能源规划篇1
算例简介
某市级电网在2000—2005年间保持了12.7%的负荷年均增长率，负荷的概率分布如图1所示。至2006年底，电网火电装机容量为345mw，包括了全部汽轮发电机组以及小容量的柴油发电机组，电力缺口由与其连接的上级电网供应。除火电外，仅有很小容量的风电机组在运行，其电力供应能力非常有限，本文在分析中作了忽略。该电网属于风能最佳区，风力大，有效风能利用率高，风力周期性变化规律很强。平均风速为5.47m/s，风能密度大于200w/m2，全年风速大于3m/s小时数达6000~7500h，开发条件也比较成熟。由于地域范围较广、地形较复杂，风速观测站数量很多。为方便分析，本文在能源规划中做如下简化：将算例电网总电源装机容量等效为1台345mw的汽轮发电机；电网负荷不进行分级分类，全部设为基础负荷；上级电网等效为售电容量和购电容量一定的单元；仅以一个县域可开发风资源为可利用风能资源总量进行能源规划，采用文献[16]的平均风速参与因子法对该县域内风速观测站的历史数据进行综合处理，得到描述该区域风资源状况的风速数据，其概率分布如图2所示。在不特别说明的情况下，安装风机的地域选为平均风速为5.85m/s的县域。
能源规划方案的确定
HomeR是由美国可再生能源实验室(nationalRenewableenergyLaboratory，nReL)着手研发的可再生能源混合发电经济技术环境优化分析计算模型[17-19]。它以净现值成本(netpresentcost，npC)，即可再生能源混合发电系统在其生命周期内的安装和运行总成本)为基础，模拟不同可再生能源系统规模、配置，在一次计算中能同时实现仿真、优化和灵敏度分析3种功能。其优化和灵敏度分析算法，可以用来评估系统的经济性和技术选择的可行性，可以考虑技术成本的变化和能源资源的可用性。它能够模拟系统的运行过程，提供全年每小时各种可再生能源发电量及系统电力平衡情况；能够详细计算系统全年燃料、环境、可靠性、电源、电网等各项成本；能给出不同限制条件下的最优化可再生能源发电规划方案[17-19]。
目前，算例电网处于联网运行状态，电网结构中不含风力发电，其简化结构如图3所示。图中：汽轮发电机用模块“G345”表示；上级电网用“Grid”模块模拟；基础负荷用模块“primaryload”表示。在上述的等效系统中，汽轮发电机G345是由多台200mw以下的中小型机组等效组成的，因此该机组的基本造价费用(不含脱硫设备)按200mw机组的造价水平，取为2777元/kw[20]。贴现率按电力建设项目的长期投资利率取为6.36%[20]，机组的维护费用率取3%，寿命为25a，年利用小时数为5500h。对上述模型进行分析，仿真中设定从电网购电容量为245mw，某市级电网与大电网间的购电价格为0.4元/kwh。经计算得，火电发电量占供电总量的85%，其余电量由上级电网提供；火力发电边际成本为0.296元/kwh，该市级电网电力生产成本(costofenergy，Coe)为0.361元/kwh，火电机组年运行小时数达8712h，容量系数为89%，机组寿命仅有15.7a，全年煤耗量为1049721728kg。图4是火电机组输出功率的概率分布图。显然，火电机组全年运行在满载状态的概率有56%。图5是火电输出功率和从电网购电功率随负荷变化的散点图。从图5易知，在负荷较小时，主要靠调节小容量的柴油机配合上级电网送电来调节电力平衡；随着负荷增大，逐步投入适当容量的火电机组；当负荷超过火电机组总容量后，则依靠大电网的送电功率来维持平衡，直至联络线输送功率最大值。另外，仿真计算给出了污染物排放量计算结果：Co2、Co、未燃烧的碳氢化合物(unburnedhydrogencarbon，UHC)、烟雾和烟尘以及液体滴等颗粒物(particulatematter，pm)、So2、nox的排放量分别为2984.325888、19.572188、0.011720、2.554932、23.619840、1.310480Gg/a。
含风力发电的能源规划中，需要根据规划对象的风资源状况进行风机型号选择。所选风机在满足达到目标容量、适用于当地风资源等各种限制条件外，同时也应易于与当地各种自然条件相适应[13]。本文采用华锐风电科技(集团)股份有限公司生产的SL1500型风机[21]，其造价水平参考文献[22]取为4814元/kw，寿命为25a。纳入风力发电后电网的简化系统如图6所示。
在本部分的研究中，以2.2节中仅有火电机组时的Co2排放量为基准，设定Co2减排目标分别为7%、10%、15%、20%、40%，从电网购电容量为245mw，向电网售电容量为0，从上级电网购电价格为0.4元/kwh，煤价为0.8元/kg[23]，进行HomeR优化计算，部分结果列于表1中。可以看出，对本文算例而言，随着减排比例的提高，风机数量和可再生能源发电比例的增长速度都逐渐加快，前者的增速快于后者，这说明风机数量与相应的可再生能源发电比例呈非线性关系，增加风机数量可以提高可再生能源发电比例的优势是逐渐消退的。Coe先出现了缓慢下降，在Co2减排率为45%时达到最低点，之后快速增长，即表明投入风力发电带来的经济效益不会随风电规模的扩大而持续增长。这是因为，在没有储能装置的情况下，虽然增大风电装机容量，但由于风电本身的间歇性而不能满载运行，相当于过度装设风电机组，提高了资本成本；在Co2减排率高于45%的强制约束下，只能通过频繁投切风电及火电机组来人为地增加风力发电时间，这也会严重折损机组寿命，增加了运行成本。针对上述情况，可以考虑3种解决方案：一是增设储能设备；二是引入其它形式的可再生能源发电；三是允许向上级电网送电。若在该区域电网装设大容量储能设备，所需设备数量庞大，也会大幅度提高供电成本，而后两种方案更为可行，本文仅对第3种方法进行分析。
在前述分析中，均设定不向上级电网送电。在本部分中，重新设定了向上级电网的送电容量。经过详细分析发现，在不同Co2减排目标下外送电量的最大容量限制不同，其值列于表2中。其中，风机数量1是在平均风速v为5.85m/s的地区实现各Co2减排目标时所需的最小风机数量；风机数量2是在平均风速为4.67m/s的地区实现各Co2减排目标时所需的最小风机数量；风机数量2大于风机数量1。表中：“—”表示没有可行解，即在平均风速为4.67m/s的地区安装数量1的风机，不能实现Co2减排目标；“*”表示在相应的减排目标下，在平均风速为7.00m/s的地区安装风机数量2的机组，可外送电量的最大容量值达到风电装机容量。分析表2数据可得如下结论：如果仅安装能达到减排目标所需的最少数量的风机，则区域电网可外送电量是非常有限的；如果适当增加风机数量，外送电量的最大容量将会大幅度提高。综合上述分析，本文对表3中的4组规划方案进行比较分析
规划方案计算结果比较。1）电力供应结构比较。表4列出了各种规划方案的电力供应结构，主要是风电、火电、从电网购电的电量及各自所占比例。分析表中数据易知，风力发电的引入，降低了火电机组满载运行的概率值，降低了火电机组发电及从电网购电的比例，风电比例随着风机数量的增加而得到提高。图7给出了方案4中风电输出功率、火电输出功率和从电网购电功率的概率分布图。限于篇幅，图8仅给出了方案4的风电输出功率、火电输出功率和从电网购电功率随负荷变化的散点图。分析表明，随着风电比例的增大，火电输出功率和从电网购电功率的可调节范围也变大，区域电网的供电裕度得到明显改善。
2）经济成本比较。规划方案4的经济成本如图9所示。图中，横坐标包括了资本成本(capital)、重置成本(replacement)、运行成本(operating)、燃料成本(fuel)和节约的成本(salvage)5项内容；纵坐标表示净现值成本，描述了风电(SL1500)、火电(G345)和电网购电(grid)在所列各项成本中所占比例。从图9中可以看出，当外送电量较大时，有大量从电网购电的成本被抵消，区域电网的等效运行成本从而也大幅减少，提高了运行的经济性。另外，与其它方案的经济成本比较发现，在没有外送电量或者外送电量较少的情况下，从电网购电成本随着减排目标的提高而增长，与火电相关的成本变化主要表现在燃料成本的减少，运行成本、重置成本略有降低。风电成本变化主要体现在资本成本的增加上，这是因为在Co2减排率和外送电量均较大的条件下，方案4中风机数量最多，相应的运行成本也有所提高。
3）污染物排放量分析。在不同Co2减排目标下，各规划方案污染物排放量列于表5中。分析可知，方案1—3中，随着Co2减排率增大和风机数量的增多，Co、UHC、pm、So2、nox的排放量都有明显减少，煤耗量也大幅降低，表现出风力发电对节能减排所起的显著作用。方案4在满足Co2减排15%的条件下，由于有较大大容量的外送电量，区域内火电机组的运行时间比其它方案要长，所以消耗了更多的燃料，污染物排放量也有所增加。通过电力供应结构、经济成本、污染物排放量3个方面的比较，得出如下结论：4组含外送电量的规划方案是在不同Co2减排目标下确定的，污染物排放量与无风力发电相比都有明显减少，其中规划方案3的排放量最少，环境效益最优。
