能源电力概论论文

能源电力概论论文（共8篇）

1.能源电力概论论文 篇一

《新能源材料概论》课程教学大纲

一、课程基本信息 课程编号：13103213 课程类别：专业选修课 适应专业：材料物理 总学时： 36 总学分： 2 课程简介：

本课程介绍了新能源材料的基础与应用。具体内容包括：绪论，新型储能材料，锂离子电池材料，燃料电池材料，太阳能电池材料基础与应用，其他新能源材料。《新能源材料概论》是新能源材料领域综合和前沿知识的论述。基础理论描述清晰而精炼，突出新能源材料领域涉及的方方面面，有助于推动新能源学科的发展，促进新能源技术与工程的研究。通过本课程的学习，以拓宽学生的知识面、培养实践技能与创新能力，培养新能源科学与技术发展所需的合格和创新性人才。授课教材：《新能源材料:基础与应用》, 艾德生、高喆，化学工业出版社, 2010年。参考书目：

[1] 《新能源材料》，吴其胜，华东理工大学出版社，2012年。[2] 《新能源概论》，王革华、艾德生，化学工业出版社，2012年。[3] 《新能源技术》，翟秀静、刘奎仁、韩庆，化学工业出版社，2010年。

二、课程教育目标

本课程涉及内容广泛，要求学生在学习时，注重掌握新能源材料的基本特征和基本类型，理解新能源材料的基本性质，熟悉新能源材料的一些基本制备方法，了解新能源材料的实际应用，了解新能源材料的研究现状、理解新能源材料的主要任务及面临的课题，了角新能源材料研究未来发展前景。

三、教学内容与要求 第一章 绪论

教学重点：掌握新能源材料的基本特征，掌握新能源材料的基本分类 教学难点：新能源材料在国民经济中的地位和面临的挑战 教学时数：2学时

教学内容：掌握新能源材料的基本特征，掌握新能源材料的基本分类，了解新能源材料的基本应用和研究主要进展。教学方式：课堂讲授 教学要求：

（1）掌握新能源材料的基本特征，掌握新能源材料的基本分类。（2）了解新能源材料的基本应用和研究主要进展。第二章 新型二次电池材料

教学重点：掌握镍氢电池的基本结构和工作原理，了解镍氢电池对正极材料的基本要求，理解储氢材料在镍氢电池在基本用途和基本要求，掌握几种常见储氢合金的基本特征、基本性质和研究动态。教学难点：镍氢电池的基本结构和工作原理，锂离子电池的基本结构和工作原理，二次电池材料的主要性能要求和制备方法。教学时数：9学时

教学内容：新型二次电池材料概述；金属氢化物镍电池材料；锂离子电池材料；有机化合物电池材料。

教学方式：课堂讲授

教学要求：理解二次电池和一次电池的基本区别，掌握镍氢电池的基本结构和工作原理，了解镍氢电池对正极材料的基本要求，理解储氢材料在镍氢电池在基本用途和基本要求，掌握几种常见储氢合金的基本特征、基本性质和研究动态，了解锂离子电池中正极材料和负极材料的基本类型、基本要求和最新研究发展。第三章 燃料电池材料

教学重点：理解燃料电池的基本结构和基本工作原理，掌握燃料电池的几种基本类型，理解几种基本燃料电池中关键材料的基本特征和基本要求。

教学难点：理解燃料电池的基本结构和基本工作原理，掌握燃料电池材料的关键性能指标和关键制造技术。教学时数：9学时

教学内容：燃料电池现状与未来；质子交换膜型燃料电池材料；熔融碳酸盐燃料电池材料；固体氧化物燃料电池材料。教学方式：课堂讲授

教学要求：理解燃料电池的基本结构和基本工作原理，掌握燃料电池的几种基本类型，理解几种基本燃料电池中关键材料的基本特征和基本要求，了解质子交换膜型燃料电池中电催化剂、多孔气体扩散电极和质子交换膜的基本性能要求，了解熔融碳酸盐燃料电池中电池隔膜和电极的基本性能要求，了解固体氧化物燃料电池中电解质、电解质膜和电极材料的基本性能要求。第四章 太阳电池材料

教学重点：理解太阳电池的工作原理，了解太阳电池的发展历史和研究现状，理解太阳能电池中关键材料的基本性能要求和制备方法。

教学难点：理解太阳能电池中关键材料的基本性能要求和提高关键材料性能的主要途径和制备方法。教学时数：10学时

教学内容：太阳电池材料概述；晶体硅太阳电池材料；非晶硅太阳电池材料；Ⅱ-Ⅵ族多晶薄膜太阳电池材料；Ⅲ-Ⅴ族化合物太阳电池材料。教学方式：课堂讲授

教学要求：理解太阳电池的工作原理，了解太阳电池的发展历史和研究现状，理解晶体硅太阳电池的结构和晶体硅材料的基本性能要求，理解非晶硅太阳电池的工作原理，了解非晶硅材料在太阳能电池中的基本性能要求，了解新型ⅡⅥ族多晶薄膜太阳电池和ⅢⅤ族化合物太阳电池和工作原理，理解这些新型太阳能电池中关键材料的基本性能和现代制备方法。第五章 核能材料

教学重点：理解核能材料基本分类和特征，理解核能材料的辐照效应，辐照缺陷的产生过程和辐照损伤现象，了解核能材料基本性能要求和研究新动向。

教学难点：理解核能材料的辐照效应，辐照缺陷的产生过程和辐照损伤现象。教学时数：6学时

教学内容：核能材料概述；改进型水冷动力堆材料；先进的核燃料的氚增殖材料；新一代结构材料。教学方式：课堂讲授

教学要求：理解核能材料基本分类和特征，理解核能材料的辐照效应，辐照缺陷的产生过程和辐照损伤现象，了解核能材料基本性能要求和研究新动向，了解新一代核能利用结构材料的主要特征和主要类型，了解新型陶瓷材料的石墨材料在核能利用中应用。

四、作业

该课程原则上每次课都布置作业，除了教材中的习题，也可以补充一些典型习题。

五、考核方式与成绩评定 考核方式：考查。

成绩评定：课程报告成绩、平时作业、考勤情况，按百分制评定。报告成绩占70%。平时成绩占30%。

执笔人： 责任人： 2013年8月

2.能源电力概论论文 篇二

一结合区域经济和电力行业背景进行专业群人才需求分析

自2008年全球金融危机爆发以来, 湖南区域经济虽然受到一定影响, 但全省GDP总量仍保持10%以上的增速, 人均GDP排名位于全国第19位。“十二五”期间湖南省省委、省政府大力实施区域经济发展总体战略, 全面推进“四化两型”、“四个湖南”、长株潭 (3+5) 城市群建设、加速崛起湘南、扶植发展大湘西、加快新型城镇化建设。随着湖南经济的快速发展, 全省电力工业迎来了重大的发展机遇。

电力工业的迅速发展和产业转型升级极大地带动了电力工业产业链 (发、输、配、供、用) 的人才需求。据推算, “十三五”期间湖南发电企业至少需补充火电厂集控运行、热工检测及控制技术专业人才3000人左右。据湖南省电力公司人才招聘战略计划, “十三五”期间湖南电网将补充高压输配电线路专业技能人才1000人左右, 供用电技术专业技能人才1500人。

二完善“学拟实操、场厂交替”工学结合的复合型人才培养模式

坚持“依托行业、服务行业;对接企业、提升企业”的办学定位, 依托电力行业, 扩大电力企业参与学院人才培养的深度与广度, 开展与省内电力企业的战略合作, 实施专业共建、基地共享、人才共育, 拓展专业教学空间和学生学习空间, 创新并完善“学拟实操、场厂交替”工学结合的复合型人才培养模式结合专业群特点, 充分利用校建的校内外实训基地, 推行“学习情境与工作情景、学习任务与工作任务相融合”的教、学、做一体化教学模式。利用校内实训基地, 通过“移植”电力企业电力设备检修、运行、施工、维护工作场景, 引入行业标准、岗位职责、工作任务, “模拟”岗位工作全过程, 采用项目导向、任务驱动式教学, 实现“做中教、做中学”, 培养学生职业核心能力;利用省内各电力企业实习基地, 开展企业认识实习、生产实习和顶岗实习, 让学生了解工作任务, 熟悉岗位职责, 对接行业标准, 感受真实工作环境, 提高学生职业适应能力。采用校内学训一体与企业实际工作交替进行的分段教学组织模式, 让学生边学边工作, 能力螺旋式上升。

基于能力本位的职业教育理念, 建立“三元主体” (学院、企业、职教机构) 的评价工作机制, 从职业能力标准、职业能力实现载体和职业能力判断方法三个维度, 按照岗位对接性、职业阶段性、能力发展性、评价开放性的原则, 在本专业群按学年开展对学生职业能力的评价实践, 确定学生各阶段的能力水平。通过职业能力评价实践, 推动职业教育课程改革和创新, 指导学生合理规划职业生涯, 促进学生在专业能力、方法能力和社会能力等全面发展, 不断提升学生就业的核心竞争力。

