欧盟国家发展新能源的主要措施有哪些

白天灯光使用：

1起步时一定要记得开启左转向灯，然后才起步进入道路，进入道路正常行驶后关闭左转向灯（一般转向灯在回方向时会自动回位到关闭状态）；

2进入道路正常行驶时注意向左变道要观察左方前后确认安全之后提前开启左转向灯之后向左变道

科目三考试中的夜间灯光模拟考试操作从理论角度来说是比较简单易操作的，但是实际考试中，还是有不少人在这一项上出现失误。而且，考试的时候顺序是随机的，只要掌握了以下几种情况下灯光的使用，冷静操作就行。

一、 考试要求

1、 凡不进行夜间或者低能见度下考试的汽车类驾驶人，科目三考试都必须首先进行模拟夜间灯光使用考试。

2、 每人考试项目不得少于4项。

3、 模拟灯光使用考试不合格的，本次考试终止，扣分项目记录在夜间行驶项目中。

二、 考试方法

1、 被考人上车发动机启动后，车辆处于停止状态，考试员首先说明：“下面将进行模拟夜间行驶场景灯光使用的考试，请在5秒内做出相应的灯光操作。”

2、 被考人操作完毕后，需报告考试员“已操作完毕”。考试员方可进入下一考试项目。

三、 考试项目和操作规程

1、 夜间行驶开启灯光

操作规程：

考试员发出“请开启夜间行驶灯光”指令，被考人接到指令后应开启前照灯、示廓灯和后位灯，否则不合格。

2、 夜间在没有路灯、照明条件不良条件下行驶时灯光使用和夜间在有路灯照明良好的道路上行驶时灯光使用

操作规程：

考试员发出“夜间在没有路灯、照明条件不良条件下行驶”指令，被考人接到指令后应开启前照灯、示廓灯和后位灯的前提下，将前照灯变换为远光灯，此时前照灯处于远光灯状态时，考试员再发出“夜间在有路灯、照明良好的道路上行驶”指令，被考人接到指令后，应将远光灯变换为近光灯。被考人不变换灯光或者变换灯光错误的不合格。

3、 夜间通过急弯、坡道、拱桥、人行横道或者没有交通信号灯路口时灯光使用

操作规程：

考试员发出“通过急弯、坡道、拱桥、人行横道或者没有交通信号灯路口”指令，被考人接到指令后应交替使用远、近灯光示意(交替变换两次)，否则不合格。

4、 夜间会车时灯光使用

操作规程：

被考人接到指令后不变换灯光或者变换灯光错误的不合格

当处于远光灯状态时，被考人接到指令后，应将远光灯变换为近光灯，否则不合格。(并口述：夜间会车应当在相距对方向来车150外改用近光灯)

5、 夜间在路口转弯时灯光使用

操作规程：

被考人接到指令后不变换灯光或者变换灯光错误的不合格

当处于远光灯状态时，考试员再发出“请在前方路口左转弯或者右转弯”指令，被考人接到指令后，应将远光灯变换为近光灯，否则不合格。

6、 夜间超车时灯光使用

操作规程：

考试员发出“请超车”指令，被考人接到指令后应交替使用远、近灯光示意(交替变换两次)

7、 同方向近距离跟车行驶时灯光使用

操作规程：

被考人接到指令后不变换灯光或者变换灯光错误的不合格

当处于远光灯状态时，考试员再发出“同方向近距离跟车行驶”指令，被考人接到指令后，应将远光灯变换为近光灯，否则不合格。

8、 雾天行驶时灯光使用

操作规程：

考试员再发出“雾天行驶”指令，被考人接到指令后，开启雾灯和危险警报闪光灯，同时开启灯管开关一档位置的示廓灯和后位灯，否则不合格。

(因雾灯只有在灯光开关打开时能起作用。雾灯分为两个档位，第一档为雾灯和后位灯，拨到二档位置，开关上信号灯即发亮)

9、 夜间在道路上发生故障或交通事故

妨碍交通又难以移动时，灯光使用

操作规程：

考试员再发出“夜间在道路上发生故障或交通事故?妨碍交通又难以移动”指令，被考人接到指令后，应开启危险警报闪光灯，同时开启示廓灯和后位灯，灯管开关位在第一档位置(并口述：需要在车后50-100米处设置警告标志，高速公路上应在车后150米外设置警告标志，车上人员应迅速转移右侧路肩上或者应急车道内，并迅速报警)，否则不合格。

当完成模拟夜间灯光考试合格后，考试员发出“已完成夜间灯光考试，请关闭所有灯光”，被考人接到指令后，要正确关闭灯光进入其他考试项目。

欧盟国家能源政策一般有3个内容：一是能源效率；二是能源节约；三是可更新能源。而推出的各种政策工具和技术手段都集中于二氧化碳排放的控制。在欧盟，能源消耗中工业占22%，交通占24%。一次能源在转换（如电或热等）中的耗损占35%。扣除这项耗损后，超过30%的能源为建筑物所消耗。所以各国都在工业、交通、建筑物、电器设备和照明等领域围绕控制二氧化碳排放来设计政策。

（1）建筑物节能。①建筑物能源证书制度，欧盟各国都已推行。政府对所有建筑物都按每平方米耗能情况进行登记，并制作成证书。法律规定业主出租或出售住宅，必须同时出具此证书。丹麦的建筑物能源证书分别对一家一户型住宅、公寓式住宅和商用办公建筑颁发。新建筑必须符合新的能源标准方可开工。②鼓励建筑物节能改造。德国全国有3900万套住宅，其中有75%建于1979年之前。法律规定若业主要对住宅翻新改造，必须符合新的能耗标准。政府相应推出鼓励措施，由国家开发银行给予低息贷款支持，联邦政府再补贴银行。一旦改造后的建筑物达到二氧化碳减排指标，业主还款的本金还可免除15%。2001～2005年，仅实现建筑物的二氧化碳减排标准，联邦政府为贷款补贴支付了15亿欧元；2006～2009年将达40亿欧元。目前全国已有500万套住宅改造获得优惠贷款，减排二氧化碳400万吨。德国还出现“零供热”建筑，全年都依靠太阳能取暖。

(2)交通节能。①汽车发动机改造。由于柴油发动机比汽油发动机能耗低35%，到2005年，德国全国汽车已有50%为柴油发动机。1990年以来，汽油发动机的效率也提高了20%～25%。1990～2004年，全国汽车发动机效率提高了1倍，汽车燃料消耗减少了40%。②税收。德国的汽油价格中，税收占70%。法律还针对高速公路货车按二氧化碳的排量收费，而使用天然气的汽车到2020年前享受免税优惠。③推广新型燃料。第二代生物燃料占市场的3.4%，由此每年二氧化碳减排500万吨。④能耗标识制度。尽管政府没有强制淘汰高耗能汽车，但有了强制性的能耗标识，类似于家电、建筑物那样，消费者自然容易做出选择。2012年之前高耗能汽车生产设备有望逐步淘汰。

(3)家电和照明节能。丹麦在2005年10月设立了节能信托基金，如对节能冰箱每一台都有补贴。比利时弗莱芒区地方政府向居民发放购物券，指定此券在2006～2007年间必须用于购买节能灯具。

(4)可再生能源发电强制收购（Feed-in）。与常规能源发电比，可再生能源（生物、风能、太阳能等）发电成本高。针对电网公司缺乏收购动力，政府有3种政策干预模式：①以意大利为代表的配额制，要求电网运营商分担购买某一固定数额的电量；②以爱尔兰为代表的招投标制；③以法国和德国为代表的按保护价强制收购接入（Feed?in）。在德国，四大电网运营商收购常规能源发电价格为20欧分/千瓦时左右，但收购可再生能源发电价格为50欧分/千瓦时。政府允许电网提高电力零售价格（0.65欧分/千瓦时）。为此平均每个德国家庭每月增加电费开支1.5欧元。这种模式的电价比配额制低8欧分/千瓦时。公开招标制下电价也较低，但因招标周期问题，不利于能源产业长期发展。爱尔兰正拟转向Feed?in。丹麦还对电网重新进行了国有化，对新能源也实行Feed?in制度，风力发电占其电力的21%。

(5)二氧化碳排放配额交易。欧盟根据对《京都议定书》的承诺，让各成员国分别承担了二氧化碳的减排任务，然后各国又对能源、加工制造业等排放二氧化碳的企业核定排放配额作为合法“排放权”，企业若超额排放，必须到市场上购买配额。这就形成了企业之间排放权的配额交易市场。据称德国企业二氧化碳排放配额近于用完。此外，根据世界银行的一项安排，这些企业还可以通过帮助发展中国家减排，相应地增加自己的配额。

