网电价 煤电联动",{}
43,"2017-09-18 04:44:22","国务院降企业成本 电价下调预计让利超1200亿元",2015-12-24,"此次下调电价是落实减轻企业负担、疏导煤电矛盾，国家还将设立工业企业结构调整专项资金，支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员，对高耗能行业继续实施差别、惩罚性阶梯电价，推动产业升级。 临近年末，电价下调终于成行。 12月23日，国务院常务会议消息称，2016年1月1日起正式下调燃煤发电上网电价，全国度电平均下调0.03元，降价金额重点用于同幅度降低一半工商业销售电价。 国务院还提出，降低电价还将支持燃煤电厂超低排放改造和可再生能源发展。这意味着工商销售电价将同比例降低，电厂环保改造和可再生能源或获得新的支持。 此次下调电价是落实减轻企业负担、疏导煤电矛盾，国家还将设立工业企业结构调整专项资金，支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员，对高耗能行业继续实施差别、惩罚性阶梯电价，推动产业升级。 降电价减轻企业负担或超1200亿 刚刚结束的中央经济工作会议提出，降低电价是企业降低成本的对策之一，“要降低电力价格，推进电价市场化改革，完善煤电价格联动机制。” 从2013年下半年起，全国共有3次上网电价下调。其中今年4月的电价下调明确与煤电价格联动机制有关，其余两次均与环保电价、可再生能源附加费相关。 按照截至11月底，今年全社会累计用电量50493亿千瓦时，而中电联报告预计今年全年全社会用电量约为5.64-5.75万亿千瓦时。如果参照今年的全社会用电量和火电量占总发电量比重约75%的比例简单计算，下调电价在一年的周期内将给企业减轻电费负担超过1200亿元。 湖南一家电厂的人士称，电价下调早在意料之中，按煤电联动机制，早就该下调电价，上网电价下调将侵蚀发电企业利润。 目前我国电力供应宽松，华北电力大学经济与管理学院教授袁家海曾表示，以煤电为主的火电项目大跃进式的增长，将在“十三五”期间造成超过2亿千瓦的装机过剩和7千亿元的投资成本浪费。 我国电力供应以火电为主，电价下调可以减轻企业负担，增强经济发展动力。以上网电价下调0.03元/千瓦时计算，全社会月均用电成本将减少超过100亿元，一般工商企业负担将减轻。用电量占比超过70%的第二产业也将从电价下调中获益。 不过，作为用电大户的高耗能产业依然在限制之列，此前华北电力大学曾鸣教授谈及电改，也担心电价市场化或招致高耗能产业回潮。记者注意到，国务院会议提出，国家将设立工业企业结构调整专项资金，支持地方在淘汰煤炭、钢铁行业落后产能中安置下岗失业人员，对高耗能行业继续实施差别、惩罚性阶梯电价，推动产业升级。 电价机制将进一步完善 煤价还在跌跌不休，同期因煤炭价格下跌，发电企业日子在今年已经有所好转。前三季度，41家火电和热电上市公司共实现净利润603亿元，同比增长16%。电气设备和电力行业业绩增速在国有企业中也处于领先地位。 新一轮电改6个配套文件也提出，将建立市场化形成电价的机制。虽然如此，但煤电占到全国电力装机的很大比例，也对电力企业利润有较大比重。中电联数据显示，截止到今年11月底，我国火电装机规模达到9.6亿千瓦，占同期电力总装机规模14.1亿千瓦的68%。燃煤电厂电价调整对电厂利润会产生一定程度的短期影响，但国家配合完善电价调整机制将有利于电厂的长远发展。 煤电联动政策始于2004年年底。当时国家规定,以不少于6个月为一个煤电价格联动周期,若周期内平均煤价较前一个周期变化幅度达到或超过5%，便相应调整电价。2012年12月,国务院发布《关于深化电煤市场化改革的指导意见》完善煤电联动机制,在电煤价格波动幅度超过5%时，以年度为周期，相应调整上网电价。 国家发改委价格司许昆林司长在11月初的一次发布会上已经对外给出了电价调整的预期。他当时表示，按照煤电联动机制，以年为单位、达到预设条件后执行煤电联动。他解释说今年4月上网电价下调是执行去年煤电联动，今年以来煤炭价格持续下跌，给煤电联动留出了空间，将在条件成熟后按照程序调整电价。 中央经济工作会议也提出，推进电价市场化改革，完善煤电联动机制。这与今年3月份发布的《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》所提出的“有序推进电价改革，理顺电价形成机制”有着同样的政策取向。所谓理顺电价形成机制，就是要使电力市场在配置电力资源中起决定性作用，就是要由电力市场来决定电价。华北电力大学曾鸣教授分析，电价市场化，关键是要处理好交叉补贴，以及承担普遍服务成本。 按照一般的说法，燃煤电厂60%的成本都用于采购燃料，即煤炭。原能源部政策法规司朱成章就认为，电价能不能降主要取决于能源价格，如果煤炭价持续疲软，中国要用非化石能源电力来替代煤电，电价上行将在所难免。 国家发改委价格司司长许昆林此前曾就煤电联动机制的完善透露，煤电联动机制将在启动时点、调价依据等方面进行完善。发改委已推出电煤价格指数，采价点覆盖了全国30个省份。",国际电力网,一财网,,2015-12-24,"电价下调 阶梯电价 电力价格",{}
44,"2017-09-18 04:44:24","美国电改案例分析 电改催化电力服务后市场",2015-12-19,"电改过程:发输分离、配售放开。德州的电改过程基本可以概括为五步,一是发电以及输电资产的分离,在发电端引入竞争机制;二是输电端采取特许收入法,收取通道费替代赚取电力差价;三是在发电端与电网端之间建立电力的批发市场;四是售电端放开,制定众多优惠政策培育新的售电商;五是搭建电力市场的“淘宝”,根据客户需求开发差异化的电力套餐。 发电端:发输分开,构建电力批发市场。授权计划实体QSE是美国电力交易的核心,发电商向QSE上报发电量、价格,零售商也向QSE上报用电量、价格,QSE代表发电商、售电商进入批发市场竞价、交易、结算。零售电商在竞争性售电区域向用户售卖电力,通过QSE在批发市场买电,通过TDSP(输配服务提供商)输送电力,为终端用户提供电力服务。 用电端:多元用电服务,搭建类“淘宝”电力交易平台。电改过程中德州出台一系列政策扶持新的售电企业参与竞争,而各个零售商根据用户用电偏好开发众多电力产品,提升服务效率,在此基础上可提供运维、节能等全方位的能耗管理方案。同时PUC开发了类似“淘宝”的PowerToChoose电力交易平台,连接售电商及工商业、居民用户,用户输入所在地邮编,进行产品比较之后可以直接购买。 电改成效:降成本,提效率,峰谷价差拉大。德州电力批发市场有超过1000个活跃实体,售电市场近200余个零售电商上千个电力“产品”,75%的负荷处于竞争性售电市场。目前德州各个输配服务商区域内的最低年度合约电价比售电侧开放之前要低20%左右,如果考虑通货膨胀,这一数字要达到30%以上;同时竞争性电价还原“电力”商品属性,电价峰谷价差拉大,催化更多的电力服务需求以及用电侧管理商业模式。 国内电改政策密集出台,开启电力服务新业态。以9号文为核心,放开发电及售电端,以深圳为首延伸至7大省份。参照海外电力改革历史及国内实际情况,电改将重塑电力工业体系,竞争性电价催化更多用能服务需求,原三产公司垄断的大工业客户也将有更多的选择权。电改之后将产生众多的服务业态以及与之相关的商业模式,包括简单的售电服务赚取电价差,提供电、气、热综合能源服务,用电/节电设备销售企业,为电力系统提供电力需求响应、调峰调谷的辅助服务公司,专业化供电设备运维与管理提供商,电力及相关数据资产管理及挖掘服务,节电/节能服务提供商以及从电力相关业务延伸到金融、医疗等的全方位服务提供商。 投资策略:中国有近300万家高耗能工商业企业,为售电企业未来最佳客户,目前众多公司通过提供用电数据、运维等粘住客户,之后通过提供节能服务、售电以及其他附加值实现变现。重点关注能源互联网龙头企业积成电子;精准卡位电气智能化,利用电改契机创新商业模式的智光电气;主业稳成长,积极拥抱电改的中恒电气;具有较强互联网思维,商业模式清晰的新联电子以及积累大数据,转型综合能源管理解决方案提供商的安科瑞。",国际电力网,,,2015-12-19,"德州电力 中恒电气 售电企业",{}
45,"2017-09-18 04:44:34",电力体制改革激发市场活力,2015-12-05,"经过十年的等待，十年的期待，十年理论和实践的准备，电力体制改革在更坚实的基础和更高的起点上，在全社会的期待和瞩目中，整装待发。 党的十八大以来，我国经济体制改革为电力体制改革创造了良好的经济和政策环境。今年年初9号文的发布，标志着新一轮电力体制改革的启动。新一轮电改的核心思想是坚持社会主义市场经济改革方向，主要任务是加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，目标是形成主要由市场决定能源价格的市场机制。最近出台的6个配套文件从市场机制、价格机制、平台建设、改革的过渡和衔接等不同维度进行了整体设计。在当前我国经济发展阶段，电力体制改革对促进电力行业发展，推动结构调整和产业升级尤为重要。 一、电力的商品属性是根本属性 十年来，我们对市场经济的认识，对电力商品属性的认识，对电力市场机制的认识更加充分而深刻。 一直以来，我们根深蒂固地认为，电力是特殊的商品。这种认识本身是正确的，电力商品与普通商品相比，具有即发即用、难以储存、系统稳定运行要求高等物理特性。但是，实践中往往只关注电力的特殊物理特性，却忽略了电力的商品属性。我们用了很长的时间认识到，电力的商品属性是其根本属性。 在我国市场经济快速发展的今天，我们有淘宝、支付宝，可以在手机上方便地订机票、酒店、购物，但是电力的生产、销售和消费基本没有体现其商品属性。对消费者来说，电力商品没有交易的市场，没有多种可选的个性化服务和灵活的价格机制，没有多样化的市场品牌。对电力生产者来说，生产多少、在哪里生产、产品的价格都不由生产者决定。现行电力生产和消费的这种模式，难以实现通过市场机制配置资源，不能适应我国的市场经济环境，不能适应经济发展的要求。新一轮电力体制改革的重要目标之一，就是还原电力商品的根本属性，通过市场的无形之手配置资源，激发市场活力。 二、公平开放输配电网络是电力市场的基础 输配电网络的公平开放是电力体制改革实施的重要前置条件，也是改革的难点之一。 输配电网络的公平开放包括市场成员公平使用网络通道和合理确定网络通道收费标准两个方面。本次配套文件的首个文件就是输配电价改革的实施意见，从输配电环节入手，公平开放输配电网。政府按照“准许成本加合理收益的原则”，核定输配电成本和价格。 输配电网络的功能是不同的，有长距离输电为主的网络，也有就地配电为主的网络，有共用网络、专项服务网络。用户对网络资源的使用，主要体现在电压等级、距离、供电方式等方面。理论上，输配电价格应根据对网络资源使用的不同而差异化地确定。简化起见，根据不同电压等级制定输配电价格在当前是比较可行的选择。 三、售电市场改革增强电力用户活力 新一轮电改将改革的目光投向了电力用户。电力用户在电力产业链中处于末端，体量小，分散度大，数量众多，对社会经济影响重大，是电力商品的最终使用者和价值实现的最终环节。建立售电市场，将使得终端用户直接参与整个社会的资源优化配置和能源消费总量控制。 加油优惠季 每升优惠4毛钱原油投资-15最佳暴利投机不懂交易?去原油模拟交易原油行情分析软件实时更新通过售电市场改革，打破单一销售和单一购买的格局，赋予用户购电选择权，将使用户自主决定电能交易的对象、数量、质量、时间和用电方式，实现售电侧的竞争。要赋予所有用户选择权，用户就要有可供选择的买电对象。售电公司是连接批发市场和用户的平台和纽带，应根据不同用户电能需求、电力分布、持续时间、安全等级等，提供差异化的服务。售电公司的数量必须满足竞争的需要。应限制单个售电公司的市场份额，避免单个市场主体份额过大产生市场力，影响市场的公平竞争。 售电市场改革为电力系统的经济运行、提高效率开拓了新领域。以往，我们对发电侧的优化运行开展了大量理论研究和实践探索，但是用户侧的优化潜力挖掘不够。售电市场改革建立了灵活的用电价格机制，鼓励用户响应电力市场的供需变化并参与调整，促进电力用户科学用能、节约用能，将使用户以更小的用电成本获得更大的效益，同时降低单位能源用量的排放水平，实现全社会节能减排。 四、售电市场改革离不开批发市场的建设 售电市场不能离开批发市场独立存在。电力批发市场是为发电企业、售电公司、大用户、园区用户等市场成员服务的竞争性市场平台。零售市场是售电公司直接向最终用户售电的竞争市场。售电公司在批发市场中是购电主体，在零售市场中是售电主体。 电力批发市场建设是一项系统工程。市场机制应公平开放，包括通道开放，交易信息完备、有效，交易公平，维护市场成员合法权益，消除市场壁垒;市场结构合理，交易区域划分和协调运行等方面要清晰、明确、顺畅;市场流程规范严谨，交易的各个环节的运行应该以计算机系统完成，尽量减少人为干预;市场运作在技术层面和经济层面稳定高效可靠。 新一轮电力体制改革的整体设计还包括批发市场运营机制、平台建设、可再生能源消纳等方面。相对独立的交易机构保持与市场参与者的业务和经济利益的独立，通过市场管理委员会等组织和机构，确保所有市场成员参与市场管理和决策，交易平台和市场环境将更加公平、透明。电网企业承担社会保障服务，承担按照国家核定价格提供保底售电服务的职能。培育多样化的售电商。同时，通过制度安排保障社会民生和可再生能源全额消纳。 五、认识和防范市场风险 电力市场建设中，应考虑到可能的市场风险。首先，要防止市场成员的市场力过大，控制甚至垄断市场。在发电和售电环节，都要设定反垄断的措施，限定市场成员的份额。对超过市场规定限额的市场成员，应强制拆分或出售相应资产。其次，是市场成员履约和信用风险。在合同执行、结算等环节如何保障市场成员的合法利益。第三，是发展的风险。电力市场投资大，建设周期长，如果缺少相应的容量机制，将带来投资的不确定性。发展的风险虽然在短时间内可能不会显现，但在一段时间后会集中表现。 电力体制改革涉及面广，不可能一蹴而就。电力市场建设是循序渐进的过程，也是不断自我修正的过程。国际上电力市场的建设很多是在十年以上，到现在仍然还在既定的设计框架中不断完善。因此，要求市场建设过程具有自我完善和修复的能力。同时，在经济、技术等方面，电力市场建设将对我国的经济发展和社会生活产生深远的影响。随着互联网、大数据等技术与电力市场的结合，将出现分布式供电、智能微电网、智能小区等，用户将有可能享受到全面细致的供电、供热、供汽、供冷、供气、节能服务、能源优化使用等全方位的综合能源服务。 电力体制改革和市场建设已经启动。买电上团购网站?买电使用手机APP?买电前看看大众点评谁家便宜又好?一切似乎陌生又好像近在眼前。这是市场的能量，这就是改革激发的市场动力和活力。虽然市场建设会面临各种困难和风险，但是，我们坚信市场化的方向不会改变，市场配置资源、提高效率的目标不会改变，建设科学高效的电力市场体系的决心不会改变。",国际电力网,国家电投集团公司,,2015-12-05,"电力市场 智能电网 电改",{}
