中国电力行业碳交易市场深度分析

中国电力行业碳交易市场深度分析

中国电力行业碳交易市场深度分析

导读：中国电力行业碳交易市场深度分析，2009年，中国向国际社会作出了到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放量比2005年减少40%一45%的承诺。参考《中国电力行业运营态势与投资规划研究报告（2014-2019）》

2009年，中国向国际社会作出了到2020年单位国内生产总值二氧化碳排放量比2005年减少40%一45%的承诺。与此同时，“积极应对全球气候变化、控制温室气体排放”作为重要内容，也写入了我国“十二五”规划。2011年，国务院下发了《“十二五”控制温室气体排放工作方案》，提出“2015年全国单位国民生产总值二氧化碳排放比2010年下降17%的目标”。电力行业作为一次能源消费大户，是我国最大的二氧化碳排放者，其排放量占到了我国化石能源消费排放量的40%，电力行业的碳减排对我国2015年和2020年减排目标的实现具有特殊意义。因此，碳交易市场的引入对我国电力行业二氧化碳减排乃至整个国家的温室气体控制，都至关重要。

碳交易市场的产生与发展

“排放交易权”理论作为碳交易市场的理论基础，是当前备受世界各国关注的环境政策之一，最早由多伦多大学的Dales（1968）在《污染、财富和价格》一书中提出，并于1976年首先被美国国家环保局用于大气污染源及河流污染源管理。《京都议定书》所定义的国际二氧化碳排放权市场，就是“排放权交易理论”在应对气候变化领域当中的重要应用。

为了实现全球温室气体减量的最终目的，《京都议定书》建立了三种基于市场减排机制。一是《京都议定书》第十二条规范的“清洁发展机制”（CDM），针对附件I国家（发达国家）与非附件Ⅰ国家之间在清洁发展机制登记处的减排单位转让。旨在为使非附件Ⅰ国家在可持续发展的前提下进行减排，并从中获益；同时协助附件Ⅰ国家透过清洁发展机制项目活动获得“排放减量权证”，以降低履行联合国气候变化框架公约承诺的成本。这是《京都议定书》中唯一涉及到发展中国家的一种机制。二是《京都议定书》第六条规范的“联合履行”（JI），系附件Ⅰ国家之间在“监督委员会”监督下，进行减排单位核证与转让或获得，所使用的减排单位为“排放减量单位”。产生这种减排单位的方法主要有：建立低于标准排放量的项目（如采用低排放的技术），发展能吸收温室气体的项目（如植树造林）等。三是《京都议定书》第十七条规范的“排放交易”（IET），则是在附件Ⅰ国家的国家登记处之间，进行包括“排放减量权证”、“分配数量单位”、“清除单位”等减排单位核证的转让或获得。“可测量、可报告和可核查”（MRV）是气候变化国际谈判中的重要议题之一。当前，国际社会的气候治理模式主要分为：自上而下的强制减排＋碳市场＋MRV、自下而上的自愿减排＋碳市场＋MRV、分行业减排＋碳市场＋MRV。

国际碳市场在经历了快速发展之后，自2011年以来又进入了停滞、萎缩阶段，不确定性是其主要原因。首先是政策的不明朗。发达国家第二承诺期及其对待灵活机制的态度左右着国际碳市场的未来。《京都议定书》第一承诺期在2012年12月31日已经结束。多哈会议虽然就2013年起执行《京都议定书》第二承诺期达成了一致，但总体来说会议成果并不显着，加拿大、日本、新西兰与俄罗斯明确不参加第二承诺期，而且在处理第一承诺期的碳排放余额问题上，仅澳大利亚、列支敦士登、摩纳哥、挪威、瑞士和日本表示，不会使用或购买一期排放余额来扩充二期碳排额度。其次是供求关系失衡。一方面，受制于发达国家经济衰退，其国内碳排放需求相应减少，企业参与碳交易的积极性降低。以欧盟为例，作为国际碳市场的主要需求方，低迷的经济导致欧盟排放交易机制第二阶段的排放配额大量过剩，并将被转入第三阶段，可能进一步引发第三阶段需求不足。另一方面，清洁发展机制等碳抵消信用的供应量正大幅上升。由于2012年后欧盟将只会无条件接受来自最不发达国家的CDM项目，许多开发商都争着赶在2012年前将项目注册，导致CDM新增项目数量急剧增加。最后，技术条件的不确定。低碳技术包括风能、太阳能、生物能源、二氧化碳的捕获和储存（CCS）等技术。低碳技术的不确定性是碳市场最本质和不可控的风险。