(6)发电减排。在丹麦，发电用柴油价格中能源税和二氧化碳税占了2/3；发电用煤价中能源税、二氧化碳税超过85%。但可再生的如木屑、草不征能源税。结果化石燃料几乎为生物燃料价格的2倍，而发电后每度电的收益率前者却远低于后者。这就极大地刺激了可再生能源和垃圾发电的开发。热电联产减排，即发电和供热业务合并，网点铺开，以大幅减少热和电的传输损失。20世纪80年代中期，丹麦的供热和发电集中于15家企业。实行热电联产后，热电厂星罗棋布，2005年达694家。结果，燃料消耗减少30%，燃料热效由40%升至90%。

(7)政策公关。为保证政策顺利实施，政府需要就节能减排政策意图和意义与公众、能源提供商、工业企业以及社会中介组织联络，进行政策宣传、项目咨询和信息沟通等服务。有关机构还与其他国家或国际组织广泛交流。这些工作不仅政府部门自己做，还委托大量的社会组织代理，它们的分支遍布社区。

(8)立法保障。欧盟关于能源节约和能源效率颁布了若干指令。建筑物能源指令（2002年）提出了计量建筑物能耗的方法，设立新建筑物最低能效标准，建立建筑物能源标识制度，业主在出租、出售房屋时必须出具能耗等级证书，公共建筑物上必须标示能耗证书。欧盟能源效率指令，要求在2008～2016年的连续9年中要节能9%，每年节能1%。此指令对公共部门、能源供应商都规定了具体的义务，并设计了详细的测算、审计和报告方法。欧盟生态设计指令规定了锅炉、热水、办公自动化设备、电视机、充电器、办公照明、街道照明、空调器等14种产品或设施的技术与经济标准。德国从1976年以来，先后颁布了建筑物节能法、机动车辆税法、热电联产法、节能标识法、生态税改革法、可再生能源法等8部法律。这些立法都有相应的政府部门负责实施，如联邦经济技术部负责节能和提高能效工作；环境和核安全部负责二氧化碳减排、再生能源和核能工作；交通、建筑与城市发展部负责交通、建筑物的节能工作等等。

节能减排可成为经济增长的重要动力，决策者对此必须有深刻认识，并率先垂范。2006年，丹麦议会7个党派达成共识，要求今后几年公共部门能耗每年降低1.5%。丹麦1980年以来GDP约增长50%，但能源消费（不考虑交通业）几乎无增长，单位GDP的耗能（即能源强度）每年降低1.9%，二氧化碳排放每年恒定。德国在1990～2005年的15年间经济增长25%，能源总消耗却下降5%。

（1）欧盟在应对气候变化问题方面进行了长期和有效的准备，并有履行《京都议定书》规定的减排目标的可能；

（2）1998年6月，欧盟15国就欧盟在《京都议定书》承诺的到2010年将温室气体在1990的水平上减排8％的指标的分配方案达成一致意见；成员国已经达成“减排量分担”的协议，以落实各自的减排指标；

（3）欧洲国家在气候变化问题上的积极态度，是欧盟力图摆脱美国的单方面控制，保护和加强其有别于美国式经济和社会管理模式的一个重大努力；

（4）2001年10月，批准了《京都议定书》，建立和实施了欧盟温室气体排放贸易体系的指导草案。2002年6月起已正式在欧盟15国生效。欧盟还制定了比《京都议定书》更严格的执行时间表。

政策措施的主要内容

（1）欧洲对应气候变化的行动计划

1991年欧盟发布了第一个控制CO2排放和提高能源效率的战略。此后欧盟又制订了一系列的与控制气候变化相关的政策，其中包括利用可再生能源发电的法令草案，汽车生产商节约25％燃油的自愿承诺，以及相关能源产品征税的提议。但是，要达到《京都议定书》所规定的2008至2012年期间，与1990年同比削减8％的温室气体排放指标，显然所有欧盟成员国尚需采取进一步措施和行动。欧盟环境部长会议认为减排的当务之急是欧盟应在全社区范围内采取进一步行动，明确优先措施并制订相关政策。

作为回应，欧盟于2000年6月启动了欧盟对应气候变化行动计划，其目的为明确所有必要的元素，制定相应的战略，具体落实《京都议定书》的各项减排指标。该行动计划采用“双轨制”方法，正在制订一系列级别的政策、措施，以减排温室气体，并制订2005年前在欧盟内部动作的温室气体排放贸易计划。行动计划要求，所有相关机构和组织均需协调合作，包括欧盟不同部门、成员国、产业和环境团体的代表。行动计划中确定了未来政策和措施的工作的重点是能源、交通、工业和农业部门。目前已经成立了7个工作组，涉及下述领域:能源供应、能源消费、交通、工业、科研、《京都议定书》的三机制一国际排放贸易、联合履约和清洁发展机制、农业。一旦完成了上述准备阶段的工作，欧盟委员会将制订具体的建议，提交给欧盟部长会议和欧洲议会进行讨论。

与此同时，欧盟办公室已经启动了对未来排放贸易的公众辩论。欧盟委员会关于排放贸易的《绿皮书》中提出了10个问题，供公众辩论并对此作了回应。

建立起欧盟内部温室气体的贸易气体的贸易系统有着双重效益：一方面可以控制达到京都议定书制订的目标所需的成本，另一方面可以在2008年实施全球贸易计划之前，为欧盟积累国际排放贸易的前期经验。欧盟委员会提出 ，欧盟减排贸易系统最初将眼于CO2排放，而且只涉及数量少但对排放有重大影响的经济部门。主要的备选领域是欧盟“集中污染预防与控制”政策所划定的大型工业锅炉和大中型工业地区。

欧盟通过现有各种不同的资金来源，已经能够在联合履约和清洁发展机制框架内提供财政支持。

（2）欧盟控制温室气体排放的新政策

欧盟15个成员国已经就《京都议定书》就共同减排目标达成协议。欧盟成员国总体上将在1990年排放基础上，于2012年达到减排温室气体8％。各成员国已经达成了所谓的“减排量分担”协议，为了实现既定目标分配各自的责任。根据该协定，一些成员国将显著地减排（德国、丹麦和英国），另一些国家将稳定在1990年的排放水平（法国），其他一些国家则在1990年排放水平上有所增加（西班牙、葡萄牙、希腊）。

2001年10月，欧盟委员会采取了一揽子对应气候变化的措施，包括提议欧共体批准《京都议定书》和草拟了一个实施欧盟范围内温室气体排放贸易系统的《法令》。该《法令》的目的是建立欧盟排放贸易框架和欧盟温室气体排放的贸易市场。针对此法令的欧盟行动计划目前正在制订中，有望于2003年中将有更实质性的进展。虽然在2002年12月前欧盟各国不太可能就这一计划达成最终一致，但欧盟已经表明，该排放贸易系统将保证规模相当的公司得到同等的对待；最大限度地确保竞争的公平性，竞争被扭曲的危险；保证与现有立法相协调；保证与欧盟之外的其它国际行动计划相协调。

在该政策建议中，欧盟排放贸易系统将在2005年生效。第一阶段（2005-2007），本系统将仅适用于CO2。排放上限和贸易计划最初将包括大型工业、能源活动，这一阶段的目标是实现约占2010年欧盟CO2总排放的45％的CO2的减排量。虽然当前的排放贸易系统没有包括小的排放源，但欧盟将会制定一些相同类型的政策和措施来控制这些小的排放源，其中包括通过减排量指标方式来将这些小排放源的控制纳入贸易体系。欧盟将在2004年决定是否将《法令》扩展到其他部门和其他温室气体。

成员国负责按照法令要求对有关公司分配排放许可证。许可证数量将随着时间推延而减少。2005-2007年，成员国将根据欧盟批准的国家分配规划分配许可证。欧盟委员会将在第一个京都议定书承诺期内协调和确定分配程序。那些没能获得足够的排放许可或没有购买排放指标来弥补许可证和实际排放的差额的公司，将受到一定程度的惩罚。委员会将在下一阶段制订详细的检测、报告和核实指南。对于新公司在许可证分配方法上与同一部门中企业间的分配相似。在2013年以前，新的成员国不能纳入欧盟负担共享协定，但欧盟排放贸易总体行动计划可以承认这些国家的国家计划。同时，排放贸易计划的互认可以使得欧洲经济区国家在欧盟排放贸易计划内进行贸易。

排放贸易计划的设计将与《京都议定书》制订的“国际排放贸易”规则相一致。所建议的欧盟排放贸易计划如下：

第一阶段期间为2005-2007年，第二阶段期间为2008-2012年（即京都议定书承诺期）。该计划与欧盟的“综合污染预防与控制”（IPPC）.法案紧密相连，将适用于综合污染预防与控制法案（IPPC）的相关部门，其中可能包括发电、钢铁、炼油、水泥制造、纸浆造纸。

欧盟的该项行动计划有两个问题：第一，该计划将发电厂的排放考虑在内；第二，其他计划（如英国的方案）则将发电系统的排放放在电力用户终端。两者之间存在较大差异，使得将不同的计划和方案整合在一起很困难。但欧盟法律优先的规则意味着要英国要保持其计划，就必须协调这两种不同的计划的方案，以达成一致。