46,"2017-09-18 04:44:42","习主席巴黎承诺 将会影响电力市场",2015-12-04,"当地时间11月30日，习近平出席气候变化巴黎大会开幕式，这是中国最高领导人首次出席联合国气候变化大会，充分体现了中国作为负责任大国对全球应对气候变化问题的诚意与担当。 习近平在讲话中重申了应对气候变化国家自主贡献文件确定的目标，即“将于2030年左右使二氧化碳排放达到峰值并争取尽早实现，2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%-65%，非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右，森林蓄积量比2005年增加45亿立方米左右。 在讲话中，习近平宣布中国将于明年启动在发展中国家开展10个低碳示范区，100个减缓和适应气候变化项目及1000个应对气候变化培训名额的合作项目。这也是继中国在今年9月宣布出资200亿元人民币建立“中国气候变化南南合作基金”之后，作出的又一重大承诺。 当前，在世界能源格局深度调整和能源革命的背景下，我国如何破解能源转型难题?习近平主席重申，中国将使2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%-65%，非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右。建设低碳能源体系，到2020年，风电装机达到2亿千瓦，光伏装机达到1亿千瓦左右，地热能利用规模达到5000万吨标准煤。推动低碳生活方式，2020年城镇新建建筑中绿色建筑占比达到50%，大中城市公交出行分担比率达到30%，支持购买小排量汽车、节能汽车和新能源车辆。 无疑，电力行业是推动能源转型的关键环节。据测算，80%以上的非化石能源需要转换为电能才能实现便捷使用。由于电力市场建设没有完全到位，影响可再生能源利用率，这需要推动电力市场化改革，保障可再生能源有规模、有效益，实现可持续发展。 另外，十三五规划提出，推进能源革命，加快能源技术创新，建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系。这为我国能源转型发展明确了方向。 能源体系去碳化的一个关键组成部分是基础设施低碳化。据统计，全球能源供应的75%以上来自燃烧煤炭、石油、天然气，化石燃料主导的世界能源体系的重置成本约为10万亿美元。 就发电而言，只需将能源来源从化石燃料改变为可再生能源，电网、电缆等输电设施虽然也需要改变管理方式。现在，全球可再生能源发电的“起飞期”已经开始并将快速推进，其中，太阳能发电和风力发电是进步最快的。2009—2014年间，全球太阳能发电和风力发电产能年均增速分别为50%和18%。结合电动汽车、更高效的LED照明、地热供暖等技术，可再生能源发电可大幅减少碳排放，使我们更快实现碳中和。",国际电力网,北极星配售电网,李兆清,2015-12-04,"电力市场 电力行业 可再生能源",{}
47,"2017-09-18 04:44:45","国电集团：发用电计划有序放开 电力市场化改革逐步推进",2015-12-04,"根据《中共中央 国务院关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发〔2015〕9号)，新一轮电力体制改革将加快构建有效竞争的市场结构和市场体系，形成主要由市场决定能源价格的机制。有序放开发用电计划是深化电力体制改革的重要内容，对推进电力市场化改革具有重要意义。 一、放开发用电计划是推进电力市场化改革的前提条件 我国现行的政府制定发用电计划，对电能实行统一分配是计划经济时代的产物，改革开放初期，在解决我国电力短缺和保障电网稳定方面发挥了积极作用。随着电力工业的发展，政府制定发用电计划已经不能适应电力市场化改革的需要。 推进电力市场化改革，就是要还原能源的商品属性，构建有效竞争的市场结构和市场体系，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用。在传统的政府制定发用电计划模式下，电力是特殊商品，电量由政府参照“三公”原则进行分配，电厂发电多少主要取决于政府的计划，没有其他可参与的市场。 只有放开传统的发用电计划，才能为发电量直接交易等市场化交易提供可能，才能促使电力企业和电力用户真正参与到电力市场交易中来，进而有效推进电力市场化改革，更好发挥市场优化电力资源配置的作用，提高全社会的用电效率。 二、建立优先发用电制度是电力市场化改革平稳有序进行的重要保障 发用电计划不可能在短时间内全部放开，需要一个循序渐进的过程。电改配套文件《关于有序放开用电计划的实施意见》(以下简称《意见》)，对于如何有序推进发用电计划改革进行了明确，通过“两个制度”，即建立优先购电和优先发电制度，对特殊的发电企业和用户实行有限度的保护，实现电力电量平衡从计划向市场平稳过渡，进而推进电力市场建设。 (一)建立优先用电制度，有利于保障民生，确保社会生产生活有序用电。电力关系国计民生，保障公益性行业用电是平稳放开发电计划的基础。《意见》明确，一产用电、三产中的重要公用事业公益性服务行业用电，以及居民生活用电获得优先用电保障。政府通过建立优先购电制度，保留这部分发用电计划，并执行政府定价，是保障基本公共服务供给的“兜底”政策，能够确保居民、农业、重要公用事业和公益服务等行业以及部分无议价能力用户有电可用，并维持合理的价格，切实保障民生。 为保障优先购电的实施，优先购电的电力电量由所有公用发电机组共同承担，这部分电量不参与市场交易，电价执行政府定价，以确保公益性电力需求。同时，需要加强对需求侧以及有序用电的管理。实施有序用电，有利于提升电力应急保障能力，应对重大自然灾害和突发事件，保障电力供需平衡和生产生活秩序。 (二)建立优先发电制度，有利于清洁能源消纳，进一步促进节能减排。9号文指出，要确保可再生能源发电依照规划保障性收购。现阶段，我国可再生能源发电，特别是风电成本高，存在不稳定、不可控性，市场竞争能力差，若推向市场竞争，不利于清洁能源的消纳。《意见》明确建立优先发电制度，主要是秉承绿色低碳、节能优先的原则，从保障清洁能源多发满发、电网安全以及保障民生方面，确定了可以由政府安排全部或部分发电量计划的发电类型。其中，分布式发电全额收购;风电、太阳能、生物质、余热余压余气发电按照资源条件全额安排发电;水电按照资源条件、历史均值、综合利用要求优先安排发电;火电中除超低排放机组和采暖期的供热机组外，其他机组未列入优先发电保障范围。 从优先发电的范围可以看出，新电改将会刺激风电、太阳能等清洁能源发电，提高清洁能源发电比重，优化调整我国电力装机结构;同时，保障民生的热电联产机组将受益。优先发电制度对于减少煤炭消耗和污染物排放，加快形成资源节约型、环境友好型社会具有重要意义。 为保障优先发电的实施，政府在编制年度发电计划时，应为符合优先发电类型的机组留足发电空间。同时，电网企业需要做好电力电量平衡工作，火电企业也要通过技术改造，根据电网调峰调频的需要，提高调峰灵活性，确保电力系统安全稳定。在能源资源丰富地区、清洁能源装机比重较大地区，组织实施替代，实现优先发电可交易，由水电、风电替代火电发电量，能够最大限度消纳清洁能源，促进节能减排，也是保障清洁可再生能源优先发电的可行性措施。云南省实施清洁能源交易、四川省实施水火电置换，在合理利用资源方面均有借鉴意义。 三、积极开展直接交易是构建竞争性电力市场的有效途径 现阶段，直接交易是开展电力市场交易的主要形式。开展直接交易是推进电力市场化交易机制建设的可行路径，有利于构建有效竞争的市场格局，促进合理市场交易机制的形成，有序推进电力市场建设。现阶段，在不影响电力系统安全、供需平衡和保障优先购电、优先发电的前提下，有序稳妥地扩大直接交易规模，逐步将发电计划向市场转变，能够还原电能的商品属性，实现市场化，促进建立完善的电力市场体系。同时，随着逐步放开发用电计划，直接交易规模的不断扩大，跨省跨区送电逐步过渡到中长期交易，能够有效促使更多的发电企业和电力用户参与到市场交易中来，享受电力体制改革带来的红利。 《意见》对直接交易的用户准入范围、发电准入范围、交易方式和期限、交易价格等方面做了明确规定，有利于直接交易的有序推进。在市场准入方面，《意见》明确了参与直接交易的主体，扩大了准入范围。参与交易的主体更加多样化，有利于形成多买多卖的市场竞争格局，能够增强市场机制调节供需关系和形成合理价格的能力，有益于促进用户根据市场供需合理调节生产、优化用电、提高能效，促进市场优化资源配置的有效实现。 发电侧允许火电、水电参与，鼓励核电、风电、太阳能发电等参与。明确超低排放火电机组优先参与，对不符合国家政策、污染物排放不达标的企业不能参与，这不仅可以督促发电企业挖掘自身潜能，降低生产成本，提高竞争能力，而且能够淘汰落后产能，提升火电高效清洁发展水平。 在交易期限方面，鼓励建立相对稳定的中长期交易机制。《意见》规定，发电企业、售电企业和用户可以自愿参与直接交易。一旦参与，不得随意退出。允许部分或全部转让合同。这些规定有利于维护交易双方的利益，降低参与方的违约、信用风险。 在交易价格方面，通过自愿协商、市场竞价等方式自主确定上网电价。在目前火电机组利用小时逐年下滑的情况下，直接交易将导致上网电价竞争加剧,发电侧水电及大容量、高能效、低排放火电将受益，工业用户生产成本也将降低。 新一轮电力体制改革将进入全面试点、有序推进的新阶段。电力系统的安全稳定运行是推进电力改革的基础，要做好优先用电和优先发电量之间的有效衔接，安排好发用电平衡;同时，也要关注水电大省火电企业的生存问题，研究出台相关补偿政策和机制，确保火电企业安全稳定运营;要通过立法等手段建立健全发用电市场信用体系，依法保护发电、用电企业的合法利益，保障电力系统安全运行和电力可靠供应，为实现电力市场化改革的目标打下坚实基础。",国际电力网,发改委,,2015-12-04,"国电集团 电力改革 电力市场",{}
48,"2017-09-18 04:44:50","售电侧放开 售电公司起步资产为2000万",2015-11-30,"11月30日，电改6个配套文件之一《关于售电侧改革的实施意见》正式发布。 售电侧改革贯彻电改思想，将“向社会资本开放售电业务，多途径培育售电侧市场竞争主体。”通过逐步放开售电业务，进一步引入竞争，完善电力市场运行机制，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，鼓励越来越多的市场主体参与售电市场。 按照实施意见，电网企业、售0电公司和用户都是售电侧市场主体。电网企业承担其供电营业区保底供电服务，在保障电网安全和不影响其他用户正常供电的前提下，可通过市场参与竞争性售电业务。电网企业按规定向交易主体收取输配电费用，代国家收取政府性基金;按照交易中心出具的结算依据，承担市场主体的电费结算责任，保障交易电费资金安全。 售电公司分三类，第一类是电网企业的售电公司。第二类是社会资本投资增量配电网，拥有配电网运营权的售电公司。第三类是独立的售电公司，不拥有配电网运营权，不承担保底供电服务。 发电公司及其他社会资本均可投资成立售电公司。拥有分布式电源的用户，供水、供气、供热等公共服务行业，节能服务公司等均可从事市场化售电业务。 符合市场准入条件的电力用户，可以直接与发电公司交易，也可以自主选择与售电公司交易，或选择不参与市场交易。 售电公司的准入需要具备4个条件，首先是进行工商注册，其次根据资产总额对应相对售电量，资产总额在2000万到1亿元的，可从事年售电量不超过6至30亿千瓦时售电业务，资产总额在1亿至2亿元的，年售电量不超过30亿至60亿千万时，资产总额2亿元以上，售电量不受限制，拥有配电网经营权的售电公司其注册资本不低于其总资产的20%。 实施意见还提出，售电公司需要拥有与申请的售电规模和业务范围相适应的设备、经营场所以及专职人员。拥有配电网经营权的售电公司还应取得电力业务许可证。 用户类售电侧主体需要符合国家的产业政策，并具备相应条件。 符合准入条件的市场主体应向省级政府或由省级政府授权的部门申请，并提交相关资料。省级政府或由省级政府授权的部门通过政府网站等媒体将市场主体是否满足准入条件的信息及相关资料向社会公示。 省级政府或由省级政府授权的部门将公示期满无异议的市场主体纳入年度公布的市场主体目录，并实行动态管理。列入目录的市场主体可在组织交易的交易机构注册，获准参与交易。在新的交易机构组建前，市场主体可先行在省级政府或由省级政府授权的部门登记。 电力具体交易通过市场进行，市场交易包括批发和零售交易。在交易机构注册的发电公司、 售电公司、用户等市场主体可以自主双边交易，也可以通过交易中心集中交易。拥有分布式电源或微网的用户可以委托售电公司代理购售电业务。有关交易方式另行制定。",国际电力网,新浪财经,,2015-11-30,"电网企业 售电公司 配电网",{}