三优化“基础模块+专业模块”的模块化课程体系

以重点专业为龙头、相关专业为支撑, 采用“基础模块+专业模块”的模式构建能源电力类专业群课程体系, 推动人才培养模式的改革和课程群的建设, 以实现专业群内各专业建设目标的统一性、课程结构的优化性、资源利用的共享性、资源配置的集成性、教学管理的功能性, 提升学院整体办学实力、教学质量、管理水平和办学效益。

1. 基于学生可持续发展构建“基础模块”

针对能源电力特色专业群, 按照培养社会人的要求, 突出培养现代社会对人的基本要求, 基于社会的适应性和可持续发展性, 围绕电力产品的特点, 整合电力生产各环节共同必须的基本素质, 建立“基础模块”。

2. 围绕专业群岗位核心能力构建“专业模块”

围绕专业群对应的岗位群核心能力要求, 根据各专业技术领域的不同特点, 针对不同的专业 (或专门化方向) , 以工作任务或工作过程为依据, 围绕工作任务或工作过程必须、够用的专业理论与专业技能, 综合本专业 (或专门化方向) 的专业能力、方法能力和社会能力, 构建“专业模块1”, “专业模块1”的课程全部实行行动导向教学, 促进学生职业核心能力的培养。

另外, 学生可根据专业要求、个人兴趣特长和就业需要构建在“专业模块2”内的清洁能源包和电力新技术包中对课程进行限选, 主要实现按不同职业方向进行人才分流培养, 以解决专业群内各专业的岗位迁移能力问题。

3. 大力推进群内共享型和专业内特色型优质核心课程建设

按照“核心课程建设促进专业建设、专业建设推动群体发展、群体发展拉动人才成长、人才成长带动产业提升”的原则, 在“专业模块”中选取泵与风机运行与维护、汽轮机设备及检修、单元机组运行、输配电装置安装与调试、输配电装置继电保护、输配电线路运行与维护等6门课程作为群内共享型优质核心课程建设。另外, 群内每个专业根据自身专业特色在“专业模块”中选择四门核心课程加以建设, 引领带动专业群课程建设。

4. 基于专业群建立“分级管理、开放共享”的课程开发与管理机制

依据专业群的建设理念, 专业建设与课程管理模式的调整是必须的。首先要打破以专业划分教研室的禁锢, 建立专业间的联系与沟通, 实现共享型课程的师资共享、课程资源共享、场地资源的共享。其次要建立课程分级开发、分级管理机制, 建立学院、教务处、系部、教研室对专业基础、专业核心、专业方向的四级管理机制。

四大力推进开放共享型数字化教学培训资源建设

依托职教新干线, 在专业群内建立20门主干课程的教学资源库, 以图片、视频、音频、动画等形式供师生共享;建立10门优质核心课程的虚拟实训室;建立对接现场的培训资源平台;开设双向互动型的能源电力类专业论坛。

1. 建立共享的教学资源库

建立群内20门优质核心课程的课程标准、教学设计、多媒体课件库、网络试题库、案例库, 完善教学素材, 包括图片、视频、音频、动画等, 供教师学生共享。

2. 加强微课程和MOOC课程建设

配合学院学分制建设, 在专业群基础模块中选择3门课程开展MOOC课程建设, 在核心模块或方向模块内, 每个专业选择3门课程开展微课课程建设, 将其建成含学生参与、反馈、作业、讨论和评价于一体的网络课程。

3. 建立培训资源服务平台

建立能源电力群各岗位及职业鉴定相关工种的职业资格标准、技能鉴定和培训考核题库以及标准化作业指导书等资源, 并根据企业现场要求及时更新;建立培训师资信息库。

五强化“内外轮训, 分层递进”实践教学体系

1.“内外轮训, 分层递进”的三阶段实践教学体系框架

职业基本技能实训。以电厂、变电站、供电所等企业认识实习 (识岗) , 促进学生认识电力系统主要设备、岗位职责;以钳工、电工等职业技本技能训练学生培养学生刻苦、细致的劳动态度和工作作风。

职业专项技能实训。专项能力的培养分为两层:第一层, 校内拟岗实训 (拟岗) , 在校内实训基地, 模拟岗位的工作情景, 采用项目导向、任务驱动教学模式培养学生的专项技能;第二层, 学生在校内完成拟岗实习后, 到校外实训基地进行跟班实习 (跟岗) , 进一步了解真实的工作环境、工作内容和标准, 提高专业技能。

职业综合技能实训。在校内完成毕业设计, 通过考试获取职业资格证书, 再到校外顶岗实习, 进一步培养和提高学生的综合技能, 为就业奠定基础。

2. 确定各阶段的实训项目及内容

实训项目源于岗位的典型工作任务, 通过现场调研, 设置各阶段实训内容, 构建或模拟现场工作环境, 体现现场作业流程和岗位标准, 对综合实训项目应强调工作过程的完整性。

3. 构建“提升产业、互利共赢”的校内外实训基地

采用校企合作共建方式, 在现有的37个实训室基础上, 新建、改扩建11个实训室, 建成对接发电、输电、供电企业生产一线的“五化” (设备现场化、生产真实化、作业标准化、功能多样化、场地开放化) 综合性大型校内实训基地, 构筑能源电力类专业群学生职业能力培养平台, 并确保校内实训开出率达100%。

六打造一支“行家带头、专家施教”的电力职教团队

以热能动力设备及应用核心专业带头人为引领, 实行“双专业带头人”制, 发挥专业互补、校企人才互补优势, 由6名专业带头人及具有行业影响的5名现场专家组成能源电力专业群带头人队伍。

核心专业带头人通过培养, 进一步掌握能源电力产业发展趋势、专业群建设方向, 具有协调各专业发展方向、调动校内合作资源的能力, 并具备正高级专业技术职务, 达到省级专业带头人的要求。

建设一支教学主攻方向明确、理论及实践教学方法丰富、结构合理的骨干教师队伍。双师型教师比例达到98%。建设期内专业群教学团队取得或主持3项以上省级教学成果或省级课题。5名以上行业内具有较大影响的教学培训名师。完善教师定期企业实习、人员交流的校企业共建教师队伍机制。建立60人以上规模的兼职师资库。入库师资具有行业高级及以上职称、技能资格的达50%。健全教师评价机制, 以学生、教师、企业、社会为主体, 定期对教师职业道德、业务水平和工作业绩进行考核。

摘要：能源电力专业群建设要以区域经济发展和电力产业结构升级转型为导向, 以重点建设专业为核心, 加强专业教学资源的优化整合, 以课程体系构建、实践教学体系建设、教师团队建设、数字化教学资源建设为重点, 积极探索工学结合的人才培养模式, 适应湖南区域经济和电力行业未来发展趋势。

关键词：能源电力专业群,电力产业链,建设路径

参考文献

[1]傅辉明、何宏华.电力技术专业群虚实一体“校中厂”建设及其岗位仿真教学的探索[J].高教论坛, 2012 (9)

[2]宋文光、许志平.高职院校专业群建设的路径探析[J].中国成人教育, 2008 (2) :98

[3]刘霞.基于产业链的高职专业群建设研究[J].中国职业技术教育, 2012 (3) :36

[4]顾京.基于产业结构的高职教育专业群建设[J].教育与职业, 2012 (17)

3.能源电力概论论文 篇三

关键词：电力企业；新能源；并网；成本

能源是人类生存的物质基础之一，也是国民经济发展的重要物资保障。电力是我国国民经济的重要组成部分，电力企业既是能源生产企业，也是能源消耗企业，其消耗能源产生的碳量占总量的40%。电力企业碳排放居高不下，影响了企业本身的发展，同时也给环境带来了严重的威胁。为解决以上问题，发展新能源电力是我国电力企业的必然趋势。

1新能源对电力企业的影响

1.1 发展新能源的意义分析 新能源主要包括风能、太阳能、生物质能、海洋能、页岩气、地热能等，我国地域辽阔，因此新能源资源较为丰富，发展新能源对于我国能源安全的发展和环境的改善具有重要的战略意义。新能源可作为传统化石能源的替代品，缓解我国能源紧缺问题，保障我国经济稳步发展；发展新能源，有利于改变我国的能源结构，减少化石燃料燃烧对环境的污染。新能源产业是体现国家发展战略的新兴产业，也是国际产业竞争的重要领域，发展新能源对于我国经济的增强、国际地位的提升均有重要意义。