2002年12月9日，在比利时首都布鲁塞尔，欧盟15个成员国的环境部长们通过了一项事关CO2排放权交易的空前计划，规定各大工业企业必须进入CO2排放权交易市场进行交易。这是继欧盟十五国集体核准《京都议定书》之后迈出的又一重要步伐。该计划要求电热力、炼钢、水泥、玻璃、制砖与造纸这六大产生CO2的行业必须从2005年起买卖各自的CO2配额。

环境税是欧盟鼓励采用的一种经济刺激手段，欧盟国家普遍认为环境税比美国的排污交易制度更为可行，因此几乎所有欧盟成员国都不同程度的先行实施了环境税。瑞典、丹麦等北欧国家采取“一揽子税改计划”即对税收体系进行综合重构，税收负担转移，从所得税移到消费税（包括环境税），在税负大致不变的同时实现环境目标。欧盟及其成员国逐步增加了一些税种，来应对日益严重的全球性环境问题。对含碳燃料征收碳税、以解决气候变化问题。丹麦、芬兰、荷兰、瑞典和德国家从1990年开始征收碳税，奥地利、卢森堡、比利时也即将开征。碳税把环境成本打入产品价格，提高有害原料成本，引导生产者和消费者做出理性的有利于减缓气候变化的选择。

（3）法律政策

1) 空气法

有关臭氧层空气污染的第92/72号指令，规定了臭氧层污染检测、交换信息和告知公众的统一程序；建立共同体CO2和其它温室气体检测机制的第93/389号决定；有关通过提高能源效率限制CO2排放的第93/76号指令；有关破坏臭氧层物质的第549/91号条例，条例取代有关特定CFCS控制的第3322/88号条例，为执行维也纳公约和蒙特里尔议定书，规定了有关的CFCS、halons和其他物质控制的分阶段时间表。有关二氧化氮空气质量标准的第85/203号指令；有关在环境中限制chlorofluorocarbons(CFCS)含量的第80/327号决定，决定规定限制CFCS产品，成员国应当至少降低30％；有关加强环境中CFCS含量预防措施的第82/795号决定。

为机动车辆和其他污染源（工厂、焚烧厂等）确立排放标准：如机动车辆油料质量标准、机动车辆发动机标准，特别是对二氧化碳、CFCS和酸性物质（硫氧化物、氯氧化物）的油料采取治理措施，如降低燃油的含硫量和含铅量、征收二氧化碳/能源税等。有关二氧化碳排放量和机动车量油料消费的第80/1268号指令，确立了机动车辆二氧化碳排放量的技术标准。并在工厂污染排放方面立法确定限值。有关柴油机动车量尾气污染致力措施立法的88/77号指令，规定了排气量1.4升以上汽车的一氧化碳、碳氢化合物、氮氧化物排放限值，以及1.4升以下汽车的临时排放限值。并在工厂污染排放方面立法确定限值.。

2) 综合污染预防与控制法案（IPPC）

“综合污染预防与控制”是欧盟实施的一项法律制度。这一概念是于1996年在《IPPC法案》中引入，1999年11月起生效。综合污染预防与控制法案（IPPC）《法案》的主要目的是：预防或最大限度减少排放；把环境作为一个整体，以提供高水平的环境保护；最大限度减少原料和能源消耗；简化并加强的政府主管机构（立法）的角色。

综合污染预防与控制法案（IPPC）的中心思想是要求欧盟内部提供一个授予许可的综合性平台，以综合控制欧盟内部国家的废水、气、渣、噪声的产生的排放，同时规定安装设施的运行管理方式。

在英国，1999年通过的《污染预防与控制法》引入了（IPPC）《法案》要求。这一英国的新法案对多数具有重大环境影响的工业活动进行控制，并正在所有相关行业中实施。现有设施刁；一定马上纳入综合污染预防与控制法案（IPPC）要求，但法案规定一个不同部门逐渐实施的时间表。但对新建安装设施，1999年11月1日后，业主必须在运行安装设施前获得IPPC的许可。

（4） 能源政策

1) 电力部门的市场自由化

1999年2月，欧盟成员国被要求将《建立欧盟内部电力市场规则法令》纳入本国法律。要求欧盟内部逐步开放电力市场，允许消费者从不同渠道（包括国外电力部门）买电。

几乎所有成员国都根据欧盟的政策进行了天然气市场的改革。除法国。丹麦、葡萄牙外，所有成员国在2008年前均有望实现全面市场开放。

2) 推进热电联产

在奥地利，政策长期鼓励该政策，工业供热部门利用热电联产给高耗能用户提供了一套成本有效的能源解决方案，社区地电联产也发展成了一套先进的技术，特别是社区供热部分的热电联产在70年代能源价格上涨的情况下，由中央政府支持建立。在丹麦，政策通过提供大量补贴和赠款鼓励热电联产的推广。

3) 欧盟在可再生能源领域的政策

颁布欧盟可再生能源法令。2001年9月，欧盟理事会通过了关于促进可再生能源的法令。该法令形成了一个欧盟的政策框架，以促进更多的绿色电力。这一法令鼓励成员国采取必要措施，保证可再生能源的开发与国家的欧盟的目标相一致。该法令反映了欧盟对减少能源依赖性、保护未来可用能源、限制温室气体和有害大气污染物排放等方面的关注。

欧盟发布的《欧洲共同体战略白皮书》中提出了2010年将可再生能源在欧盟成员国内能源构成中的份额提高一倍（从目前的6％上升至12％），包括时间表和行动计划。白皮书所提到的行动计划包括欧盟内部的市场手段；进一步鼓励可再生能源利用的政策：加强成员国之间的合作；鼓励各国在可再生能源领域内的投资，并加强可再生能源的信息服务，以及可再生能源领域的投资，并加强可再生能源的信息服务，以及可再生能源的信息传播。

启动方案：“启动方案”是《2010年可再生能源欧洲共同体战略和行动计划》的一部分内容。它设计了如何启动可再生能源战略，提出了应达到的目标。针对几个重点行业，“启动方案”提出 加强投资机会、吸引私人资金的行动框架。同时鼓励政府将公共开支集中于关键的可再生能源部门，包括太阳能、网通和生物质能，方案的实施可以大地驱动可再生能源的使用和推广。

可再生能源（ALTENER）计划：可再生能源计划的总体目的是增加可再生能源的使用和市场份额。可再生能源不但能实现环境的可持续性，也是欧洲共同体战略中温室气体减排的重要部分。可再生能源市场上的产品和设备的配套；支持基础设施层面的试点行动，以增加投资者信心，激励可再生能源技术的开展，并提高其市场竞争力。促进国际上、欧盟内部、国家内部、区域内和地方等层次的信息传播和协调，从而增加投资者对可再生能源的信心和可再生能源技术的市场渗透力。支持加快可再生能源技术的投资，加强可再生能源服务和产品提供商的运营能力。推动欧盟可再生能源战略的实施。

（5） 交通政策

随着对大气质量和全球变暖关注的增加，减少燃料消耗和相关温室气体等的排放已成为政府、公众、车辆制造商优先考虑的问题。目前，交通是CO2和其他气体排放的主要来源之一，同时交通需求也在不断增长。至今为止，最大的交通排放源于小汽车，占欧盟交通总CO2排放的近一半。1996年欧共体理事会通过了降低客车的CO2排放平均值控制在每千米120克CO2.

欧盟汽车CO2减排战略的要点有三：欧洲、日本和韩国汽车工业就提高燃料效率达成协议；允许消费者选择汽车燃料效率标志；通过财政措施提高燃料效率。

欧盟环保部长1998年10月在卢森堡与欧洲工业界达成如下重要协议：到2008年生产的百千米耗油量降低25％，CO2排放量降低到每千米140克，温室气体的排放15％（欧盟在气候公约中所承担的义务）

许多成员国在实施欧盟战略的同时，也制订了本国交通部门CO2减排的政策和措施，例如推广公共交通计划。

欧盟成员国温室气体减排政策效果

欧盟通过实施系统的环境政策与管理措施，在减缓气候变化方面取得了一定的成绩。大气污染物排放得到有效控制。在八九十年代经济增长的同时，欧盟控制了CO2、NOX的排放没有增加，SO2、VOC的排放也明显下降，在CFC生产的减少方面则效果最好。

大多数欧盟成员国的减排工作做得不够。西班牙、葡萄牙和爱尔兰在这方面的工作尤其需要改进。半数以上的成员国没有按照所分摊的指标减排。如果继续按照目前的方针、政策减排，欧盟在2010年以前就只能在1990年的基础上减排4.7％，这与《京都议定书》要求的8％的减排指标相差甚远。

英国和德国在应对全球变暖方面的业绩最为突出，欧盟1990-2000年温室气体排放量减少3.5％，其主要原因是英国和德国成功地减排。卢森堡、芬兰、瑞典和法国在2000年以前超额完成了各自的指标。然而，其他一些国家则远远没有完成各自的指标，其中减排工作做得最差的是西班牙和葡萄牙。在20世纪90年代，这两个国家的温室气体排放量增加了约1/3.