49,"2017-09-18 04:45:00",售电市场争夺：电网企业该如何操作？,2015-10-27,"导读： 十八届三中全会明确提出了要“网运分开”，对于电力行业来说，“网”自然指的是电网。电网由于其物理特性属于自然垄断的范畴，但目前由电网来承担的电力销售环节，其实并不属于必须自然垄断的一部分，可以作为改革电网的一个突破点。 十八届三中全会明确提出了要“网运分开”，对于电力行业来说，“网”自然指的是电网。电网由于其物理特性属于自然垄断的范畴，但目前由电网来承担的电力销售环节，其实并不属于必须自然垄断的一部分，可以作为改革电网的一个突破点。 个人认为，售电侧改革可以考虑引入民间资本，成立混合所有制的省市级受托公司直至发展成为国家级受托公司，初期受供电公司委托从事10KV以下业务，条件成熟时候可逐步涉足110千伏以下配电维护及售电业务，而国网和南网逐步退出110KV中低压配电维护及售电业务，专注于110千伏乃至特高压以上电网骨干架构的建设，逐步退出售电侧。在具体实施中，可从最基本的低压台区业务受托开始，逐步扩展到10千伏承包经营乃至更高级别的直接售电业务，不宜操之过急。 当前大力推广实施的供电所业务委托工作，将供电所有关业务，委托低压业务于受托公司，转变供电所管理模式，是供电公司业务组织方式的有益探索，是企业管理创新的重要内容和具体体现。本文就受托公司组建及发展前景谈几点想法。 受托公司的角色定位 为适应售电业务发展，各省地市政府及供电公司层面应严格遵守国家政策法规，按照尊重历史、立足现实、适应发展的原则，立足供电所现有人员结构和业务分工实际，成立地市受托公司，以代抄代维、承包甚至趸售等形式，负责10千伏乃至于110KV以下电网运维检修、营销服务等业务。该公司是独立的法人，自负盈亏，和地市供电公司是一种乙方和甲方的经济契约关系。 受托公司的产生与当前三集五大改革形势和供电企业的基层现状相适应，低压集抄建设的全覆盖以及电费社会化代收的迅速推进，在客观上为供电企业业务委托提供了可能。 受托公司当前主要负责10千伏以下电费回收及网络运行维护、改造;380伏业扩报装，农村供电监督、用电安全宣传和管理，以及优质服务等。未来的受托公司发展方向应该是吸收民间资本、引进社会人才、完善分配机制，逐步建立和完善现代企业制度;立足低压供电市场，由代收代维逐步过渡到承包、租赁甚至趸售等经营方式，逐步延伸业务由10千伏至35千伏、110千伏，不断创新经营模式、拓展业务范围和提升服务质量，最终实现向售电集团公司的转型。 受托公司的资本构成 为了符合管理需要、最大程度上切合当前实际，受托公司可在地市公司层面组建，各县市在地市受托公司成立并运作后，以各原县市的农电服务公司(比如某地区的三新农电公司)等为基础进行改造，设立受托公司县市分部。 省市级受托公司可以考虑由供电公司、政府、民间资本共同出资组建，也可吸收其他地区的受托公司参股，形成股权多元化。比如甲市受托公司A由政府出资相对控股，同时邀请乙市的受托公司B和丙市的受托公司C参股，共同组建甲市的受托公司。同理乙、丙也可以此法组建本地受托公司。在发展到一定的阶段，可以考虑逐步吸收社会法人资本，以壮大资本实力。 通过这种受托公司的组建，国网和南网能逐渐将经营的触角从中低压经营地区撤回，释放大批人财物资源，也能逐步减少直至停止对低压电网的投入，集中资金建设中高压、特高压电网，同时能有效地吸收社会资本参加低压电网建设和经营。从经济层面讲，大大缓解了国家电力建设资金的不足，使得国家能用较少的国有或集体资本控制更多的电力资产，同时进一步推动了中低压电力市场的投资主体多元化、经营模式多元化、利益分配多元化、竞争格局多元化的实现，客观上也拓展了民间资本的投资渠道。 另外地市公司出面组建受托公司，也打破了以往各县市三新公司中农电员工人身地域所属和资产产权所属关系复杂所带来的各种弊端，组建受托公司县市分部后原农电员工不再持有受托公司股份，和该公司只是简单的劳动关系，该公司因股权多元化、层级高、跨地域的特点，避免了原来三新公司和各县市供电公司关联性太强的弊端。并且成立全市范围的受托公司有以下优点： 一是能整合全市范围的原来各农电服务公司全部资源，增强受托公司的整体实力，一定时候能引导社会法人入股逐步实现受托公司“电”色彩的淡化，使得公司逐步实现产权社会化、业务社会化、管理社会化，条件成熟时还可以进一步横向联合发展成为跨地市区域经营的受托公司集团。 二是股权多元化和跨地域经营有利于实质上理顺原农电工和各县市供电公司理不断、剪还乱的关系，从业务上、经济关系上、从属关系上逐步淡化直至断绝二者的关系。 三是从体制上预留受托公司产权范围进一步扩大的出口。从体制上来讲，产权多元化的初始体制必将为将来的产权扩大化预留了出口，并由此带来管理、业务上的社会化，吸引更多的管理人才和投资者加入。 受托公司的组建关键 各地政府和市供电公司应按照制定受托公司组建实施方案、注册组建受托公司、签订业务委托协议、明确委托业务范围及监督管理方式、选聘受托公司管理人员等步骤着手组建受托公司。 一是要依法进行注册登记 省政府、省公司要组织地市供电企业按照实施方案要求明确出资方式和注册资金规模，依法合规组建地市级受托公司。受托公司作为独立法人，要符合《公司法》有关规定，具备工商营业执照、企业组织代码证、税务登记证和电力工程承装(修、试)资质，切实做到“依法注册、自主经营、自负盈亏”。要制定相应管理办法，加强公司印章、财务专用章和法定代表人个人名章的日常管理。 二是要建立完善各项制度 受托公司要建立健全各项公司管理制度、工作流程和工作标准，各项内部管理制度、标准、流程应履行企业内部制定程序，确认后发布实施。同时，各地市供电公司也要根据实际修订供电企业供电所或者中心供电服务区核心业务的管理标准和工作流程，建立健全委托业务的监督管理和考核评价办法。 三是要加强劳动合同管理 各地市供电公司要加强农电工管理，做好充分的思想动员，解除农电员工的顾虑，动员农电员工和受托公司重新签订用工劳动合同。要向农电员工们宣讲受托公司模式目的是为了适应国家电网改革，理顺农电用工管理关系，提高农电工劳动待遇，完善农电工权益保障机制，拓展农电工职业生涯成才通道，兼顾农电工期望及和谐社会发展方向的，而不是为了抛弃农电工。只有做好了思想动员，才能让农电工理解受托公司组建的真正目的和意义。",国际电力网,能源评论,,2015-10-27,"售电市场 电网企业 供电公司",{}
50,"2017-09-18 04:45:04",电力消费发展空间仍然很大,2015-10-27,"10月26日消息，10月25日开幕的首届中国电力教育论坛上，资深电力专家，中国电力企业联合会技能鉴定与教育培训中心主任薛静在发言中表示，虽然今年前9个月的电力工业运行数据有些指标有所下滑，但是电力消费的发展空间仍然很大。 薛静认为，目前影响电力消费的因素主要有两方面。一方面是电能替代比重加大，成为促进因素。另一方面是抑制因素，比如，经济转型带来的高耗能产业耗电量比重的下降，以及全社会节能压力导致年度电力消费增幅回落达到3%-5%的区间。 但她认为，从多年来能源统计数据分析，电力强度的最高峰一般会滞后于能源强度的最高峰，从目前情况看，电力消费的发展空间仍然不小。中国已经进入油气替换和新能源同步进行的发展阶段。“十三五”以及未来趋势首先就是电能替代，新能源和分布式能源获得优先发展权。到2020年，预计中国的人均用电量将达到5200千瓦时，随着经济社会的现代化进程，中国人均用电量有望达到8000千瓦时左右。 但电力体制改革对行业带来的挑战仍然不可小觑。“十二五”即将收官，而“十二五”期间全国火电新增装机占全部新增装机的比重仍然达到52%。薛静表示，随着能源革命和电力市场化改革的深入，未来有个别火电企业倒闭将不会是耸人听闻的消息。 此次中国电力教育论坛以“新电改、新机遇、新思路”为主题，结合当前电力发展与改革的新形势，对行业企业人力资源开发建设、职前教育、职后培训以及行业规范化职业认证工作现状、面临的挑战与机遇、前景与展望等相关主题内容进行了交流与探讨。 论坛期间，部分电网企业、输配电技能实训基地、培训中心、高等院校等共同发起成立中国电力教育协会输配电专业委员会(筹)，旨在加快输配电专业技能鉴定与教育培训的理论与实践研究，加快输配电领域专项技能人才队伍的建设，建立输配电高技能人才培训体系，适应电力工业生产发展的需要。 论坛主办方表示，随着新一轮电力体制改革的全面推进，配网建设的大规模发展，行业要加快人才优先发展战略，因此搭建输配电领域职工教育培训工作平台尤为重要。 此次论坛有来自国内23个省、市、自治区180名各大专院校、行业培训机构和电力行业教育培训专家参加。 论坛同时设“中国电力教育输配电分论坛”、“浙江电力教育分论坛”和“配网不停电作业分论坛”三个分论坛。",国际电力网,新浪财经,,2015-10-27,"电力企业 电力消费 电网企业",{}
51,"2017-09-18 04:45:08",全球柔性电池市场2020年或达6.17亿美元,2015-10-27,"根据MarketsandMarkets发布的关于2020年全球柔性电池市场预测研究报告显示，到2020年，全球柔性电池市场预计将达6.17亿美元，2015到2020年期间，以53.68%的复合年增长率增长。 各企业纷纷开发新技术和具有成本效益的解决方案以应对新的市场趋势，如产品设备需要具有可移植性、灵活性，可自动化和连接性。终端用户可用柔性电池产品取代传统电池。 薄膜锂离子电池的优点是具有灵活性、重量轻、可卷制、可折叠，无能量耗损、易于处理。因此制造商们更倾向于使用薄膜锂离子电池。 可根据技术、充电率、应用和地理区域对柔性电池市场进行划分。预测期内，包装行业有望引领市场，2014年占据30%的市场份额。在2015到2020内，市场有望出现47.91%的复合增长率。同样地，2015至2020年内，由于电子产品市场需要不断上涨，柔性电池市场相应会出现77.58%的复合增长率。 同时，报告中指出了柔性电池市场相关的推动因素、限制因素、机遇和挑战。推动因素就包括产品不断趋于小型化;限制因素包括高额资本投入和缺乏适当标准;可穿戴电子产品和电子设备预计都将为柔性电池市场带来新的市场机遇;材料不可用是市场增长的一大挑战。 根据市场划分来看，北美、欧洲、亚太地区中，2014年北美占35%的最大市场份额，在2015至2020年期间，北美柔性电池市场有望出现51.97%的复合年增长率。主要柔性电池厂商包括：Samsung、LG、意法半导体公司(荷兰)、火箭电气有限公司(韩国)、蓝星技术公司(美国)、Enfucell Oy(芬兰)、丰江电池新技术有限公司(中国)、Paper Battery(美国)、BrightVolt(美国)、Ultralife(美国)等。",国际电力网,,,2015-10-27,"电池市场 柔性电池",{}
52,"2017-09-18 04:45:16",我国今后16年发电总量将稳居世界首位,2015-10-27,"编者：吴敬儒先生，资深电力专家，研究领域广泛，涉及电力工业发展、电力体制改革、电力规划、水电及新能源建设、核电等诸多领域，具有很高的学术影响力。 本报告主要研究新常态发展阶段的电力工业发展问题及建议。 发展水平预测 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距。 改革开放以来我国社会经济发展取得了举世瞩目的伟大成就，2014年国内生产总值增长7.4%，达到636463亿元(约10.36万亿美元)居世界第二位;发电量55459亿千瓦时，发电装机容量13.6亿千瓦，均居世界首位。我国人口多，人均水平不高，国内生产总值人均仅7574美元，仍低于世界人均水平;发电量人均4057千瓦时，稍高于世界人均水平(约3300千瓦时)，仍属于发展中国家，处于社会主义发展初级阶段，发展潜力巨大，道路正确，实现两个百年目标任重道远，需继续快速发展。 据我国经济研究机构及专家研究，为全面实现小康目标，2015～2020年均GDP增速约需6.6%左右。2021~2031年后10年增速将放缓至5%左右，人均GDP进入发达国家初期水平。 发电量增速由经济增速和综合反映经济结构调整、节电力度等因素的电力弹性系数来决定。在单位产量耗电大的重工业快速发展阶段电力弹性系数大于1。在经济结构调整单位产值用电较少的三产及部分二产产品比重增大阶段，电力弹性系数在0.6～0.82左右。近3年电力弹性系数为0.71。我国今后发展趋势三产及单位产值耗电少的高精尖产业将快速发展，比重增大，因此我国近期电力弹性系数可能在0.7左右，以后还将逐步降低。 综合以上情况分析，我们按2015～2020年GDP年均增长7%、电力弹性系数0.7，2021～2030年GDP年均增长5%左右、电力弹性系数0.5，预测2015～2030年发电量水平如表1。 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距，为实现第二个百年目标达到发达国家水平迈出了重要一步。从发电总量水平看，今后16年我国将超过美国、欧盟较多，稳居世界首位。从人均用电水平看，仅为美国一半，经合组织国家(OECD)综合平均水平的70%左右，日本的75%左右，差距仍较大(如表2)，需继续快速发展。 2020年发电量7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，可满足实现全面小康用电需求;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，缩小了和发达国家用电水平的差距。 