1.2 我国发展新能源的现状分析 以太阳能资源为例，我国太阳能产业规模居世界第一位，据统计，截止到2015年9月底，我国光伏发电装机容量达到3795万千瓦，其中，集中式光伏电站装机容量3170万千瓦，分布式光伏电站装机容量625万千瓦。晶硅、薄膜等太阳能电池以及其他电池技术的发展，为我国太阳能发电行业的发展奠定了基础，目前已经具有10MW级并网光伏集成、500kW级光伏并网逆变器、数据采集、进程监控系统等设备。

1.3 电力企业在应对新能源发展方面的不足

1.3.1 管理方面。我国制订了一系列新能源发展优惠政策，积极鼓励企业创新技术，使用新能源进行生产运营。《可再生能源法》的修订，从配套电网建设、服务体系、保障措施等方面对电网企业的义务进行了规定；但规定中的多项措施可行性不强，并网问题没有得到有效解决，风电机组等可再生能源设备闲置造成了资产的浪费。

1.3.2 并网问题。新能源技术创新不仅限于新能源本身，还涉及其他领域。就目前来说，电能是应用较为广泛的一种能源形式，风能、太阳能、核能等都是进行二次转换后才进行消费的。近年来，我国火电企业发电装机容量不断增多，与新能源发电之间已经形成了并网争抢的局面。要保证新能源发电并网，需要以抢占火电厂市场份额为基础；不利于新能源产业的拓展。

1.3.3 技术问题。目前，我国处于电网大规模建设阶段，现有的技术水平无法适应新能源发展的需求。我国虽然已经开始积极构建智能电网，但还未到达系统性、规模性的阶段，参数计量技术、集成通信技术、分布式能源接入技术、信息管理系统、智能调度系统的建设和完善都需要很长一段时间。电网及配套设施不能同时跟进，严重影响了创新环境，导致技术创新受阻，新能源的二次转换问题无法得到有效解决。

1.3.4 成本方面。目前，全球公用事业级大规模光伏发电的成本已经比燃煤和燃气的火电厂还要便宜。就我国而言，2007-2015年8年间，光伏组件的市场价格已经从每瓦36元下降到目前的每瓦3.5-3.8元，并网光伏系统成本也从每瓦60元降到了每瓦7-8元，逆变器价格也从每瓦4元降到了每瓦0.3元左右。

2 电力企业应对新能源发展的对策

2.1 争取国家支持力度 从发展现状而言，我国新能源产业处于发展初期，技术创新阶段存在成本高、风险大、回报率低等风险，仅依靠市场调节机制发展新能源产业可能性较小。电力企业可积极争取国家政府的支持，尽快形成完整的、标准的新能源技术和装备管理体系；加强对新能源装备的质量管理和监督维护，建立监督机制，利用考核体系对新能源科技企业的经营状况进行评价，为其后续发展提供参考。

2.2 加快电网建设进程 我国电网建设工作远远落后于发电能力增长速度，风能、太阳能等新能源的并网问题一直没有得到有效解决。面对不断变化的电力能源结构，电力企业应继续坚持智能电网的发展方向，加快电网建设进程。首先，要推进统一智能电网标准体系的建设。智能电网标准体系的建设是一项复杂的、专业的、庞大的工程，需要多个组织机构的参与才能完成。我国现有的智能电网标准体系只适用于国家电网层面，应当进一步发展，建立国际标准的电网体系。其次，充分发挥信息技术的作用。智能电网的构建对信息技术的依赖性较强，发展智能电网不仅需要电网产业链上的电力设备企业，更需要高新技术，尤其是信息技术的积极参与。最后，建立智能电网试验区。智能电网在输电层面的构建已逐渐成熟，但在配电方面以及用户互动方面还存在不足，需要建立试验区积累经验，为全面推动智能电网的建设奠定基础。

2.3 管理方面 设备方面，加强新能源生产设备的管理，做好日常的维护，不断创新维修技术和管理技术，提高设备的利用率；投资方面，企业发展新能源产业之间要做好充分的市场调研，对其投资、运营、管理中存在的风险进行全面分析，制定相应的解决对策，确保投资目标的顺利实现；人员方面，新能源产业的发展离不开具有创新能力的高技术人才，企业应树立人才意识，将人才培养纳入战略层面予以重视，为发展新型能源产业培养和储备大量的技术人才和管理人才，保障目标项目的顺利实施。

3 结语

我国经济的发展离不开能源的支持，传统的化石能源消耗量不断增加，已呈现能源紧缺的状况；同时化石能源消耗导致排放量急剧增加，对我国生态环境也造成了严重破坏。为解决我国经济、能源、环境之间的矛盾，发展新能源成为必然趋势。电力企业作为能源消耗企业同样面临着发展新能源产业的问题，企业只有积极争取国家支持、加快智能电网建设进程，提高管理水平才能应对新能源产业带来的各项挑战。

参考文献：

[1]王顺.促进新能源电力产业投资的理论应用和政策导向研究[D].财政部财政科学研究所，2011.

[2]王和平.基于战略对应理论的新能源电力项目适时决策研究[D].华北电力大学，2013.

[3]张宪昌.中国新能源产业发展政策研究[D].中共中央党校，2014.

4.电力市场概论论文 篇四

摘 要：

发电商向大用户直接供电是现阶段我国电力体制改革的一个热点问题.为此指出在电力市场初期实施大用户直购电的制约因素,分析了现阶段开展直购可能造成的各种负面影响.最后分别从政府部门和电网公司的角度出发,针对当前大用户直购电存在的各种问题提出相应的解决办法与应对策略.正

文：

中国电力行业改革及电力企业商业化运营已经取得了很大的进展，厂网分离基本实现，竞争性的发电侧电力市场即将建立。单一购买者模式是中国现阶段电力市场的首选模式。而大用户直供作为单一购买者模式的有益补充和扩展，将在相当程度上改变竞争的性质和市场风险的分配，进一步完善电力市场，发挥市场经济的调节作用。

1、现有的单一购买者模式

单一购买者模式是在厂网分离的前提下，电网公司或特别设立的机构作为发电市场上电量和容量的唯一购买者向发电商统一购电。发电商参与市场是强制性的，它只有通过报价竞争才能被调度发电。单一购买者模式对提高生产效率，优化资源配置起到了良好的效果，但也暴露出以下不足之处：

(1)在目前普遍缺电的情况下，作为单一购买者的电网公司难以保证不间断供电，供需平衡原理对用电的调节作用不能得到发挥。相反，在电力过剩的情况下，由于发用电双方不能自行谈判达成较低的购电电价，一方面发电能力得不到充分利用，另一方面不利于电力用户发展生产。(2)电网公司在竞争性发电市场上以浮动的价格采购电力，而以受管制的固定价格向用户供应电力，承担了过多的市场风险。(3)不能刺激和鼓励增加省际(网际)电力交易，不利于电力资源优化配置和规模效益的体现。不利于电力资源优化配置和规模效益的体现。

比如在有些地方由于这种单一的供电模式，而使一些地方企业守着电厂却没电用，而电厂也是发的电不能上网。于是便出现了民间自建变电所供电的事，按理说着也是好事，但供电部门就有说道了。

2005年7月14日，河南省登封市大冶镇煤炭协会筹资建设的变电站开始运营了。这是一家农民筹资建的变电站，平价供电，不求盈利，救活了当地十几家因为缺电而停产的企业，打破了电力输配必须经由电业局的模式，也向我国存在已久的电力垄断格局发出了挑战。变电站的运营获得了当地政府和企业的支持，同时也在实际运作中遇到了很大的阻力。敢于从垄断企业里分一杯羹，这一举动引来了广泛的关注。就在大冶镇煤炭协会变电站顺利运营9个月的时候，变电站收到了有关方面要求停业整顿的口头通知。登封市电业局认为，根据《电力法》规定，一个供电营业区内只设立一个供电营业机构，登封市电业局是

本地唯一的合法机构，大冶镇煤炭协会的变电站根本就没有上报手续，所以是不合乎规定的。按照国家法规，变电站的技术操作有严格的规定，而此变电站职工的素质根本达不到要求，存在很大的安全隐患。目前，登封市电业局的态度非常坚决。登封市电业局认为，按照《电力法》的规定，登封市电业局是当地唯一合法的供电机构，其他的变电站应当立即无条件拆除或者移交当地电力部门管理。

2、大用户直供方式

大用户直供就是在单一购买者模式的框架中，让符合条件的大用户通过竞争性谈判，直接与发电商签订购电合同，自行确定购电电价和电量。合同确定的电量覆盖了大部分用电，剩余部分和实时平衡的电量从实时发电市场上获得。用电量的合同部分按照合同规定的电价结算，电网公司收取输电费用，其余部分按照实时发电市场电价结算。