目前主要问题是汽车和卡车排放CO2。20世纪90年代，车辆排放的温室气体猛增18％。

随着以风电、太阳能发电等新能源电力的开发利用，接入电网的新能源电力比重日益提高。众所周知，电力的基本特征是难以大规模储存，电力的生产与消费必须同步进行。电力系统通过统一的调度指挥，使电力的生产跟随负荷需求的变化，保证电能的实时供需平衡。对于传统的电力系统来说，电力调度中心根据用户负荷需求变化对发电单元发出调度指令，发电单元执行自动发电控制(Automatic Generation Control，AGC)调度指令改变发电负荷，满足用户负荷需求，维持电网安全稳定，保证电能质量。当发电侧的可调度容量难以达到负荷侧需求以及发生可能影响电网安全稳定的情况时，电力调度中心将采取切除用户负荷等措施，保证电网安全稳定运行。对于传统的火电、水电、核电、油/气发电而言，发电单元一般具有良好的可调度性能。发电机组在一定的容量范围内可以按照电网调度AGC指令变更发电功率。因此，在发电装机容量可满足用户最大负荷的前提下，整个电力系统是可调可控的。风电、太阳能发电区别于传统发电的一个重要特征在于它的随机波动性。由于产生电力的一次能源来自于自然界空气的流动与太阳光的辐射，不仅不可储存，而且受到季节、气候和时空等的影响，具有很强的随机波动性和间歇性，因此，对于具有一定装机容量的新能源发电单元来说，其实际出力首先取决于现时刻的风力、太阳光强度的约束。当风电、太阳能发电规模化接入电网后，电力系统就必须在随机波动的发电侧与随机波动的负荷侧之间实现电力的供需平衡，保持电网的安全稳定。

新能源电力的另外一个重要特征在于它的能量密度低。例如：当风速为3m/s时，其能量密度为20W/m2左右，而太阳能即使是在天气晴朗的正午，太阳垂直投射到地球表面的能量密度仅为1000W/m2左右，这样使得新能源发电设备的单机容量不可能过大。大量的小容量发电机组接入电网，使电力系统受控发电单元呈爆炸性增长趋势。截至2012年底，我国火电机组累计装机819.17GW，单机6MW及以上的火电机组总数约为6600台；同期，风电机组的装机总量仅为75.324GW，装机数量却达到了53764台，超过了火电机组数量的8倍。 按照我国风电装机2020年将达到200~300GW的预期，以目前风电的平均单机装机容量来计算，到时需要并入电网的风电机组数量将达到14万至21万台！随着新能源电力的规模化开发和电网中新能源电力比重的增加，使传统电力系统的基本特征发生了显著的变化，主要体现在以下几个方面：随机性、可控性、安全性、整体性、智能化。进而将推动电力系统的结构形态、运行控制方式以及规划建设与管理发生根本性变革，从而将逐步形成新一代电力系统，即新能源电力系统。

发表于：洁能公主点击数：815

在世界生物柴油在近几年得到了快速发展，本章是介绍全球生物柴油发展的基本条件生物柴油的商业应用提供了参考。

第一基本概况全球生物柴油

近年来，生物柴油的快速发展，其中欧洲增长最快的。欧盟主要是油菜籽为原料生产生物柴油，2001年产量超过100×lO4t的，预计在2003年达230×LO4 T，2010年林登830×lO4t的。德国2001海德地区投资50000000马克的建立一个年产10×lO4t的生物柴油设备，现有90多个生物柴油站，梅赛德斯 - 奔驰，宝马，大众，奥迪车系广泛使用的生物柴油。意大利生物柴油实行零利率政策，目前拥有8个生物柴油生产厂，总生产能力为75.2×LO4吨/年。法国还实施了生物柴油的零利率政策，现有的7个生物柴油生产厂。奥地利有3个生物柴油生产厂，总生产能力为5.5×税率只有4.6％的石油柴油lO4t /年。比利时有2个生物柴油生产厂，总生产能力为24×lO4t /年。美国主要的大豆为原料生产生物柴油，现有的4个生物柴油生产厂，总生产能力为30×LO4万吨/年计划，到2011年将生产115×LO4吨，根据美国能源部，2001年美国生物柴油的消费量为8.5×LO4吨。一些亚洲国家也在积极发展生物柴油产业。日本是国内较早研究生物柴油的煎炸油为原料生产生物柴油的工业化实验基地，成立于1999年，目前日本生物柴油产量达到40×lO4t。泰国第一套生物柴油厂已建成投产，泰石油质押获取7×LO4吨棕榈油和椰子油2×减税lO4t实施。韩国，国家推广使用生物柴油。

一，政策和法律

近年来，许多国家的法律和法规已经制定并在实施阶段，这些法律规范是基于不同的政策目标和激励机制，变更如下：

降低本地排放的有害污染物的风险（如CO，HC，NOX，PM，PAH）：

典型案例是“干净法国航空公司“（美国），”燃料质量标准“（欧盟），”越野发动机EPA标准“（美国），”燃油排放项目I及II“中的定义，私家车和卡车的”EURO污染物排放标准“（欧盟）。

减少温室气体排放和气候变化所带来的风险。

欧盟新的“生物柴油应用促进法”和德国矿物油中的一种特殊的温室税的基础上，增加燃油税ACEA的自愿协议和欧洲委员会的成立，到2008年排放限值140G二氧化碳/公里。

降低风险的能源供应，运输环节：

美国EPA法，新的欧盟“推广使用生物柴油法案”

>减少有毒残留物，由此产生的环境风险。

“规定”康斯坦茨湖上所有的船行驶，只能使用可生物降解的燃料。此外，宏观经济因素，如创造就业机会，改善贸易平衡调整监管范围也很常见。

两个来源的原材料和适用性

1997年12月的一份报告主要是由前世界各地的商业使用菜籽油生产生物柴油的原料，分析了德国，法国，奥地利，捷克共和国，丹麦，斯洛伐克和瑞典这些主要的生物柴油生产，这种情况更为明显。但现在的情况已经发生了很大变化，混合多种材料作为其主要的原料来源：

菜籽油：由于其优越的特性（如相对较高的氧化稳定性，碘下文第四120，可接受的冬天的可操作性和每单位面积种子产量高），使原料菜籽油在市场上占据着主导地位。

向日葵油：过去的一段时间，比油菜籽向日葵生产低，但它是一种温暖，干燥的天气状态代表选择。向日葵油的碘值（IV）超过120（欧洲标准EN14214要求小于120），使油可混有一个低碘值的油。

回收废油和动物脂肪：在许多地方，这种油是便宜，利润空间大。在欧洲标准EN14241生物柴油燃料所需的参数一些干净的，一些回收地沟油的（如高分子脂肪含量）不能满足这些要求。为了使再生纸材料，以达到规定的质量要求，应建立“精清洗回收法案”体现在奥地利130麦当劳餐厅在实践中的成功模式，这些餐馆可以每年生产1300多万吨高品质的废油脂收集系统，通过高效清洁的“奥利？”来处理。

豆油：在美国，阿根廷和其他国家的大豆原料生产是一个不错的选择，但由于IV豆油，也高于120，所以它不能达到EN14214标准。自美国标准ASTM D-6751-02的IV上没有限制，所以大豆油可以在美国使用。为了满足大豆油的欧洲标准，必须使用多种使用的材料的一种混合组分。

棕榈油：早在1987年，有报道称，马来西亚棕榈油甲酯已被用于梅赛德斯 - 奔驰轿车。作为冷滤点（CFPP为+11℃）的限制，这在寒冷的天气条件下使用的生物柴油是其最大的缺陷，但它也可以混合使用各种原材料。

其他的原料来源：的潜在可用性和所有的石油储备尚未成熟，许多油料植物值得我们关注的，已经测试过以下类别：尼加拉瓜使用麻疯树油生产生物柴油希腊棉籽油进行了测试印度婆罗树油（SAL），大麻油（麻花）和印度柬埔寨油（楝）是很有趣的。