发电电源构成预测 电源结构优化，风电、光伏、水电、核电将是今后能源发展的重点，非化石能源发电比重增大。 为保护环境实现可持续发展，我国提出了非化石能源比重在2020年达15%，2030年达20%的目标。因此必须优化电源结构，优先大力加快可再生能源电源和提高核电发展比重使其在2020年占30%以上，2030年占40%以上。在大力加快非化石能源发电发展方针指引下，风电、光伏、水电、核电将是今后能源发展的重点，非化石能源发电比重增大。 经结合我国实际情况初步分析研究测算，2015～2030年发电量及发电装机容量构成情况如图1、图2。 各种电源发展概况如下：一、水电。2014年常规水电装机2.8亿千瓦，发电量10661亿千瓦时，在建规模不足3000万千瓦。水电技术可开发容量5.42亿千瓦，未开发水电资源主要集中在四川、云南、西藏，是今后发展的重点。预测常规水电2020年装机3.6亿千瓦，电量1.26万亿千瓦时;2030年装机4.5亿千瓦，电量1.59万亿千瓦时，占16.8%。技术可开发容量除雅鲁藏布江外均得到较好开发利用。 应大力加快建设抽水蓄能电站，2014年抽水蓄能电站装机2183万千瓦，在建规模2114万千瓦，预测2020年装机容量5000万千瓦，2030年1.1亿千瓦，容量占比提高到3.8%。 二、风电。2014年并网风电装机容量9581万千瓦，发电量1563亿千瓦时，发展态势良好。我国风电资源丰富，陆上可开发容量25.7亿千瓦，海上1.9亿千瓦，开发条件好，建设快，投资省，陆上风电成本已接近煤电上网电价，2020年可降至同价，是加快可再生电源发展的重点。预测2020年风电装机将达到2.5亿千瓦，发电量5000亿千瓦时，2030年5亿千瓦，发电量1万亿千瓦时，占10.6%。 我国陆上风电资源分布集中在北方，与用电中心地区不一致，因此加快风电发展必须采取在内蒙古、甘肃、新疆规划建设特大型风电基地向京津冀鲁、华东、华中电网送电和在各地积极开发利用当地风电并举的方针，今后将以开发蒙、甘、新风电向外送电为主，2030年将占全国风电50%左右，为此建议像三峡工程电源电网同步协调规划建设那样来规划建设北方大型风电基地及北电南送电网规划建设工作。 风电是随机间歇性不稳定电源，需和其他调节性能好的电源协调配合运行，才能保证供电质量及电网运行稳定安全。抽水蓄能电站是目前最优的蓄能调节电源，最好建在发端，无建站条件时也可建在受端，数量约在风电综合供电出力的20%～30%左右，应按实际需要研究确定。 海上风电靠近用电中心地区，发电小时高，电网消纳方便，建设难度大、投资贵、发电成本高，除潮间带外一般约为陆上风电一倍左右。应因地制宜积极有序开发利用。 三、光伏发电。在国家政策鼓励下光伏发电近来发展很快，2014年并网光伏发电容量2652万千瓦，发电量237亿千瓦时，当年新增1063万千瓦，电量147亿千瓦时，实现了跨越式发展。预测2020年将达1亿千瓦，2030年3亿千瓦。由于我国人多地少，经济发达地区人口稠密，适宜发展以阳光屋顶为主的分布式光伏发电，是今后发展重点，占比将达60%～70%左右，这在德国占80%以上。西部地区具有建设大型光伏发电基地向外送电的条件，因电能质量差、成本高，经济上竞争力差，如何发展有待深入研究确定。 由于科技创新进步很快，光伏发电造价和成本下降很快。目前每千瓦投资约7000～10000元，上网电价0.8～1元/千瓦时，仍高于火电，需靠补贴支持是制约光伏发电发展的主要因素。国家要求2020年光伏上网电价降至与销售电价同价。 发电成本高，阳光建筑屋顶落实困难，西部地区大型光伏基地向外输电经济性差，随机间歇性电能质量差，是制约光伏发电发展的四大因素，必须认真研究，大力攻关，创新改革，妥善解决。 光热发电电能质量较好，但设备复杂，造价和成本较光伏发电高一倍多，市场竞争力差，我国已建成6座总容量1.39万千瓦实验性电站，核准10座容量40.36万千瓦，需继续进行研究实验，掌握技术，少量发展。 四、核电。我国2014年核电运行机组22台，装机容量1988万千瓦，发电量1262亿千瓦时，占2.3%;在建核电26台，容量2590万千瓦。预测2020年核电容量约5300万～5800万千瓦左右，发电量约3600亿～4000亿千瓦时;2030年装机容量13000万千瓦，发电量约9300亿千瓦时。今后我国核电发展将全部采用第三代核电技术，自主研发的“华龙一号”、CAP-1400和引进技术的AP-1000、EPR-150设备，“华龙一号”将是今后发展重点。 “华龙一号”目前已定点福清、防城港两个项目4台机组，步子太小，应抓紧再核准一批项目;及时开工三门、海阳、昌江等二期工程;争取今年新开工规模1500万～2000万千瓦左右，争取在2020年投产500万～1000万千瓦左右。荣城CAP-1400项目在AP-1000投产成功后建设。内陆核电可在有效防止发生重大核泄漏事故时不扩散核污染，确保环境清洁安全条件下有序安排建设。需研究解决在沿海软基地区建设核电的可行性问题。 鉴于核电建厂条件高，涉及面广，选址定点前期工作周期长、落实难，要加强核电中长期发展规划工作，确定2030年前建设项目地址和机型，并定期根据新情况进行修改调整。已选定厂址要很好保护。 我国核燃料循环体系，前端相对完善，后端严重滞后，已不能满足核电快速发展的需要，要加强后端产业规划、科技研究和设施建设工作。 继续加强核电科研开发工作，需尽快全部掌握第三代核电核心技术和设备制造能力，并积极开展第四代核电堆型的研发工作，加快快中子增值堆(简称快堆)研究和三明80万千瓦商业性示范快堆的科研试制建设工作，争取及早建成，加强核聚变科研工作等，使我国核电科技处于世界先进水平。 五、煤电。近期以来由于可再生能源发电、核电及天然气发电等清洁电源加快发展、煤电占比逐年下降，2014年我国煤电装机容量82524万千瓦，发电量39075亿千瓦时，占70.4%。煤电成本低，供电安全可靠，资源立足国内仍为发电电源构成主体。在发展清洁电源的同时，仍需科学合理发展一部分清洁煤电，预测煤电发电量2020年约46010亿千瓦时，装机容量10.44亿千瓦，2030年发电量47570亿千瓦时，装机容量11.86亿千瓦，煤电发电量将在2025年前后达到峰值，以后逐年减少。 要着力抓好煤炭清洁发电工作。(一)新建煤电一律做到污染物近零排放，并对现有电厂加快改造;(二)2030年供电煤耗降到300克/千瓦时以下，加强700摄氏度高超超临界发电设备研制，大力推广热电联产;(三)加强对温室气体捕集、贮存、利用技术研究工作，建设试点示范工程，掌握技术、经验。 为帮助解决风电、太阳能等随机不稳定电源出力变化时对电网供电质量的影响，要研究加大煤电机组调节能力。煤电利用小时数将进一步降低，煤电装机容量的增速将大于电量增速。 为改善环境，我国东部地区已限制或减少煤电发展，今后煤电发展重点将在煤炭资源丰富的中西部地区。 六、天然气发电。2014年天然气发电装机容量5567万千瓦，发电量1183亿千瓦时，占2.13%。与2012年世界天然气发电量51040亿千瓦时，占22%比较，差距很大，这是我国天然气供应条件决定的。天然气发电有效率高、调节性能好、污染少、温室气体排放量较煤电少60%，可在用电中心地区建设，发展热电冷联产分布式电源等优势。但发电成本高，目前约0.8元/千瓦时左右，较煤电贵一倍，这是制约发展的主要因素之一;过去天然气长期供应量不足，只能少量用于发电，也影响了发展。我国今后天然气供应量增加很快，2020年将达3500亿～4000亿立方米，2030年达5000亿～6000亿立方米，在优先满足民用、工业、交通用气后可用于发电数量大量增加，为天然气发电快速发展创造了有利条件，今后发展快慢将取决于气价及气电上网电价。最近制定的气电价格可较煤电高0.35元/千瓦时，费用由各省自行解决的政策，将有利于气电发展。 为改善环境质量，气电将在电价承受能力高的东部地区有较快发展，并替代部分现有煤电;中西部地区在气价低的地区发展，气电比重将逐年提高。初步预测2020年气电装机将达1亿千瓦，发电量3500亿千瓦时，用气约700亿立方米;2030年气电装机约1.8亿千瓦，发电量6300亿千瓦时，占比提高到6.7%，用气约1260亿立方米。 七、其他能源发电。主要包括生物能、垃圾、余热余压、地热、海洋能发电等，2014年发电装机容量共2954万千瓦，发电量1436亿千瓦时，占2.9%，其中余热余压发电约占一半以上，生物能占15%左右，垃圾发电占13%左右。在用能多的大工业增速放缓后，余热余压发电增量减少;我国地少人多，生物能发电只能因地制宜少量发展;垃圾、地热发电将继续根据资源供应情况发展，数量不多，因此今后其他非化石能源发电增速将放缓，按降至2%左右预测，2020年发电装机约3330万千瓦，发电量1650亿千瓦时，2030年装机4100万千瓦，发电量2000亿千瓦时。 电网发展情况预测 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。 2030年电网规模将再增大40%～50%。 随着用电增加，六大电网将进一步扩大。 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。 2030年电网规模将再增大40%～50%。全国联网进一步加强。华北、华东、华中、东北将逐步形成1000千伏特高压交流网架，西北750千伏电网进一步加强，南方电网特高压超高压交直流网架增强。各级电压电网相应配套协调发展，电网智能化水平提高。 我国可再生能源资源分布与经济发达地区不一致，呈逆向分布。随着水电、风电、太阳能发电的加快发展利用、大型发电基地的建设，电网必须统一规划，同步配套协调建设，才能充分发挥作用，电网发展必须加强。 在开发川、滇、藏大型水电基地时必须规划建设四川、藏东南至华中电网，云南、藏东南至南方电网西电东送的交直流输变电工程。加快开发利用内蒙古、甘肃、新疆三省区21.3亿千瓦风能资源，建设大型风电基地向华北、华东、华中电网供电必须建设内蒙古至京津冀鲁、内蒙古至华东电网，甘肃新疆至华中电网的北电南送三大输电通道，输送风电经济可用容量2020年约4000万千瓦(风电装机8000万千瓦)，电量1600亿千瓦时;2030年1.2亿千瓦(风电装机2.4亿千瓦)，电量4800亿千瓦时。这是利用北方丰富风电向东、中部缺能地区输送风电、增加清洁能源供应减少污染的宏伟工程。在北方煤炭矿区建设的几个大型清洁煤发电基地也要建设几项特高压交直流输电工程向华东、华中电网供电。特高压交直流电网将有巨大发展。跨区送电能力增强，全国联网水平提高。 要研究风电、光伏等随机间歇性不稳定电源比重增大后，提高电网消纳能力及保障安全经济稳定运行问题，提出各类电源的优化组合和协调配合运行措施，提高安全经济供电水平，发挥智能电网作用。 2020年华北电网装机容量将超过4亿千瓦，华东、华中、南方电网约3亿～4亿千瓦，西北电网超过2亿千瓦，东北电网约1.5亿千瓦。2030年电网规模将再增大40%～50%。 电力科学发展的建议 一、我国经济进入新常态发展阶段，电力工业也相应进入新常态发展时期，将以中高速较快发展，结构改善、污染减少、质量提高。 应采取有力措施推动2020年发电量达到7.4万亿千瓦时，人均5210千瓦时/年，发电装机容量约20亿千瓦，非化石能源发电量2.44万亿千瓦时，占比提高到33%;2030年发电量9.47万亿千瓦时，人均6530千瓦时/年，非化石能源发电量4.08万亿千瓦时，占比进一步提高到43.1%，发电装机容量29亿千瓦。为实现两个百年目标，改善环境质量，推进绿色可持续发展创造良好条件。 二、大力加快可再生能源发展，优化电源结构，必须狠抓落实，认真解决发展中存在的薄弱环节及难点问题。 (一)水电。要抓紧审定怒江流域水电开发规划并确定第一批开发项目，目前水电在建规模不足3000万千瓦，已严重影响今后发展，为实现2020年常规水电达35000万～36000万千瓦目标及今后发展需要，今年必须新开工一批项目，使建设规模达7000万～8000万千瓦左右。主要项目有白鹤滩、乌东德、双江口、杨房沟、苏洼龙等。2014年在建抽水蓄能电站17座、容量2114万千瓦，不仅满足配合风电、太阳能发电、核电快速发展需要，还需在华北、华东、南方电网新开工一批项目，增加规模1000万千瓦左右。 (二)风电。风电已是我国第三大发电电源，电价已接近煤电，开发技术成熟，已具备大发展条件。但陆上资源82%集中在内蒙古、甘肃、新疆，经济发达地区不多，在蒙、甘、新规划建设大型风电基地及同步规划建设北电南送三大通道向京津冀鲁、华东、华中电网送电是加速风电发展，增加发达地区绿色可再生能源供应，改善环境的战略性重要措施。又可促进各地经济发展，增加就业。目前对此认识不足，重视不够，缺乏全面规划，已安排几个特高压交直流输电项目，以输送煤电为主，风电仅为陪衬，数量很少。为此建议对蒙、甘、新21亿千瓦容量4.6万亿千瓦时电能(相当于50多个三峡电站)风电资源，做好全面发展规划及分期分批开发建设规划，和相应配套电力系统全面及分期分批发展建设规划。首先要着重搞好“十三五”及2030年发展规划，确定风电开发总体布局，各大型风电基地建设地点及规模、建设年限，供电地区和特高压交直流输电工程两端落点，输电方式、容量、距离等，经核准后分别组织实施。同时规划建设配套的抽水蓄能电站、火电项目、辅助工程等。以确保电网供电质量、安全稳定运行。 (三)太阳能发电。主要发展光伏发电，并以分布式阳光屋顶为主，比重应占60%～70%，狠抓落实是关键。将任务及政策措施落实到省，建立分省负责制，负责编制光伏规划，协调各方关系，制定对新老建筑建设光伏发电的政策，新建筑一般必须配套规划、建设光伏发电，任务明确到各地项目，加强督促检查，补贴费用及时到位，增强投资积极性。大力加强科研攻关工作，降低光伏发电成本是加快光伏发电发展的最重要措施。确保2020年降至销售电价水平，以后再进一步降至电网平均上网电价。 三、安全高效发展核电 当前主要问题是：(一)“华龙一号”定型较晚较少。(二)在建规模太少，不能满足2020年投产5800万千瓦需要，并严重影响今后发展，急需新开工一批项目，扩大建设规模。建议今年在福建、广西、广东、浙江、江苏、山东、辽宁择优新开工一批采用“华龙一号”及第三代核电技术的机组项目，续建三门、海阳、昌江二期工程，增加建设规模约1500万～2000万千瓦，争取2020年前投产500万～1000万千瓦。专家认为“华龙一号”技术成熟，批量推广风险不大。同时又可拉动我国经济发展，扩大出口，提高核电技术水平。 加强核电中长期规划工作，把2030年投产及建设项目落实到省。 四、加强电力规划工作 (一)加强调查研究，编好“十三五”及2030年全国、六大网及各省电力规划，着重搞好电源优化配置，加快非化石能源发展，电源电网统筹协调发展问题，狠抓落实。克服目前存在的电源、电网规划建设不配套，对非化石能源发电发展重视不够，规划目标不落实等问题。 (二)加强以输送风电为主、煤电为辅的北电南送三大通道重大专项综合规划工作。 (三)加强四川、云南、藏东南水电西电东送重大专项综合规划工作。 (四)加强对各大发电公司发电规划和两大电网公司电网规划指导和协调工作，搞好智能电网发展规划。 (五)加强重大项目科技创新攻关规划，抓好雅鲁藏布江干支流开发规划及输电规划和重大问题研究工作等。(庄来佑、张建贤、孙家康、高有典、王建生、何百磊参与研究)",国际电力网,中电新闻网,,2015-10-27,"电力改革 光伏发电 华北电网","{