与没有风力发电相比，风力发电的引入，降低了火电机组发电及从上级电网购电的比例；火电输出功率和从电网购电功率的可调节范围也变大，区域电网的供电裕度得到明显改善；在设定风电成本与火电成本可相比拟且低于从上级电网购电价格的条件下，风电的引入大幅度提高了区域电网自供电的能力，区域电网的等效运行成本也大幅减少，从而提高了经济性。其中，规划方案4的经济性最优，对风资源的利用最为充分，相应的区域电网供电裕度最大。对所研究的区域电网，可以分阶段制定风电发展的规划。若设定Co2减排15%，以经济性最优为标准时，方案4则为选择结果。该方案的风机数量、风电送出容量、风电成本可以为风电场规模的确定、风电送出所需的电力基础设施建设以及风电入网政策扶持提供参考。
影响能源规划的重要因素研究
在能源规划方案的制定中，从上级电网购电价格、风速、风电成本、煤价、向上级电网售电功率等因素直接影响了能源规划的优化计算结果。在本部分，以规划方案4(Co2减排15%)为例，研究这些因素对规划方案经济性、可行性、环境友好程度的影响程度进行了灵敏度分析，为在不同条件下选择最佳规划方案提供参考。图10给出的是规划方案4的电力生产成本Coe对向上级电网售电功率、从上级电网购电价格、煤价的灵敏度分析面积图，并标出了电力生产成本值。图中，不同的Coe值用不同颜色标识。分析图10(a)中各参数的变化趋势，当向上级电网送电功率一定时，Coe值随着从电网购电价格的升高有明显增长；当从电网购电价格一定时，Coe值随着向上级电网送电功率的升高有明显减小。
对Coe值的变化率进行分析，得出如下结论：从上级电网购电价格的升高将直接导致区域电网电力生产成本的提高；与区域电网向外送电量为0时相比，向外有输送电量时，购电价格对电力生产成本的影响要小，即表明向外输送电量能够降低发电成本对购电价格的灵敏度。向上级电网售电能够降低区域电网的电力生产成本；售电价格越高，电力生产成本对向外输送电量值的灵敏度越高；购电价格越高，电力生产成本对向外输送电量值的灵敏度越高。同理，分析图10(b)中各参数的变化趋势可知：煤价的升高导致了区域电网电力生产成本的迅速提高，电力供应综合经济性快速恶化；增加向上级电网售电量，电力生产成本对煤价的灵敏度有微小程度的升高。向上级电网售电能够降低区域电网的电力生产成本；煤价越高，电力生产成本对向外输送电量值的灵敏度越低。分析图10(c)中各参数的变化趋势可知：从上级电网购电价格的升高导致电力生产成本的显著提高；煤价升高时，电力生产成本对从上级电网购电价格的灵敏度变化微小。煤价的升高导致了区域电网电力生产成本的迅速提高；从上级电网购电价格越高，电力生产成本对煤价的灵敏度越高。需要说明的是，图10(b)(c)中的空白区域表示优化计算在寻优方向上受到约束条件限制，如果能适当调整该限制值，将能求得经济性更优的规划方案。图10(b)(c)的约束条件分别为火电装机容量、从上级电网购电容量限制。在HomeR的风电成本中，包括了资本成本、重置成本和运行维护成本3个部分。图11给出了电力生产成本随风电资本成本变化的关系图。图中横坐标风电成本系数表示期望的风力发电成本与当前成本的比值。从图11可以看出，虽然随着风电成本系数的减小，电力生产成本有所减小，但是幅度较小。这是因为在能源规划方案中，火力发电的比重最大，风力发电的比重相对较小，火电的生产成本对区域电力生产成本的影响更大，而风电成本的影响较小。
在上文所述的规划方案中，均是以平均风速为5.85m/s的县域风资源为可再生能源提供者的基础上提出的。但是，开发利用该市级电网区域内的风资源，并不是仅考虑在某一个限定的地域内建立风电场，而是要考虑在不同的风速地区安装风机，因此有必要对不同风速进行灵敏度分析。结合市级电网风速分布图，对平均风速为4.67、5.85、7.00m/s的情况进行分析，各指标计算结果列于表6。比较表中数据可以看出，随着平均风速的增大，风电容量系数明显提高，电力生产成本、总净现值成本、运行费用都明显减小，污染物的排放量也明显减少，环境效益显著提高。
能源规划篇2
在科技攻关方面按9项配套技术研究、11项专项技术攻关、6项储备技术探索和22项重点现场试验的科技发展规划实施。重点强化钻井技术攻关,全面推进钻井持续提速。其中,在深井继续开展气体、欠平衡钻井提速配套技术研究,调整井重点加快表层施工速度,定向调整井中扩大应用先进的导向钻井上应有突破。面对特高含水期开发难的严峻形势,按照应用一批、攻关一批、储备一批的研发思路,全面开展矿场试验及配套技术攻关,努力将地质储量转化为可采储量,将可采储量转化为原油产量。
二、电力工业重点建设规划
1.重点发展电网以发展特高压电网为核心,推进“一特四大”战略,发挥其在大范围能源资源优化配置中的巨大作用,实现黑龙江省煤电转化能源战略,建设宝清-哈尔滨-吉林-沈阳北特高压输变电工程,新建两回特高压线路和四座特高压变电站,总长1000千米,形成贯穿东北电网南北的特高压输电通道,以满足龙江宝清煤电基地的电力外送需要,解决辽宁省接受区外电力问题,统筹城乡电网发展,加快中心城市电网建设和改造步伐,推进农网完善工程和电气化县、乡、村建设,争取政策、资金支持,逐步解决大兴安岭等地区“户户通电”问题。到2015年,黑龙江省500千伏电网目标网架基本形成,中部电网形成环形网架,东部电网多余电力由两个送电通道送入中部电网,一个送电通道送入吉林电网。
2.积极发展水电加快正在建设施工的水电站,力争早日建成投产,以便优化电源结构,提高电网调峰能力。预计到2015年,水电装机容量将达到346.1万千瓦,占电力总装机容量的20%。
3.优化发展火电重点发展60万千瓦及以上的超临界和超超临界压力的火电机组,关停和改造10万千瓦及以下的小机组,不断提高发电效率。同时要积极发展洁净煤燃烧技术,适度发展天然气发电,以便降低煤电比重及其对环境的不利影响。
4.探索发展核电二十世纪九十年代,大庆和哈尔滨先后对建设低温核供热电站的可行性进行过研究论证,积累了宝贵的数据资料,但由于种种原因,项目搁浅。随着国家对核电政策的转变以及节能减排压力的持续,核电将逐步成为能源结构中的重要组成部分。应探索研究核电的安全运行技术,为在条件成熟时发展核电做好前期技术储备。
5.积极推进新能源发电黑龙江省新能源发电近期应以风力发电为重点。充分利用黑龙江省丰富的风能资源,做好木兰、富锦、穆棱及兴凯湖四座风电厂的建设和前期准备工作。预计到2015年,风力发电装机容量将达到100万千瓦左右。此外,还应发挥黑龙江省生物质能资源优势,积极实施秸秆发电、稻壳发电、大型沼气发电等生物质发电技术,以利于调整能源结构,改善环境,缓解不可再生能源资源逐步枯竭的问题。
三、新能源与可再生能源重点建设规划
1.积极发展生物质能未来一段时间内,秸秆、薪柴仍将是广大农村的主要燃料。秸秆气化在目前全省37处试点示范的基础上,将进一步开发研究、大力推广,重点解决一氧化碳、焦油及灰尘含量高,热值低等问题,以便早日实现商业化,降低生物质能直接用于燃烧的比例。沼气技术不但可以利用农业有机废物产生沼气,获得优质能源,而且可以利用人畜粪便产生高效有机肥,对治理环境污染,改善农业生态有着一举多得的作用。通过实施“生态家园富民计划”,沼气综合利用技术将在黑龙江省广大农村地区得到快速发展,城市污水和工业有机废水等再生利用技术的研究和应用力度也将不断加大,生产的沼气既可用于生活也可用于发电。
能源规划篇3
【关键词】能源规划；不确定优化；环境约束
能源是国家经济的基础产业，对社会和经济的发展以及人类生活水平的改善发挥非常重要的作用。人口的快速增长，社会经济的迅速发展，以及人类生活消费水平的不断提高，促使世界能源需求量急剧增加。能源系统的发展是一个能源-环境-经济三方面因素相互影响和作用的过程，城市能源供应的水平和质量直接决定着社会经济发展状况、人民生活水平和生态环境的好坏是由市能源供应的水平和质量决定的。分别由国际能源署和美国能源部能源信息署出版的《世界能源展望2006》和《国际能源展望》都预测了2030年全球能源供需的形式，结论基本相同：随着世界经济的不断发展，一次性能源需求在未来20-25间仍将以1.6-2.0%的增长速度不断增加，化石燃料仍将以80-85%的比例占据着一次性能源结果的主导地位[1]。目前，能源供应紧张、能源需求不断增长、环境持续污染、温室效应加剧为特征的能源危机严重影响着我国社会经济的可持续发展[2，3]。同时，能源问题作为一个战略问题受到世界各国普遍的关注。
中国的能源资源和社会经济发展水平决定了我国以煤炭为主的固有能源结构，大量燃煤发电排放的So2、nox、烟尘会造成严重的局域环境污染，同时大量排放的Co2会导致温室效应，对生态环境构成长期的挑战和压力[4]。由能源活动所带来的大气环境污染问题也日益严重。区域的空气污染已经严重的威胁到了人类健康，而这也引起了政府和公众的关注。许多研究表明：长期曝露与受污染的空气环境中将会导致一系列的健康问题，例如加大患癌几率、加重呼吸疾病和过敏风险、使心脏病患者病情加重。空气污染物如So2、nox、pm10，当它们的浓度到达一定水平时，将会成为影响人类健康的最大凶手。