电力直供，就是为电力用户直接供送的电。相对一般电价，电力直供可使用户获得较为优惠的价格。直供分两种：专线直供和过网直供。专线直供不经过电网，直接从电厂牵线到用电方，可省去过网费和附加在电费中的各种基金费用，这种方式需经过国家批准。过网直供，是电网企业直接销售给用电大户，价格由双方商定。电力直供多为过网直供。

但大用户直供模式的试点同样存在着很多殛待解决的问题。

湖北直供电试点改革遭遇电厂压力，在湖北直供电试点改革中，地方政府、用电企业、发电厂、电网四方利益主体从各自的角度出发，寻求自身利益的最大化，这本来无可厚非。但是，由于相关法规、制度以及试点改革方案的不完善，由于新成立的电监会职能的缺位，使得各方的争夺成为一场既没有游戏规则又没有裁判的博弈。

由于用电企业和提供过网线路的电力部门之间对提成的意见不同，及大用户想抛开电网直接与发电企业买电，自己建设线路供电，等等这些问题都成为供电企业与大用户争执的焦点。这写问题也限制了大用户直供电的发展，目前只处于探索阶段。

虽然电网公司反映了直供电改革目前存在的问题，但实际上根据国家的政策，直供电改革在“十五”期间就是我国整个电力体制改革的主要内容。2002年，国务院印发了我国《电力体制改革方案》，其中明确提出“十五”期间电力体制改革的主要任务之一是“开展发电企业向大用户直接供电的试点工作，改变电网企业独家购买电力的格局”。并且指出，“直供电量价格由发电企业与用户直接商定，并执行国家规定的输配电价格”。

直供电体制改革是我国电力体制改革的方向，目前国家电监会正在着力推广的方式，并不只是单个电厂与单个用户之间的直供电试点，而是在一个区域内的很多电力用户与很多电力企业之间的直供电试点。也就是说，多个用户与多个电厂多方博弈，形成一个供需双方都能接受的价格。专家指出，以直供电为主要内容的电力体制改革，就是要打破目前的电力领域的供电垄断格局，让市场在配置电力资源中发挥基础作用。由于这项改革本身，就是对既有利益格局和思维方式的突破。

5.电力工程概论结课论文 篇五

随着市场经济的不断深入，电力建设也在快速发展。原材料价格上涨，建设规模的变化，电力工程的总造价和单位造价也在不断提高。如何合理确定和控制工程造价，使工程造价的增长控制在一定范围内，已成为当前一个重要问题。

一、目前电力工程造价管理与控制存在的问题

1、由于建设项目规模大，建设周期长，技术复杂，人财物消耗大，考虑到投入使用后的经济效益等因素，一旦决策失误，将造成无可挽回的巨大经济损失。

2、长久以来，我国传统的做法在客观上造成轻决策、重实施，轻经济、重技术，先建设、后算帐的后果，普遍忽视了项目建设前期的重要性，造价控制的重点主要放在项目建设的后期，甚至在工程决算阶段，因此经常出现投资超限的现象，致使工程造价的控制目标长期难以实现。

3、多头管理，项目审批不完善，工程造价与设计单位、施工单位、建设单位都有直接关系。目前基本建设中没有一个有权威的部门来管理基础投资，在实际工程中是谁都管，但到关键时刻又谁都管不了，所以工程造价管理长期处于实报实销状况。审批项目的漏洞也是投资失控原因之一。有的单位为了达到顺利通过审批而不惜采用有意识地漏标或少算投资以降低 审批额。一旦项目批准通过，就要求审批机关追加投资调整概算。

4、工程造价控制应贯穿于建设项目的全过程，控制重点应转移到项目建设的前期，即转移到项目决策和设计阶段。一旦投资决策后，控制的重点应放在设计阶段。目前建设项目前期尚未实行全过程监理和造价控制制度。

5、电力系统工程造价体系的问题

（1）概预算定额方面现行的电力工程概预算定额综合程度较大，施工消耗部分管得较死，不利于市场经济条件下竞争机制的有效发挥。电力定额虽能满足事先确定工程造价的需要，但把电力施工企业的技术装备、施工手段、管理水平等属于竞争性的因素人为地固化了，不利于电力施工企业发挥各自的优势，必然造成技术与经济的分离。随着电力体制改革的不断发展，电力工程施工市场的改革步伐日益加快。现行定额对新的施工工艺、材料、技术项目不能及时补充，缺项较多，跟不上电力建设发展的需要，满足不了电力工程概预算编制的 需要，造成临时性估价项目过多而影响了电力工程概预算编制质量。

（2）费用定额方面现行电力费用定额仅配电安装工程就分为按10 千伏及以上、10 千伏以下等3 种费率标准，给计算带来不便，也不利于招投标时电力施工企业降费优惠。

（3）工程技术管理方面一是在电力工程建设中，花钱最多的是施工阶段。这就要求电力工程施工技术管理人员加强施工过程费用增补的管理，抓住施工过程中可能增加的新的工程 费用。从目前日常工作中的情况来看，电力工程施工技术管理人员不熟悉合同条款，有的甚至从未看过合同，因对合同缺乏必要的了解，错过可以额外增加的工程施工费用。二是设计变更流通不畅。在电力工程结算中往往出现这样的情况，已在施工过程中作了设计变更，由 于书面的变更联系单不能及时发送到做结算的人手中，电力施工企业往往没有把设计变更费用增加部份计算在结算总价内而减少应结算的费用。三是电力工程施工技术管理人员缺乏经济头脑，对工程造价缺乏必要的认识。工作责任心不强，工作不深入，不细致。在工程正常施工过程中，施工现场的情况多种多样，个别施工管理人员不负责任，造成变更、签证工程量的不准确，加大了外包工程的结算费用，造成电力施工企业的成本增加。

二、有效地控制工程造价

首先，在项目建设前期阶段必须实行监理（含造价监理）制度。通过对设计过程的监理，使设计趋于合理，造价控制在限额范围内，真正做到用最小的投入取得最大的产出。积极推行“限额设计”方法，它不单纯是一个经济问题，而是一个技术经济问题。这种“限额设计”能有效地控制整个项目的工程造价。为达到预期目的，参与设计人员必须是有经验懂技术 经济的设计师。同时必须进行多方案比较，因为设计成果是一个逐步完善的过程，并不是一开始就能确定下来，所以多方案比较是衡量其实用性、先进性和经 济性的重要手段。同时有效地控制工程造价，应采取的措施：一是明确造价控制者及其任务，使各部分的造价有专人负责；二是从技术上采取措施，严格检查监督各阶段设计，用技术经济的观点审查设计方案，深入研究节约投资的可能；三是从经济上采取措施，动态地比较造价的计划值与实际值，严格审核各项费用支出，根据设计的进展情况调整设计方案。

三、加强电力工程造价管理

1、明确决策，合理确定电力工程建设规模和成本在电力建设项目投资决策阶段，项目的各项技术经济决策，对建设工程造价和项目建成后的经济效益，有着决定性的影响，因此，投资决策阶段是控制工程造价的重要阶段。在前期工作中，项目法人要深入细致地搞好调查工作，落实对造价影响较大的外部条件，充分考虑工程项目对社会和环境的影响，加大工作的 深度和广度。进行多个站址建设方案的技术经济比较，选择技术上可行、经济上合理的建设方案。认真地编制项目可行性研究报告和投资估算，做到详尽科学、事实求是；投资估算要全面准确，既要打足投资，又要避免高估冒算，真正起到在项目建设中控制工程总投资的作用，为领导决策提供可靠的依据。

2、加强对项目设计阶段的控制，合理进行工程设计__工程设计是具体实现技术与经济对立统一的过程。项目一经决策，设计就成了工程建设和控制造价的关键。初步设计决定工程建设的规模、产品方案、结构形式和建筑标准及使用功能，形成设计概算，确定了投资的最高限额，施工图设计完成后，就能准确地计算出工程造价。设计质量和功能是否能满足使用要求，不仅关系到建设项目一次性投资多少，而且影响到建成后的使用效益。先进的技术、合理的设计不仅能使项目建设缩短工期、节省现时投资，而且能降低今后的生产成本、经营费用，提高长远效益。据有关资料分析，设计费一般只占建设工程全部费用的1%，但影响工程造价却高达75% 以上。一个建设项目或一个单项工程，可有多种不同的设计方案，因此在满足使用功能的前提下，可进行优化设计、方案比较、技术经济分析，选用先进适用、经济合理、安全可靠的设计方案。设计方案优化可采用价值工程分析法，在满足功能或提高功能的前提下，尽量降低成本。