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53,"2017-09-18 04:45:19","两网退出售电侧 网运分开策略之“一石击三鸟”",2015-10-26,"十八届三中全会明确提出了要“网运分开”，对于电力行业来说，“网”自然指的是电网。电网由于其物理特性属于自然垄断的范畴，但目前由电网来承担的电力销售环节，其实并不属于必须自然垄断的一部分，可以作为改革电网的一个突破点。 个人认为，售电侧改革可以考虑引入民间资本，成立混合所有制的省市级受托公司直至发展成为国家级受托公司，初期受供电公司委托从事10KV以下业务，条件成熟时候可逐步涉足110千伏以下配电维护及售电业务，而国网和南网逐步退出110KV中低压配电维护及售电业务，专注于110千伏乃至特高压以上电网骨干架构的建设，逐步退出售电侧。在具体实施中，可从最基本的低压台区业务受托开始，逐步扩展到10千伏承包经营乃至更高级别的直接售电业务，不宜操之过急。 当前大力推广实施的供电所业务委托工作，将供电所有关业务，委托低压业务于受托公司，转变供电所管理模式，是供电公司业务组织方式的有益探索，是企业管理创新的重要内容和具体体现。本文就受托公司组建及发展前景谈几点想法。 关于售电牌照的辩论：有还是没有 受托公司的角色定位 为适应售电业务发展，各省地市政府及供电公司层面应严格遵守国家政策法规，按照尊重历史、立足现实、适应发展的原则，立足供电所现有人员结构和业务分工实际，成立地市受托公司，以代抄代维、承包甚至趸售等形式，负责10千伏乃至于110KV以下电网运维检修、营销服务等业务。该公司是独立的法人，自负盈亏，和地市供电公司是一种乙方和甲方的经济契约关系。 受托公司的产生与当前三集五大改革形势和供电企业的基层现状相适应，低压集抄建设的全覆盖以及电费社会化代收的迅速推进，在客观上为供电企业业务委托提供了可能。 受托公司当前主要负责10千伏以下电费回收及网络运行维护、改造;380伏业扩报装，农村供电监督、用电安全宣传和管理，以及优质服务等。未来的受托公司发展方向应该是吸收民间资本、引进社会人才、完善分配机制，逐步建立和完善现代企业制度;立足低压供电市场，由代收代维逐步过渡到承包、租赁甚至趸售等经营方式，逐步延伸业务由10千伏至35千伏、110千伏，不断创新经营模式、拓展业务范围和提升服务质量，最终实现向售电集团公司的转型。 受托公司的资本构成 为了符合管理需要、最大程度上切合当前实际，受托公司可在地市公司层面组建，各县市在地市受托公司成立并运作后，以各原县市的农电服务公司等为基础进行改造，设立受托公司县市分部。 省市级受托公司可以考虑由供电公司、政府、民间资本共同出资组建，也可吸收其他地区的受托公司参股，形成股权多元化。比如甲市受托公司A由政府出资相对控股，同时邀请乙市的受托公司B和丙市的受托公司C参股，共同组建甲市的受托公司。同理乙、丙也可以此法组建本地受托公司。在发展到一定的阶段，可以考虑逐步吸收社会法人资本，以壮大资本实力。 通过这种受托公司的组建，国网和南网能逐渐将经营的触角从中低压经营地区撤回，释放大批人财物资源，也能逐步减少直至停止对低压电网的投入，集中资金建设中高压、特高压电网，同时能有效地吸收社会资本参加低压电网建设和经营。从经济层面讲，大大缓解了国家电力建设资金的不足，使得国家能用较少的国有或集体资本控制更多的电力资产，同时进一步推动了中低压电力市场的投资主体多元化、经营模式多元化、利益分配多元化、竞争格局多元化的实现，客观上也拓展了民间资本的投资渠道。 另外地市公司出面组建受托公司，也打破了以往各县市三新公司中农电员工人身地域所属和资产产权所属关系复杂所带来的各种弊端，组建受托公司县市分部后原农电员工不再持有受托公司股份，和该公司只是简单的劳动关系，该公司因股权多元化、层级高、跨地域的特点，避免了原来三新公司和各县市供电公司关联性太强的弊端。并且成立全市范围的受托公司有以下优点： 一是能整合全市范围的原来各农电服务公司全部资源，增强受托公司的整体实力，一定时候能引导社会法人入股逐步实现受托公司“电”色彩的淡化，使得公司逐步实现产权社会化、业务社会化、管理社会化，条件成熟时还可以进一步横向联合发展成为跨地市区域经营的受托公司集团。 二是股权多元化和跨地域经营有利于实质上理顺原农电工和各县市供电公司理不断、剪还乱的关系，从业务上、经济关系上、从属关系上逐步淡化直至断绝二者的关系。 三是从体制上预留受托公司产权范围进一步扩大的出口。从体制上来讲，产权多元化的初始体制必将为将来的产权扩大化预留了出口，并由此带来管理、业务上的社会化，吸引更多的管理人才和投资者加入。 受托公司的组建关键 各地政府和市供电公司应按照制定受托公司组建实施方案、注册组建受托公司、签订业务委托协议、明确委托业务范围及监督管理方式、选聘受托公司管理人员等步骤着手组建受托公司。 一是要依法进行注册登记 省政府、省公司要组织地市供电企业按照实施方案要求明确出资方式和注册资金规模，依法合规组建地市级受托公司。受托公司作为独立法人，要符合《公司法》有关规定，具备工商营业执照、企业组织代码证、税务登记证和电力工程承装资质，切实做到“依法注册、自主经营、自负盈亏”。要制定相应管理办法，加强公司印章、财务专用章和法定代表人个人名章的日常管理。 二是要建立完善各项制度 受托公司要建立健全各项公司管理制度、工作流程和工作标准，各项内部管理制度、标准、流程应履行企业内部制定程序，确认后发布实施。同时，各地市供电公司也要根据实际修订供电企业供电所或者中心供电服务区核心业务的管理标准和工作流程，建立健全委托业务的监督管理和考核评价办法。 三是要加强劳动合同管理 各地市供电公司要加强农电工管理，做好充分的思想动员，解除农电员工的顾虑，动员农电员工和受托公司重新签订用工劳动合同。要向农电员工们宣讲受托公司模式目的是为了适应国家电网改革，理顺农电用工管理关系，提高农电工劳动待遇，完善农电工权益保障机制，拓展农电工职业生涯成才通道，兼顾农电工期望及和谐社会发展方向的，而不是为了抛弃农电工。只有做好了思想动员，才能让农电工理解受托公司组建的真正目的和意义。 在签订合同上要注重以下几点：要严格界定用工范围，主要吸收原农电工群体，认真核查农电员工年龄、工龄、政治面貌、学历等关键信息，确保基础信息准确无误。要制定统一的受托公司用工劳动合同文本，合同文本必须符合《劳动法》、《劳动合同法》等相关法律法规要求，涉及劳动者工作内容、工作条件、劳动报酬等要齐全。农电员工和原县市农电服务公司劳动合同解除时涉及补偿问题的应依法处理，确保原有劳动关系彻底解除。农电员工劳动合同的重新签订过程必须依法合规，对于涉及职工切身利益的劳动报酬、休息休假、劳动安全卫生、保险福利、职工培训等重大事项，地市受托公司要召开职代会，研究表决有关方案和意见，确保信息透明、程序严谨、操作规范，切实做到公开、公平、公正。要根据《社会保险法》要求，结合本地实际，明确职工基本社会保险办理种类和标准，研究制定员工福利标准，多维度建立薪酬绩效考核增长机制。 四是合理设置组织机构 公司应该根据《公司法》设立股东会、董事会和监事会，本部可根据各地实际情况，一般可以考虑设置总经理兼职党群书记、运维安保副总、营销服务副总，下设综合事务部、人事财务部、运维安保部、营销服务部，各部各设主任一名，专责若干。综合事务部负责公司内外联络协调、公文、接待、合同签订、维稳、党群等综合事务，人事财务部负责人事及财务管理、合同价格谈判等，运维安保部负责公司的维护业务开展、安全监管、合同价格谈判等，营销服务部负责公司的营销业务及优质服务、合同价格谈判。 本部领导及关键岗位管理人员初期可以采用从供电公司借用的形式借调部分懂管理、懂经营的主业正式员工，其他岗位可以考虑从现有优秀农电工中选拔，在公司各项管理逐渐走上正轨后，供电企业正式员工应该逐步退出。根据业务需求量的大小，公司在各县市设置相应的业务分部，也可以跨区域设置业务中心，更多的考虑经济成本而不是以行政区域划分。允许不同受托公司或其不同分部对同一区域开展竞标代维，也允许原农电员工自行决定加入不同的受托公司或其不同分部。受托公司在工商注册时经营地域可申报全省乃至全国，为将来发展留有空间和余地。各县市业务部下设班组，开展相应生产、营销、服务等业务，在代抄代维及承包阶段依托供电所牌子对外开展受托业务，趸售阶段则以自己的名义开展各项业务，自行承担法律及经济责任。 受托公司的经营运作 根据当前及未来可能开展的业务，受托公司的发展形式可分为劳务提供、承包经营、趸售经营等几个阶段。 第一阶段：劳务提供阶段 在受托公司初建阶段，更多的只能开展劳务提供业务，即供电公司将原来供电所承担的一切生产维护、营销服务工作以打包的方式通过约定合同委托给受托公司，通过业务委托合同明确权利义务、约定委托业务的具体范围、数量、质量目标、合同价款预算标准、结算程序，并且为任务的完成设立诸多考核小项目分值。供电公司在各地设立供电所或者中心供电服务区，负责对该区域的受托公司县市分部工作情况进行考核，对未完成的任务扣除相应分值，扣减应该支付的农网维护费。这种模式其实在中国移动、中国联通的基站代维中早就实现，且运作相当成功。 在这个阶段，受托公司总体上说还只是简单的劳务输出单位，除了380伏业扩报装收入和380伏以下用户产权侧有偿服务收入外，基本没有自己独立的利润空间，也没有自己独立的经营区域，创收能力及创收途径很有限。在此阶段，供电公司和受托公司之间还只是业务上的合同关系，并不涉及中低压电网资产权属关系，只能是一个发展的低级阶段，时间应该为五到十年左右，是一个人财物积聚和现代企业制度建立完善的时期。 受托公司要建立业务闭环管理制度，加强工作计划管理，严格按照供电企业对专业工作的要求开展相关业务。受托公司运营过程中接受供电企业和供电所对委托业务的专业指导、监督，在评价考核后按委托合同约定结算委托费用。 在这个阶段，公司的业务范畴是10千伏及以下电网的代维和少量的电费代收工作。在当前集中抄表和电费社会化代收程度比较高的情况下，补漏抄表、电费代收工作量较小，主要是少数因各种原因批扣不成功用户的上门或者停电催存电费。代维工作主要是合同中规定的设备单元的维护，比如台区变压器及附件、10千伏及以下线路、中低压线路电杆等。 在合同中应该明确代维工作内容和要求，代维设备单元数量及类型应该制作成代维设备实施确认书，在代维执行期内，对代维区域内新增设备应该纳入日常巡检范围内。代维考核结果与合同付款、代维费用核算和结算、年度准入资格等相挂钩。在代收代维合同中，双方应就安全责任划分问题作出明确规定，受托公司应确保整个代维过程中的人身、财产安全，遵守环保及职业健康安全的管理规定，避免对环境健康安全造成影响，对其发生的一切自身、供电公司或用户人身、财产安全责任事故，承担全部法律和经济责任，供电公司不承担任何由此而产生的法律和经济责任。对代维人员因违反有关安全操作维护规范造成重大安全事故，供电公司应及时中止代维工作，并要求其进行整改，不能达到整改要求的，应解除代维协议，并取消受托公司两年内在当地承担代维工作的资格。 供电企业要认真履行监督管理职责，切实尊重受托公司独立法人地位，加强工作指导，但不得直接参与受托公司管理工作;要建立健全委托业务质量评价标准和办法，不断完善业务委托协议细则，就委托业务范围、工作标准、关键指标、费用核定、运营监管、安全责任、违约事项等方面进行详细规定;严格按照统一制定的供电企业监督管理标准、工作流程充分发挥供电所的实时评价作用，依法合规对委托业务进行有力管控，确保工作质量、服务水平不断提高。 供电公司制定具体的代收代维管理考核办法，对受托公司实施的代收代维工作进行半年考核和年度考核，双方应根据每期实际代维工作量签定当期代维费用结算表，并签字盖章。供电公司应向受托公司提供各种设备、线路等的相关资料，并负责向受托公司交接设备的现状及维护工作，在交接期间协调受托公司与地方的关系，以便维护工作的顺利开展。 供电公司每月对代维设备进行不定期抽查。供电公司应向受托公司提供代维所需的各类设备、线路的备品备件。供电公司按照人员配置、车辆、仪器仪表等最低配置要求，对受托公司进行审核。供电公司负责向受托公司提供相关的设备运行情况并反馈相关信息，不定时组织代维抽查，以确认受托公司的工作符合合同约定，如供电公司有不满意的地方，应要求受托公司依照代维合同约定作相应调整。 