因此，开发符合成本效益的的能源系统优化模型，以满足基于健康的空气质量标准是非常必要的。针对目前日益严峻的能源与环境问题，很多发达国家如美国、英国、法国等国的政府部门或科研机构为帮助决策者对环境、发展、经济、生态进行定量综合协调和决策，达到最大的综合社会经济效益。我国目前与世界先进水平还有一定差距，因此根据不确定性和复杂性开发出更先进的方法有效地管理和维护当地空气质量安全水平是非常必要的，也是刻不容缓的。
1确定性能源系统模型
世界经济面临着日益严峻的能源供应短缺，能源开发利用的安全性和可靠性以及更高环保需求和其他要求的持续挑战。此外，能源规划涉及能源、环境、社会、经济和气候等多个重点领域问题，例如，能源系统发展要适应于社会经济发展水平，能源发展与环境保护相协调等等问题。为了处理能源资源价格上升、能源供应短缺和能源结构不合理等引起的问题，研究人员利用各种的数学算法开发出了大量的能源模型，以便解决存在于能源系统中的动态性、复杂性以及不确定性等问题，从而为相关部门提供合理的决策支持。自1970年以来，大量能源规划及其相关模型已经被开发出来。如meDee模型、eRiS模型、aim模型、CGe模型、maCRo模型和3es-model模型等。上述模型可以利用数学表达式对能源系统的各个构造部分及其各种变量间的关系进行表达，以便研究全球、区域等多种层次的能源供需、结构变换、技术发展及相关政策评价等各式各样的问题。同时能够加深对能源系统的活动机理的理解，并可为制定前瞻性、高效性、系统性、科学性的能源发展战略提供有效的决策依据。用于解决能源资源分配、能源结构优化、能源系统扩充、新能源发展、环境大气质量环境控制等问题。
2不确定性条件下的能源系统规划
能源管理系统一个含有大量的不确定性系因素和影响因素的复杂系统。例如，未来的能源供需量、能源技术转换以及扩充等很难用一个确定的值来预测。在优化的如果忽略不确定性可能会导致决策支持不够全面，甚至无效。区间数、模糊集和概率分布都是不确定因素的表现方式。为处理这些不确定性，许多研究者开发了如随机、模糊和区间规划等数学方法，并广泛应用于能源和环境系统管理。
2.1随机优化
随机数学规划（Stochasticmathematicalprogramming，简称Smp）可以有效地处理能源系统中以偶然性和可能性表现的随机不确定性信息。Smp还可以分析随机参数对能源系统整体不确定性的影响，从而有效地帮助规划者加深对系统中不确定因素间的相互作用关系的理解，并进一步帮助决策者分析与经济惩罚相联系的各种规划机制。在近几十年间，许多Smp方法被开发出来，并有许多的能源系统规划模型在以Smp的规划方法为基础被构建了出来。
2.2模糊优化
模糊规划（Fuzzyprogramming，Fp）通过将模糊集理论加入到普通数学规划框架里从而形成。模糊规划含有模糊弹性规划（Fuzzyflexibleprogramming，FFp）和模糊不确定性规划（Fuzzypossibilisticprogramming，Fpp）这两类规划。用模糊集的方式来表示弹性约束和系统模糊性，再将它们与一般数学规划相结合，便形成了FFp模型。在Fpp模型中，在一般数学规划框架加入模糊系数，便可以形成多种中间模型。同时在其他数学规划框架中也加入模糊集理论，如模糊整数规划、随机规划以及模糊动态规划等。
2.3区间数学优化
数学规划（intervalmathematicalprogramming，简称imp）方法可以用来处理能源规划中以区间值形式出现的不确定性信息。其中，区间值为以知区间上、下限但不知到区间具体分布信息的区间数。所以即便得不到所需数据的概率分布函数，区间数学规划也能在能源规划的实际应用中较为容易地获得数据。通过该方法可以直接将不确定性信息与优化过程和输出结果联系起来，且不会不会产生复杂的中间模型。其中，由Huang等[5]提出的区间线性规划方法是比较具有代表性的区间规划方法，此方法大多应用于不确定条件下的能源系统规划。区间数学规划方法在过去十几年间已被普遍应用于能源系统规划、环境质量管理规划、水资源质量规划以及流域综合管理规划等现实规划中，充分表明了此方法可以有效的处理综合系统的不确定性问题。
3总结
能源是国家经济的基础产业，是影响社会和经济的发展以及人类生活水平的改善的重要因素之一。为了协调能源资源的开发利用与生态环境保护、社会经济发展之间的发展，我们必须在满足社会经济发展对能源需求的前提下，更为合理科学地开发利用有效的能源资源，促使能源资源的开发利用与社会经济共同协调发展。而将不确定性能源规划和环境管理结合在一起可以使以上问题得到有效的解决。
【参考文献】
[1]王大中.21世纪中国能源科技发展展望[m].北京：清华大学出版社，2007，1-20.
[2]能源发展“十一五”规划[Z].北京：国家发展改革委员会，2007：1-5.
能源规划篇4
一、“十一五”期间我省能源工作取得的主要成绩
（一）科学发展水平全面提升
“十一五”期间，陕西省加大能源基础配套设施建设，加快区域供水、交通和供电等基础设施建设，满足了能源开发利用需要。陕西省能源结构调整步伐加快，原煤、原油、天然气在能源生产总量中的构成为75.9：15.4：8.4，与相比，煤炭比重基本维持在同一水平上，石油略有下降，天然气持续增长。同时，陕西省能源产品产量较快增长，原煤、原油、天然气产量及发电量分别达到2.8亿吨、2370万吨、103亿立方米和897亿千瓦时，同比分别增长15.7%、10%、11%和10%。
（二）重大项目建设力度加快
“十一五”以来，陕西省大力实施项目带动战略，相继建成了一批能源重点项目，加快了煤油气产能及电源建设步伐，为建设我国重要的能源接续区奠定了基础。煤炭新建现代化矿井21处，改扩建7处，技改11处，产业升级3处，新增产能9432万吨。石油新增探明储量5.8亿吨，新增产能1000万吨。天然气新增探明储量2300亿立方米，新增产能40亿立方米。电力新增装机1228万千瓦，其中陕北“西电东送”360万千瓦。同时，陕西省顺利推进能源民生工程，加快农村电网改造，累计完成投资100亿元，农村电网改造面达到89%，解决了2万户、8.5万无电人口用电问题，建成蓝田、安塞等14个农村电气化县。大力实施“气化陕西”工程，开工建设宝汉线、咸宝复线、西气东输二线联络线等长输管线，建成合阳、吴起等12个县城市管网，实现了21个县城通气，预计20__年全面实现“气化陕西”目标。
（三）大型企业集团的引领作用充分发挥
“十一五”期间，陕西省与中央大型企业集团合作不断深化，先后与华能、大唐、神华、华电、中煤等8个中央大型企业集团签署战略合作协议，集团承诺在陕投资总量达到1万亿元以上，目前完成投资1000亿元左右，实施的项目涉及煤炭、电力、煤炭综合利用、新能源及基础设施等众多领域，为科学开发能源资源发挥了引领作用。
四是规划和配套政策体系不断完善。“十一五”期间，陕西省先后编制完成了《陕西省新能源发展规划》、《陕西省能源装备产业发展规划》、永陇矿区麟游区、吴堡等矿区总体规划及彬长矿区规划修编，形成了比较完备的规划体系。研究制定了《陕西省煤炭资源有偿使用实施意见》及《关于进一步加快新能源发展的若干意见》，促进了能源资源的有序开发。配合神华、华电等国家大型企业集团编制完成了在陕中长期发展规划。
二、陕西“十二五”能源发展规划基本思路
陕西省“十二五”能源发展规划思路是：以科学发展观为统领，以陕北大型煤炭示范基地建设为契机，稳步提高煤、油、气等一次能源产品产量，重点发展煤电一体化、煤化一体化、油炼化一体化和煤炭生产与煤机制造一体化，提升资源综合利用水平和效益，实现能源强省目标。加快实施“大能源、大布局、大通道”建设，统筹好各种能源建设发展规模和时序，统筹好重点能源开发区的布局和定位，统筹好能源输送骨干通道的规划建设，形成陕北大型煤炭示范基地、关中能源接续区、陕南水电核电健康有序发展的格局。积极推进能源结构战略性调整，加快水电、风电、太阳能和核电等可再生能源发展，培育新兴能源产业，着力发展低碳经济，推动能源结构清洁化、多元化和高效化。大力提升能源科技研发能力，推进先进技术示范和应用，力争在一些重要领域取得突破，在未来能源发展与竞争中占据优势。高度重视生态环境治理，有序关停淘汰落后产能，建立和完善“开发一块、绿化一片”的生态保护机制，实现资源、经济和环境可持续协调发展。
三、陕西初步拟定的“十二五”能源发展政策措施
（一）深化能源体制改革
加快推进能源和资源性产品价格形成机制等领域的改革，真正使企业成为市场竞争主体，增强市场适应能力。建立生态补偿修复机制，建立“开发一块、绿化一片”的管理机制，推行强制性绿化达标。进一步规范资源管理，全面推行资源配置市场化。加强已配置资源的后续管理，确保用于转化。
（二）切实抓好重大项目建设