3、严格控制工程实施，依法进行严密控制（1）严格按基建程序办事，加强电力建设工程的合同管理。首先要加强开工前的准备工作，项目法人应严格按基建程序办事，选择适当的工程开工时机，以利于建设资金的合理安排和工程的顺利进行。工程开工时，建设项目法人及开工报告已经批准、项目已纳入国家基本建设投资计划，投资计划资金已落实、建设场地“四通一平”工作已完成、主要设备和 施工队伍已经选定，供货和施工合同已签订、施工组织设计已审定，图纸已会审并进行了设计交底。在签订执行合同时，要在工程承包合同中明确约定合同双方的权利和义务，对工程项目造价影响的变动因素进行详细而周到的约定，在合同中事先考虑造价变动因素和变动量，对设计变更和索赔的结算处理有明确的说明，避免合同执行中出现纠纷，结算时出现麻烦。

（2）加强设计变更的审查。施工阶段工程造价控制的另一方面是在工程变更上。一个庞大的建设项目，设计变更往往不可避免，但应加强设计变更管理，尽量降低由此引起的经济损失。设计变更包含由于设计本身的漏项、错误或其他原因而修改、补充原设计的技术资料。设计变更和现场签证两者性质截然不同，凡属设计变更范畴，必须按设计变更处理，不能以现场签证处理。设计变更是工程变更的一部分，因而关系到进度、质量和投资控制。设计变更应尽量提前，变更发生得越早损失越小，反之越大。尽可能把设计变更控制在设计阶段初期，特别是对工程造价影响较大的设计变更，要先算账后变更。严禁通过设计变更扩大建设规模、增加建设内容、提高建设标准。

（3）加强设备和材料的采购管理，合理安排资金使用。在电力建设工程造价中，设备、材料占很大的比例，为了有效地控制和降低工程造价，要加强设备、材料采购管理。要加强信息管理，及时、准确地掌握材料价格信息、市场供求动态，货比三家，择优选择；工程材料、物资采购应发挥主渠道作用，依靠批量优势，减少中间环节，降低材料购买价格；做好主机和大型辅机设备的招投标工作并严格执行供货合同。建设期间要优化工程进度，合理安排各单位工程的开工顺序和开工时间，以压缩设备储备时间。加强建设中工程资金的支付管理，根据施工组织和工程进度合理安排建设资金，以便控制并采取纠偏措施。对于工程材料 也要按工程进度有计划地购买，以缩短材料储备时间和对资金的占用时间，减少建设期间由于筹措资金而发生的利息支出。

4、推行项目法人制，加强工程建设的全过程管理控制电力工程造价是从计划经济向市场经济过渡阶段必然遇到的问题。在计划经济模式下，造价管理从初步设计审查，施工图和施工中的重大设计修改，直至调概，凡属大中型工程，统一由主管部门或其授权单位进行控制。目前的调概方法将合理的物价上涨与不合理的超标建设、浪费，甚至违法乱纪等问题混 在一起处理，漏洞很多，实质上是实报实销。要避免集权过多产生的官僚主义，必须推行项目法人责任制，由责、权、利统一的项目法人从工程前期到后期进行全过程管理。在推行项目法人责任制管理过程中，应选拔高素质的项目经理，并建立一个强有力的项目管理班子，这是控制工程造价的关键。推行项目法人责任制后，由于各投资方与项目法人大多数还是国有资产的代表，除努力提高其控制造价的自觉性外，还必须建立一整套的约束机制，包括政策控制、决算审计、造价控制。

5、加强工程造价资料的积累分析工程造价专业是一门实践性很强的专业。要提高工程造价的编制水平，必须十分重视资料的积累与整理分析。在发达国家，各种造价基础资料，包括人工、材料、机具的消耗量及价格、甚至土地价格、筹资利率、各方利润等一般不搞统一规定或定额，完全由市场或实际需要来决定，由造价管理专业人员和专业团体来管理。各个工程造价咨询公司都拥有自己多年积累的、完整的造价资料。他们把造价资料归集起来，并经分析整理存档。一旦需要，随时可以从计算机中调出，再根据具体情况调整，即可用于新的工程。许多工程造价咨询公司坚持多年公开发行各种最新的造价资料和价格信息，达到造价信息资源的社会共享。这些经过发达国家数十年经验证明是行之有效的方法，我们完全应该借鉴并开发出适合我国国情的资料积累分析系统。对电力施工企业来讲，工程造价资料的搜集、分析与处理对投标报价有举足轻重的作用，因为大多数工程在招标阶段还无法提供详细的工程量清单，投标单位只能根据工程的建设规模、建设地点、结构特征，借用以往类似工程的造价资料进行投标报价。如何保证工程造价资料的真实性、合理性就显得格外重要，工程造价资料虽不具有法定性，但要真正实现它的使用价值，就必须讲质量。资料积累工作不仅仅是原始资料的搜集，还必须经过加工、整理，不能仅停留在设计概算和施工图预算上，还必须立足于电力施工企业以往工程的投标价、合同价、企业内部经济考核指标、竣工决算等资料；为保证其合理性，就必须将竣工决算价与投标价、合同价、企业内部经济考核指标、预算价进行分析对比，去粗取精，去伪存真，使造价资料能真实反映企业的施工能力和管理水平，最终形成具有竞争力的企业内部定额和单价。

6.中国电力能源分布浅析 篇六

一、大型煤电基地分布

（一）山西煤电基地

山西是我国传统煤炭产区，包括晋北、晋中、晋东三个国家规划建设的大型煤炭基地，已探明保有储量2663亿吨。结合煤炭资源储量、生态环境等方面因素考虑，山西煤炭产区生产规模可达9亿吨/年。

山西水资源总量为123.8亿米3/年，多分布在盆地边缘及省境四周。未来山西煤电基地用水主要通过水利工程、城市中水和坑排水利用等方式满足，原则上不取用地下水。在采取节水、充分利用二次水源等措施后，预计2020年发电可用水量可达到7.10亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，晋东南、晋中、晋北三个煤电基地可开发电源装机容量约1亿千瓦。在满足本地电力需求的前提下，山西煤电基地外送规模2015年约2620万千瓦，2020年约4100万千瓦。

（二）陕北煤电基地

陕北煤炭产区煤炭储量丰富，煤质量优良，已探明保有储量1291亿吨，包括神东、榆神、榆横、府谷四个矿区，煤炭规划生产规模合计可达到4.55亿吨/年。随着煤炭资源勘探的进一步深入，各矿区生产规模还可进一步加大。

陕北地区位于我国西北黄土高原，河川径流较小，供水设施缺乏。综合规划水利工程、城市中水利用、矿井排水利用、黄河干流引水工程等水源供给能力分析，结合各项节能设施，陕北煤炭产区未来水资源供需可以得到平衡。煤炭基地用水近期以区内水源为主，远期通过黄河干流引水工程解决。预计2020年发电可用水量为1.48亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，陕北煤炭基地可开发电源装机容量约4380万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，陕北煤电基地外送规模2015年约1360万千瓦，2020年约2760万千瓦。

（三）宁东煤电基地

宁东煤炭产区煤炭已探明保有储量309亿吨，储量较为丰富，主要矿区煤质优良，开发技术条件较好。根据现有矿区资源条件，宁东煤炭产区规划生产规模达到1.35亿吨/年。

宁东煤炭产区位于银川市黄河以东，取水较为方便，宁东供水工程可以为用水企业提供可靠的水资源供应。宁东煤炭产区工业项目用水指标主要通过水权转换方式取得。根据宁夏回族自治区黄河水权转换规划，引黄灌区向工业可转换水量指标主要用于宁东基地项目，其中配置到电力的转换水量指标可达1.67亿米3/年，煤电基地建设所需水资源可以得到保证。

综合考虑煤炭和水资源，宁东煤电基地可开发电源装机容量约4880万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，宁东煤电基地外送规模2015年约1400万千瓦，2020年约1840万千瓦。

（四）准格尔煤电基地 准格尔煤炭产区煤层平均厚度达29米，已探明保有储量256亿吨，大部分为褐煤和长焰煤。根据各矿区的生产能力规划，准格尔煤炭产区生产规模可达到1.4亿吨/年。

准格尔地区水资源总量为3.6亿米3/年。煤电基地用水主要通过地下水开采、黄河干流引水、城市中水利用解决。根据对全社会水资源供需平衡分析，准格尔煤炭产区发电可用水量2020年可达到1.78亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，准格尔煤电基地可开发电源装机容量约6000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，准格尔煤电基地外送规模2015年约3000万千瓦，2020年约4340万千瓦。

（五）鄂尔多斯煤电基地

鄂尔多斯煤炭产区煤炭已探明保有储量560亿吨，水资源总量25.8亿米3/年，发电可用水量2020年可达到1.81亿米3/年。综合考虑煤炭和水资源，鄂尔多斯煤炭基地可开发电源装机容量约6000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，鄂尔多斯煤电基地外送规模2015年约240万千瓦，2020年约480万千瓦。