碳交易市场：电力行业的机遇与挑战

中国政府明确提出，“十二五”期间，将通过开展碳交易试点，逐步建立碳排放权交易市场。目前，国内已经开展了一些基于项目的资源减排交易活动，并在北京、上海、广东等七省市开展碳交易试点工作。2012年6月，国家发改委下发了《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》，对减排方法的开发和自愿减排项目的开展进行了规范。电力行业由于产品单一、排放转移可能性小、在整体排放中占有较大比例而成为被重点关注的行业之一，并被列入了国家首批10个行业企业温室气体排放核算方法试点之一。

建立碳交易市场将会给我国电力行业带来新的发展机遇。一是碳市场的建立，将促进电力行业实现发展方式转变。碳市场的建立将推动火力发电的清洁化和高效化，并提高水电、风电等清洁电源装机比例。在电力行业碳排放总量控制的背景下，碳排放权成为了稀缺资源，成本的上升会形成倒逼机制，迫使发电企业对现行的发电技术进行改造和升级，以降低减排约束造成的影响。大力发展水能、风能、太阳能、核能等清洁能源是实现电力行业减排目标的有效方法。清洁能源具有碳排量低的先天优势，是碳交易市场的重要供给者。二是碳市场的建立，将促进电力行业加快清洁电力技术的研发。电力行业的减排不仅包括清洁技术、清洁电源等发电环节，输电、配电、用电技术的清洁发展同样重要。碳市场的建立将会激励电力行业在洁净煤技术、新能源发电技术、智能电网技术、特高压输电技术等低碳电力技术中投入更多的人财物力，在未来碳交易市场中占据更为有利的位置。

与此同时，碳交易市场的建立也会给电力行业发展带来挑战。一方面，电力行业需要在碳减排的约束下保增长。2002～2011年，我国国内生产总值年均增长率为10.7%，全社会用电量年均增长率为11.1%。我国经济社会发展和人民用电需求的持续增长，要求电力工业持续增长，温室气体排放不可避免，我国电力行业将会长期面临保增长和碳排放的双重压力。另一方面，成本会因碳排放约束而增加。为实现减排目标，需要通过采取清洁发电技术、提高清洁电源所占比例、发展智能电网和特高压电网等技术手段。从长远看，碳交易市场的建立能够通过市场机制降低全行业减排成本，但短期内可能使电力企业，特别是作为碳交易市场主要购买者的火电企业成本增加。

电力行业碳交易市场潜力分析

电力因为具有特性相对统一、数据基础良好、碳排放量大且集中、易于计量和检测等特点，被公认为是碳交易行业试点的首选。欧盟、美国等经济体的碳交易大多率先从电力行业开始。我国电力行业还具有排放源单一，大部分碳排放来自煤炭燃烧；不同电力企业在减排成本上有所差异；整个行业几乎没有来自国外的竞争，排放权交易不容易导致产业或排放的转移等有利因素。《京都议定书》碳减排三大灵活机制唯一涉及到发展中国家的是“清洁发展机制”（CDM）——基于项目碳交易。从类别来看，我国电力行业目前的碳交易市场属于CDM下的项目交易。