新的成品油：为了使生物柴油具有优良的特性，特点的脂肪酸有以下要求：

多不饱和脂肪酸，如亚麻酸（18:3）的最小可能标准以改进的氧化稳定性。

单不饱和的脂肪酸，如油酸（18:1），以确保尽可能高的标准，以提高冬季运行的稳定性。

饱和脂肪酸如棕榈酸（16:0），硬脂酸（18:0）的最低可能的标准，以提高冬季的可操作性。

这些新品种已种植和使用（高油酸菜籽油，葵花籽油，亚油酸低油菜籽）和生物柴油的质量是一个有吸引力的原料来源。

三，技术开发

工业化始于1988年初的生产技术有了显着的发展。由于增加需求的高品质的产品，以及已建立的标准生物柴油，现代柴油机的数目继续增加，使得从单一批生物柴油的生产过程，切换到更复杂的连续技术，如甲酯和甘油快速液体 - 液体的分离和纯化的更复杂的，以确保至少最终的生物柴油标准EN 14214或更高的质量。

总体而言，在生物柴油项目的早期阶段开始，国家是一个简单的单步酯交换净化过程只进行基本测试，这样的产品不符合现代柴油发动机需要高标准的燃油要求。

四，生物柴油燃料标准和质量管理

所有的消费群体（尤其是柴油发动机和机车制造商），燃料质量有保障的发展是一个关键因素生物柴油。除了现有的相关的参数（如十六烷值和碳残余物）与石化柴油，这样的新的指标和分析方法与化合物已被开发，如单酸甘油酯，甘油二酯和甘油三酯的标准。

1994年颁布了第一个在奥地利油菜籽甲酯（RME）的生物柴油标准ON C 1190，然后在1997年7月再次宣布脂肪酸甲酯（FAME）的标准ON C 1191，所以使用在生产生物柴油的范围较广。

FAME标准对其他国家也将予以发行，如捷克共和国（南航65 6507），法国（根据国家法“），意大利（CUNA NC 635-01），瑞典（SS 15 54 36），德国（DIN E 51606）。

引进欧盟标准，欧盟委员会委任CEN制备生物柴油的最低要求和试验方法标准。一些组织的工作在1997年年底。在2003年秋的新标准EN 14214脂肪酸甲基酯官方发出的文件，生物柴油质量标准的欧洲谅解协议成立。

，ASTM还建立了美国生物柴油标准，并在2002年出版的“馏分燃料生物柴油（B100）混合材料的标准规范”（ASTM D-6751-02）。

在2003年9月，澳大利亚宣布了一项标准的脂肪酸甲酯（结合了一些欧洲和美国的标准），澳大利亚环境和文物部已宣布“讨论文件生物Chaiyou的郭主题“。

这是值得一提的是，生物柴油优越的润滑各分销商称赞，但在过去并没有提及任何一个生物柴油标准的优势。

五，市场运作策略

不用说，我们可以看到不少不同的市场操作策略，总结如下：

>A）产品战略

在加油站，生物柴油燃料销售一些现有优势（如润滑或超低硫如果作为纯粹的与石化柴油相比，并没有显着的产品差异化的竞争力内容）不宣传给消费者。因此，生物柴油通常是作为一种廉价的燃料（如奥地利）出售。

另一种产品策略是炼油厂将超过5％的生物柴油石油柴油的比例去混合，然后进入喷油泵匿名销售（如法国）。

B）质量方针

1）质量标签策略：在100％的纯度和质量，以区分不同的产品，用在泵的质量标签的生物柴油销售注意到，所以，消费者可以区分产品信息表产品质量（如德国）。这也可以起到一个保护质量标准的生物柴油生产商是不是伪劣产品的侵害。

2）品牌战略：燃料（纯石油柴油或20％的混合物），通过一个特殊的标记来区分（例如的“Soygold”，“Envirodiesel”，“生物-PLUS”，“ GlobalDiesel“）。不同的优势被取消，并与不同的定价政策（如美国，英国）。

第二个全球发展

欧洲的

由于欧盟的规定，直接或间接影响，多数欧洲国家，因此在个别欧盟国家前引进欧盟指一个特定的部分。此信息涉及所有欧洲国家报告数据。详情如下。

1.1欧盟发展

1987

带动商业生物柴油在欧洲开始在奥地利，其第一个工业化的生物柴油生产厂投产在1991年，其次是德国，法国和意大利也开始了生物柴油的操作。

1992年“欧盟共同农业政策改革”指出，粮食生产和农业使用的一些土地，导致在欧洲的产能过剩，并通过情节政策。政策刺激自留地使用非粮生产。

1998

气候变化的结果作为1997年的京都会议上，欧盟成员国决定在1998年6月至2012年至1990年排放量减少到8％。可再生能源（包括液体生物燃料）的使用大幅增加来实现这一具有挑战性的目标，具有十分重要的意义。

2003

运输系统，在减少温室气体排放和提高能源供应的安全性，推动由欧洲理事会和欧洲议会在5月通过了“欧盟指令，以促进生物燃料的使用

在过去的几年中，欧洲的生物柴油生产实现了质的飞跃。从1996年到2002年，生物柴油产量四倍，达到约200万吨。

政策和法律，欧盟DG第十七能源局在1998年推出，并发表“未来能源：可再生能源 - 共同的战略和行动计划白皮书”。

白皮书要求，可再生能源的5.3％，1995年至2010年的市场份额提高到12％。并期望产生的结果如下：

·减少温室气体4亿吨，

·减少开采化石资源

·添加500,000工作后

·新技术的发展，提高出口市场机会

生物燃料的目标在2003年为500万吨（油当量），在2010年为1800万吨。

2000年11月，欧盟运输和能源部门DG TREN发表了一份绿皮书“欧洲能源供应安全战略”来解决的一个关键问题，即加强能源供应安全的本质。

2003年5月，“欧洲标准，以促进生物燃料的使用，”出台，我们的目标是使每个成员国生物燃料的销售额达到了一定的市场份额，并要求2005年至2％在2010年的市场份额为5.75％。

最初参与强制性条文的混合物被终止。每个国家都应该自由地选择自己的发展道路，以适应市场的要求。对于许多国家来说，可能会在两年内实现计划目标的完成。

1996年，在欧洲环境委员会DG XI，燃料的排放量在欧洲的主持下，该项目的灵感来自“质量的汽油和柴油燃料规范”（98/70/EC指令）。该指令的主要目的是为了减少废气排放量（硫，氮的氧化物，氢和未燃烧的颗粒物，一氧化碳等）和温室气体排放。

为了进一步提高空气质量标准（最大限度的降低硫含量为10mg/kg），其中包括非道路移动机械与社会平均水平的二氧化碳排放量不超过120g/km的目标（生物柴油是一种超低硫可再生燃料，可满足严格的指标要求），这些指标在3月2003年修订2003/17/EC指标。

对于“京都议定书”下的义务在减少温室气体排放量在欧洲，欧盟环境专员玛戈Wallstr米总统说：“欧盟外长都强调它们在”京都议定书“的承诺，并准备批准的义务的履行义务。“2001年6月12日的声明中宣布早在一些国家，作为”京都议定书“的犹豫，最终的答案。

“京都议定书”的目标被纳入相应的程序“，推广使用生物燃料指令”和“燃料质量指令”的实施。

1992年颁布了迈克·萨里欧盟共同农业政策改革（CPA），依靠非食品地块可以提供给业界很多有竞争力的原材料来源。

由于地块的自然变异，它不能提供充足的原料，每年可提供生物柴油生产，尤其是在1997年和1998年重要的原料供应问题导致。

为了确保生物柴油产业实现可持续的原料供应，于1999年3月的外长会议在柏林再次进行改革欧盟共同农业政策（CAP）改革： 2000-2006年间10％的基准利率曲线被强制执行。

在欧洲，大量的液体生物燃料的法律规范享受许多税收减免等财政激励措施：

1994年，这些法规的协调，在欧洲的第一次努力范围内采取行动：

减税计划（1994）

“欧洲指令”，以支持生物燃料（乙醇和生物柴油）在欧洲发展的第一稿提出1994年，拟提供上述两个种生物燃料的整体减税计划。欧洲议会已经接受了这样的激励措施，但欧洲理事会还没有达成共识。

目前，能源产品税收指令再次讨论拟议的税收减免高达100％。

原料供应电流，菜籽油作为原料在最合适的生物柴油原料供应的绝对主导地位，估计市场占有率约95％，第二位葵花籽油，占据了少量的份额，其次是回收油和牛油。

从1996年到1998年使用生物柴油为目的的土地复垦大大降低。这主要是因为这些年来强制减少非食品地块的比例，使得非食用油供应的地块播种减少。与小比重增加，产量也再次增加。

预计对原材料的需求急剧增加，除非食用油菜，油菜籽的消费也将有更多的生物柴油的生产。这样的协议将在布莱尔议会的限制，可能会增加一些变数。

回收植物油和动物脂肪，得到了广泛的关注，因为它代表了低价供应原材料资源，来自欧洲的约束和土地使用政策。然而，这些脂肪和数量非常有限，需要严格的质量管理，确保收集的非风险，实现CEN标准EN14214间接摄制的质量要求。