建立健全目标管理责任制，加快基础配套建设，全力推进重大项目建设。不断改善投资环境，全面搞好协调服务，确保各类在建项目按计划建成投产。加大能源化工项目调研储备力度，做到建设一批、储备一批。组织好新能源和可再生能源项目，落实风电、太阳能光伏发电、抽水蓄能等可再生能源国家优惠政策，争取国家专项资金支持。
（三）高度重视生态环境保护
继续实施山川秀美工程，加大采煤沉陷治理力度，不断改善生态环境。所有大型燃煤电厂必须安装使用脱硫除尘装置，并逐步实现脱硝。超前研究二氧化碳等大宗排放气体的综合利用方案，最大限度地降低能源开发对环境的影响。大力发展循环经济，提高资源利用效率，促进资源、经济、环境协调发展。
（四）进一步改善宏观管理
促进能源投资多元化，扩大能
能源规划篇5
台湾能源供需特征
石油与天然气自产能力不大。上世纪50年代初，台湾就开始油气的勘探工作，但至今尚未发现具有较大规模或发展潜力的油气田，目前储量仅3.7亿升，原油产量少且不稳定，年产量甚少。天然气产量也不断下降，2000年为7.4亿立方米，远不能满足台湾经济发展对能源的需求。2001年，自产石油与天然气分别只占台湾能源供给量的0.04%与0.77%。
电力工业是台湾最大的能源工业，长期以来由台湾电力公司垄断经营。发电厂呈持续增加趋势，到2000年底，共有各类发电厂72座，总装机容量为2963.4万千瓦。其中，水力发电站39座，装机容量为442.2万千瓦，占14.9%；火力发电厂30座，装机容量2006.9万千瓦，占67.7%；核能发电厂3座，装机容量514.4万千瓦，占17.4%。
上世纪90年代后，台湾开放民营企业兴建发电厂，打破了公营企业台电公司长期垄断电力事业的局面，但还尚未开放民营企业经营输电与配电。民营电厂主要集中在火力发电方面，所用燃料主要为煤与天然气。
为增加能源供给，保证经济发展，上世纪70年代以来，台当局采取的能源政策是，实现能源种类多元化，分散能源来源地区，扩大进口液化天然气，鼓励投资海外矿藏，加强节约能源，提高能源使用效率，确保能源稳定供应。按台湾电力公司的规划，1995年到2013年，台湾新开发电源为2250万千瓦，其中天然气发电比例最高，占34.7%；燃油占22.1%，居第二；燃煤以21.3%居第三。在发电结构上，火力发电厂占78.1%，水力发电占10.3%，核能发电占11.3%。
台湾电力工业的基本发展态势是：水力发电在电力工业中的地位已大大下降，火力发电是目前台湾最重要的电力能源工业，近年核能发电较为稳定。2013年水力发电量为88.4亿度，占总发电量的5.7%；火力发电量为1107亿度，占总发电量的70.7%。台湾火力发电已从过去的燃油为主转为70年代中期以后的燃油、燃煤并举，并增加天然气的使用，实现了火力发电燃料来源的多元化。核能发电是台湾70年代末以来发展起来的新兴电力工业，也是目前台湾第二大能源电力工业。1977-1985年台湾先后建成了3座核能发电厂，2000年发电量为367亿度，占总发电量的23.6%。按台湾于1998年5月举行的能源会议决定，到2020年时，台湾不再兴建核能电厂，核能发电量占总发电力的容量比例不得超过20%。目前，台湾岛内争议大的第四座核能发电厂已经停建。
台湾能源资源除了水力资源与天然气资源相对较为丰富外，煤、石油等资源非常有限。新能源（包括地热能、风力能、太阳能、生物能与海洋温差等）的开发也无法改变目前岛内能源资源不足状况。然而，经济的快速发展对能源、电力需求大幅增加，台湾能源的供给只能通过大量进口满足需求。台湾能源供需具有如下主要特征：自产能源供应不足，进口能源急剧增加，目前进口能源供给量与所占比例分别为10536亿升与97.1%；进口能源来源地区多元化，煤炭进口有增加趋势；能源供给结构日趋合理化，基本趋势是原油与天然气供给趋于下降，煤炭与液化天然气供给呈上升趋势，水力与核能发电相对较为稳定；能源消费增长大于供给增长，能源消费结构较为稳定；能源生产力有所提高，能源生产力即每公升油当量能源所生产的岛内生产总量值比例大幅提高。
台湾目前能源供需情况
根据台当局2014年《能源统计年报》公布的岛内能源供需现况，2013年台湾能源生产力为新台币134.38元/升油当量，较前一年（以2006年币值衡量）增加1.63%，代表能源使用效率提升。
同年岛内能源总供给量为1，407.7亿升油当量，较前一年增加1.83%。其中，占能源供给比重达97.82%的进口能源较前一年增加1.72%，自产能源则增加7.30%。就进口的主要能源分析，因炼油设备事故及岁修减少，利用率提高，带动原油进口量较上年增加11.34%，石油自产量同步增加，进口相对下降，致使石油产品进口量较前一年减少8.68%；烟煤-炼焦煤进口量较上年减少8.57%；烟煤-燃料煤（包含亚烟煤）进口量较上年减少3.16%；液化天然气进口量较上年增加4.43%；核能发电进口量较前一年减少4.02%。在自产能源方面，惯常水力发电较上年增加41.73%；天然气产量较上年增加33.89%；生物质能及废弃物能较上年减少2.78%；太阳光电及风力发电较前一年增加1.51%；太阳热能较前一年增加0.73%，台湾所有自产能源合计占能源供给的2.18%。
2013年岛内能源消费量（含能源部门自用部分）为1，115.4亿升油当量，其中能源消费部分占79.95%，非能源消费部分占20.05%，合计较上一年减少0.31%。能源消费量中，若按部门别分析，住宅部门、运输部门、能源部门自用、工业部门及服务业部门较上一年分别减少2.85%、1.93%、1.57%、1.44%和0.41%，非能源消费及农业部门则分别增加4.87%及3.04%；其中占能源消费量最大（达38.16%）的工业部门，2013年消费量较上一年减少1.44%。
台当局能源管理机构沿革与职能
1949年当局败退至台湾后，将原工商部、农林部、水利部及资源委员会等机构部门裁并精简，成立“经济部”，负责统筹主管包括水利、发电、能源在内的全部经济建设事宜。1968年7月，台当局“行政院国际经济合作发展委员会”成立“能源规划发展小组”，于1970年1月改为隶属“经济部”并更名为“能源政策审议小组”。
1973年及1978年发生两次全球能源危机，全世界经济陷入低迷不景气局面，台当局鉴于能源为台湾地区长期性问题，必须有一专门机构长期从事能源规划及研究发展工作，于1979年1月修订公布《台湾地区能源政策》，规定在“经济部”设置能源专责机构。同年10月经“行政院”核定批准后，正式成立“能源委员会”，专门负责推动能源有关业务。2004年7月，成立“经济部能源局”。
台当局“经济部能源局”的主要职责为拟订与执行能源政策、“能源管理法”、“电业法”、“石油管理法”、“天然气事业法”及再生能源发展条例等各项能源法规，督导能源事业的经营，并规划整体能源供需，建立能源资讯系统，推动节约能源措施，进行能源研究发展与推广利用，以及促进能源国际合作。为因应台湾经济发展迈向国际化、自由化趋势，能源政策已有重大变化，配合台当局政策，积极推动能源事业自由化、民营化、开放民间经营发电厂、石油炼制业，促进岛内油电价格调整制度化、透明化，加强能源需求管理工作，并重视能源环境问题与对策，以达成经济成长、环境保护及能源供需平衡的目标。
需要指出的是，依据台当局不久前公布的《“行政院功能业务与组织调整”》等新规，未来台湾“经济部”将改制为“经济及能源部”，主要包括“技术处”、“中小企业处”、“加工出口区管理处”、“投资业务处”、“投资审议委员会”、“贸易调查委员会”、“商业司”、“工业局”、“国贸局”、“能源局”、“标准检验局”、“智慧财产局”等；原下属“水利署”、“中央地质调查所”、“矿业司”、“矿务局”等部门将分离出去，整并改组为“环境资源部”下属的“水保及地矿署”。
台当局能源政策目标
台湾现行能源科技发展与推动方向可溯自2006年“国家永续发展会”、2007年“行政院产业科技策略会议”，以及2008年“永续能源政策纲领行动方案”等相关会议结论作为规划与推动的依据，能源科技研发范畴以再生能源、新能源、节约能源等领域为主。为应对全球能环情势变化，绿能发展的竞争与抗暖化的碳排放管理加严等趋势，自2009年“第三次全国能源会议”后，台湾能源科技发展方向已有所大幅调整，配合其后续的政策与计划，将研发领域扩大到包括开发再生能源、推动节能减碳及发展绿能产业等主轴领域。
由于台湾能源供给98%依赖进口，在国际能源价量波动剧烈、全球温室气体减量压力渐增及岛内能源需求持续增长等挑战下，能源发展所面临的挑战相较其它国家和地区更为严峻。因此，台当局以确保能源安全及满足民生基本需求，兼顾环境保护与经济发展，于2012年依“能源管理法”第1条第2项规范制定《能源发展纲领》，作为台湾总体能源发展的纲要原则，以及作为制定岛内能源相关政策计划、准则、行动方案的政策方针，期望促进台湾能源可持续发展。
《能源发展纲领》以安全、效率、洁净作为台湾能源发展的核心思维，以构建安全稳定、效率运用、洁净环境的能源供需系统，营造有助节能减碳的发展环境，达成节能减碳目标，实现台湾可持续能源发展为愿景。其政策目标有三：