在此，可以从发电侧、需求侧和电网侧来分析我国电力行业碳交易市场的潜力。发电侧的潜力主要来自于化石能源利用效率的提高、电源结构的调整、碳捕获和封存（CCS）技术。煤电是我国电力生产的主体（图1），现在情况大不同了，应积极促进大容量高效率的先进机组替代高耗能的小煤电机组，如整体煤气化联合循环发电（IGCC）、以煤气化为核心的化工动力联产、更高参数的超超临界发电。调整能源结构，推广低碳燃料或可再生能源、核能等近零排放能源替代煤炭发电，则是实现碳减排远景目标最重要的措施。具体而言，中短期内我国应重点发展水电，核电，风电等技术成熟、成本相对较低的发电方式。太阳能、海洋能发电技术要努力突破技术和成本瓶颈，实现其在中远期的应用。需求侧的潜力来自于通过设计相应的激励机制和政策，引导电力用户节约用电，提高电能

利用效率，减少电力消费，从而间接减少电力行业碳排放。电网是连接发电侧和需求侧的桥梁，其碳减排潜力主要来自于智能电网的建设和非化石燃料电力资源的大规模接入。特高压、柔性输电、低碳电力调度、分布式发电，以及与用户实施双向交互等智能电网技术的推广和应用，将大大降低电能输送过程中的损失，具有巨大的减排潜力。

目前我国有北京环境交易所、天津排放权交易所、上海环境能源交易所和少数几个地方交易所（见表），但基本还处于起步阶段，实际成交量很小，且基本处于各自为战的状态，与我国作为全世界核证减排量（CERs）一级市场上最大供应国的地位并不匹配。建立国内碳交易市场，需要解决以下问题：首先，要收集可信的历史排放数据；其次，要确定碳排放交易市场覆盖的范围；再次，需要对排放配额进行分配；最后，需要科学的登记注册系统、结算系统和监测报告核证系统。电力行业数据基础良好、易于计量和检测的先天优势，为碳交易市场的建立提供了巨大的潜力。随着“后京都”时代的来临，CDM市场的形势并不明朗，建立全国规模化的碳交易市场的越来越重要。

我国电力行业碳交易市场建设面临的制约

碳交易市场能否真正起作用，主要取决于：稀缺性、流动性、稳定性和有效性。关于稀缺性：总量控制越严格，碳的稀缺性越高，碳价格越高，减排的经济动力越大，减排幅度越大，但导致的减排成本也越高。减排成本一旦超过经济的可承受程度，减排就成为不可能完成的任务了。关于流动性：碳排放的控制数量与碳的流动性、碳交易体系的活跃度存在倒U型关系（见图2）。当控制数量过低时，碳的稀缺度不足，需求很少，碳的流动性和碳交易活跃度很低。但是，当控制数量过高时，碳的稀缺性过高，减排成本上升，而且交易者对碳价的信息判断过于一致，流动性也会明显地下降。关于稳定性：碳市场是典型的政策驱动型市场，相关政策的变化会对碳市场产生重要影响。以欧盟为例，配额过高，以及与此相关的无法储存的信用额度的问题，导致了2007年后半年碳排放价格的崩溃。关于有效性：碳市场的有效运行需要相应的基础设施和制度，目前我国电力行业排放数据不准确，尤其是微观企业碳排放的检测、报告和核查体系并不完善，将影响我国减排机制设计的科学性，进而影响减排目标及范围、配额分配等的合理性，进而影响机制运行的有效性。

电力行业碳交易市场的稀缺性。建立碳交易市场，必须将强度减排转换为总量减排。减排的总量决定了交易市场的大小，减排的力度决定了市场的潜力。碳的稀缺性不仅为电力企业控制碳排量提供了经济激励，更重要的意义在于对我国能源技术投资和技术创新的影响。碳的稀缺性提高了电力行业的成本，企业为了降低生产成本和增强市场竞争力，必然会对能源技术进行大量投资，加快技术创新，从根本上改变我国电力行业在发电侧、电网侧和需求侧的落后局面。与此同时，可持续增长与经济承受能力对我国电力行业来说特别重要。作为基础产业，电力需求在当前及未来较长时期内还将持续增长，我国电力工业在未来20年甚至30年还必须发展。不同于欧美国家，我国电价仍属于政府管控范畴，电力企业无法将增加的生产成本有效地转移到电价中，电价的变化幅度相对较小，变化频率相对较慢，对于成本的反映也更加敏感。

