美国有关节能环保和经济发电调度的调研报告Word文档格式.docx

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此外，石油价格也不会长期停留在一年的低水平上，实际上，自年底到年初，就已开始回升。

最近据报道，油价已上升到近个月来最高水平，达美元桶比去年同期上涨一倍多，加上新能源本身独具的优点，以及其技术不断进步、成本不断降低，一些有战略眼光的人士对新能源的发展还是充满信心的。

二、主要法规和标准简介

根据美国1978年的《能源税收法》，购买太阳能发电和风力发电设备的房屋主人，其投资的30%可从当年需交纳的所得税中抵扣；

太阳能发电、风力发电和地热发电投资总额的25%可以从当年的联邦所得税中抵扣。

1992年的《能源政策法》又规定了生产抵税和生产补助两项优惠。

生产抵税的内容是，风力发电和生物质能发电企业自投产之日起10年内，每生产1千瓦时的电量可享受从当年的个人或企业所得税中免交1.9美分的待遇。

生产补助的内容是，通过国会年度拨款给免税公共事业单位、地方政府和农村经营的可再生能源发电企业，即每生产1千瓦时的电量补助1.5美分。

此外，《能源政策法》还规定，企业用太阳能发电和地热发电的投资可以永久享受10%的抵税优惠。

特别是近来年，随着可再生能源技术的飞速发展，美国政府又将支持的范围扩大到生物质能和氢能，进一步加大了资金支持的力度。

促进可再生能源新技术迅速进入市场、形成产业和规模，并有效解决了可再生能源新技术发展初期投入大、成本高、经济性差等问题，使投资方、生产方有利可图，也使可再生能源能顺利发展，为保护环境、调整能源结构做出贡献。

为了配合美国联邦政府可再生能源和节能法律法规的贯彻实施，美国一些州政府也相应出台了有关的地方法规，以促进本地区可再生能源和节能技术的发展，主要有可再生能源配额制、系统效益收费、电网强制收购政策、发电记分卡等。

可再生能源配额制是对电力公司的一种强制性政策，它要求电力公司必须向电力用户提供最小比例或数量的可再生能源电力，并对那些不能满足政策要求的电力公司，制定了相应的惩罚措施。

这项政策允许可再生能源电力生产企业在销售可再生能源电力的同时，获得相应的绿色证书，该证书可以在专门的绿色证书交易市场上出售，其价格由市场供求关系决定，这样就可以为可再生能源电力生产企业增加额外的收入，从而促进可再生能源的发展。

可再生能源配额制不需要为可再生能源提供额外的补贴，不会造成政府的财政负担，因此得到了美国许多州政府的欢迎。

到目前为止，美国实行可再生能源配额制的州已经发展到20个，占美国各州总数的40%。

许多州政府都制定了雄心勃勃的计划。

其中，加利福尼亚州的目标是到2010年可再生能源要达到能源总消费量的20%，纽约州到2013年达到24%，德克萨斯州到2015年可再生能源电力装机容量要达到588万千瓦等。

系统效益收费是州政府支持可再生能源发展的另一项有效措施。

所谓系统效益收费，顾名思义是根据电力系统效益（即电力收入）加收一定的费用。

通过这项措施所筹集的资金，主要通过电力装机容量定额补助、电费补贴或低息贷款等形式，对可再生能源和节能的技术研发、产业建设、市场推广以及宣传教育和低收入家庭的补助等提供资助。

目前，美国已有14个州实行了系统效益收费政策，每年可征集到的资金达5亿美元，预计2005—2015年可征集到50亿美元。

电网强制收购政策是近年来重新恢复实施的一项政策，它要求电力公司对于技术、规模和地点各不相同的可再生能源项目所生产的电力电量，必须按照不同的电价水平进行收购，从而保证了各种可再生能源技术都能获得比较合理的投资收益，为可再生能源的发展创造了更加优越的政策环境。