（一）安全目标：建立可负担、低风险的均衡能源供需体系。
（二）效率目标：逐步降低能源密集度，提升能源使用质的成长及降低量的成长，提升台湾竞争力。
（三）洁净目标：逐步降低碳排放密集度与减少污染排放，达成国际减碳承诺，打造洁净能源体系与健康生活环境。
在核能政策方面，考量立即废核对产业发展及日常生活影响太大，“非核家园”绝对不是随意订定一个期限，或是直接关闭并停建核电厂就可以达成；如果没有先做好周详评估与准备就贸然停止核能发电，将有缺电风险，并因电价上涨而带动民生物价上涨、增加交通运输与产业成本，也会增加环境负荷。
从电力供给面分析，太阳能及风力发电等再生能源仍属间歇性能源，不能作为全年必须稳定发电的“基载供电”，因此短期内无法取代核能；而燃煤电厂污染大，增建困难、燃气电厂相对成本负担高，输储设施建设费时，且两者均有排碳问题，短、中期皆无法取代核电。而从电力需求面来看，减少耗能产业及节能减碳等手段，都需要较长的时间来适应，因此在替代能源还无法承担基载发电任务的过渡期间，核能确有必要作为台湾迈向非核家园的过渡能源选项。
依据2011年11月3日宣布《确保核安、稳健减核、打造绿能低碳环境、逐步迈向非核家园》新能源发展愿景，台当局未来将持续推动“稳健减核”政策，在确保不限电、维持合理电价、达成国际减碳承诺等三项原则下，通过积极实践各项节能减碳与稳定电力供应配套措施，创造有利非核条件，最终达成“非核家园”目标。
台湾能源发展政策规划
依据《能源发展纲领》的政策原则，台当局能源发展政策规划如下：
（一）需求端：分期总量管理及提升能源效率
分期总量管理，即依分期的能源供给总量，管理能源的使用，以符合台湾整体能源发展规划。衡量各类能源特性及发展条件，拟订分期、分区的供给容量，以进行能源开发及使用的先期管理。
提升能源效率，即规范大型投资生产计划采用商业化最佳可行技术，强化能资源整合运用效能。推动工业、服务业、农业、运输及住宅部门的能源管理、能源节约、能源效率提升，并逐年检讨及改善。研订及逐步提高器具、设备、车辆、建筑物与场所的能源效率基准与管理方式。善用市场机能引导节能，逐步规范浪费能源的行为与活动。研发或引进高效率能源技术与产品，适时推动示范应用或导入推广。
（二）供给端：多元自主来源及优化能源结构
多元自主来源，即构建跨“部会”强化能源安全机制，统筹布建整体能源安全战略。开发自产能源潜能，加强新及再生能源开发利用。推动国际能源开发与技术合作，奖励业者积极参与海内外能源探勘开发与投资并购，拓展各类能源供给渠道，增加自主能源比重。分散能源采购来源与方式，降低能源供应风险。
优化能源结构，即依台湾各类再生能源发展潜力及再生能源相关技术进程，逐步提高再生能源的发电及热能利用分期发展目标，并建构电网并联基础设施。考量天然气供应安全与燃料成本等因素，规划及促进低碳天然气合理使用。衡量能源安全及供电稳定因素，弹性调整煤炭使用，并视岛内外技术进展，适时导入净煤减碳技术，以减少煤炭利用的碳排放。推动替代石油的能源技术发展与应用，逐步降低对石油的依赖，并考量石油炼制产品的特性，依石化产业发展政策原则，进行石油炼制业管理。
确保核能安全，强化核事故与复合式灾害整备与应变能力，在符合安全及环境保护要求下妥善进行核废料后端处理；推动稳健减核，逐步降低对核能的依赖。稳定电力供应，并提升供电品质，鼓励有助区域供需均衡的分散式电源设置。提升能源转换效率，规范能源设施采用商业化最佳可行技术，降低电力系统碳排放，减少对环境冲击与健康危害。
（三）系统端：均衡供需规划及促进整体效能
均衡供需规划，即以合理需求订定供给总量，以有限供给能力管理能源需求的原则，强化总体能源管理。抑低能源需求成长及电力尖峰负载，加强电力负载管理，进行合理电力负载规划。推动区域能资源整合运用，加强余热、余冷回收整合再利用。
促进整体效能，即构建电力储存相关基础设施，并改善能源输配系统的效率。构建绿色能源市场机制，强化绿能需求诱因。推动智能电网基础设施规划与布建，提升电力系统的调度效率，完善电网管理的效能，并导入需求面管理。强化区域与都市的整体规划，建构智慧便捷的节能减碳生活环境。健全能源事业发展管理，维护能源市场秩序。
（四）应变机制与风险管理
建立安全存量机制，健全能源运输、卸收及储存的安全管理，确保系统正常运作，提升运送调度能力。建立能源预警机制，定期追踪各项能源安全指标。制订能源紧急应变机制，规范紧急时期能源及价格管制与安全存量运用，以因应突发的能源供需失衡或价格大幅波动。因应气候变迁，规划能源供给体系及设施的调适策略与行动。
（五）低碳施政与法制配套
台当局施政计划、基础建设、产业发展应将节能减碳纳入考量。健全有助可持续能源发展相关制度基础。推动能源价格合理化，建立公开透明的检讨及调整机制，促使能源价格合理反映内部及外部成本，以符合使用者付费原则。台当局各项施政措施应确保弱势族群获得基本能源服务。完善市场诱因机制，运用多元的奖励、辅导、管制、租税、融资及其他必要措施。制定台湾能源科技发展策略，积极扩张新及再生能源、节能减碳等相关能源科技研发能量。推动绿色能源产业发展，带动绿色成长与促进绿色就业。深化能源科学教育，培育能源科技人才，扎根全民能源教育宣导，鼓励公众参与，提升民众节能减碳素养，建立以节能减碳为核心的生活文化。
台湾“经济部能源局”重要施政计划
台湾“经济部能源局”重要施政计划主要分5大项，分别为规划可持续能源政策；维护石油市场产销秩序、健全天然气事业管理制度、维护油气公共安全；确保电力稳定供应；推动再生能源技术；推动节约能源等。计划项目及实施内容如下：
（一）可持续能源政策规划
统合管理温室气体排放量盘查与减量资讯，建立能源产业温室气体整合管理机制。规划及推动能源类型的温室气体减量专案辅导，以协助产业尽早因应未来温室气体管理趋势。推动能源产业的温室气体排放盘查相关作业，掌握能源产业的温室气体排放量，以作为能源部门减量方案的基础。整合与强化能源产业温室气体管理平台的功能，并持续搜集、维护与更新资料库。引导岛内能源产业建置环境会计帐制度。推动能源相关温室气体管理与减量的宣传推广。完成二氧化碳减量与环境会计帐结合机制。
能源部门气候变迁调适策略研析，包括能源供给设施及其所在区位、系统运作面对气候变迁的冲击评估与脆弱度盘查分析及调适工具的建立，能源产业气候变迁宣导与调适能力辅导的组织及运作机制规划，能源供给设施极端气候事件早期预警暨紧急应变资料库与网络平台的建设，能源供给领域的气候变迁衍生新产品及服务市场发展的国际资讯搜集与汇编。
（二）维护石油市场产销秩序、健全天然气事业管理制度、维护油气公共安全
落实台湾“石油管理法”第24条石油安全存量的规定，民间业者不低于60日，并依同法第28条规定委托专业机构查核安全储油；另外台当局运用石油基金储存石油至少30日，以确保岛内石油供应安全。
执行“石油管理法“有关液化石油气经销业、分装业及零售业市场交易行为管理与辅导。实地查核天然气生产、进口事业输储设备的维护执行及公用天然气事业的业务经营状况。委托专业机构实施抽验加油站4000站次汽、柴油品品质及抽验加气站150站次车用液化石油气品质，保障合法业者及消费者权益。
（三）确保电力稳定供应
构建总体电力政策决策支援系统及资料库，分析电力政策发展趋势与提供电力政策决策支持，建立电力领域资料库与分享运作机制，进行电力领域专题研究，修订“电业法”，加强输变电计划的规划、沟通、审议制度及执行方式，研拟供电瓶颈地区可靠度改善方案，编制电力资料统计手册，办理用电设备检验维护业维护状况的查核。
配合《能源发展纲领》有关能源开发及使用评估机制进行电力供需分析与规划，搜集与研析电力供需相关资料，办理未来20年长期电力负载预测，办理未来15年长期电源开发规划。
规划研究智慧型电表系统技术，搜集海外推动智慧型电表系统的做法、经费、成效、遭遇障碍、解决方式与营运模式。扩增测试系统户数达1，000户，测试通讯可用性、稳定性、安全性与开放性。就台电公司建设完成1万户低压智慧型电表系统进行成本效益分析与评估。针对集中器、通讯服务器、大数据资料传送，进行功能与稳定性测试。
规划研究智慧电网技术，搜集世界各国推动智慧电网相关资讯，包含关键原因、推动时程、规划重点、技术规范等。研究台电公司建置中的智慧型电表基础建设未来如何与智慧电网进行整合。智慧电网中包含各种再生能源发电设备，如风力、太阳光电、燃料电池等，研究该类设备并入智慧电网后，对于电力系统可能产生的冲击与研拟解决方案。规划台湾智慧电网架构与运作模式。
（四）推动再生能源技术
太阳热能技术开发与设置推广，包括进行太阳热能结合300w型史特灵发电系统示范展示。建立中温选择性吸收膜连续溅镀及500米集热片连续生产技术，可作为业界技术升级载具。预计推广补助太阳能热水器27，600件，约138，000平方米，折合1年约可减少30，360吨二氧化碳排放量，相当每年约可提供11，040升油当量的能源。
高效能太阳光电系统及染料敏化太阳电池技术开发，包括高可靠度模组技术，开发标准电池性能评价技术，电池及模组缺陷评价技术，模组品质与寿命提升技术。