电力行业碳交易市场的流动性。有了流动性才能形成真实的价格信号，没有流动性，价格是失真的。企业之间的碳减排成本差别是市场流动性的决定性因素，差别越大，市场的流动性越强。相对于火电而言，水电、风电、核电等清洁电源的碳排量更小，减排成本也更小。尽管清洁能源发电增长迅速，但考虑到成本和我国的能源禀赋，在今后很长一段时间内，煤电依然会是我国电力的主体，我国电力行业碳交易市场的流动性还是比较乐观的。此外，市场涵盖区域范围越大，买卖双方的参与者越多，市场的流动性就越好。我国碳减排指标实行的是按地区分解，地域分割的地方行政边界缩小了碳市场的覆盖范围，减少了碳交易的参与者，很难保障碳市场的流动性。电力行业拥有集中度高、可垂直管理等特点，可试点按行业分解碳减排指标，然后在行业间划行政区域做交易，既能保证市场统一，又兼顾了区域能源资源禀赋的差异。

电力行业碳交易市场的稳定性。政策驱动力是我国电力行业碳交易市场的一大优势。从电力行业内部看：“上大压小”政策要求逐步淘汰小火电机组，分期分批淘汰高耗能、重污染的各类生产设备和落后工艺；核电、水电、风力发电、太阳能发电、生物质能发电等清洁能源发展迅速；特高压、柔性输电、低碳电力调度为代表的智能电网大规模建设。从国家宏观发展环境看：有生态文明战略的提升、资源节约型环境友好型社会的建立、2020年碳强度比2005年削减40%～45%的国际承诺。从国际碳交易发展形势看：“后京都”时代存在不确定性，中国CDM项目参与方对建立统一的国内碳市场呼声越来越高。这些都为电力行业碳市场带来了稳定的潜在需求，关键是建立完备的市场体系使潜在需求转化为稳定的现实需求。鉴于EUETS的运作经验，建立我国的电力行业碳交易市场还应考虑两个问题：一是政府需要在碳交易市场中建立了一个“蓄水池”，当碳的价格太高的时候，可以卖出碳排放权，平抑碳价；当碳价格太低的时候，可以买入碳排放权，以稳定碳价。二是应重视碳排放权的连续使用问题，欧盟第一阶段碳配额无法在第二阶段使用，是造成2007年碳价格下降的重要原因。

电力行业碳交易市场的有效性。相对于其他行业，电力行业虽然有一定的优势，但依然存在数据不完整、MRV体系不完善等问题。就我国的MRV体系而言，无论是软件基础还是硬件设施，都不完善。首先我国没有MRV专门性立法，对企业碳排放的检测、报告和核查缺乏强制性，无法保证我国减排机制设计的科学性。其次，我国还没有建立温室气体实时监控信息系统和数据库的管理系统，造成各部门间环境监测信息系统无法实现互联互通和信息公开透明，给跨部门、跨地区、跨国的信息交流与合作带来了很多困难。第三，具备相关技能和实际操作经验的MRV人才缺口较大。如何建立可靠、可信、高效的MRV机制是个难题。

我国电力行业碳交易市场的发展战略

做好碳市场的顶层设计。碳市场充分发挥市场机制在优化资源配置上的基础性作用，是落实党中央、国务院关于应对气候变化工作总体部署的重要举措，“十二五”规划已明确提出“逐步建立碳排放权交易市场”。当前，迫切需要做好我国碳市场的顶层设计（见图3）。碳市场的顶层设计就是要政府自上而下地统筹规划碳市场的核心机制。