三、组织机构及职能简介

1、电力公司

在美国，基本上有4种类型的电力公司

第一类，私人股份制的电力公司，共有240家左右，属于盈利性质，提供全国电力的72%。

如南方电力公司向美国东南部4个州提供电力，并拥有东南亚一些国家和地区电力公司，电厂的股份属于一家跨国电力公司。

第二类，联邦政府拥有的电力公司，共有10家左右，属于盈利性质（一般租赁给私人经营），提供全国电力的9%。

第三类、其他各级政府拥有的电力公司，共有2010家左右，属于盈利性质，提供全国电力的8%，其中佐治亚州有3个这样由市级政府拥有的电力公司。

第四类，农村电力合作社所有的电力公司900多家，多数是由农村地区的居民集体建立和所有，以便向该地区供电。

其中绝大多数只从事配电业务，也有些从事发输电业务。

2、美国电力工业的监管

美国的电力监管机构有联邦和州两级。

联邦电力监管机构叫做联邦能源监管委员会，其监管电力的权责是：

Ø

对私有（投资者所有的）电力公司、电力营销商、电力交易所、独立发电商进行的跨州电力输送有管辖权；

审批电力批发价格，复核联邦电力营销管理局制订的电价；

核发电力项目的建设和经营许可证并执行许可证的规定；

审批输电服务价格；

审批输电设施的出售和租赁；

审批投资者所有的电力公司之间的合并和收购；

其他权力。

联邦能源监管委员会有权监管归私有电力公司所有的占美国输电系统，73%的部分，而对联邦所有、公共所有和合作社所有的27%部分没有管辖权。

州电力监管机构一般称为州公共电力委员会，其监管电力的权责是：

监管配电；

管辖电力的州内交易；

制订对用户的零售电价；

审批发电设施选址；

发布州环境法规。

电力监管最主要的任务是制订电价，批发电价由联邦能源监管委员会制订，零售电价由州公共电力委员会制订。

制订电价的方法，称为服务成本或回报率监管。

对于零售价来说，这意味着制订的电价将回收全部电力供应成本，包括发电、输电和配电成本，加上合理的投资资本回报率。

对于垂直一体化的电力公司，电力价格没有按照发电、输电、配电、其他服务的链条进行分段划分。

四、电力调度模式

美国较主要的三种电网调度类型：

第一种模式与我国所采取的相仿，也拥有全网一级的发输电调度，又按区域下设几个地区调度。

第二种模式，协议联合调度模式又可称为电力库调度模式，是指通过协议将一些电网相连的电力公司组成电力库，内设调度机构，由它全面负责协议电网的调度，统一调管协议成员电网内的机组和电网，以保证协议电网安全、可靠、经济地运行，使各成员单位效益最优。

第三种模式是指经一些电力公司同意由一个独立的、不隶属于任何一家的调度机构，对他们的电网进行统一调度，该调度机构以保证电网的开放性、安全性，及公平、公正地为各个电力公司提供市场服务为目的。

此模式是在当前形式下新出现的。

五、电网情况

美国电网由东部电网、西部电网、德克萨斯电网组成，与加拿大的魁北克电网一起构成北美联合大电网。

西部电网、德州电网均通过直流线路与东部电网互联，构成全美非同期大电网。

东部、西部及德州电网各自均为交流同期电网，只是东、西部电网由很多控制区域组成，而西部电网仅由1个控制区组成。

美国控创区城的概念是指一个通过带侧量和遥侧表计的联络线与外网相连的电力系统，它可通过控制自己的电厂直接维持与外网间的互换电力计划的完成，并能对相连大电网频率做出反应。

目前，美国东部电网最大，总装机容约6亿kW，最大负荷5亿kW；

西部电网总装机容约1.5亿kW，最大负荷1.2亿kW;

德州电网总装机容约0.56亿kW，最大负荷0.45亿kW。

六、能耗环保结构

90年代，美国采用可再生能源发电发展活跃，虽然水电站增长量不大，但其他如风能发电、地热发电、城市垃圾发电却增长迅猛。

1997年底、1998年初，风能在美国掀起了“第二次高潮”。

尽管在1997年，美国市场的风能仅增加了11MW，但计划在1999年前，通过完工17个新风能电站，可增加风电装机容量800MW。

目前，可再生能源已成为美国解决日益增长的能源需求的一个不可缺少的解决办法，提供了美国12%的电力，其中约10%来自水电，1%来自生物能，不到1%来自地热、风能和太阳能。