从技术上讲，其他植物油也非常适合作为生物柴油原料的来源，如豆油（美国，阿根廷）和棕榈油（马来西亚），这些国家已经表示，他们的蔬菜油为燃料，这些被市场看好。

质量管理在1997年，欧盟委员会委任CEN制定关于生物柴油的标准和测试方法的最低要求。在草案中，它决定使用两个相同的应用程序要求：

FAME作为一个单一的柴油，柴油FAME与EN590混合。

在2001年后两个草案一经公布，并有6个月的调查程序：

PREN 14214-FAME作为柴油发动机的机车燃料

PREN 14213-FAME用作取暖油

包括国民议会正式表决通过，最终的标准。 3月4日，2003年开始所采用的标准来定义全球高品质生物柴油的需求。

产品开发自1992年以来一直是生物柴油产品的显着增加。 2001年的统计，整个欧洲约78万吨，在1992年的14倍。目前的趋势表明，增加的产能比实际销售产品和生物柴油市场的增长速度。

2001年欧盟15国为德国生物柴油的主要生产商（市场份额45％），法国（40％），意大利（10％），奥地利（4％）和瑞典（1 ％）。

如图所示，生物柴油产量的增长已经达到了约200万吨，德国是主要发达国家，但其工厂的生产和实际消费的滞后性，这是主要的投资，因为工厂倾向于和很少投资于市场的发展。

营销策略在2003年，约35％-40％的欧洲人使用柴油动力乘用车，这一趋势将进一步增加，由于机车配备现代柴油发动机，在低二氧化碳的排放标准，可以减小，以改善燃料消耗的能源效率，这使得发动机更具吸引力。在重型和轻型运输车辆也将有一个持续的增长。

市场策略，我们可以看到不同的方法之间的性能有很大的差异如下：

100％纯生物柴油燃料由一个特定的街道机销售（如德国，奥地利）

石油柴油混合标记之间的差异超过5％，不添加（如法国）

石油柴油混合5 ％的生物柴油，并添加一个特殊标记（如英国）

在30％-40％的生物柴油和矿物柴油混合，添加一个特殊标记（如捷克共和国）

摘要

根据交通，能源，农业和环境的一系列新的指导，欧盟委员会指定的发展液体生物燃料在欧盟的基本框架。从2005年和2010年的生物柴油产品的需求决定下列国家（欧盟15国）：

2004年5月1日10筹备成员（塞浦路斯，捷克共和国，爱沙尼亚，匈牙利，拉脱维亚，立陶宛，马耳他，波兰，斯洛文尼亚和斯洛伐克）补充说，欧盟25国的生物燃料生产将得到进一步增强。

欧洲能源危机的原因：

1、长期结构性因素：一是欧洲传统化石能源对外依赖度较高，且进口来源集中。欧洲超过八成的天然气依赖进口，2021年度欧盟从俄罗斯进口天然气占全部供应量的32%，容易受到地缘政治风险冲击。二是欧洲长期推崇清洁能源，造成了能源供应稳定性下降，脆弱性上升。欧洲能源体现了“退煤退核、风光并进”的趋势，但风力、光伏等新能源高度依赖天气状况，发电不稳定。

2、短期事件性冲击：一是欧盟推动对俄能源制裁过于激进，招致俄罗斯断供天然气反制。二是极端高温干旱天气既限制了传统能源运营，也冲击了清洁能源的生产。

欧洲干旱使得航道水位线下降，导致煤炭等货运量减少，造成煤电供给不足。高温导致河流蒸发加剧，水库水位下降，“欧洲电池”挪威的水电发电量同比减少10%。法国核电面临设备老化和天气困扰，法国1-8月累计核电发电量同比下降20%。

能源危机：

能源危机是指因为能源供应短缺或是价格上涨而造成的危机。这通常涉及到石油，电力或其他自然资源的短缺。能源危机通常会使得经济休克。

很多突如其来的经济衰退通常就是由能源危机引起的。事实上，电力的生产价格的上涨导致生产成本的增加。从一个消费者的角度，汽车或其他交通工具所使用的石油产品价格的上涨降低了消费者的信心和增加了他们的开销。

2、鼓励储能、充电桩等直接运营及收益方以独立户号参与需求响应，区别于关联用户营销户号，提升参与需求响应积极性。

在需求响应可中断电价标准中增加响应速度系数

为更好的应对因新能源出力日内波动等突发情况导致的时段性电力供需矛盾，用户可在较短时间内完成与电网互动，弥补电力平衡缺口尤为重要，近年来我省重点加强了各地用户“快上快下”负荷调节能力建设。将需求响应可中断负荷电价响应速度系数由原来的3挡细分为6挡，可以更好的激励用户进一步提升响应速度，实现“快上快下”错避峰。

按此计算，普通用户需求响应可中断负荷电价最高为45元/千瓦。

对通过需求响应临时性增加（填谷）负荷，促进可再生能源电力消纳，执行可再生能源消纳补贴。约定响应谷时段可再生能源消纳补贴为5元/千瓦，平时段补贴为8元/千瓦。

明确尖峰电价收支平衡原则

尖峰电价增收的资金用于需求响应可中断电价和可再生能源消纳补贴的支出，按照公平、公开、透明原则安排使用。当年尖峰电价增收资金大于需求响应补贴需支出总额时，按照电价标准予以补贴，尖峰电价资金可跨年滚动使用；当年尖峰电价增收资金小于需求响应补贴需支出总额时，按照尖峰电价增收与补贴发放收支平衡原则，对补贴发放按比例折算。

详情如下：

江苏省电力需求响应实施细则

（修订征求意见稿）

为进一步深化电力需求侧管理，优化资源配置，促进清洁能源消纳，保障电力系统安全、平稳、绿色、高效运行，推动能源高质量发展，根据国家《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求侧管理工作的通知》（发改运行规〔2017〕1690号）、《电力需求侧管理办法（修定版）》、《有序用电管理办法》和《国家发改委关于江苏省实施季节性尖峰电价有关问题的复函》（发改价格〔2015〕1028号）《关于认真做好2022年迎峰度冬电力供应保障工作的通知》等文件，结合我省近年来开展电力需求响应工作实际和市场化改革情况，制订本实施细则。

一、实施需求响应的意义

需求响应是指电力市场价格明显升高（降低）或系统安全可靠性存在风险时，电力用户根据价格信号或激励措施，改变其用电行为，减少（增加）用电，从而促进电力供需平衡、保障电网稳定运行。

近年来，受电力需求刚性增长和近年来省内大型支撑性电源投产不足影响，全省电力供需总体趋紧。叠加冬季极端寒潮天气、夏季持续高温等因素影响，电力保供压力不断增大。主要呈现以下特点：一是电力供需总体处于“紧平衡、硬缺口”态势。近两年迎峰度夏（冬）用电高峰时期，我省电力供需总体处于“紧平衡、硬缺口”态势，局部短时段“缺电力”的现象频发，对保障大电网安全稳定运行，提升快速应急响应能力提出了更高要求。二是尖峰负荷供需矛盾突出。江苏电网近5年最高负荷95%以上尖峰负荷平均持续时间仅有35.6小时左右，为解决不足50小时的电网尖峰负荷缺口配置发供电资源既不经济也不科学，尖峰负荷供需矛盾凸显。三是新能源出力具有较强的波动性和间歇性。目前省内风电、光伏等新能源发电比例显著提高，总装机容量达到4370万千瓦。其出力与天气变化耦合紧密，风电出力最大时可达1924万千瓦，最小时仅有4.5万千瓦；光伏出力白天最大时可达1376万千瓦（全口径），晚间为0，大大增加电力平衡难度。四是空调、采暖等负荷逐年增长，加剧电网季节性峰谷差。近几年，第三产业及居民采暖、制冷负荷飞速增长，2022年夏季持续高温天气下，全省最高空调负荷约6000万千瓦，达到最高调度负荷49%，在全额保障大民生用电的原则下，电网调峰困难问题更加突出。

尽管通过传统的行政管理手段能够有效控制用电负荷，达到保障供用电秩序稳定的目的，但在一定程度上将对工业生产造成一定的影响，组织协调实施难度不断加大，同时也难以适应当前稳中求进的经济社会发展工作大局。因此，通过实施需求响应，运用经济杠杆，引导电力用户提高电能精细化管理水平，主动开展需求响应削峰填谷，最大限度的减小缺电对企业生产经营活动的影响，对切实做到保电力安全与保经济增长统筹兼顾，优化资源配置，提高全系统能源效率具有十分重要的意义。

二、实施原则与目标

（一）实施原则

需求响应工作坚持“安全可靠、公正平等、开放透明”的原则。安全可靠是需求响应量建设和响应执行的基础，既要保障电网运行稳定可靠，也要保障企业生产安全运行；公正平等原则是保障需求响应工作有效开展的前提，在实施过程中严格按照相关法律政策和约定规则公正执行，对所有参与用户公平公正；开放透明原则是保障需求响应工作持续推进的关键，参与规则简单清晰,面向社会公开，鼓励广大用户自愿参与。