第一阶段：地区试点探索阶段（2012～2015年）。这一期间：一是坚持在市场总体规划框架下推进区域性试点工作，同时为构建全国统一碳市场预留政策空间；二是立足于现货交易，不要发展成为类期货市场；三是通过区域试点，促进市场能力和基础设施两方面的建设。

第二阶段：全国体系试运行阶段（2016～2020年）。启动全国性强制的统一的碳市场，形成一套完善的运行机制，修正基本制度，为正式运行积累经验。在试运行期末对运行情况做全面评估，并通过碳市场交易的相关法律。

第三阶段：整体推进期（2021～2030年）。加强国内碳交易平台一体化过程，基础产品和金融衍生品多层次发展，形成全方位的碳交易政策支持体系、多层次的碳市场体系和立体化的碳交易服务体系。

加强电力企业的能力建设。现阶段，电力行业要提前为参与碳市场做好应对准备。首先，电力企业要做好碳排放数据统计和核查等基础性工作，摸清家底，深入了解自身的碳排放情况。其次，要着手研究企业碳减排潜力及减排成本，明确实施减排的重点或优先领域。再次，要加大低碳技术研发力度，积极实施碳减排。最后，碳市场作为一个新兴的市场，对电力企业经营管理产生一定影响，企业要提升碳交易方面协同管理能力，包括战略、管理、投资、建设和财务等多方面的协同配合。

循序渐进，试点先行。在国际上我们强调共同但有区别的责任原则，在国内也同样应该采取共同但有区别的责任原则。按照这个原则，对东部、中部、西部采取不同的政策措施，因为我国的东、中、西部发展还很不平衡。碳市场的流动性和碳减排量的真实性是碳交易的核心问题。在碳交易市场试点过程中，要确保制度设计的合理性，以保证有足够的供需双方；同时，碳减排量的核证、核查的标准设计，以及独立、公正的碳减排核查机构和从业人员等，是保证碳减排量真实性的必要条件，否则产生的碳减排量难以获得信用。在试点的基础上，可以进一步扩大市场交易的覆盖面，不断修订交易规则。