高发电量系统技术，包括开发可见光-近红外光广域吸收太阳电池技术，低劣化稳定型太阳电池技术，抗遮蔽效应的多回路设计太阳电池技术，高效能散热模组技术，广角宽容低聚光模组技术。
自主化大型风力发电技术开发与推动海洋风力发电设置，以2兆瓦以上风力机为载具，完成本土化风力机系统整合及提高自制率。结合国际合作引进技术，进行3兆瓦以上自主性抗台耐震型海洋风力发电设备产业技术先期研究。建立高妥善率的陆海域型智慧维护系统，降低故障发生率，有效减低维护成本。协助岛内推动海洋风电设置，并建立岛内自主海洋风力发电系统技术能力。
生物质燃料技术开发与示范推广，以非粮料源（如微藻）所产制的生质柴油进行车辆适用性的影响研究；持续推动全台湾全面实施B2及示范推广“北高都会区e3酒精汽油推动计划”。
前瞻性海洋能及地热能源开发，包括完成本土自有数十千瓦级波浪发电原型机的系统组立与整合，及进行原型机组布放测试，期以成功经验吸引业者投入设备开发，促进波浪发电产业发展。依台湾低阶温差发电市场需求，开发兆瓦级低阶温差发电系统。
研发地热井结垢抑制技术，研发地热井尾水回注技术。
（五）推动节约能源
工业部门能源查核管理与节能技术服务，包括协助3300家工业大用户建立能源查核制度并完成能源查核申报资料审查、核备、新增大用户节能辅导与管理等作业；提供600家能源用户能源查核或辅导，推动200家能源用户节能诊断后续追踪；实地赴厂进行工业锅炉节能诊断及推动锅炉合理化操作管理共200座；推动6个集团企业成立节能服务团。调查主要设备能源效率现况，建立或更新25项主要产品及5种设备耗能指标。提供50家染整业制程节能技术辅导，热能系统效率提升25%；推动iSo能源管理系统，结合能源申报查核制度，加速节能减碳扩散效果。
住商部门能源查核管理与节能技术服务，包括辅导400家非生产性质行业能源用户建立能源查核制度、节约能源目标及执行计划并完成能源查核申报；以指定行业类别的能源用户为对象，施行节约能源规定的宣导与劝导；提供233家非生产性质行业能源用户现场实地节能技术服务；辅导连锁餐饮业、鞋业等服务业共计2个集团加强推动产业自发性节约能源计划；办理“节能绩效保证示范推广专案”相关行政作业及受补助机关计划进度管理考核。
使用能源设备及器具效率管理，包括节能标章产品能源效率技术提升与产业辅导。制定节能标章产品新基准；研拟2项产品的能源效率标示规定；执行自愿性节能标章制度（31项产品）与强制能源效率标示制度（冷气机、电冰箱、除湿机、省电灯泡）及其相关的管理与稽查业务；研拟至少2项使用能源设备或器具台湾标准（CnS）测试方法及其容许耗用能源基准，并执行后市场管理制度。
车辆能源效率管理，包括国际间车辆相关管制法规与测试程序调合趋势分析；耗能证明核发及核章电子化作业系统；车辆耗能证明函审查、建档及核发作业；进口车辆耗能合格车型核章作业；车辆能源效率标示稽查与新车抽验。编印车辆油耗指南；台湾产车产销月报表整理。美、日、欧洲油耗指南网站资讯及测试资料差异分析。
能源规划篇6
2010年可再生能源的发展指标
发展可再生能源已成为缓解能源供需矛盾、减少环境污染、增加农民收入的重要途径。我国的水能、生物质能、风能和太阳能资源丰富，已具备大规模开发利用的条件。2005年，我国可再生能源开发利用总量（不包括传统方式利用的物质能）为1.66亿吨标准煤，约为2005年全国一次能源消费总量的7.5%，相应减少二氧化硫年排放量300万吨，减少二氧化碳年排放量4亿多吨。加快发展水电、生物质能、风电和太阳能，提高可再生能源在能源结构中的比重，是“十一五”时期我国可再生能源发展的首要任务。
《规划》提出，到2010年，全国可再生能源在能源消费中的比重达到10%，全国可再生能源年利用量达到3亿吨标准煤。充分利用可再生能源，解决偏远地区无电人口的供电问题，增加农村清洁生活燃料供应，促进农村能源建设。到2010年，初步建立可再生能源技术创新体系，具备较强的研发能力和技术集成能力，形成自主创新、引进技术消化吸收再创新和参与国际联合技术攻关等多元化的技术创新方式。
五类能源发展齐头并进
《规划》提出，在水电领域，“十一五”时期，全国将新增水电装机容量7300万千瓦，其中抽水蓄能电站1300万千瓦。到2010年，全国水电装机容量达到1.9亿千瓦，已建常规水电装机容量占全国水电技术可开发装机容量的31%。
在生物质能领域，到2010年，全国生物质发电装机容量达到550万千瓦；增加非粮原料燃料乙醇年利用量300万吨，生物柴油年利用量达到20万吨；农村户用沼气池达到4000万户，建成大型沼气工程6300处，沼气年利用量达到190亿立方米；农林生物质固体成型燃料年利用量达到100万吨。初步实现生物质能商业化和规模化利用，培养一批生物质能利用和设备制造的骨干企业。
在风电领域，“十一五”时期，全国新增风电装机容量约900万千瓦，到2010年，风电总装机容量达到1000万千瓦，风电整机生产能力达到年产500万千瓦；小型风力发电机的使用量达到30万台，总容量达到7.5万千瓦，设备生产能力达到年产8000台。国家将重点建设30个左右10万千瓦以上的大型风电场和5个百万千瓦级风电基地，做好甘肃、内蒙古和苏沪沿海千万千瓦级风电基地的准备和建设工作。
在太阳能领域，到2010年，太阳能热水器累计安装量达到1.5亿平方米，太阳能发电装机容量达到30万千瓦，并进行兆瓦级并网太阳能光伏发电示范工程和万千瓦级太阳能热发电试验和试点工作。
在农村可再生能源领域，到2010年，全国户用沼气池达到4000万户，规模化养殖场沼气工程达到4700处，农村户用沼气年产气量达到150亿立方米；农村地区太阳能热水器的总集热面积达到5000万平方米，太阳灶保有量达到100万台。
建立有效的保障机制
为确保实现可再生能源发展“十一五”规划目标，《可再生能源发展“十一五”规划》提出了四个方面的措施保障和支持可再生能源的发展。
首先是要全面贯彻落实《可再生能源法》，各有关部门和各级政府要抓紧制定和完善《可再生能源法》相关配套法规和政策，明确发展目标，将可再生能源开发利用作为建设资源节约型、环境友好型社会的考核指标。
其次，国家有关部门根据可再生能源开发利用需要，提出可再生能源发展专项资金的管理办法和使用指南，安排必要的财政资金，支持可再生能源技术研发、试点项目建设、农村可再生能源开发利用、资源评价、标准制定和设备国产化等工作。国家对可再生能源开发利用、技术研发和设备生产等给予税收优惠支持。
能源规划篇7
关键词：集中供热，工业控制，信息管理，调度中心，能源管理。
中图分类号：tU833文献标识码：a
0.引言
集中供热是指由集中热源所产生的蒸汽、热水，通过热力管网供给一个区域生产、采暖所需的热量的过程。已经是城市基础设施之一，它低污染、环保具有较好的经济、社会效益。集中供热能源管理中心是工业控制与管理信息结合的典型管理应用，为供热单位提供了科学的调度与管理平台，改善了热源、管网与换热站供热系统设计与运行水平，提高了能源效率和水力性能，同时降低能源成本、运行维护成本等。
1.管控中心的构成
集中供热能源管控中心是工业控制系统与管理信息系统相结合的典型范例，它由热网调度中心与能源管理系统两大部分组成，管控中心系统框架图如图1。
图1系统框架图
1.1热网调度中心
调度中心是一个典型的工业集中控制平台，是热网能源管控中心的运行基础。
其中，作为可以独立运行的一部分，每个热力站与隔压站都均有各自的控制系统，完成本地控制；各就地控制系统再与上位机交换信息并接受调度，组成一个实时监控系统。这个监控系统中包括上位机、各种可编程控制器、变频器、开度阀门、温度仪表、流量仪表以及通讯设备等。
实时监控系统用于热力站和隔压换热站的实时数据的监视、控制并调度。而热网优化系统是在其基础之上构建的优化工具，它根据收费系统的收费面积、管网模拟系统的水力数据、结合实时数据，综合分析得出经优化的热网平衡运行优化方案，下发调整各个换热站的运行。
1.2热网能源管理系统
热网能源管理系统是热网能源管控中心价值的集中体现。它包含能源分析管理系统、资产管理及地理信息系统、管网模拟系统、用户信息与收费系统等，同时与调度中心交换各种实时数据，汇总、归纳并向管理层报告，支持管理层决策。它是一个典型的管理信息系统。
能源分析系统统计各项能耗数据、分析能耗指标、经济指标以及负荷预测。资产管理及地理信息系统用于热网的资产管理以及地理信息的录入管理，并在地图上显示经统计的设备和资产数据。管网模拟系统对管网进行建模、模拟，指导热网规划和日常运行。还有用户信息与收费经营系统，它管理用户的收费。
2、系统设计及组成
在系统设计过程中，需要详细分析七个系统各自的功能。
2.1实时监控系统
实时监控系统提高了热网隔压站及换热站生产运行的自动化控制水平。它负责远程管理与调度隔压站、热力站；对隔压站与热力站进行安全监控；并做出事故预警与报警。