供电公司给受托公司增加的在代收代维合同之外的临时任务必须由代维管理员予以审核，临时任务的添加不能影响日常的代维作业计划;原则上不将低压网改工程及380伏及以上业扩报装、施工任务交给受托公司。供电公司按照本公司安全生产管理办法对受托公司进行安全生产管理。受托公司应接受供电公司的业务领导，根据实际工作需要，服从供电公司的工作调度安排。受托公司不得将为供电公司委托代维的业务项目部分或全部转包给第三方承担，否则由此引发的事故将由受托公司承担全部经济和法律责任。 受托公司在履行本合同过程中，在未与供电公司沟通的情况下，不得采用任何方式招用、聘用和录用原供电公司的员工为受托公司工作，否则供电公司将有权中止代维合同。受托公司应该加强电力设施保护工作，保证代维期间代维范畴内的各种设备、线路的安全，因受托公司故意、过失，造成供电公司各种设备被盗、被损、丢失等情况时，受托公司承担全部的法律责任和经济损失。受托公司在完成设备、线路抢修和正常巡视的同时，保证积极组织车辆、设备和人员，积极配合供电公司进行电网结构调整和设备维护、10千伏业扩报装施工等项目的实施。 受托公司应独立完成工作中与相关单位及个人的协调工作。受托公司应免费完成供电公司临时交办的小型维护工作。原则上临时工作应不超过日常维护量的10%，超出部分由双方协商采用有偿补偿的方式进行。受托公司必须按国家相关法律、法规与员工签订聘用合同，完善相关用工手续，提供福利保障，稳定员工队伍，不得拖欠员工工资。受托公司应全面接受供电公司的业务领导和技术指导，做好与供电公司相关业务部门的衔接，积极配合相关部门的工作。供电公司关于设备维护的各项规程、文件对受托公司同样有效。受托公司遵守代维工作的相关规定和要求，承担代维工作中相关服务费用的开支，此部分费用已包含在服务费中，受托公司不得再行要求供电公司支付费用。受托公司在代维工作中发现的严重问题应立即以电话和书面形式报告供电公司，一般问题汇总后书面形式报告给供电公司。受托公司应及时、准确的向供电公司提供供电公司要求的各种报告和报表，报告和报表均应以书面和电子文档两种方式提交。 受托公司在调整各分部核心人员前，应当征得供电公司的同意。受托公司必须设立代维项目专人负责制，并设AB角互为备份;负责人必须同时配备专用手机，并保证24小时开机;该负责人应保证在发生故障或紧急情况下时能及时赶赴现场指挥调度，不得出现AB角同时不能到达现场的情况。 受托公司必须在所维护区域内设有固定办公地点及必要的办公设备，并设有24小时值班室。受托公司应按照供电公司有关电网建设工程规范要求，安排人员配合和监督开展电网升级改造、线路搬迁、迁改等工作，确保工程质量符合有关质量要求。受托公司应积极响应供电公司组织的事故应急演练，参与应急演练的效果纳入代维考核。对于供电公司启动重大电力保障和抗灾害方案时，受托公司应积极投入力量实施抢险、保障，供电公司应给予有偿补偿或者可以采取与受托公司签订合同方式实施，费用从供电公司农网维护费中列支。 代收代维合同中应该明确合同总价、代收价格、代维价格。代收工作采取百分制，以当期和全年累计电费回收率予以考核。代维工作中，以线路长度、变压器个数、电杆基数为计量标准，分别予以相应的考核系数，累计总系数值后对应代维总价格，算出每个系数对应代维金额。在考核时，按照扣减的系数值扣减当期代维费用。代维费用按半年支付，代维费用数额由双方按合同规定于7月及次年1月的10日前核定后，受托公司根据核定金额开具合法、有效的发票，供电公司在收到发票10个工作日内采用转帐方式支付给受托公司。代维期间，供电公司根据代维管理考核办法对受托公司的工作按照半年、年度的周期进行考评。其中优质服务工作应该占有一定考核分值。受托公司要按照有关国家电网标识使用要求，在开展委托业务时严格控制标识的应用范围、严格使用内容、严格规范管理。在开展非委托业务时，原则上不得应用国网公司品牌标识。对于代维期间出现的优质服务投诉事件及其他影响供电公司形象的事件，供电公司应扣减受托公司相关考核分值，冲减当期代维费用。受托公司在收到供电公司半年、年度考评结果后，应于2日内提出异议并要求复评。考评结果经双方共同确认并签字后，供电公司按考评成绩确定受托公司半年、年度的维护费。在双方签订代收代维合同之前，受托公司应按合同总价的3%到5%向供电公司缴纳履约保证金，保证金在抵后受托公司应立即补全。供电公司可用本保证金冲抵违约金、赔偿金等。在合同解除或终止时，供电公司应当将保证金余款返还给受托公司，保证金不计利息。 第二阶段：承包经营阶段 此时的受托公司已经开始了社会资本的吸纳和结构重组，初步吸收了一些法人资本，但对私人资本的进入设置了门槛，以有效避免资本短期投机、逃资现象。在具有一定的资金实力后，受托公司可以逐渐从代抄代维的角色中转换过来，尝试承包经营或租赁经营。借鉴原来电管站模式，受托公司可以从承包单个台区经营，逐步发展到一条或多条10千伏线路的所有台区总承包。而供电公司在此阶段可以逐步从10KV及以下售电领域退出，撤销和合并供电所，实行中心供电服务区模式，代供电公司实行服务价格监管和配网部分的集中维护管理、受理用户报装、优质服务监管。 受托公司在同供电公司签订承包意向书后，双方就某台区的承包电价进行协商，该电价充分考虑了该台区往年历史数据，如累计线损率、用电结构变化趋势、电量增长幅度后得出，该价格还应该充分考虑了未来承包期内用电结构变化趋势、电量增长幅度预期，承包价格原则上以一年调整一次为宜。各承包台区的改造投资采用谁投资谁收益原则，如供电公司投资或受托公司在承包期间自筹资金进行台区改造，由此产生的效益，则以调高或调低该承包价格的方式来进行利益分割，新形成的资产所有权必须归供电公司所有;该价格依据当地统计部门关于经济发展相关数据和供电公司对承包区域内的用电结构抽样调查结果进行调整。 各个受托公司应采用先行支付给供电公司一年电费及一定数额电费保证金的方法取得下年该台区承包权，年初合同双方应该同时到场核实台区总表起码，确认台区计量装置的完好性、准确性，并双方签字确认，年末双方以台区总表抄见电量乘以承包价格进行电费多退少补的结算，电费保证金总额应不少于该台区两个月电费额度。报抢修依照初级阶段办法执行;在台区内的一切报装收入，双方以协议的方式进行比例分割，具体业务开展由受托公司负责执行，帐务由供电公司掌握;非用户产权的抢修材料和费用由供电公司承担，用户报装资料由受托公司收集，最后归集到供电公司存档，以便供电公司加强稽核监督和用电结构的分析掌控，为下年的承包价格核定提高依据。 同理，供电所的承包价格则以10千伏关口表进行结算，受托公司在承包区域内的一切服务行为均应符合国家相关法律政策，并处于中心供电服务区的监督之下。受托公司应每年向供电公司交纳一定额度的服务质量保证金和安全风险保证金，中心供电服务区负责用户端服务质量的监督考核和报抢修现场的安全监督考核。 供电公司和受托公司之间应就电费缴纳签订合同，如果电费不能及时上缴且达到合同终止条件，供电公司经县级电力主管部门裁定受托公司违约责任后，先行扣除电费保证金抵充电费，再终止受托公司的承包权。在这个发展阶段，中低压市场资产和业务经营权属于供电公司，双方是一种发包和承包的关系，供电公司承担了市场监管的角色，而受托公司承担了市场具体经营的角色，承包价格的协商核定及台区或关口总表的维护在这个发展阶段至关重要。 在这个阶段，受托公司以先行支付保证金和电费的方式取得下年承包权，在台区经营中具有充分的自主权，在严格执行国家目录电价的同时，通过不断的降损扬价，拓展自己的利润空间。而供电公司则暂时放弃经营权，专注中低压市场的国家目录电价执行情况和服务质量、安全状态的监管，电费回收风险已降到最低程度。在此种模式中，同一供电区域中允许有两个及以上的受托公司跨区域参与台区和供电所承包价格招标，以符合竟拍条件、出价最低者中标。在签订承包协议和先行交付保证金及当期承包电费后，受托公司经营即行开始。在承包期行将结束前两个月，如受托公司有意续期承包，应提前知会供电公司，以备供电公司重新核定下期承包价格，如无意续期承包，则应提前3个月告知供电公司，以备供电公司开展合同协议履行情况核查，主要是电费的补退处理、总表轧码、安全隐患、服务质量等的清查处理等。 此种模式实行的前提： 一是供电公司能改变传统经营体制，能学习电信等行业的让利共赢模式，改中低压市场业务直接经营模式为间接经营模式，以出让小部分利润给受托公司为代价，释放自己直接经营下的大批人财物资源，节约大量经营成本，同时适应未来发、输、配、售改革及网运分开趋势，先行一步，使得中低压市场业务社会化，逐渐从低压市场退出。 二是受托公司逐步吸收社会法人或小部分私人资本，拥有精明的管理人才、足够的资金实力先行支付电费和保证金才能实行。其实目前供电公司现行营销模式的弊端已初步凸现，从省公司到供电所，单项业务人均工作量呈现金字塔型，但在利益分配上呈现倒金字塔型，付出的劳动和得到的收入不对称严重影响了基层的工作积极性，基层人员平时更多是疲于应付各种工作和专项活动，很难谈得上创新;在公司具体经营过程中，不及电信、移动经营理念先进、营销策略灵活、资费价格浮动，一竿子到底、电费统收上缴、电价的严格管制使得供电所直接经营难以有真正的自主权、管理效率不高;在垂直管理、直接经营模式下，公司内部上级和下级由于处于同一利益体内，难以形成真正有效的监督考核，基层在疲于应付各种工作的同时，为了完成指标最终只能层层玩数字游戏;此外垂直管理、直接经营模式下，小到一个螺丝帽的精细管理表面上卓有成效，实质上为此付出的机会成本远甚于所取得的效果，有限的基层人员精力与无限扩张的设备单元和用户侧需求产生的矛盾决定了过多过细过深干预基层微观经营效果是不明显的，甚至是负面的。三集五大改革中的大营销和大生产之间的衔接矛盾使得当前部分营销工作举步维艰，工作流程不顺、员工心态、优质服务压力等诸多因素很大程度上影响了工作效率的提升，可以说大营销的改革需要进一步深入的勇气，探索新型中低压业务组织形式已经刻不容缓，而受托公司的组建也将成为一种历史和现实的可选项。 如果开展受托公司承包中低压市场业务将会有如下优点：减少了供电公司管理层次，节约了内部管理成本，理顺了流程，提高了管理效率;形成了不同利益体之间的真实有效的考核监督，最大程度降低了电费回收风险;将供电公司从繁琐的中低压业务中解脱出来，中心供电服务区的职能更多的是网络维护和对各个受托公司行为的监管，节约了大量人力物力，同时推动了低压市场多元化竞争格局的形成。 第三阶段：趸售经营阶段 在此阶段，各受托公司自身已发展日趋完善，建立了现代企业制度，具有成熟的管理模式，资本构成多元化，有包括供电公司集体企业资本在内的法人股份，甚至有大用户、重要用户的参股，还有更多的民间私人资本参与，公司资金实力雄厚;长期的承包经营已造就了大批管理经验丰富的人才，公司各种管理制度已臻完善;公司的业务已不再局限于承包台区和供电所，经营区域也开始向更高电压等级和更广地域延伸，已经具备了受托集团公司的雏形。 此时的受托公司完全可以以雄厚的资金采用融资租赁或直接并购的方式，逐步取得供电公司在中低压市场的全部资产和业务经营权，开始完全自主的市场业务。受托公司准确的说是受托集团公司以约定的价格从县级供电公司购入电能，在自己完全自主权的经营区域内开展自主独立的经营。而国家电网公司则完全从中低压市场退出，在适当时候，除保留少数重要用户、特殊用户直供外，可逐步退出10千伏和35千伏网络的维护，专注110千伏及以上的业务;县级供电公司获得中低压市场利润可以通过趸售价格反映或直接依据在受托公司的股份获得分红。各级电力主管部门则负责二者之间的协调和低压市场的监管。各级电力主管部门则负责二者之间的协调和低压市场的监管。至此阶段，受托公司和供电公司完全处于相互独立和对等的地位，这也是我们低压售电业务受托公司实现真正独立发展的关键前提。 第四阶段:线上交易阶段 各地受托公司在条件成熟情况下，可以资本为纽带，自行联合组建售电集团公司，以进一步增强实力，实施跨区域经营。如此一来，供电企业得以让中低压市场的资产变现回笼，成立电网运营公司集中力量搞好中高压尤其是特高压网络建设维护，而售电集团公司则取得完全自主权的经营区域，可以从事维护和销售等一切业务，实现了真正的网运分开。从国家层面来讲，电网运营公司放弃非核心的电力中低压营销业务，回笼资金，得以集中力量专注中高压、特高压电网建设;而售电集团公司能不断扩充资本、拓展业务范围、延伸经营区域，有利于自身壮大，彻底解决困扰国家电网十余年的农电工问题，同时提供了社会资本的投资渠道。 当售电集团发展到更成熟更高级的阶段，则可以通过电网运营公司这个市场载体和交易平台，直接和发电厂进行网络线上交易，取得更有利的价格，进一步拓展自己的利润空间，而电网运营公司则可以专注电网的建设维护，以一个整体的形象充当电力市场的市场载体和交易平台，犹如证券市场上的交易所，从发电厂和售电集团的交易中获得自己稳定满意的电能过网利润空间。发电厂和售电集团间的直接交易减少了电力市场的交易成本，也能让双方交易价格更能体现煤电实际成本，有利于理顺煤电价格关系，形成真正的随行就市的电价，获益的将是发电厂、电网运营公司、售电集团，最实惠的也将是我们老百姓，最终实现了改革释放红利，最终让市场主体共赢。 至此市场上各主体身份更加清晰，交易更加透明，电力改革的阶段性目标完全实现。只要国家进一步完善相关法律及政策，以及政府和电网运营公司在售电集团公司股权的增减便可间接引导和控制售电集团公司的发展方向，从而达到了较少国有资本控制更多社会资产的目的，更利于国家利用国有资本的进退来调控宏观经济运行。 至此阶段，受托公司或者说售电集团公司和电网运营公司、发电厂完全处于相互独立和对等的地位，这也是我们受托公司实现真正独立发展的关键前提。从国家层面来讲，供电公司放弃非核心的电力低压营销业务，回笼资金，得以集中力量专注中高压、特高压电网建设;而受托公司能不断扩充资本、拓展业务范围、延伸经营区域，有利于自身壮大，彻底解决困扰国家电网十余年的农电工问题，同时提供了社会资本的投资渠道。只要国家进一步完善相关法律及政策，以及政府和供电公司在受托公司股权的增减便可间接引导和控制受托公司的发展方向，从而达到了较少国有资本控制更多社会资产的目的，更利于国家利用国有资本的进退来调控宏观经济运行。",国际电力网,,,2015-10-26,"售电侧 供电公司 电力设施",{}