中国电力行业运营态势与投资规划研究报告（2014-2019）大纲

第一章电力行业节能减排的宏观环境分析

第一节经济环境

一、2013年中国宏观经济运行回顾

二、2014年宏观经济形势分析及展望

三、“十二五”中后期我国经济增长潜力分析

四、绿色经济是我国可持续发展的必然选择

第二节社会环境

一、我国的节能环保理念逐步强化

二、全国各地环保模范城建设如火如荼

三、2014年我国节能减排形势

四、我国将开展十大重点工作推进节能减排

第三节生态环境

一、2013年我国环境质量形势严峻

二、2013年我国环境保护各项重点工作

三、2014年我国环境质量状况浅述

四、电力行业节能减排对于绿色低碳发展意义重大

第四节能源环境

一、2013年我国能源经济运行概况

二、中国能源问题要求节能减排

三、交通运输业对资源环境影响分析

四、2013-2015年中国能源规划重点

第二章电力工业经济运行分析

第一节中国电力行业发展综述

一、我国电力市场及其主体构成情况

二、电力工业对国民经济和社会发展的贡献

三、建国60年中国电力工业发展成就巨大

四、宏观经济与电力行业发展的相关性

五、现阶段中国电力发展水平及结构透析第二节2013年我国电力行业经济运行分析

一、电力行业整体运行情况

二、电力投资和建设情况

三、电力生产情况

四、电力供应与销售情况

五、用电市场情况

六、主要技术经济指标完成情况

七、企业经营情况

第三节2014年我国电力行业经济运行分析

一、电力行业整体运行情况

二、电力投资和建设情况

三、电力生产情况

四、电力供应与销售情况

五、用电市场情况

六、主要技术经济指标完成情况

七、企业经营情况

第四节“十二五”期间我国电力发展预测

一、我国电力需求将稳步增长

二、我国电力投资的增长带来电力设备的快速增长

三、我国电网未来及“十二五”投资预测分析

第三章电力行业节能减排发展现状

第一节中国电力工业节能减排发展综述

一、我国当前的能源利用状况

二、电力企业节能减排的必要性

三、电力企业节能减排措施

四、我国电力节能从农村到城市

第二节2013-2014年电力行业节能减排发展概况

一、2013年电力行业节能减排情况

二、2013年电力行业节能减排工作回顾

三、多省推行电力需求侧管理办法

四、中国电力节能减排已接近十二五规划目标

五、2014年全社会节能减排电网扮演重要角色

第三节电力行业关停小火电情况

一、当前小火电机组关停情况

二、小火电机组再利用的途径

第四节市场机制下发电环节的节能减排运作

一、可再生能源利用是电力节能减排的重要出路

二、节能减排带来电力市场发展新机遇

三、电力市场改革给节能减排运作带来的机遇

四、电力市场改革给节能减排运作带来的困扰

五、电力市场环境下推进节能减排的几点策略

第五节节能发电调度的碳化效益评估模型及其应用

一、节能发电调度的概念

二、节能发电调度对于低碳电力的促进作用

三、不同调度模式中电力系统CO2排放的计算方式

四、低碳目标的排放标准和效益评估分析

五、节能发电调度的碳化效益发展应用的建议

第六节电力节能减排存在的问题及对策

一、电力行业节能减排现状问题分析

二、解决电力行业节能减排工作存在问题的有效措施分析第七节企业电力节能减排实施途径及改造措施

一、企业电力节能减排的理论分析

二、加强电力设备管理实现电力节能

三、合理利用变压器的技术参数实现节能

四、发展热电联产推动企业节能减排

第四章电力行业的脱硫与脱硝现状

第一节火电厂烟气脱硫产业发展现状

一、2013年火电厂烟气脱硫产业信息

二、2013年火电厂烟气脱硫特许经营相关信息

三、火电厂烟气脱硫BOOM模式探讨

四、火电厂烟气脱硫特许经营发展分析

第二节火电厂脱硫产业化存在的问题及对策

一、中国烟气脱硫产业化存在的主要问题

二、火电厂烟气脱硫产业化发展的指导思想和任务

三、加快烟气脱硫产业化发展的建议

四、促进火电厂烟气脱硫产业发展的措施

第三节电力行业脱硝综述

一、2013年火电厂烟气脱硝产业信息

二、2013年火电厂烟气脱硫脱硝特许经营相关信息

三、2013年火电厂烟气脱硝催化剂生产相关信息

四、“十二五”期间脱硝迈入黄金发展期

五、2014年烟气脱硝加入治霾行列

六、火电厂烟气脱硝电价浅析

第四节国内火电厂烟气脱硝技术发展与产业分析

一、烟气脱硝技术发展状况

二、烟气脱硝相关政策及技术规范

三、烟气脱硝行业的市场结构

四、烟气脱硝的市场发展前景和政策措施建议