（二）工作目标

一是建立完善需求响应体系。体系包括市场模式、响应规则、技术架构、数据管理等，实现用电与电网之间互联互通互动，促进电力资源优化配置，推动负荷管理科学化、用电服务个性化。

二是缓解电力供需矛盾。将市场化的需求响应作为需求侧负荷管理的前置手段和柔性措施，优先通过开展需求响应缓解供需矛盾，尽可能保障企业生产经营活动的正常开展，维护供用电秩序的稳定。

三是削减尖峰负荷。形成最大用电负荷5%以上的需求响应能力，当电网备用容量不足、局部过载或是峰谷差过大时，通过引导用户开展需求响应实现移峰填谷，减小峰谷差，提高电网负荷率和运行效率。

四是引导用户实施精细化负荷管理。大力推进企业电能管理系统建设，实现对参与响应的用电线路和设备在线监测，结合监测数据和能效分析，开展用户电力负荷优化，提高电能管理水平。

五是促进可再生能源消纳。建立可再生能源消纳激励机制，鼓励引导用户以填谷为目的主动提升负荷，更低成本、更环保地提高电力系统灵活性，适应可再生能源的波动性，充分保障可再生能源的正常消纳。

三、实施内容

（一）申请条件

申请参与需求响应的电力用户应满足以下条件：

1.具有独立省内电力营销户号；

2.非居民用户应具备完善的负荷管理设施及用户侧开关设备，且运行状态良好。

3.已实现电能在线监测，并接入江苏省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统。

4.鼓励居民用户通过负荷集成商申请参与需求响应，具备智能家居控制系统或空调（家庭制冷/取暖设备）远程控制系统的居民用户，可通过需求响应平台申请参与需求响应。

5.工业企业需符合国家相关产业政策和环保政策，具有较高的能源管理和利用水平。

6.负荷集成商作为单个用户申请参与需求响应，其集成的电力用户需满足上述条件。

7.拥有储能、充电桩设施、数据中心、基站等其他具备可中断负荷的用户和运营商可以独立户号参与需求响应。

8.鼓励智能家居企业等成为负荷集成商，参与需求响应。

（二）响应方式

需求响应分为约定需求响应和实时需求响应两种方式。

1.约定需求响应

在响应日或响应时段前，电力用户（负荷集成商）将收到省电力负荷管理中心通过新型电力负荷管理系统、手机APP、电话等多种方式发出的响应执行通知，告知响应时间段及响应量。电力用户（负荷集成商）在确定参与响应后，可协商确定计划响应量，并在响应时段自行调整用电负荷完成响应过程。

参与约定需求响应的用电设备须实现用电信息在线监测（数据采集周期为15分钟，包括用电信息采集系统、调度系统、调度一体化电量系统），并接入省电力需求侧管理平台。

2.实时需求响应

参与实时需求响应的设备应具备可立即中断或快速中断的负荷特性，响应方式以自动需求响应为主。省电力负荷管理中心通过江苏省电力需求侧管理平台或新型电力负荷管理系统以完全自动化（或半自动化）方式内与电力用户（负荷集成商）电能管理系统（生产管理系统、自动化系统、控制系统）、智能家居管理系统等完成指令发送、响应量确认和负荷下降全过程，响应速度应至少达到分钟级。

参与实时需求响应的用电设备应具备以下能力：

（1）在线监测：数据采集周期为30秒（包括用电信息采集系统、调度系统、调度一体化电量系统），上报江苏省电力需求侧管理平台。

（2）远程控制：可接收江苏省电力需求侧管理平台发出的负荷调控指令并及时执行。

（3）响应状态设置：出于安全性或经济性考虑，电力用户（负荷集成商）有权根据实际情况改变特定线路或设备的响应状态（参与或不参与响应），并通过系统接口实时告知江苏省电力需求侧管理平台。

（4）对用电线路或设备的负荷调控，可通过加装专用的远程控制终端或与电能管理系统（生产管理系统、自动化系统、控制系统）、智能家居管理系统等实现对接。实时需求响应过程必须确保安全，须充分考虑生产工艺、流程实际情况，结合用电设备运行特征，在要求响应时段内实现用电负荷科学有序调控。

（5）通信报文加密：监测数据上报及控制指令下发报文均按系统要求进行加密。（居民家庭用电参与实时需求响应暂不做此要求）。

出于用电安全考虑，省电力负荷管理中心在响应结束后只发出响应解除通知，不发送自动复电指令，各电力用户（负荷集成商）在收到响应解除通知后自行复电。

（三）响应原则

1.各地每年完成协议签订的需求响应可中断负荷容量应达到当年预计响应目标的150%，作为需求响应能力储备。

2.单个工业用户约定响应量一般为该企业最高用电负荷的5%-20%；如遇极端天气、设备突发故障、新能源出力大幅波动等不可抗力情况下，原则上在不影响企业用电安全前提下，约定响应量不受限制。

3.负荷集成商视为单个用户参与需求响应，每个负荷集成商约定的响应量原则上不小于1万千瓦。

4.约定和实时需求响应原则上1天不多于2次、每次不超过2小时。如遇极端天气、设备突发故障、新能源出力大幅波动等不可抗力情况下，按照调度指令执行。

5.居民用户原则上由负荷集成商代理参与实时需求响应。

6.若用户委托负荷集成商参与需求响应，应与负荷集成商签订需求响应可中断负荷业务委托协议，确定参与的设备以及负荷量，明确安全责任，并将协议上传至需求响应平台。

（四）响应启动条件

1.削峰需求响应启动条件

（1）全省或部分供电分区呈现电力供需平衡缺口时（但不包含发生全网或局部电网紧急事故状态下的电力缺口情况）；

（2）全网用电负荷达到上一年度最高负荷的95%以上，或系统峰谷差率达到20%及以上；

（3）电网备用容量不足或局部负荷过载；

2.填谷需求响应启动条件

当用电负荷水平较低，电网调差能力不能适应峰谷差及可再生能源波动性、间歇性影响，难以保证电网安全稳定运行时，可启动填谷需求响应。

（五）响应实施

1、响应邀约

按照“一次申报、阶段邀约、随时调用”原则，电力用户（负荷集成商）每年年初根据自身实际自愿申报参与需求响应，省负荷管理中心分别在迎峰度夏和度冬前对申报成功的用户进行阶段性响应邀约（邀约时段一般为迎峰度夏和度冬相对应的时间节点），用户可再次确认参与响应的容量和时段，用户应邀后省电力负荷管理中心可根据电力供需形势随时调用需求响应资源。

2、响应启动

电力公司根据电力平衡缺口情况向省发改委提出需求响应启动申请，经同意后，省电力负荷管理中心向新型电力负荷管理系统发布各地需求响应调控指标信息，系统自动确定响应范围后通过新型电力负荷管理系统、手机APP、智能语音、电话等方式向用户（负荷集成商）发布响应执行通知，告知其负荷基线、响应量、响应时段。

当满足以下条件时，各设区市有权限自行启动需求响应执行，但事后必须向省发改委、省电力公司报备：地区或电网分区呈现供电缺口，且在当年省级调度或地区调度电网年度运行方式中已备案。

地市供电公司提出的需求响应启动请求经市发改委确认后，由地市发改委、供电公司根据实际需要确定负荷削减响应量，并向范围内的所有签约用户和负荷集成商发出响应通知。为统筹平衡全省需求响应资金使用，设区市自主发起的需求响应原则上全年不超过5次，否则需报省发改委、省电力公司同意后再实施。

3.响应量确认

收到需求响应通知的电力用户和负荷集成商应及时反馈是否参与响应及响应量，未反馈视为放弃参与。市电力负荷管理中心根据反馈信息统计汇总响应量，并决定是否扩大响应范围；响应量确认后，市电力负荷管理中心及时将信息反馈上报至省电力负荷管理中心。

4.响应执行

约定需求响应由电力用户和负荷集成商按照约定时间和容量执行已提前制定的需求响应方案。

实时需求响应电力用户（负荷集成商）的电能管理系统（生产管理系统、自动化系统、控制系统）或控制终端在接收到需求响应平台发出的响应指令后的1分钟内开始执行，在响应时段内完成响应负荷的调控。

约定响应结束时间为到达约定响应时刻，实时响应结束时间为下发允许恢复指令时刻。对于未按约定履行到位，且对电网安全产生严重影响的企业，纳入诚信评价体系，经向省发改委报备后可随时转为有序有电方式执行。

（六）效果评估

1.基线计算方法

约定需求响应选择电力用户在执行日前5个正常用电工作日所对应响应时段的负荷曲线（采集周期为15分钟）作为基线；实时需求响应选择电力用户在需求响应执行前2小时的负荷曲线（采集周期为30秒）作为基线。