54,"2017-09-18 04:45:26",未来10年南非拟斥资1036亿巩固输电网,2015-10-23,"近日，南非国家电力公司Eskom表示，随着试图终结使南非经济缓慢增长的电力短缺，南非将在未来10年斥资2130亿兰特(约合人民币1036.5亿元)来巩固输电网。 Eskom基础设施投资规划高级经理Leslie Naidoo表示，筹集投资资金将是一个巨大挑战。 由于Eskom努力想要维持供电并消除投资者对电力状况的担忧，首席执行官Brian Molefe表示今年将支出60亿兰特(约合人民币29.2亿元)于输电领域。 Molefe补充说，整体而言，Eskom每年支出600亿兰特(约合人民币292亿元)用于改善电力基础设施，而10年计划将建设10000千米高压电力线路。 Molefe指出，尽管Eskom面临2800亿兰特(约合人民币1362.5亿元)的资金缺口，这已导致输电升级推迟了7年，但是他对确保必要的融资仍保持乐观。 今年很多时候，Eskom不得不采取定期断电来避免电网崩溃。这一事态造成了今年2季度南非经济萎缩了1.3%。Eskom预计，相比目前45000兆瓦的电网容量，2025年将达53600兆瓦。 (注：本文采用汇率1南非兰特=0.4866人民币元)",国际电力网,电缆网　,,2015-10-23,"电力公司 南非电力 输电网",{}
55,"2017-09-18 04:45:28","能源互联网顶层设计初稿拟定 市场规模至少5万亿",2015-10-23,"官方层面关于能源互联网的顶层规划正逐步明朗。记者从多位知情人士处获悉，由国家能源局牵头、工信部等参与制定的《互联网+智慧能源(能源互联网)行动计划》初稿已拟定完成，进入征求意见阶段。发电企业、新能源企业、电网企业、互联网企业及科研院所等能源互联网生态圈内的各方参与者都会参与意见讨论。“(出台)时间尽可能安排在年底，目前正在争取各个部委的支持。”一位参与行动计划子课题研究的知情人士对记者称。 无论是传统能源企业、新能源企业、新能源车企业、互联网企业都在积极布局能源互联网，抢占入口。 记者援引参与意见讨论人士的说法称，行动计划正式出台后，将选取不同地区，进行技术、政策、商业模式等不同层次的创新试点。 顾名思义，能源互联网是一种能源分享能像信息分享一样自由的开放互联对等模式。根据清华大学信息技术研究院研究员曹军威的定义，能源互联网在于构造一种能源体系，使得能源能像互联网中的信息一样，任何合法主体都能够自由接入和分享。从控制角度看，在于通过信息和能源融合，实现信息主导、精准控制的能源体系。 尽管能源互联网概念自去年开始便受到市场持续热捧，但官方层面的“行动指南”直至今年下半年才逐步酝酿形成。在组织召开多次筹备座谈会之后，国家能源局于今年6月正式确立了《能源互联网行动计划大纲》和12个支撑课题。 据一位不愿具名的知情人士透露，此前能源局组织的预研课题包括能源互联网与能源革命、能源互联网的形态特征、关键技术与技术标准、主要目标与实施路径、政策保障机制、商业模式与市场机制、实施效益评估以及试点示范工程等方面。“预研课题不一定和行动计划完全一致，会根据地方意愿、实际条件、路径规划来综合考虑。在这些研究成果基础上，组织形成行动计划。”该人士称。 “能源互联网的定义分为三方面，一是多能融合、多能协同的能源网络，第二块是信息物理的能源系统，第三块是创新模式的能源运营。”清华大学能源互联网创新研究院副院长高峰对记者称，能源互联网的三重内涵关系密切，要实现基础设施建设，从多种能源协同的角度来实现能效最大化、清洁能源最优化的目的，就要涉及信息物理的能源系统。除此之外，能源互联网和智能电网的最大区别在于，能源互联网是以价值而非技术展示为出发点。除了社会价值外，还要考虑经济价值，给新的市场和产业提供支撑。 尽管此前业内对能源互联网的内涵和外延存在较大异议，但各方正在聚焦。无论是传统能源企业、新能源企业、新能源车企业、互联网企业都在积极布局能源互联网，抢占入口。以分布式微网、储能及新能源车充电桩建设为代表的基础设施类企业，以大数据分析、配电网自动化为代表的电子信息类企业及能源服务类企业的市场表现格外突出。 安信证券研报分析称，目前中国用户端电力销售的金额大约2.5万亿元，加上建设投资，可以估计能源互联网的市场至少在5万亿以上。 “能源互联网分两个维度，第一个维度是能源生产、配送、消费模式的改革，第二个是能源体制市场改革。两条时间轴分别进行，看起来各不相关，但其实是紧密相关。”信达证券能源互联网首席研究员曹寅对记者称。电力改革、油气改革的顺利推进将为能源互联网的发展释放制度红利，反过来，能源互联网的建设和发展也能反向推动能源革命、撬动能源革命。 根据曹寅预测的能源互联网时间轴，2016年-2020年将是能源互联网发展的初级阶段。他对记者称，未来五年将产生大量基于可再生能源、电动汽车及其它交通电气化的，基于智能电网、燃气管网大量建设的新的能源生产模式。2020年-2025年，能源互联网进入中级阶段，基于分布式可再生能源、储能、普遍化的电力需求侧管理，基于千万级别存量电动汽车的能源生产、配送和消费新模式形成。2025年-2035年，新的能源生产、配送、消费价值链将实现对老价值链的大规模取代。届时，电动汽车及其它电动交通工具将在产量和增量上取代燃油交通工具，储能普遍化，分布式能源网络开始与集中式能源网络分庭抗礼。",国际电力网,澎湃新闻网　,,2015-10-23,"电网企业 能源互联网 智慧能源",{}
56,"2017-09-18 04:45:37",2015年三季度电力市场跨区交易规模持续增长,2015-10-23,"10月22日，国家电网公司在京召开2015年三季度电力市场交易信息发布会，专题介绍了电力供需形势，发布了今年三季度电力市场交易信息。1～9月，全社会用电量增速稳中有升，公司经营区域全社会用电量32587亿千瓦时，同比增长0.5%。 公司认真贯彻落实节能减排政策，努力创造条件，推进高效节能发电机组替代高能耗发电机组的发电权交易。1～9月，公司经营区域共完成发电权交易电量620.40亿千瓦时，实现节约标煤435.25万吨，分别减少二氧化硫和二氧化碳排放7.76万吨和1083.50万吨。 国家电网跨区交易规模持续增长，清洁能源消纳成效显著。1～9月，特高压交易规模增长，特高压复奉、锦苏、宾金直流配套水电机组全部投产，累计输送电量753.42亿千瓦时，同比增长8.44%，保障了华东地区用电需求;特高压天中直流配套电源相继投产，输送能力大幅提升，累计输送电量194.26亿千瓦时，同比增长120.30%，为疆电大规模外送提供了条件。 同时，公司促进清洁能源大范围消纳。汛前一个月，组织四川低谷水电送华东交易，提前消落四川水位。入汛后，密切跟踪四川来水情况变化，及时优化外送交易。1～9月，四川水电外送电量926.05亿千瓦时，同比增加82.3亿千瓦时。公司采用年度、短期等灵活交易方式，优先达成风电、太阳能等清洁能源跨区跨省外送交易，促进了西北、东北等新能源资源富集地区的清洁能源多发满发。1～9月，风电、太阳能等清洁能源跨区跨省外送178.64亿千瓦时，同比增加31.63亿千瓦时。 国家发改委、国家能源局相关负责人，发电企业代表、直调电厂代表，公司总部有关部门相关同志参加发布会。",国际电力网,国家电网报,,2015-10-23,"国家电网 节能减排 电力市场",{}
57,"2017-09-18 04:45:42",磷酸铁锂依然是动力电池的主力方向,2015-10-23,"从中国化学与物理电源行业协会获悉，随着我国新能源汽车中使用锂离子电池比例不断升高，锂电池市场空间广阔。有预测报告称，随着中国电动汽车销量的大幅增长，锂离子动力电池市场正进入黄金期，到2017年，动力电池产业规模将暴增至目前的400%。 目前在市场上新能源动动力电池主要是以锂电池为主。受政策利好新能源汽车市场影响，动力锂电池发展势头强劲。与传统电池相比，锂电池在同体积下容量更大，且生产、使用与回收过程绿色环保的特点，因而已被广泛应用于消费电子与储能产品领域。 铅酸电池虽然技术发展较为成熟，但是不符合国家节能环保的新理念，中国不鼓励发展。而镍氢电池实际上目前仅存的市场希望基本都在混合动力电池上，大部分专利核心技术掌握在日系厂家手中。从动力电池发展趋势来看，锂电池才是未来的主力军，各个车企均将锂电池的开发作为新能源汽车的主攻方向。 中国化学与物理电源行业协会表示，目前市场上正在使用和开发的锂电池正极材料主要包括钴酸锂(LCO)、镍钴锰(NCM)三元材料，尖晶石型的锰酸锂(LMO)，橄榄石型的磷酸铁锂(LFP)等。据盖世汽车了解，中国目前正极材料主要包括钴酸锂、三元材料、锰酸锂和磷酸铁锂。正极材料的应用领域分化明显，目前钴酸锂依然是小型锂电领域正极材料的主力，主要用于传统3C领域等;三元材料和锰酸锂主要在小型锂电中应用，在日本与韩国其作为动力电池的技术较为成熟，主要用于电动工具、电动自行车和电动汽车等领域;磷酸铁锂在国内在动力电池领域应用，并且是未来储能电池发展的方向。",国际电力网,盖世汽车网,,2015-10-23,"动力电池 磷酸铁锂 锂电池",{}
58,"2017-09-18 04:45:45",2020年全球高压电容器市场有望达到2.19亿美元,2015-10-23,"根据全球第二大市场研究机构MarketsandMarkets日前发布的报告显示，2014年，全球高压电容器市场收益为1.3386亿美元，预计到2020年，这一数据将增至2.1884亿美元，期间年复合增率达到8.7%。 报告中认为，促进高压电容器市场稳定增长的主要原因是老化的电网基础设施的技术升级、智能电网的部署以及电网一体化建设。 从国家和地区来说，2014年，亚太地区是最大的高压电容器区域市场。预计2015-2020年，亚太地区有望继续保持这一趋势。中国则有望成为增速最快的国家，期间年复合增率将超过7%。美国则将继续成为市场占有率最高的国家。 北美和欧洲等发达地区对高压电容器需求维持稳定增长的态势，这主要是因为欧洲地区智能电网部署加快，北美地区电力基础设施升级。同时，印度、巴西和中国等发展中新兴经济体加快电力基础设施发展和减少无电人口将进一步促进区域市场对高压电容器的需求增长。 从供应商来说，美国麦斯威尔、德国Trench、印度W.S.测试系统公司、中国西电等将成为全球领先的高压电容器供应商。",国际电力网,中搜财经,,2015-10-23,"高压电容器 电容器市场 中国西电",{}
59,"2017-09-18 04:45:45",预计未来5年全球并联电抗器市场年复合增率达4.34%,2015-10-21,"2004年至2009年，国家电力投资经历了一波超常规的高速发展期，期间各电力设备制造商快速进行产能扩张，意欲抢夺市场空间。据前瞻产业研究院发布的《2015-2020年中国电抗器行业发展前景与投资预测分析报告》预测，2015-2020年，全球并联电抗器市场将以年复合增率4.34%增长。 全球并联电抗器市场按终端用户可分为三大块，即电气公用事业、工业和其他。全球并联电抗器市场的主要参与者包括ABB集团、康普顿公司、西门子和中国特变电工。电抗器研究报告显示，作为输变电设备行业的细分领域，2011-2013年电抗器行业普遍遇到了市场竞争加剧，价格大幅下降，造成产品毛利润下降。前瞻预测，2015年底我国电抗器市场规模达225.13亿元，远期预测2020年市场规模达373.17%。",国际电力网,,,2015-10-21,"并联电抗器 电抗器市场 特变电工",{}
60,"2017-09-18 04:45:46",电力市场现状和未来,2015-08-28,"电力市场的建立，最主要目的是为了将国家资源进行科学、合理分配。一方面有利于提高全球可利用资源的使用率，其次对促进国家电力工业同社会经济与环境间的共同协调发展起到积极促进作用。19世纪70年代之后随着先进的科学技术逐渐深入到人们的日常生活，各种新型技术问世。人类历史中最重大的科技成就之一就属20世纪大规模电力系统的问世，它是由发电和输电、配电和变电等用电环节组成的电力生产和消费系统，这种电力模式能够最大限度将自然界一切可再生能源通过机械装置从而转变为电力，再经过输电、变电与配电的一系列过程将其供应到每个居民日常生活当中。 1 我国电力工业发展动向与思考 电力产业作为衡量一个国家工业化进程的重要标准，对国民经济发展承担着重要作用。改革开放以来，我国电力工业取得了一定进步，推动了社会市场经济发展进程也满足了广大用户需求。但从严格意义上来说，这种变革仍存在许多不足，在一定程度始终没能真正摆脱计划经济影响，这样的现状严重制约了国家现代电力工业稳步发展。因此，在市场经济簇拥的前提下，想要真正从根本上加速国内电力工业进程，新的变革是任重而道远的。 2 我国供电市场现状与新要求 供电作为影响国家电力工作发展进行的重要支柱，电力市场革新针对较传统的供电领域企业与电力市场用户之间的关系提出了新要求。 2.1 供电市场管理现状与存在问题 近些年来，在战略管理方面我国各个供电市场都取得了较为不错的成绩。对市场来说，不仅给其内部带来了自我约束机制，增加了有效的竞争环境，在人财物等信息方面也得到了有效的管理，使这些信息能够充分的使用并带来价值，资源利用率在一定程度上也得到提高，从而使得市场的工作效率也迅速提高。但因为供电市场并不是独立存在的而是属于国有经济的组成部门，所以它在某些方面还存在着一些问题。例如：各个部门的管理及运营体制不完善，机构工作性质不明确，各个部门的协调组织性差，对人才战略理念不够了解，缺少完整的聘任制度，缺少市场竞争意识，相关工作人员专业技能不足，服务素质不高、轻视营销战略带来的影响等等。这些问题的都极大的影响到供电市场的发展及带来的经济利益。 