第五章电力企业的节能减排分析

第一节推广集中供热是节能降耗和电力企业发展的基础

一、推广集中供热，使发电能耗再利用

二、把节水节电列为重点工作

三、减少燃煤消耗量

四、要大力发展大电网

第二节电力节能措施与电气新能源的开发分析

一、电力节能的措施分析

二、电气新能源的开发分析

第三节电力运行及用电管理节能的分析探讨

一、目前我国电力行业发展现状

二、电能损耗的原因概述

三、用电管理节能的措施

第四节电力工程设计中的节能措施探索

一、电力工程设计节能的基本要求

二、电力工程设计中的节能措施

第五节电力系统如何在发展中做到节能环保

一、电力系统发展中节能环保工作的必要性

二、火力发电对环境的影响及防治措施

第六章重点区域电力行业节能减排分析

第一节华北地区

一、天津电力工业节能减排实施成效分析

二、“十二五”内蒙古电力节能减排规划

三、河北省电力行业节能减排现状及对策

第二节东北地区

一、辽宁省电力工业节能减排实施概况

二、安徽池州电力节能排减取得明显成效获肯定

第三节华东地区

一、2014年浙江电力行业节能减排实施成效评析

二、2013年福建电力行业节能减排实施成效评析

三、2013年上海电力行业节能减排实施成效评析

四、2013年江苏省电力工业节能减排基本情况及成效

五、2013年江西省电力工业节能减排基本情况及成效

六、2014年山东电力推广合同能源管理模式

七、2013年山西省电力工业节能减排基本情况及成效第四节中部地区

一、2014年河南省电力公司新技术助力节能减排

二、2013年湖南省电力行业节能减排成效显著

三、2014年湖北省电力公司节能减排综述

四、2014年湖北省电力公司节能工作获表彰

第五节华南地区

一、2014年广东电网实施节能发电调度

二、2013年海南省电力行业实行节能减排效果显著

三、广西电网实行节能减排效果显著

第六节西南地区

一、2013年四川电力行业前三季度节能减排情况

二、2014年云南电网节能量总体进度超额完成任务

三、贵州电力行业节能减排成效分析

四、甘肃省电力公司节能降耗效果显著

五、国网西藏电力超额完成2013年节能减排任务

六、2014年国家电网重庆电力节能服务成效显著

第七章电力行业节能减排技术分析

第一节电力节能减排的理论体系与技术支撑体系

一、电力节能减排的理论体系与技术支撑体系的重要意义

二、电力节能减排理论体系与技术支撑体系的启动

三、电力节能减排的理论体系以及技术支撑体系构架分析

四、电力节能减排的市场准入机制

五、建立节能减排的监管机制

六、促进节能减排的政策机制

七、电力节能减排方面的技术支撑体系

八、完善电力节能减排理论体系和技术支撑体系的措施第二节电力工业节能降耗的四类基本技术

一、降低发电能耗的主要途径

二、降低综合线损技术的三种方法

三、电力需求侧管理技术手段浅析

四、楼宇及变配电站建筑节能的相关技术剖析

第三节关于电力工业技术节能的探讨

一、综合线损节能技术

二、变配电站节能

三、电力节能技术措施

四、用电侧管理技术

第四节电力系统节能与经济调度的研究

一、节能调度的概述

二、节能调度的可行性

三、节能调度的方法与措施

四、节能调度与经济调度相结合

第五节电力节能降耗采取的技术措施探析

一、降低发电能耗

二、降低综合线损技术

三、用电侧管理技术

四、楼宇及变配电站建筑节能

第六节电力输配电线路节能降耗技术探讨

一、电力输配电线路节能降耗技术的必要性

二、电力输配电线路节能降耗技术的措施

三、优化电网的无功配置

第七节电力工程管理手段与节能设计探讨一对加强电力工程管理的几项提议

二、电力工程的节能设计

三、节能管理措施

第八节关于电力运行中的节能问题分析

一、电能浪费的主要原因

二、电力在运行过程中的几点有利措施

第九节对我国火电厂烟气脱硫的现状研究及未来发展展望

一、我国火电厂烟气脱硫的现状研究

二、我国火电厂烟气脱硫的技术发展

第十节针对电力生产特点采用高压变频技术的节能减排效果分析

一、变频节能在电力生产中的综合效果

二、电力生产对高压变频的要求

三、高压变频应用时应注意的问题

四、风机变频调速应用情况

五、水泵变频调速应用情况

六、不同功率等级的变频调速改造实施方案

七、不同拓扑结构变频器的性能比较

八、节能改造工程变频器容量的合理选型

第十一节电力需求侧电价机制与节能降耗的关系

一、电力需求侧管理

二、需求侧管理电价机制

三、两部制电价机制

四、两部制电价机制与节能降耗的关系