负荷集成商的基线，以其集成的全体用户的基线合计得出。基线中出现的最大负荷称为基线最大负荷，根据基线计算出的平均负荷称为基线平均负荷。

其中以提升用电负荷为目标的填谷需求响应，基线一般选取相似日相应低谷时段负荷曲线（采集周期为15分钟）作为基线，具体将在响应邀约中予以明确；

2.评估标准

（1）通过新型电力负荷管理系统实时监测、自动记录并判断需求响应实施效果。省电力公司用电信息采集系统、调度系统、调度一体化电量系统等为核定用户关口负荷响应量和响应时间提供数据支撑。

（2）通过需求响应削减用电负荷时，电力用户（负荷集成商）在需求响应过程中如同时满足①响应时段最大负荷低于基线最大负荷；②响应时段平均负荷低于基线平均负荷，其差值大于等于响应量确认值的60%，则视为有效响应，否则视为无效响应。

（七）需求响应可中断负荷电价

1．对通过需求响应临时性减少（错避峰）的负荷按照其响应调控时间和响应速度执行可中断负荷电价。需求响应可中断负荷电价为调控时长对应电价标准乘以响应速度系数。

2.对通过需求响应临时性增加（填谷）负荷，促进可再生能源电力消纳，执行可再生能源消纳补贴。约定响应谷时段可再生能源消纳补贴为5元/千瓦，平时段补贴为8元/千瓦。

3.当地区电网需求小于申报容量时采用竞价模式，竞价上限不高于需求响应可中断负荷电价和可再生能源消纳补贴电价标准，优先选择申报价格低、响应容量大的用户（负荷集成商）参与响应。

4.尖峰电价增收的资金用于需求响应可中断电价和可再生能源消纳补贴的支出，按照公平、公开、透明原则安排使用。当年尖峰电价增收资金大于需求响应补贴需支出总额时，按照电价标准予以补贴，尖峰电价资金可跨年滚动使用；当年尖峰电价增收资金小于需求响应补贴需支出总额时，按照尖峰电价增收与补贴发放收支平衡原则，对补贴发放按比例折算。

5.负荷集成商视为单个用户参与响应，负荷集成商与电力用户的补贴分享比例由双方市场化协商确定。

6．负荷集成商和电力用户参与需求响应所得激励资金应优先用于电能在线监测系统建设，实现响应点的数据实时采集，并接入国家（省）电力需求侧管理在线监测平台。鼓励电能在线监测系统与工业自动化系统集成对接，促进实时自动需求响应能力建设。

（八）实施系统架构

需求响应的启动、沟通、执行和效果评估等各环节均需要数据和技术平台的支撑，整个响应过程涉及国家（省）电力需求侧管理平台、新型电力负荷管理系统、需求响应平台、负荷集成商电能管理系统以及电力用户电能管理系统（或需求响应系统等）等，其实施系统基本架构如下图：

其中，新型电力负荷管理系统提供用户关口负荷数据的监测，是统计约定响应实际效果的重要依据；国家（省）电力需求侧管理在线监测平台对响应点的实时负荷数据进行监测，是判定实时响应是否有效执行的重要依据。省电力负荷管理中心借助新型电力负荷管理系统，与电力用户（负荷集成商）实时双向互动，实现需求响应过程的组织协调。

四、有关工作流程

（一）组织申报

省发改委会同省电力公司根据电力供需形势编制年度需求响应方案，各设区市发改委、供电公司按照年度方案积极组织电力用户及负荷集成商申报需求响应。

1.自愿参与：原则上每年3月至5月期间，符合申报条件的电力用户（负荷集成商），可通过省电力需求侧管理平台中的需求响应平台进行网上申请，填写需求响应申请单并上传相关资料。电力负荷管理中心可根据电力供需情况在其他时段组织电力用户动态补报。

2、审核评估：各设区市发改委会同供电公司对申报用户进行资格审核和需求响应能力评估确认，负荷集成商由省发展改革委会同省电力公司审核。用户（负荷集成商）必须通过省负荷管理中心对负荷管理装置、能源管理系统以及参与响应设备运行状况的检查。

3.签订协议：省电力需求侧管理平台对通过审核的用户（负荷集成商）予以公示，公示结束后，需求响应平台自动生成用户（负荷集成商）、省（市）发改委、省（市）电力（供电）公司需求响应三方协议，具备三方电子签章，不需线下签订。

若用户委托负荷集成商参与需求响应，应与负荷集成商签订需求响应可中断负荷业务委托协议，确定参与的设备以及负荷量，明确安全责任，并将协议上传至需求响应平台。

（二）响应效果确认

1、核定：需求响应执行的次月，各市发改委、供电公司和负荷集成商根据效果评估标准，结合用户执行实际以及系统监测数据分别对独立用户和集成商子用户实际需求响应负荷容量进行效果核定和统计汇总，并盖章上报省发展改革委、省供电公司。负荷集成商集成响应效果核定由省发展改革委会同省电力公司负责。

2、公示：省电力负荷管理中心将经核定后的用户响应负荷容量予以公示，公示期7个工作日。并通过省电力需求侧管理平台、手机APP、电话等多种方式告知用户（负荷集成商），用户（负荷集成商）对响应评估情况如有疑议可提出申诉，省电力负荷管理中心将对响应结果进行复核，如确有错误，应予以修正并告知相关地市或负荷集成商。

3、归档：省电力负荷管理中心将公示完毕后的用户数据报送省电力公司和省发改委，并将最终结果归档。

（三）激励资金核发

1.测算

需求响应执行次月，省发改委会同省电力公司根据需求响应执行情况和尖峰电价资金增收情况按照当年收支平衡原则确定需求响应激励资金兑付总体方案。省电力公司根据总体方案完成对每个用户和负荷集成商激励资金的测算，并于7个工作日内报送省发改委。

2.结算

省发改委对省电力公司上报的用户（负荷集成商）激励资金金额进行审核确认后，省电力公司于10个工作日内完成相关资金结算和兑现。

3.资金管理

省电力公司、省电力负荷管理中心完成年度资金结算后，应将实施尖峰电价年度增收费用、实施需求响应可中断电价和可再生能源消纳补贴支出费用以及年度总体收支情况报送省发改委。省发改委适时对资金管理情况进行监督检查。

五、保障措施

（一）职责分工

需求响应组织实施工作由省发改委、省电力公司、省（市）电力负荷管理中心、各设区市发改委和供电公司、电力用户和负荷集成商等协同完成。

1.省发改委牵头研究完善需求响应实施细则。省电力负荷管理中心指导各设区市电力负荷管理中心在年度需求侧保供方案中同步完成需求响应方案编制。

2.省发改委、省电力公司负责需求响应整体组织协调，指导设区市发改委和供电公司做好参与需求响应用户的筛选、审核和协议签订工作；对需求响应组织实施不力的各设区市发改委和供电公司，将采取相应的惩罚措施，纳入本单位绩效考核。

3.省（市）电力负荷管理中心负责需求响应具体执行和实施效果评估；

4.用户（负荷集成商）负责制定自身需求响应预案，履约实施响应，对执行不力的用户，各设区市发改委可将其转为有序用电用户，供电公司负责提供技术保障。

（二）系统运行保障

1.省电力公司负责需求响应签约用户（包括负荷集成商聚合的用户）负荷管理装置的运维工作，指导市供电公司确保数据监测的准确性和实时性，及时消除数据异常或通讯不畅等故障。

2.需求响应签约用户应保证其负荷管理装置、电能管理系统正常运行，将用电设备监测数据实时传送至省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统。

3.负荷集成商应保证其所属用户的负荷管理装置、电能管理系统正常运行，将用电设备监测数据实时传送至省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统。

4.省电力负荷管理中心应保障省电力需求侧管理平台和新型电力负荷管理系统稳定运行，确保与用户（负荷集成商）之间的信息传输正确无误。

（三）监督检查

1.省发改委、各设区市发改委负责对省电力公司、各市供电公司、电力负荷管理中心及负荷集成商在需求响应实施过程中相关工作及成效的监督检查。

2.省电力公司负责组织各市供电公司对参与需求响应用户（包括负荷集成商聚合的用户）的负荷管理装置运行状态的监督检查。

3.电力负荷管理中心负责对参与需求响应用户（包括负荷集成商聚合的用户）的响应点设备和负荷监测装置运行状态的监督检查。

4.省发改委负责对专项资金收支情况的监督检查。

（四）评价机制

省（市）电力负荷管理中心负责对用户（负荷集成商）需求响应执行全过程进行效果评价，省发改委、省电力公司分别将各市发展改革委、供电公司需求响应组织实施成效纳入本单位绩效考核指标体系。

各设区市发改委完善对属地独立用户需求响应效果评价机制和奖惩措施，鼓励在省级需求响应可中断电价的基础上进一步出台激励措施和将用户（负荷集成商）需求响应履约执行情况纳入企业征信。