2.2 供电市场变革的新要求 供电市场想要改变这种停滞不前的现状，务必保证在正确指导观念指导下开始变革道路。解放思想真正意义上决定着改革力度。在社会发展新形势之下，供电企业首先务必抛弃原来传统计划经济改革措施，树立正确的工作思维方式与价值观念，以安全生产为根本前提条件，以高质量服务为基本宗旨，在此基础上提高自身市场竞争力;在保障安全的同时，企业变革还需要强调以经济效益为根本出发点，正确处理两者之间的关系与联系。安全生产作为经济收益前提，没有安全就没有收益，因此只有巩固企业安全，才能真正为市场广大用户提供全方位最优服务，并以此追求供电企业最佳利润收益。 3 加速供电市场发展进程的有效策略 如今，随着世界加快一体化进程与经济全球化发展，电力机制的创新与改革也拉开序幕，在新的体系与市场环境下，供电市场在制定发展战略时务必结合全球的供电市场的发展现状，全方位合理的制定属于自身的市场发展模式与发展目标。为了更好的迎合国内外的市场需求，我国的电力市场体制改革也拉开了序幕，体制改革开始后，依据我国的发展情形从而采取合适的方案来应对竞争。 3.1 完善市场运营战略 在终端能源消费中电力能源所占的比例就是反映电气化程度如何的指向标。我国和世界经济合作组织的平均水平相比较还存在着很大的差距。所以，为了让市场营销战略充分的发挥其价值，首先，在电力质量方面要加强优化，期望的销售量、利润水平、增长率等方面都可以入到市场的整体目标当中来，利用优质的产品质量来促进这些目标的实现。另外，在营销人员方面，可以加强电能的宣传力度，更全面的开拓电力市场。 3.2 优化市场管理机制 市场内部的制度如果过于繁琐，就会影响市场长远的发展，并不利于市场的稳定运行。正因为电力市场不是独立存在而是国有市场的一部分，所以内部机构较为复杂，管理和运行体制也多多少少的存在着一定的问题。具体可以从两方面入手：一是对市场的内部结构进行整理改革，优化其管理体制，严格控制工作流程，对各个部门建立专职管理，确保工作能够快速并正确的进行。二是要成立奖罚分明的管理制度，不差别对待，分工明确，任务具体，目标清晰，以此提高市场员工的积极性和责任心，并通过建立这样的运行模式，来保证市场内外的同心力和凝聚力，促进市场的快速发展，收获更多的利益。 3.3 优化服务 加速供电市场发展，还需要落实优化客户服务。例如构建与市场经济需求相符合的服务机构，优化机构规章制度与服务基准等，以此最大程度来为市场广大用户提供最佳服务，满足客户所有需求。以某供电企业为例，为用户提供全方位服务，其中包括上门接电，维修等项目。按企业规章制度严格要求相关工作人员，确保服务的高质量与高效率。同时，服务人员在上门服务过程中，还可适当对其用户进行相关知识及日常用电注意事项宣传，体现客户主体地位，使其有效对供电部门工作进行实时监督与评估，真正落实一条龙服务。 3.4 重视人才培养 如果所拥有的人才数量多及能力高，那么整个市场的发展水平也处于较高状态，如果所拥有的人才数量少及能力低，那么反之市场发展水平就会比较底下。一部分电力市场因为自身的聘任机制不完善，没有制定合理的薪酬方案等原因，最终导致了市场人才的流失，从而对市场的长远发展也产生了一定的负面影响，对于这一问题，首先，市场要先建立科学完善的聘任机制，在确定应聘者能力的同时，还要注重考核其稳定性与自身的价值取向，在招聘环节时就尽可能的确定所招聘员工的工作稳定性。其次，要为所招聘的市场人才给予合理的薪酬方案，除了应该付给员工的薪资以外，还可以对员工实施持股方案，把一部分的股份给予核心员工，不仅能够增加员工对市场的忠诚度，还能够把市场利益与员工利益结合在一起，让员工更加努力的为市场创造出更多的价值。 4 结束语 综上所述，随着国家电力市场区域发展进程逐渐深入，传统的运行模式已经无法再满足与解决市场发展相互矛盾的现状。供电作为电力市场核心项目，在电力市场发展中占据重要地位，为市场发展进程提供了重要保障，因此，在智能电网模式下构建全新的供电管理与营销策略，才能最大限度在保证供电企业正常运行前提下促进电力市场可持续发展。随着社会市场经济制度不断完善，供电企业务必针对市场变化制定最符合市场用户需求的营销理念。同时，在此基础上重视相关领域人才培养、健全管理机制、完善系统技能，以此来满足社会用户需求。另外，在电力市场优化、革新过程中实现省电模式，提高资源有效配置。 电力市场可期，但盘子这么大，该怎么走呢? 首先，想从事肯定得开家公司吧，那就得先办营业执照再办理有关许可证。看到下面的图也许你迷惑了，怎么还要《供电营业许可证》，不是取消了吗? 是，有这么回事，但是不全是，是删除《电力法》中的条款而已，而不是取消。 2015年4月24日，在第十二届全国人民代表大会常务委员会第十四次会议通过关于修改《中华人民共和国电力法》等六部法律的决定，就《中华人民共和国电力法》、《中华人民共和国拍卖法》、《中华人民共和国老年人权益保障法》、《中华人民共和国动物防疫法》、《中华人民共和国电子签名法》、《中华人民共和国就业促进法》等六部法律作出了部分修改。 其中与光伏发电行业有关的法律可直指《中华人民共和国电力法》了，作出修改如下： 删去第二十五条第三款中的“供电营业机构持《供电营业许可证》向工商行政管理部门申请领取营业执照，方可营业。” 20年后《电力法》的修改，表明了国家及政府在电改上的决心，也进一步确定了“二头放开，中间监管”中供电业务部分的放开，无疑是一种利好消息。 此次修改《电力法》，删除第二十五条第三款，即在践行2013年全国两会提出的《国务院机构改革和职能转变方案》，执行“先照后证”，只是将《供电营业许可证》不作为办理营业执照的前置条件而已，并不是取消。 想创办公司进行电力业务，流程应当是：先办理营业执照，再办理《供电类电力业务许可证》，最后取得《供电营业许可证》，即为大家常提到的售电牌照，这才算是取得真经。 在前期文章里有提到过，截止5月底，全国已有四省16家售电公司成立，售电牌照可谓是售电主体从事电力业务的通行证，但均未拿到售电牌照，处于占位之势观望之态。 面对电改后即将开户的庞大电力交易市场，各相关行业都有自己的想法，我们暂且从以下几个紧密相关的企业进行解析，看谁更容易、更有可能进入此次售电市场大潮中，更能找到机会，或许能找到些许蛛丝马迹。 涉网类企业 电网现状：2014年电网投资大概5000亿，销售额估算25000亿(信息来自网络)。阿里巴巴2013年财报一年的销售额约为600亿人民币，由此可见电网产业发展空间无限大。 那么在电改中可能有所作为的涉网企业有哪些呢?主要有发电企业、电力设备企业、售电企业、电力相关技术型企业等。 电改电改，电力企业故是当仁不让，是最容易切入电改后的售电大市场的。 发电企业多是国有企业，包括各省发电公司、五大发电集团和四小豪门、新能源发电企业(下小节会其分析)，发电企业作为电的起源地，在电改路上，他们有相当足的经验，即使出现问题也相对更容易解决。且在电改前期，各方博弈实质上是对各自原有利益将重新面临分配的争夺，基于此点，发电企业进入好像最为大家认可，也最容易切入，也可以承担起非唯利是图的社会责任。 其次，电力设备也有望在发电企业的一路引领下，从电改后的售电市场分得一杯羹。另外，电改路上，智能电网的建设同样离不开电力设备企业的支撑，这里的制造装备业市场也将是或作为电力设备企业的下一个新增长点。可以在传统电力设备制造上同互联网结合研发适应未来智能电网的电力设备，为能源互联共享的实现提供一种可能可行经济性的方案。 售电企业，将是电改后对社会资本开放电力市场的红利与蓝海。这片蓝海的参与者可以是原有电网企业、原电网企业的技术人员，也可以是独立售电企业、原电网技术人员加独立主体结合的售电企业、合资售电企业家，甚至可以“大众创业、万众创新”的电力相关技术创新型企业新起之秀，总之电改后的售电市场装饰带来的是无限发散、无限遐想。 最后，对于电力相关技术型企业，可以说是原有涉网企业必须得突破电网原有思维去与其共同发展与推进电网智能化的企业，是最具有创新创造的企业，智能电网如何对接不同主体、如何智能、能否智能化将更多依靠电力相关技术创新型企业去完成与推进。 新能源企业 国家层面上，调整能源结构、优化能源配置是国家众多举策中的主旋律;社会层面，能源供求、经济与环境的协调发展是必须解决的问题。这意味着新能源有机会参与到此次大潮中来，提高新能源占比无非是能源结构调整与优化配置的一大极好举措。 新能源企业主要有以页岩气、太阳能、风能、生物质能、海洋能等分布式能源为主业的企业。 新能源企业的发展将极大推进新能源在能源与经济发展的进程中发挥其高效、环保的能源高效利用的优势，也是分布式能源应用的先驱力量。 分布式能源的广泛应用，是经济可持续发展、能源匮乏及环境保护的迫切需要，分布式能源将逐渐成为一个重要能源领域。 分布式能源是一种建在用户端的能源供应方式，既可独立运行，是最近几年发展的“微电网”又一机遇;也可并网运行，是现行新能源广泛应用并向国家电网源源不断输送绿色电力的主力模式。而无论规模大小、使用什么燃料或应用的技术限制。分布式能源高效、节能、环保，目前许多发达国家已可以将分布式能源综合利用效率提高到90%以上，大大超过传统用能方式的效率。 分布式能源技术是我国未来能源以至世界能源技术的重要发展方向，它具有能源利用效率高，环境负面影响小，提高能源供应可靠性和经济效益好的特点。 新能源在能源中占比的提高，分布式能源的广泛应用，是中国可持续发展的必须选择。中国人口众多，自身资源有限，按照目前的能源利用方式，依靠自己的能源是绝对不可能支撑13亿人的"全面小康"，使用国际能源不仅存在着能源安全的严重制约，而且也使世界的发展面临一系列新的问题和矛盾。中国必须立足于现有能源资源，全力提高资源利用效率，扩大资源的综合利用范围，而新能源的引入，分布式能源技术的发展无疑是解决问题的关键一步。同时，也是缓解我国严重缺电局面、保证可持续发展战略实施的有效途径之一，发展潜力巨大。它是能源战略安全、电力安全以及我国天然气发展战略的需要，可缓解环境、电网调峰的压力，能够提高能源利用效率。 互联网企业 如果说电改是能源互联共享的思想，互联网即是连接思想的中枢神经纽带，二者是相辅相成，不可或缺。要电改，没有互联网的运用，犹如无源之水，无本之木。今年3月5日消息，第十二届全国人民代表大会第三次会议在人民大会堂举行开幕会。李克强总理提出制定“互联网+”行动计划。“互联网+”：是对传统产业不是颠覆，而是换代升级。 而在此次电改大潮中，能源互联网中互联网+电力无非是电改路上一大亮点。电力方面，具体来说，电网业务数据大致分为三类：一是电力企业生产数据，如发电量、电压稳定性等方面的数据;二是电力企业运营数据，如交易电价、售电量、用电客户等方面的数据;三是电力企业管理数据，如ERP、一体化平台、协同办公等方面的数据。大数据的引入，充分利用互联网思维，在电力大数据平台上形成可以利用、不断扩充与增值的数据资源，在城市电网辅助规划、配网运营管理、用户用电行为分析、负荷预测等领域全面展开科技攻关，为公司和电网发展提供有力支撑，发电企业、输配电企业、售电企业以及电力相关技术创新型企业等将可在大数据分析中更好地服务用户与提供优质电力服务。 在5月25日，四川省人民政府与腾讯公司在成都签署战略合作协议，就“互联网+”达成全面深层合作，共建智慧四川。同时，国网四川省电力公司也与腾讯签订了“互联网+电网”项目合作协议，正式实施“互联网+电网”战略，开展全方位、深层次的战略合作。四川省长魏宏，腾讯董事会主席兼首席执行官马化腾出席签约仪式。 因此，互联网企业在电改中是不可或缺的，也是未来智能的必然趋势。 (所谓大数据，又称巨量资料，指的是需要新处理模式才能具有更强的决策力、洞察发现力和流程优化能力的、海量、高增长率和多样化的信息资产。随着物联网、云计算、移动互联网等网络新技术的应用普及，社会信息化进程进入数据时代。) 低碳、节能环保型企业 低碳，意指较低(更低)的温室气体(二氧化碳为主)排放。随着世界工业经济的发展、人口的剧增、人类欲望的无限上升和生产生活方式的无节制，世界气候面临越来越严重的问题，二氧化碳排放量越来越大，地球臭氧层正遭受前所未有的危机，全球灾难性气候变化屡屡出现，已经严重危害到人类的生存环境和健康安全，即使人类曾经引以为豪的高速增长或膨胀的GDP也因为环境污染、气候变化而大打折扣。减少排放二氧化碳的生活则叫做低碳生活。 低碳生活可以理解为：减少二氧化碳的排放，低能量、低消耗、低开支的生活方式。如今，这股风潮逐渐在我国一些大城市兴起，潜移默化地改变着人们的生活。低碳生活代表着更健康、更自然、更安全，返璞归真地去进行人与自然的活动。低碳生活不是简简单单地降低生活标准，是更深层次的在不降低生活质量的情况下，尽其所能的节能减排。 “节能减排”，不仅是当今社会的流行语，更是关系到人类未来的战略选择。提高“节能减排”意识，对自己的生活方式或消费习惯进行简单易行的改变，一起减少全球温室气体(主要减少二氧化碳)排放，意义十分重大。 “低碳生活”节能环保，有利于减缓全球气候变暖和环境恶化的速度。 此次“电改”也将加速“低碳生活”、“节能环保”进程，其目的一致，均为减少温室气体(主要减少二氧化碳)排放在做不懈努力。因此，低碳、节能环保型企业有望也在电改路上有所作为，通过合同能源管理方式介入，帮助或协助企业节能减排，并可通过减排的碳资产进行交易，亦可作资产抑押进行融资。 电改后新格局 对于电改后的售电市场，将迎来新局面，电力用户可与发电企业直接交易，购售电侧放开，通过统一交易平台进行交易。其中电力用户可以是普通老百姓与工商业，亦可以是高耗能企业。在当前节能减排与电力改革的大局势下，高耗能企业可以通过电力用户可与发电企业直接交易的平台实现节能减排(如下图所示)，也可以通过碳交易平台实现。在企业来看，节能减排的途径多了，选择余地也就多了，通过选择优化组合，完全可以在一定程度上提高自身在市场的竞争力。",国际电力网,,,2015-08-28,"电力市场 电力工业 供电市场",{}