实时监控系统的数据来源于隔压站和热力站的就地控制系统的可编程控制器，监控管网和隔压换热站以及各个热力站设备的实时运行状况，主要包括高温管网、一级管网、二级管网的供回水流量、温度、压力；高温管网、一级管网的热量；室外温度；补水流量；阀门开度；变频器电流、电压、频率；水箱水位；各站点的用电量。还有循环泵和补水泵的起停状态、故障报警；变频器的起停状态、故障报警与水箱的上下限位等。
2.2热网优化系统
热网优化系统结合管网模拟系统、能源分析系统的信息，依据实时监控系统的运行数据，计算出一次网电动阀门的目标参数，并回传给实时监控系统，下传到各个就地控制设备，对管网的平衡优化调整。这些数据包括热力站内的一次网供回水压力、二次网供回水温度、一次网电动阀门开度、室外温度等参数，同时包括能耗类的流量、热量（瞬时值、累计值）等参数。最大程度上避免管网的水力振荡、温度飘移，保证系统的稳定、高效、节能运行。
2.3能源分析系统
能源分析系统用图表的形式向用户展示最关心的内容，它们包括供热系统主设施工艺图，展示各主要设施的实时数据；经营客服数据，展示客服系统及收费系统相关数据；气象预报，提供未来5天的温度和天气情况预报；累计能耗数据，煤、水、电、热的当年供热季累积供出量与预算数据等。
2.4资产管理及地理信息系统
热网资产管理及地理信息系统，则是针对企业的管线、设备信息的归纳与整理，建立企业管线图形库，设备资料库。使企业对管线、设备等有了更加明晰地了解，对以后基于管网图形数据库的管线规划、建设和使用变得简单、合理、科学化；图档资料的数字化、规范化、网络共享。
通过本系统都可以方便、快速地查询到所需的图形和数据资料。实现资料的信息共享，提高资料的利用率和人员工作效率，减少管理人员的重复性劳动。
2.5管网模拟系统
管网模拟系统包括管网模型、静态模拟计算、动态模拟以及在线模拟等几部分。管网模型包括管理管道类型库、水泵类型库、用户类型的管理。
静态模拟计算针对热网模型，通过设置热源输出参数、外温条件等参数计算出热网模型中所有有效对象的理论工况参数。动态模拟计算针对热网模型，通过建立连续的时间、温度、热源运行规律曲线，通过设置计算间隔系统可以进行连续的热网模型工况计算。
在线模拟仿真系统与调度中心数据库连接，通过读取数据库的数据进行实时在线模拟计算。可以设定读取数据的日期范围、时间间隔，可以设定相关的参数变化曲线。操作人员可以对管网运行工况达到实时了解，指导热源和管网的调节，从而达到优化工况，平稳运行的目的。
2.6用户信息与收费系统
用户信息与收费系统包括费用管理、收费管理、生产任务管理、票据管理等功能。
费用管理根据经营管理用户类别的不同，系统提供不同用户类别档案的管理，包括面积收费业务、用户档案管理等。费用管理包括费用核减、费用调整、结算等业务模块。收费管理包括收费、退费、费用维护等业务。生产任务管理包括用户供热管理、用户停热管理、用户稽查的管理等业务。票据管理包括整本发票的管理、特殊发票处理等业务。财务审核确认包括收费信息审核确认、财务信息查询、分析等业务。公共查询与报表中心完成所有统计、报表、图表的需求，生成各种统计查询表，并能够按条件进行查询。
还有系统维护，包括系统信息维护、数据库备份和恢复、用户的管理、操作日志等业务。
2.7通讯系统
除以上各业务系统与功能系统，数据交换与信息共享还依靠稳固的通讯系统支撑。通讯系统采用分层分布式网络结构，系统自下而上共分三层：数据采集层、数据监控层、数据管理与层。
数据采集层负责从计量仪表和现场设备中采集数据。
数据监控层负责负责从各控制器中读取数据，集中显示所有仪表状态信息和整个系统运行状态，对底层设备进行远程控制，并将数据传递给上层能源管理系统。
数据的管理与层在系统的最上层，定时从数据监控系统读取数据并进行统计分析。支持各业务系统与功能系统的各种服务器，包括调度中心服务器、能源分析系统服务器、地理信息系统服务器、管网模拟仿真服务器、经营收费系统服务器均在这一层。
3、结束语
集中供热能源管理控制中心的应用正在业界逐步推广，本系统已在华北多个城市得到实际应用，并取得了显著的经济效益，获得了用户的好评。同时，它作为工业控制与管理信息系统结合的新型应用，不仅需要参与设计、规划与实施的人员具有传统的工业控制背景，也要求具有相当丰富的信息系统规划与开发经验。
参考文献：
[1]李善化，康慧,实用集中供热手册,[R],北京，中国电力出版社,2006.
能源规划篇8
一、总体要求
以新时代中国特色社会主义思想为指引，全面贯彻“四个革命、一个合作”的能源战略思想，以及视察时提出“争当全国能源排头兵”的重要指示，按照省、市能源革命综合改革的统一部署，坚持稳中求进工作总基调，坚持新发展理念，坚持推动高质量发展，以能源供给侧结构改革为重点，以构建现代能源体系为目标，争当全省、全市能源革命综合改革先行县，实现从“一煤独大”到“能源革命排头兵”的历史性跨越。
二、工作目标
以“绿色引领、改革创新、市场主导、重点突破”为原则，根据全县资源禀赋、能源发展现状和优势，把握能源发展的新机遇，深入开展能源革命综合改革，在推动煤炭清洁高效开发利用、推动非常规天然气高质量发展、提升清洁电力发展水平、增强新能源可持续发展能力、构建绿色能源消费体系等方面积极探索并取得突破，率先走出具有特色的资源型经济转型发展新路。
三、工作任务
(一)启光2×35万千瓦低热值煤发电项目，1#、2#机组分别通过168小时试运转，试运转达到预期目标，同时该项目正在办理相关手续，筹备竣工验收，争取今年进入正常商业运营。
(二)持续推进电力市场化进程。进一步支持我县符合条件的新能源发电企业积极参与市场直接交易，扩大电力市场化交易规模，营造公平竞争市场环境。
(三)深化清洁低碳用能模式改革。2020年我县将分别以不同方式推进冬季清洁取暖，目前已制定2020年冬季清洁取暖方案，下一步将进入实施阶段。
(四)做强“新能源”产业。加快绿色能源供给体系建设，目前正在和天合光能股份有限公司洽谈在县境内的光伏项目，已完成考察测绘，正在进行评估，如能达成协议，预计今年将进行施工建设。
（五）积极有序化解煤炭过剩产能，力争在“十四五”期间去产能200万吨/年。关闭退出60万吨以下煤矿，全县煤矿单井产能达60万吨/年。
（六）积极推进煤炭产业优化升级。大力发展先进产能，促进产业优化升级，加快推进技改提能项目建设，努力为煤炭行业的持续健康发展注入新动力，全面提升我县煤矿先进产能占比，在“十四五”期间优质产能占比达到60%以上。在安全高效矿井方面，全面提升我县煤炭工业安全高效矿井先进产能占比，在“十四五”期间，全县煤炭工业安全高效特级矿井达到70%。
（七）加快煤矿智能化改造。大力推进煤炭“减”、“优”、“绿”发展，促进绿色、智能化开采应用创新和技术融合，高标准推动煤炭绿色、智能化开采试点，全面推动煤炭工业的转型升级，加快煤矿智能化矿井改造，推动煤机装备产业向智能化、高端化发展。
（八）积极推进煤炭绿色开采即“矸石返井、充填开采、保水开采、煤与瓦斯共采”等绿色开采试点。
四、保障措施
(一)健全工作机制
成立县能源局“能源革命综合改革试点”工作领导组，指导协调相关重大事项。各股室要高度重视、统一思想、提高认识，深入理解加快推动能源革命的重要性、紧迫性和艰巨性，切实负起责任，密切协调配合，强化信息共享，形成强大合力，抓好工作落实，确保完成各项任务。
(二)加强宣传引导
县能源局各股室要加大宣传力度，做好政策解读，大力营造开展能源革命的良好氛围，传递有利于加快能源革命的好声音和正能量，推动形成社会共识和自觉意识，不断把能源革命向纵深推进。
能源规划篇9
关键词：城市；可再生能源；规划
在化石能源依然被我们依赖而又日趋耗尽的今天，积极寻找可替代能源早已迫在眉睫。可再生能源，无疑是理想的选择，它所兼具的清洁与可持续利用的特点，为我们指明了未来能源利用的方向。
据国际能源署的估计，2006年城市能源消耗已经占到全球总能耗的2/3，而快速发展的城市化无疑日趋加重这一趋势。中国目前正处于快速城市化阶段，以石油和煤炭为主的能源结构，能源效率低，环境压力大，发展新能源，尤其是可再生能源，是解决这一问题的出路。这一方面，欧洲几个成功的城市案例值得我们借鉴。从德国佛莱堡的改建、英国贝丁顿零碳生态社区（BedZeD）、瑞典的马尔默市“明日之城”住宅示范区的实例，我们看到，这些城市都是一个具有理想的空间规划、交通系统、绿色建筑材料、先进建筑技术、可再生能源的合理利用、可靠地政策及管理措施等的综合体。其中，可再生能源的利用无疑是个重要因素。
社会如何向使用可再生能源的模式转型，城市如何进行可再生能源规划，是本研究的主要话题。主要有两个方面需要考虑：第一是技术，即我们可以采用哪些技术手段满足现有资源能够满足需求？第二是政策和社会因素，社会如何来推广这些技术，从而保证规划得以顺利实施。
回答第一个问题，本研究提出了城市能源的规划方法及可再生能源潜力分析和系统设计方法；对于第二个问题是对可再生能源政策的讨论。
1.可再生能源规划方法
1.1可再生能源规划方法――基于综合资源规划原理