（六）锡盟煤电基地

锡盟（锡林格勒盟）位于内蒙古中部，煤炭资源储量丰富，已探明保有储量484亿吨。煤质以褐煤为主。锡盟煤电普遍具有煤层厚、结构稳定、开采条件好的特点，适合大规模露天开采，开发成本较低。根据资源条件估算，锡盟煤炭产区生产规模可达3.4亿吨/年。

锡盟煤炭产区水资源总量26.1亿米3/年。未来，通过建设水利工 程、加大城市中水和矿区排水利用等措施，锡盟地区可供水量可望有加大增加。根据对全社会水资源供需分析，预计2020年发电可用水量可达到1.52亿米3/年。

结合考虑煤炭和水资源，锡盟煤电基地可开发电源装机容量约5000万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，锡盟煤电基地外送规模2015年约1692万千瓦，2020年约3012万千瓦。

（七）呼盟煤电基地

呼盟（原呼伦贝尔盟）煤炭产区煤炭已探明保有储量338亿吨，以褐煤为主，大部分资源适合露天开采，具备成为大型煤电基地的条件。根据现有资源条件估算，呼伦贝尔煤炭产区生产规模可达到1.56亿吨/年。

呼伦贝尔地区水资源较为丰富，水资源总量127.4亿米3/年。发电可用水量较为充足，2020年预计可达到1.24亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，呼盟煤电基地可开发电源装机容量约3700万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，呼盟煤电基地外送规模2015年约1100万千瓦，2020年约1900万千瓦。

（八）霍林河煤电基地

霍林河煤炭产区煤炭已探明保有储量118亿吨，以褐煤为主，埋藏浅、煤层厚、结构简单，适应露天开采，煤炭生产规模可达到8000万吨/年以上。

霍林河煤炭产区水资源总量约2.4亿米3/年。通过加强水资源保护开发、兴修水利工程、坚持开源和节流并重、充分利用矿区疏干水 等措施，预计2020年发电可用水量可达到0.42亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，霍林河煤电基地可开发装机容量约1420万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，霍林河煤电基地外送规模2015年约360万千瓦。

（九）宝清煤电基地

宝清煤炭产区是黑龙江省重要的资源产区，已探明保有储量52亿吨，均为褐煤。根据各矿区煤炭资源条件和建设规划估算，宝清产区煤炭生产规模可达到6500万吨/年。

宝清地区水资源总量34.6亿米3/年，可为宝清煤电基地供水1.5亿米3/年，区域外松花江干流水资源可利用量为0.73亿米3/年，发电可用水量较为充足，水资源供给能力完全能够满足煤电基地建设要求。

综合考虑煤炭和水资源，宝清煤电基地可开发装机容量约1200万千瓦。在满足本地区电力需求的前提下，宝清煤电基地外送规模2015年约800万千瓦。

（十）哈密煤电基地

新疆哈密地区煤炭资源丰富，已探明保有储量373亿吨，煤层浅，开采技术条件好，未来哈密地区煤炭生产规模可达到1.8亿吨/年，并有进一步增产潜力。

哈密地区水资源总量5.7亿米3/年。根据当地水资源利用规划，到2020年前哈密将建设乌拉台等多个水库增加供水。水资源经全社会综合配置平衡后，2020年发电可用水量可达到0.62亿米3/年。综合考虑煤炭和水资源，哈密煤炭基地可开发电源装机容量超过2500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，哈密煤电基地外送规模2015年约2100万千瓦。

（十一）准东煤电基地

新疆准东地区煤炭已探明保有储量789亿吨，煤层赋存浅、瓦斯含量低，开采技术条件好。根据准东能源基地建设规划，2020年煤炭生产规模可达到1.2亿吨/年。

准东地区水资源总量13.9亿米3/年。通过引额（额尔齐斯河）济乌（乌鲁木齐）工程及“500”水库东延供水工程进行跨流域调水，可以解决准东煤电基地的用水问题。2020年发电可用水量约0.84亿米3/年。

综合考虑准东煤炭产区经济社会的可持续发展及煤炭资源、水资源的合理利用，准东煤电基地可开发装机容量约3500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，准东煤电基地外送规模2015年约1000万千瓦，2020年约3000万千瓦。

（十二）伊犁煤电基地

新疆伊犁煤炭产区煤炭已探明保有储量129亿吨，煤层埋藏浅，易于开采。根据煤炭产区的资源条件，可以建成年产量上亿吨的煤炭采区。

伊犁煤炭产区水资源总量170亿米3/年，水资源丰富。考虑全社会各行业用水需求后，发电可用水量2020年可达到3亿米3/年。

综合考虑煤炭和水资源，伊犁煤电基地可开发电源装机容量约 8700万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，伊犁煤电基地2015年后开始向外送电，2020年外送规模约1000万千瓦。

（十三）彬长煤电基地

彬长煤炭产区位于陕西省咸阳市西北部，已探明保有储量88亿吨。根据资源禀赋、开发现状及技术条件，彬长煤炭产区煤炭生产规模可达4000万吨/年。

彬长地区水资源总量为15.1亿米3/年。根据陕西省对省内河流流域水资源的开发利用规划，未来将建设多个水资源工程，主要用于解决居民生活和彬长矿区的工业用水。考虑矿区排水的循环利用，彬长地区发电可用水量2020年能够达到0.42亿米3/年。

综合考虑煤炭资源和水资源，彬长煤电基地可开发装机容量约1400万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，彬长煤电基地外送规模2015年约800万千瓦。

（十四）陇东煤电基地

甘肃陇东地区位于鄂尔多斯盆地西南边缘，区域内煤炭资源丰富、煤质优良、分布集中、赋存条件好，已探明煤炭保有储量142亿吨，规划产能超过1亿吨/年。

陇东地区水资源总量为12.5亿米3/年，属相对缺水地区。为解决水资源匮乏问题，甘肃省计划结合陇东能源基地煤炭开发，修建多项水利供水工程，并充分利用城市污水处理厂的中水及煤矿疏干水，科学合理配置水资源，保障火电、化工项目用水需求。预计到2020年，发电可用水量能够达到0.79亿米3/年。综合考虑煤炭资源和水资源，陇东煤电基地可开发装机容量约2660万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，陇东煤电基地外送规模2015年约400万千瓦，2020年约800万千瓦。

（十五）淮南煤电基地

淮南煤炭产区煤炭已探明保有储量139亿吨，具有煤层厚度和分布集中的特点，开采煤层厚度平均20-30米。矿区内水系丰富，水资源总量58.0亿米3/年，煤电基地用水主要来自淮河干支流，发电可用水量较为充足。

综合考虑煤炭和水资源，淮南煤电基地可开发电源装机容量约2500万千瓦。在满足本地电力需求的前提下，淮南煤电基地外送规模2015年约1320万千瓦。

（十六）贵州煤电基地

贵州煤炭产区煤炭已探明保有储量549亿吨，水资源总量超过1000亿米3/年，发电可用水充足。随着贵州用电需求的快速增长，贵州煤电基地所发电力主要在本身范围内消纳。

二、大型水电基地分布

（一）金沙江水电基地

金沙江领域面积47.32万公里2，约占长江全流域面积的26%。金沙江水力资源极为丰富，理论蕴含量约占长江总蕴含量的42%，占全国总量的16.7%。

金沙江流域共规划25级电站，装机总容量7632万千瓦。其中上游13级电站，规划装机容量1392万千瓦；中游8级电站，规划装机 容量2090万千瓦；下游4级电站，规划装机容量4170万千瓦；根据金沙江水电基地建设规划，预计2020年投产装机规模达到6160万千瓦，2030年达到7352万千瓦。

（二）雅砻江水电基地

雅砻江地处青藏高原东南部。流域面积约13.6万公里2，天然落差3830米，蕴藏水能资源丰富，技术可开发容量3461万千瓦。雅砻江水能资源具有水量丰沛、大型电站多、水电开发淹没损失小、整体调节性能好等特点，开发前景较好。

雅砻江流域共规划22座电站，装机总容量2906万千瓦。其中上游11级电站，规划装机容量280万千瓦；中游6级电站，规划装机容量1156万千瓦；下游5级电站，规划装机容量1470万千瓦。根据雅砻江水电基地建设规划，预计2020年投产装机容量达到2460万千瓦，2030年达到2606万千瓦。

（三）大渡河水电基地

大渡河是长江上游岷江水系的最大支流，流域面积约7.7万公里2，干流全长1062公里，天然落差4175米，蕴藏水能资源丰富。大渡河流域共规划27级电站，装机总容量2673万千瓦。预计2020年投产装机容量达到2300万千瓦，2030年达到2673万千瓦。

（四）怒江水电基地

怒江发源于西藏唐古拉山南麓，经我国西藏和云南后进入缅甸。我国境内流域面积13.8万公里2，干流天然落差4848米，水量丰沛稳定，水电开发的地形地质条件好，移民较少。怒江流域共规划25级电站，装机总容量3639万千瓦。其中上游12级，规划装机容量1464万千瓦；中游9级，规划装机容量1843万千瓦；下游4级，规划装机容量332万千瓦。预计2020年投产装机容量达到468万千瓦，2030年达到2639万千瓦。