可再生能源持续发展的原因可归结为政府部门的支持及用户环保意识的增强。

表1为1992年～1996年间，美国可再生能源发电设备的装机容量。

表1　美国可再生能源发电设备的装机容量/MW

年份

能源

1992

1993

1994

1995

1996

水力

74580

77181

78041

78563

78536

地热

2910

2978

3006

2968

2842

生物能

9701

10045

10465

10292

10419

太阳能

339

340

333

风能

1823

1813

1745

1731

1801

总可再生能源

89353

92357

93590

93887

93931

七、环保指标要求

1、美国酸雨控制计划及对电力行业污染物减排要求

美国电力行业排放的SO2和NOx分别占全国排放总量的2/3和1/4，是酸雨污染物的主要排放源。

目前，美国约38%的火电机组配备了烟气脱硫（FGD）设备，约30%的锅炉配备了SCR烟气脱硝设备。

美国并不要求所有电厂都安装脱硫设施。

为控制和减缓酸雨危害，1980年，美国国会开展了为期10年的酸雨成因及其影响研究。

根据研究结论，国会于1990年制定了酸雨防治计划，要求主要的电力企业减排SO2和NOx。

其中，SO2的减排量目标为1000万吨，NOx的减排量目标为200万吨，总体排放水平保持在1980年的排放水平以下。

SO2减排规划分两期执行。

第一期从1995年开始，在263台机组、110个电厂上实施。

后来又增加了182台机组，总数达到445台，遍及美国东部和中西部地区的电力企业。

第二期从2000年开始，在所有装机容量大于25MW的机组上实施，当时涉及的机组总数达到2000多台。

到2001年底，所涉及的机组总数达到2445台。

第一期分配的量是以1.2磅/Mbtu（即每输入一百万英热单位的热量允许排放1.2磅）来计算的；

第二期则为0.6磅/Mbtu。

需要说明的是，不管企业如何交易，企业不能超过排放标准，即不能超过1.2磅/Mbtu，在第二阶段的电厂，虽然分配指标为0.6磅/Mbtu，但只要有指标（可在市场上购买）其排放可以超过0.6磅/Mbtu。

SO2初始排放权的分配有两种代表性观点：

一是承认现实的排放状况；

二是从公平出发，每个电厂都可以分配到SO2排放指标。

美国是两种思路妥协的结果，即承认现实，但不鼓励历史上不采取减排措施的行为。

在承认现实的状态下，减去应当采取措施的部分，即为初始排放权分配的依据。

NOx减排规划也分两期执行。

第一期从1996年开始，在170台锅炉上实施。

要求煤粉锅炉年均NOx排放不得超过0.5磅/Mbtu，四角喷燃锅炉年均NOx排放不得超过0.45磅/Mbtu。

第二期从2000年开始，要求达到的排放标准更加严格。

2、大气污染物主要控制手段

（1）总量分配方法。

美国酸雨控制规划，对所涉及的机组和企业，参考该机组和企业在1985～1987年间平均污染物排放量，核定其SO2和NOx排放总量指标。

所核定的指标在第一、二阶段内保持不变（而且可以终生享用，即使企业关停了一些机组，其总量指标也不核减）。

新建机组（包括1985～1987年间没有运行的机组）没有分配总量指标，所需指标必须从市场上购买。

联邦环保局每年年初核定企业的排放指标，并从有排放权企业的指标中强行拿出2.8%进行拍卖，拍卖所得的钱，还给企业。

一是防止有些企业有指标也不买的情况；

二是拍卖是在年初进行的，为全年可能交易的价格提供指导；

三是为新建机组提供总量指标。

由于新建机组一般都会采取脱硫措施，如安装FGD设施，脱硫效率一般在95%左右，需要购买的总量指标不会太多。

（2）排放监测定期报告。

根据酸雨控制规划，美国火电企业必须安装污染物连续监测装置（CEMs），对烟气排放量、烟气黑度、SO2、NOx、CO2等进行监测。

企业必须授权一位代表，负责审核本企业污染物排放数据的准确性和全面性。

每三个月，企业应向联邦环保局（EPA）报告企业每台机组每小时的污染物排放情况（与我们所理解和我们现在推行的要求与环保部门联网不同，报告只对联邦环保局，地方环保部门并不负责连续监测的事情）。