综合资源规划方法是联合国环境计划署（Unep）基于需求侧管理理论提出的，其核心是改变过去单纯以增加资源供给来满足日益增长的需求，将提高需求侧的能源利用率从而节约的资源统一作为一种替代资源。其方法如下图所示：
需求侧管理和综合资源规划具有三大特点：
（1）集约资源。改变传统的资源观念，将需求侧的节能作为一种资源与供应侧一起进入规划，以使资源利用效率最大化。
（2）多重效益。改变了传统的追求供应侧效益的单向规划模式，以成本效益和社会效益为评价标准，不仅考虑供应侧效益，还要考虑需求侧效益，协调供、需双方的贡献和利益，实现供需双赢，最终使社会受益。
（3）重在实施。将需求侧节能的实施作为一个重要的规划领域。需求侧应该有实实在在的节能措施，必须采取实用的节能技术。
1.2可再生能源规划步骤
可再生能源规划增加了将可再生能源大规模融入现有能源系统的挑战。不仅具有波动性和间歇性的可再生能源必须要与能源系统的其他部分进行协调，而且能源需求的规模必须与潜在的可再生能源来源的实际量相互适应，不仅如此，这种调整还必须考虑不同可再生能源来源的特征差异问题。
可再生能源规划设计涉及三个主要的技术问题：需求侧能源的节约（包括各种节能措施，如建筑节能等）、能源生产中的效率提高和用各种可再生来代替化石燃料。可再生能源系统的规划设计既可以在小到在一个项目的层面展开，也可以大至城市、省甚至国家层面展开。具体步骤如下：
（1）设定节能的战略目标，做好需求侧能源预测；
（2）分析城市可再生能源的可利用资源量；
（3）选择合适的能源系统和技术线路，实现资源优化配置和利用；
（4）能源系统实施保障措施。
2.可再生能源规划步骤
2.1需求侧能源资源潜力分析
需求侧能源是一种虚拟能源，是提高能源利用效率得到的。对于一个城市来说，建筑能耗占城市总能耗的70%，以建筑为例，需求侧能源主要包括以下几种：
（1）既有建筑围护结构热工性能完善所节约的采暖和制冷系统；
（2）提高采暖通风空调及生活热水供应系统效率所节约的能耗；
（3）完善供配电机照明系统而降低的能耗；
（4）用户改变消费行为所节约的电力和电量等；
（5）新建建筑由于采取了比国家节能设计更严格的建筑节能措施而节省的能耗；
（6）采取区域供冷供热系统时，由于负荷错峰和考虑负荷参差率而减少的能耗。
需求方资源的类型比较多，情况也比较复杂，要进行具体分析，通常选择那些在规划期内可能实施的主要部分。
在需求侧能源潜力分析的基础上，根据目前和规划期内的社会发展和能源使用计划，即可得出能源需求总量。
2.2可再生能源的可利用资源分析
对可再生能源的可利用部分进行分析是十分重要的内容。我国幅员辽阔，对于太阳能、风能、生物质能、地热能等为代表的可再生能源，每个地区有各自的特点。例如，太阳能丰富的地区风能资源就可能较为贫乏，农业较发达的地区生物质能利用潜力较大。
可再生能源的可利用资源分析是对本地区内可以使用的可再生能源量的详细评估，不仅要仔细鉴别可利用的可再生能源种类，更要精确算出每种能源的可利用量，是一个对资源仔细甄别的过程。
2.3基于可再生能源的能源系统配置
能源系统配置是在可再生能源的可利用资源分析基础之上，根据每种资源的可用量进行的系统配置。如热电联产、风光互补发电系统等，在系统设计时，可以有一种以上的组合方法，对多个资源开景进行比较和选择，主要考虑不同可再生能源的来源和组合，各类能源的资源量、生产率、经济性和项目实施的不确定性等要素，这些方法经过投资效益、环境影响等评估之后，选出最优方案进行实施。
2.4可再生能源规划实施保障
可再生能源规划实施的保障主要是可靠的政策支持。目前，我国虽然出台了多项可再生能源法律和政策，但效果并不是很明显，究其原因，参照欧盟的法律和政策体系的成功之处，我国应在以下方面做出努力：
（1）加强立法，并完善相关配套措施和细则；
（2）建立切实可行的强制市场政策；
（3）继续推行各种经济激励政策；
（4）完善可再生能源政策管理体制；
（5）积极扶持可再生能源的技术创新；
（6）广泛开展国际交流与合作。
其中，经济政策是重要内容，欧盟在可再生能源政策中的价格激励、财政补贴、税收优惠、信贷扶持、出口鼓励、科研和产业化促进等方面，都值得我们学习。这些经济政策，调动了全民参与的热情，使各方面都得到实惠，如我们天天提倡的垃圾分类，公益广告等宣传到处可见，但居民收集的可回收的垃圾能不能很方便得到回收？回收后能有什么收益呢？这些问题没有得到很好的解决，势必挫伤居民参与的积极性。
因此，可再生能源政策的关键是大处着眼，小处着手，把基层和老百姓生活息息相关的设施和细则处理好，达到多方共赢的局面。
3.结语
综上所述，城市可再生能源规划参考提纲如下：
（1）城市可再生能源发展现状
1）发展可再生能源对城市经济和社会的意义；2）可再生能源发展现状；3）可再生能源潜力；4）存在问题。
（2）指导思想原则
（3）发展目标
1）总体发展目标；2）具体发展指标。
（4）可再生能源规划
1）需求侧能源资源潜力分析；2）可再生能源的可利用资源分析；3）各种技术；4）基于可再生能源的能源系统配置；5）具体规划方案。
（5）投资估算和效益分析
1）投资估算；2）能源环境和社会效益分析。
（6）规划实施保障和政策支持
参考文献
能源规划篇10
3．生物液体燃料初具规模当前，我国以陈化粮为原料生产燃料乙醇的示范工程年生产能力达102万吨，利用玉米生产燃料乙醇的加工能力不断扩大。通过试点，消费群体初步接受，生产成本不断降低。据测算，我国现行的燃料乙醇生产价格成本约为3500元吨，技术水平较高的企业可降到3000元以下，为我国石油替代产业书写了良好开篇。在非粮食能源作物方面，我国已培育出“醇甜系列”杂交甜高粱品种，并建成了产业化示范基地；培育并引进多个亩产超过3吨的优良木薯品种；育成了一批能源甘蔗新品系和糖能兼用甘蔗品种，建成了高新技术产业化示范基地，而且筛选出适合甘蔗清汁发酵的菌株和活性干酵母菌株。我国已具备利用菜籽油、棉籽油、乌桕油、木油、茶油和地沟油等原料年产10万吨生物柴油的生产能力｡近年来，在双低油菜与杂种优势利用的结合上达到国际领先水平，在油菜、油葵等主要作物上已开发出高含油量种质，含油量高达51.6%。此外，为了不与食用油和工业用油争原料，还开发了麻疯树果实、黄连木籽以及利用季节性闲地种植油菜等生产生物柴油技术，初步具备了产业化发展的条件。（三）存在的主要问题一是开发思路不够明确。中央各有关部门及社会各界高度重视农业生物质能产业发展，采取了一系列措施和行动，取得了积极进展。但总体看，对于如何更好地结合中国实际推进生物质能产业化开发，思路还不够清晰，认识还不够成熟；对于生物质能资源的区域分布、发展潜力等基础情况，掌握得还不够清楚，分析得还不够深入。部分地区对生物质能产业发展还缺乏通盘考虑和科学谋划，特别是利用玉米生产燃料乙醇的加工企业存在盲目发展的倾向。二是自主研发能力弱。除沼气技术较为成熟外，其余技术仍处于产业化发展初期，特别是缺乏具有自主知识产权的核心技术。例如，以甜高粱、木薯、甘蔗等原料生产燃料乙醇技术还需在优良品种选育、适应性种植、发酵菌种培育、关键工艺和配套设备优化、废渣废水回收利用等方面作进一步研究；我国秸秆固化成型燃料技术存在着成型机模具磨损严重、运行稳定性差且使用寿命较短，能耗较高，配套炉具亟待完善，秸秆的收集储运和预处理技术不完善，机械化水平低，相关标准缺乏等问题，而秸秆气化燃料也存在焦油含量高等方面的问题，而国外先进国家如瑞典、丹麦、奥地利生物质颗粒成型技术和设备已非常成熟，仅瑞典就有大型生物质颗粒加工厂10多家，单个企业的年生产能力达到20多万吨。三是比较成本高。在不考虑化石能源对生态、环境造成的负面影响的情况下，目前大多数生物质能产品的成品仍高于化石能源产品的成本。例如，除巴西以甘蔗为原料生产的燃料乙醇成本可以与汽油相竞争外，其他国家生物燃料的成本都比较高，我国以甜高粱、木薯等为原料生产的燃料乙醇每吨成本约为4000元，而目前等效热值的汽油成本仅为3300元左右。四是扶持政策尚不完善。国家虽已颁布了《可再生能源法》，但法律体系还不完善，在财政、金融、市场开放等方面缺乏合理有效的激励政策，例如，以非粮食作物为原料的生物液体燃料还无法进入市场和享受政府补贴，生物质能的定价机制还没有体现出环境效益的因素；相关政策之间也存在着协调性差，政策难以落实等问题，还没有形成支持农业生物质能产业持续发展的长效机制。五是投入严重不足。生物质能属于高新技术和新兴产业，其技术研发和市场培育需要大量资金投入，但目前投融资渠道较为单一，除农村户用沼气等部分领域外，国家及地方政府财政投入严重不足，部分领域研发能力弱，技术水平较低，制约了技术创新和产业化发展。六是生产运行机制仍需探索。农业生产的季节性和分散性与农业生物质能生产的连续性和集中性之间存在矛盾。目前，部分企业按照工业化方式考虑生产规模，而对探索原料收集形式、收集半径考虑不足，造成原料供应困难，影响了生产合理运行。三、发展思路、基本原则和战略目标（一）发展思路按照积极发展现代农业、扎实推进社会主义新农村建设的总体要求，今后一个时期，农业生物质能产业发展要以邓小平理论和“三个代表”重要思想为指导，以