（五）澜沧江水电基地

澜沧江发源于唐古拉山北麓，流经我国青海、西藏、云南后进入老挝。我国境内流域面积16.4万公里2，天然落差约4695米。

澜沧江流域共规划22级电站，装机总容量3198万千瓦。其中上游13级，规划装机容量1552万千瓦；中游5级，规划装机容量811万千瓦；下游4级，规划装机容量835万千瓦。预计2020年投产装机容量达到2600万千瓦，2030年达到3158万千瓦。

（六）雅鲁藏布江水电基地

雅鲁藏布江是西藏最大的河流，也是世界上海拔最高的河流，干流全长2075公里，流域面积约24.0万公里2。雅鲁藏布江干流水电/水能资源技术可开发量8966万千瓦，其中下游河段占95%。预计2030年前后进入集中开发阶段。

三、大型风电基地分布

（一）酒泉风电基地

酒泉地区风能资源丰富，风能技术可开发规模约4000万千瓦，主要集中在瓜州、玉门和马鬃山地区。规划到2015年酒泉风电基地装机容量达到1300万千瓦，2020年达到2000万千瓦，2030年达到3200万千瓦。酒泉风电在充分利用西北主网风电消纳能力后，部分需要外 送东中部负荷中心地区消纳。

（二）哈密风电基地

哈密风电基地位于新疆三塘湖——淖毛湖风区和哈密东南部风区，技术可开发量约6500万千瓦。规划到2015年哈密风电基地装机容量达到500万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2000万千瓦。哈密风电除小部分在本地消纳外，大部分需要外送到东中部负荷中心地区消纳。

（三）河北风电基地

河北省风能资源主要分布在张家口、承德坝上地区和沿海秦皇岛、唐山、沧州地区。规划到2015年，河北风电基地装机容量达到1100万千瓦，2020年达到1600万千瓦，2030年达到1800万千瓦。河北风电优先考虑在京津唐电网及河北南网消纳，剩余部分考虑在更大范围内消纳。

（四）蒙西风电基地

蒙西风电基地主要位于内蒙古自治区的乌兰察布市、锡林郭勒盟、巴彦淖尔市、包头市、呼和浩特市等地，技术可开发量约为1.07亿千瓦。规划到2015年，蒙西风电基地装机容量达到1300万千瓦，2020年达到2700万千瓦，2030年达到4000万千瓦。蒙西风电优先在蒙西电网和华北电网消纳，剩余部分在更大范围内消纳。

（五）蒙东风电基地

蒙东风电基地位于内蒙古自治区的赤峰市、通辽市、兴安盟和呼伦贝尔市境内，技术可开发量约为4300万千瓦。规划到2015年，蒙 东风电基地装机容量达到700万千瓦，2020年达到1200万千瓦，2030年达到2700万千瓦。蒙东风电优先送电东北电网，剩余部分在更大范围内消纳。

（六）吉林风电基地

吉林省风能资源主要分布在中西部平原的白城（含通榆）、四平、松原等地区。规划到2015年，吉林风电基地装机容量达到600万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2700万千瓦。吉林风电首先在省内和东北电网范围内消纳，剩余部分在更大范围内消纳。

（七）江苏沿海风电基地

江苏省风能资源储量主要集中在沿海滩涂和近海域。规划到2015年，江苏沿海风电基地装机容量达到600万千瓦，2020年达到1000万千瓦，2030年达到2000万千瓦。考虑华东电网调峰支援，江苏风电主要在本省范围内消纳，剩余部分在更大范围内消纳。

（八）山东沿海风电基地

7.能源电力概论论文 篇七

“能源转型是必然的。”周建雄代表斩钉截铁地对记者说, “在第21 届联合国气候变化峰会上全球196 个缔约国形成的《巴黎协定》, 是全球应对气候变化与全球发展模式的转折点。《巴黎协定》的签订, 预示着全球的化石燃料时代不久将会终结。全球新能源取之不尽, 用之不竭, 随着技术的创新, 它的经济性、可靠性会越来越好, 竞争力会越来越强。我们只要开发全球万分之五的 (太阳能、风能) 就能满足全人类的需求。”对于发展新能源周建雄信心满满。

变革能源结构是解决问题的釜底抽薪之策

记者:我国目前在应对气候变化、提升环境质量上下了不少力气。请结合目前我国应对气候变化、环境污染防治的作为, 谈谈您的看法。

周建雄:2015 年9 月26 日, 习近平主席在第21 届联合国气候变化峰会上宣布, “中国倡议探讨构建全球能源互联网, 推动以清洁和绿色方式满足全球电力需求”, 为世界能源绿色低碳发展描绘了新蓝图, 为应对气候变化开辟了新道路, 向世界彰显了中国智慧和中国担当。党的十八届五中全会也确立了创新、协调、绿色、开放、共享的发展理念, 明确提出要推进能源革命, 要加快能源技术创新, 建设清洁低碳、安全高效的现代能源体系。但实际情况是, 尽管国家在“十二五”期间大力发展新能源 (我国的太阳能、风能的发电量和装机容量均居世界第一位) 产业, 但现在我国电力能源供给体系仍然是以石化能源为主, 燃煤、石油和天然气作为燃料的火力发电, 仍占总发电量的近80 % 份额。在我国, 燃煤发电虽经通过国家“十一五”和“十二五”投入巨资进行了大量的技术改造, 基本实现了清洁燃烧, 但还是解决不了二氧化碳排放的问题。可以说目前我国的气候、环境问题主要是能源消费结构带来的。

世界范围内新能源都很热

记者:请结合石化能源的属性, 介绍一下世界各国推动新能源发展的情况。

周建雄:由于煤炭、石油、天然气都是一次性、不可再生的能源, 其资源的有限性, 就决定了它的短缺, 说明它对人类的供应是不可能永续的。按目前开采强度, 全球煤炭、石油和天然气资源仅能分别再开采110 年、53 年和54 年;而且还解决不了它的二氧化碳排放的问题。近几年, 发达国家市场的煤炭价格由于污染防控措施严格等压力, 已经暴跌;英国仅存的一些深井煤矿由于太阳能设备日益普及而面临关闭;而美国、德国、中国等不少国家可再生能源设备在急剧增长。因为燃煤发电是二氧化碳排放的主要来源, 世界各国在使用能源上都面临安全和清洁的问题, 大家普遍采取的措施就是不断加大对新能源使用的比例, 逐步缩小煤炭和石化能源的占比。西方发达国家如加拿大、英国、德国先后提出了逐步取消燃煤锅炉和关闭煤窑的行动计划:都在积极发展太阳能、风能等新能源。

德国正在创造能源转型时代

记者:我国虽然大力发展新能源, 但新能源仍是配角;而德国提出要在2022 年前关停所有核电站, 由此造成的能源缺口由新能源补上。请谈谈这方面情况。

周建雄:的确, 目前在我国电力能源供给中, 虽然太阳能光伏、风能等新能源占比逐年增加, 但是煤电为主的火力发电机组作为调峰电站仍处于必不可少的地位。而德国凭借体制创新和技术进步, 正在创造一个新的能源转型时代, 用新能源为主体的电力供给体系来保证社会电力的需求。德国政府的“能源转型”战略, 即2022 年前将关闭所有核电站, 设立了硬性指标:到2050 年可再生能源占到德国能源比例的80%, 到2020 年实现二氧化碳减排40% 的目标。德国根据这一远景目标分解制定了每一个阶段的具体目标和任务, 并且具有法律约束力。这也就意味着, 随着这一目标的逐步实现, 不仅是核电, 煤炭、石油等化石能源都将逐步退出历史舞台, 除去少量的天然气, 化石能源的时代届时将在德国宣布结束。

记者:在我们的概念里, 可再生能源的主力军是风电和太阳能, 还有少量的生物质能和地热, 这些能源的规模与大型煤电站和核电站根本不可比拟。德国如何实现它的实用性的?

周建雄:德国可再生能源电站从2000年的3 万个增加到了去年的160 万个。在德国, 如果说大型电站是极少数大公司的精英领地, 那么小型的可再生能源就是人民群众的汪洋大海:一根风机立在后院里, 你的能源公司就可以宣告成立了, 这有着星星之火可成燎原之势!截止目前, 约三万多架风机和一百五十多万个太阳能系统在德国运行, 即使扣除水电, 可再生能源装机也已经超过了8500 万千瓦。其规模, 早已远超核电顶峰时的全部装机。可再生能源发电比例在2000 年仅占德国的约6%, 目前在柏林地区的供电网, 可再生能源的比例已经达到了40% 以上。

记者:一些业内人士担心新能源供电有不连续、不稳定的问题。德国的情况如何?