联邦环保局将报告在网上公布，向全社会公开，接受社会的监督。

报告内容包括：

机组和企业是否达标排放，是否满足总量控制要求，CEMs是否运行正常并得到良好的维护，所有污染物排放源是否得到全面监测，监测设备发生故障时数据如何进行校核等。

交易一般在企业和企业间进行，并不一定要通过中间环节。

企业间达成的排放权交易，得到美国环保局（EPA）的确认和备案，并将交易结果登记在EPA总量控制数据库中。

环保局在交易过程中只起核定和记账作用（因为账户在环保局，环保局不能也不会干预企业的交易行为）。

从1995年排放交易实施以来，在2003年底以前，SO2排放权交易价格在100～200美元/t左右的范围内波动。

但从2004年1月份开始，交易价格猛涨到620美元/t。

主要原因是美国国会计划制定新的总量控制计划，拟考虑再削减70%的污染物排放总量。

一旦该计划实施，可提供交易的排放指标将大幅度减少，电力发展又需要较大的排放指标，从而导致市场交易价格看涨。

（4）相关处罚。

在年底60天的宽限期内，仍不能满足当年总量控制要求的电力企业，超总量指标排放的部分，一方面将受到2000美元/t的处罚，同时还将扣减下一年度的总量指标。

凡是向EPA上报数据不准确、不全面的企业将受到处罚，企业授权代表则将受到刑事处罚（所以，一般都不愿作假）。

（5）排污收费制度。

美国没有实行排污收费制度（与加拿大一样），部分州在核发排污许可证时，收取一定的手续费，最多不超过5400美元（每吨1.8美元，最多不超过3000t）。

八、输配电电价

输配电公司输配电电价由基本项目和特殊项目组成。

基本项目包括：

客户服务费用、表计费用、输电系统费用、配电系统费用等项目，这些项目分别体现了输配电公司的主要功能，在原始核价中确定。

由于客户服务费用和表计费用属与电量无关的收费项目，所以预测用户月用电量1000kWh以确定各输配电公司的价目表。

下面将进一步阐述电价表中的其它项目。

1、输电价格调整因子

“输电价格调整因子”是对基本项目中“输电系统费用”项目的调整项。

因为输电费在德州实行邮票法分摊，在各配电公司成本中占较大份额，而每年发生的输电费并不相同，如不及时在电价中予以体现会使输配电公司无法承担。

若每次进行调整都要经历至少天的审批程序，显然也是不可行的。

所以在输配电价目表中设立了“输电价格调整因子”以体现系统内输电费与上期相比的差额部分。

“输电价格调整因子”项目每年可以调整次，根据网内发生的输电费与上期已通过“输电系统费用”项目计人电价的输电费用进行比较，仅将差额部分分摊到各输配电公司。

各输配电公司将分摊到的这部分新增输电费，按照原始核价时确定的各类用户分摊比例进行分配计算，以确定各类用户的输电价格调整因子的数额，并与该类用户“输电系统费用”项目叠加。

2、“搁浅成本”补偿项目

德州电力市场重组开始后，电力公司在拆分过程中有些老旧设备分配给输配电公司，这部分资产发生的成本称为“搁浅成本”原电力公司发行的尚未到期的公司债券部分，因还本付息所产生的资金需求也计人“搁浅成本”政府出于环保的考虑，要求建设可再生能源等电厂输电线路的成本也计人“搁浅成本”由于暴风雪等客观外力给输配电公司带来的成本支出也要计人“搁浅成本”。

这些“搁浅成本”都是非正常情况下发生的具有特殊性质的成本，不是输配电公司主观责任发生的，政府规定通过输配电价格体现予以收回。

每年根据各输配电公司实际“搁浅成本”余额，按照原始核价时确定的公式重新计算，自动调整。

3、社会保障基金

社会保障基金是州政府要求输配电公司代收的资金，用于补偿低收人者和学校在电费上的支出，以及用于客户培训等方面。

此项目的价格调整由州政府决定。

4、核能源基金

政府要求输配电公司代收的资金，用于治理核电厂的污染等问题。

以上所有的项目组成了终端电力用户承担的输配电电价。

九、信息发布机制

1、信息发布周期及方式

PJM的调度信息发布从周期上可以分为年度、月度、周度以及日度（包括实时调度信息发布），主要内容包括：

系统信息和价格信息。

发布的方式主要是通过WEB方式发布。

2、信息发布内容及信息交换协调

在进行调度信息发布的时候，PJMOI向内部成员发布控制指令，内部成员及时调整发电输出，这个过程主要是通过当地的控制中心（LCC）来实现。

由此，我们也可以得到PJMOI与当地控制中心信息交换的具体内容，即：

PJMACE（区域控制误差）数据；

调节有功输出；

电价或者负荷需求；

发电机状态。

如图所示：