周建雄:2015 年7 月25 日, 德国可再生能源的上网电量单日突破70%, 电网供电的运行是安全平稳的, 创造了新的世界纪录。德国用事实证明, 积沙成塔, 新能源一样可以实现规模化, 未来全球也完全可以实现以新能源为主的电力能源供给体系。

太阳能的更大担当

记者:在构建以新能源为主的电力能源供给体系中, 要有可以调峰的能量供给, 谁能担当此任?

周建雄:太阳能!因为太阳光照射地球表面一小时能量相当于全世界一年的能量消耗。特别是太阳能热发电, 它是最安全、最环保的, 出力特性也优于太阳能光伏和风电的出力特性, 而且太阳能热发电站是最好的电力调峰解决方案。另外, 太阳能热发电技术还具有优异的环境特性, 在各种能源技术中其在全寿命周期内所排放二氧化碳量是最低的 (kg/MWh) :煤电900, 天然气435, 光伏110, 风能17, 氢能14, 光热12。另外, 太阳能热发电通常通过补燃或与常规火电联合运行, 可改善出力特性, 可实现24 小时、全天侯的持续发电, 可稳定出力并承担基荷运行;可实现逐步建立以新能源为主体的电力能源供给体系。

做正确的事与正确的做事

记者:人类经济发展史表明, 在粗放的发展方式下使得发展和保护地球是一对矛盾。如何化解这个矛盾?

周建雄:在某种程度上, 过去粗放的发展方式使得发展和保护地球是一对矛盾。这就需要做正确的事和正确的做事, 这两者不是矛盾的。比如, 化石能源其实是最好的化工原材料, 将其当燃料使用是一个错误, 最好能让化石能源回归原材料的本位, 让有限且不可再生的化石能源用作工业原料。若有限的化石能源回归原材料属性后, 我们用什么来代替化石能源呢?完全可用新能源 (非化石能源) 来替代, 形成以新能源为主的电力供给体系。电是最清洁高效的能源。未来形成以新能源为主的电力能源供给体系是必然趋势。

记者:具体讲, 我们要建立清洁低碳的能源体系, 应从哪里入手?

周建雄:要按新的五大发展理念来认真规划我国未来的能源电力供给体系。在全球共同建设清洁、安全及可再生能源体系的进程中, 在我国经济发展形势进入新常态之时, 应是我国传统产业调结构、转方式的大好时机。此时, 来着手规划和逐步建立我国以新能源为主体的电力供给体系。实施以新能源 (太阳能发电、风力发电等非石化能源) 为主的调峰电源, 以传统燃煤、石油、天然气等石化能源为辅的全新电力能源供给体系已是时不我待了。

8.能源电力概论论文 篇八

【关键词】电力营销；可再生能源；市场发展动力

1 电力营销领域中的可再生能源市场发展概况

如今，我国电力体制全面改革，生产、传输、分配工作等管理在电力企业中得以放松，客户有了对供电商及电力产品选择的自由权，而生态环境十分需要可再生能源市场的开发及利用是十分必要的。随着科学的进步，消费者对于可再生能源对于电力营销市场的推动作用十分认可并了解。笔者通过研究以及实践分析得出，电力营销市场通过可再生能源的推动发展可以解决现阶段存在电力营销方面的困难，从而也为可再生资源市场发展提供了良好的环境。

2 电力营销中的可再生能源市场发展要点

太阳能、风能、生物的质能、地热能等都是可利用的地球能源，这些能源都进行电能的生产，同时排放出来的废气以及有害气体相对少或者是没有，这样的对于地球环境而言是好的二次能源，为此也被称之绿色电力，由于水电工程水电站对环境有着严重的影响，为此水电站没有被论为是绿色能源之列，在学术概念方面并没把之视为特别灭亡的问题。

运用可再生能源将有效帮助目前电力企业的市场营销发展， 并且还能够提高相关电力企业在该领域中的竞争优势， 那么将非常有助于改善目

前在电力营销领域中面临的尴尬境地。

2.1 可再生能源的发电价格政策规定

2.1.1 可再生能源的电力产品特殊性质。具有间歇性和不连续性几类根本特点被称之为可再生能源，而这样的可再生能源与常规的电力有着很大的区别。我国目前的可再生能源科技发展的现况，一般情况下电力企业领导对于化石能源的环境成本基本不周全，从而导致了可再能源的发电比起常规的能源发电成本要高，发电成本在0.4～0.8 元/kWh是风电、生物质等能源价格，3～5 元/kWh是太阳能的光伏发电成本。以上成本价格都说明了，这些可再生能源不论是产品的品质还是工程造价上，还是经济角度上，可再生能源所花费的成本远远大于煤电等化石类能源。

2.1.2 电力价格政策制定原则。由于可再生能源发电成本高、环境效益要求高等原因，国际政府为了推动可再能源的研究及发展，往往会通过价格政策进行推动发展，可再生能源条件在各个国家都是不一样的，经济发展水平以及负担程度也不一样，各国对于上网电价对于可再生能源所设定的标准和手段不一样，电力价格的水平及政策制度各不同。

2.1.3 电力价格的水平确定手段。总结并分析了发电工程中的价格政策在国外的情况，上网电价的水平方法的确定，从而得出两大类方法，标准的成本方法是指地域明确的情况，对于发电工程中可再生能源的上网价格，依据明确的标准的成本水平，按照计算方式得出最终的确定。

2.2 可再生能源的发电价格制定

我国电力市场中价格制定政策的体现形式，主要由以下几大类组成：

2.2.1 固定电价系统。为了促进可再生资源的发展，政府制定可再生能源电价规定体系，例如发电价格不与竟争对手进行固定价格的竟争，政府通过标准的成本法对于各类可再生能源电力市场价格的规定，并且电网企业也需要按照政府规定的价格向可再生能源发电企业支付相应的钱。

2.2.2 溢價电价系统。可再生能源的发电工程的基本电价通过滥价电价系统提供依据，同时对于电力价格市场中很多问题进行解决起到促进的作用。这种电价制定系统既能够考虑了可再生能源的发电工程实际成本的情况， 又能够与电力市场中的电力竞价环节挂钩。溢价电价系统的主要运转原则就是：使用常规电力销售价格作为电力市场的参照系，制定一个比较科学、合适的电价比例， 下一阶段的可再生能源的发电价格通常会随常规的电力市场的变化而浮动， 又或者是制定好相应固定的奖励电价规则， 加上随时能够变化的浮动竞争的市场电价情况， 共同参考并作为可再生能源的发电实际产生的具体电价。通过对世界中可再生能源的电力营销市场和政策的分析研究， 我们了解到固定电价以及其中溢价电价系统因为其比较容易操作流程还有实施后期的效果比较突出， 因此这两种电力发电工程的价格评判标准将是非常适合我国采用的电力营销制度。

2.2.3 招标电价系统。为了明确发电工程的最终开发者，需要全面考虑电价其各指标来明确，那么在可再生能源的发电工程招标工作中，发电工程不管是特定一个或一组进行市场运转营销手段的招标电价，其实就是政府发布的电价。为此发电工程中的电价才是招标电价中最核心的评标标准。而最终中标的开发者所设定可再生能源发电工程中的电价保持稳定、明确不变的。但是在竟标结果中特有的一个或者一组发电工程的电价有可能是不一样的。

3 建立完善的可再生能源电力市场竞争体系

可再生资源电力市场竟争体系需要健全，只有这样才能为电力企业将来发展中节约成本提高竟争力的核心力量。明确独特的营销发展方案。电力企业领导者确定明确的发展方向。而独特的方案是指把电力企业相关的电力产品以及电力服务进和独特的方案创新，从而让电力企业所以生产的电力产品、电力服务成为个别领域的娇娇者。而方向的确立主要就是为了锁定目标客户群。这些方法既可以满足目标客户群的需求，同时也为电力营销走向低成本营销之路。

4 结束语

本文通过研究分析国际上可再生资源的电力营销市场和政策，在电力发电工程的价格评判准则中，固定电价、滥价电价因为操作流程易操作再加上后期实施效果明显，从而特别适用于电力营销制度。现如今的电力市场开始走了可再生资源营销，为此电办企业为了顺应电力营销市场的发展必须重视可再生资源的重要性。而提升可再生资源电力系统对于电力企业的市场竟争力有着极大的帮助，从而为电力营销领域中存在的不足进行改善。

参考文献；

[1] 高南林. 低碳经济环境下的绿色营销策略[J]. 经济师. 2010（09）

[2] 陈星，尤智文，周亮. 绿色电力营销设想[J]. 上海电力. 2008（06）

[3] 黄磊，沈珍. 在电力营销中引入绿色营销理念[J]. 供用电. 2008（01）

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