节能市场全文(5篇)
第1篇：节能市场范文
首先，节能材料价格在市场竞争中处于劣势。当前国内节能材料发展依然处在初步时期，然而普通材料已经深入人心，逐渐成为人们日常生活中的习惯，拥有大量的消费人群。同时消费者在观念方面难以做出改变，所以节能材料的运用想要完全步入人们的日常生活还需要很长时间。在价格方面，普通材料要比节能材料便宜许多，因此节能材料也不具有价格优势。其次，伪劣节能材料造成的威胁。当前节能材料体制不健全，节能市场又是新兴的市场，具有较大的风险，但是也存在较大的利益。许多企业已经步入节能材料市场，导致节能材料的市场竞争更为激烈、严峻。可是具有制作合格节能材料的企业比较有限。而在市场激烈竞争情形下，大部分企业商家制作的节能材料都在质量上不过关，严重损害消费者的经济效益。最后，自身造成的威胁。节能材料在市场中的价格比较高，尽管国家给予一定的补贴，可是其涵盖的节能材料难以满足大量消费者的相关需求。消费者在面对昂贵的节能材料时会选择普通材料，从而造成节能材料失去许多市场比重。
二、新媒体时代的节能材料市场营销策略
（一）做好社会舆论引导
舆论环境在节能材料进行市场营销方面发挥着关键作用。首先，节能材料的开发商能够和新媒体合作，把真实、科学、合理的信息和节能材料有关宣传信息发送给媒体。运用媒体的优势条件完成节能材料有关信息传播，使消费者可以进一步了解到材料开发商和节能材料，从而获取消费者的新任，充分激发消费者购买的欲望。[5]其次，节能材料的开发商还能够运用BBS和博客及论坛等有关形式的优势，在一定程度上降低信息的传播时间，创建一些传播议题，从而能够积聚网络中的舆论力量。例如节能材料的开放商可以在网站上以公开的形式宣布企业的战略意向、对节能材料利用的有关措施，同时公布消费人员所反映的状况。节能材料的开发商一定要在材料市场的宣传过程中熟练掌握语言的主动权，积极维护企业形象和节能材料形象，制定一些公众经常讨论的话题，并在BBS和博客等有关领域进行互动，和消费者完成情感交流，增大节能材料有关知识在公众范围内的普及，加强群众基础。有些时候社会舆论可以迅速凝聚力量，利用社会舆论的正确引导能够为节能材料在市场的推广过程中起到引导方向的作用。
（二）运用新媒体增大宣传力度
在新媒体时代背景下，传播形式从以往的单一形式转变成多样化形式。其可以使公众获取有关信息更为便捷、迅速，增大了范围，加强了透明度。同时也在某种程度上为多种新鲜事物的推广创建了许多手段，逐渐成为主要的推进动力。所以在节能材料推广过程中必须运用新媒体时代的优势增加宣传力度。当前节能材料宣传依然停留于广告领域，许多消费人员对节能材料知识的了解仅仅停留与广告方面。所以在节能材料的市场营销过程中必须丰富宣传方式，增大宣传的力度，增大宣传的范围。除去广告还要利用报纸、视频和宣传手册等有关方式完成宣传，同时还要走进消费人群的生活形式，在消费群众面前展现节能材料的具体优势，使消费人员可以身临其境的体会节能材料营造的便捷和舒适，这样就可以增大节能材料在消费人群的知名度。
（三）节能材料的推广传播对策
节能材料开发商必须及时运用传统性媒体和部分网站等方式刊登问卷调查或是消费者座谈会等，详细了解消费人群对节能材料的感受。利用此种形式，使消费人员深刻体会到节能材料的优势，进一步认识开发商推广新型节能材料的热情，从而使消费人群对企业、节能材料产生好感，同时能够依据调查进行节能材料的宣传和组织有关文化活动，充分展示节能材料具备的节能和低污染特点，使消费人群在观念方面的认同，对节能材料进行重新定位。在节能材料引进市场过后，开发商的首要任务就是组织各种各样的媒体活动，创建消费人员监督管理渠道，从而为消费人员提供一个了解材料的渠道。
三、结语
第2篇：节能市场范文
随着节能降耗形势的进一步严峻，对跨省交易的能耗或节能效益进行评估与考核必将成为各省级电网面临的重大现实课题[6]。为此，考虑在区域市场通过跨省交易实现广域范围节能的角度，提出了区域节能电力市场(简称区域节能市场)新模式；同时在构建的区域节能市场模式下，考虑跨省交易的能耗评估建立了省级电网随机规划购电模型，以期为在区域市场开展节能降耗工作提供借鉴。需指出的是，本文重点以区域节能市场模式以及该模式下的购电模型进行讨论，但其基本思路可推广到跨省跨区交易的全国电力市场。
区域节能市场交易模式的构建
区域节能市场交易模式构建的整体思路。所建的区域节能市场与现有省内节能市场的不同之一在于其交易主体中含省级电网售电单位。由于省级电网售电单位其网内各机组在不同时段参与跨省售电时可能存在多种组合，其能耗水平具有一定的不确定性。由此，区域节能市场交易模式的建立将面临如下问题：1）区域市场交易机构如何设计区域节能市场的交易流程，以满足省级电网跨省交易的能耗评估和节能需要。2）在区域节能市场的交易中，各省级电网售电单位如何申报其能耗水平，以实现其省内省外能耗的分割。3）区域市场交易机构如何确定跨省交易边际能耗水平限制值，以提高区域市场整体的经济与节能效益。4）如何评估区域节能市场中省级电网跨省交易的能耗与节能效益。为此，本文重点对包含上述4个问题的区域节能市场交易模式展开研究。
区域节能市场跨省交易的基本流程设计。与省内节能市场将售电单位的能耗作为公开数据不同，本文将区域节能市场中各跨省售电省级电网申报的能耗水平在交易前作为保密数据(可直接参与跨省交易的机组其能耗水平仍可作为公开数据)，采取交易后再公开其能耗水平的思路。通过市场竞争实现能耗水平的优化，同时降低能耗水平的全部公开引起各售电单位投机性报价的可能性。为此，重点以跨省售电省级电网为例，对区域节能市场跨省交易基本流程设计如下：1）首先，各省级电网根据自身网内剩余的可竞价交易发电能力(某些高能耗机组具有剩余发电能力，但无竞价交易资格)、预测的区域市场负荷需求以及跨省交易能耗水平准入条件，各自独立组织本省具有富裕发电能力的机组参与跨省售电；然后，统一以模式作为区域市场的一个售电单位申报跨省交易的电价、电量以及能耗水平信息。2）区域市场交易机构得到各售电单位申报的上述交易信息后，确定最低的能耗水平约束值作为区域市场跨省交易能耗水平准入条件，以确定具有跨省交易资格的售电单位。3）区域市场交易机构在已确定的具有跨省售电资格的售电单位中，结合各购电单位的申报电价、电量信息，按照区域市场交易规则以及安全校核[11]，确定交易成功的购售电方。4）交易成功的购售电双方签订电能交易合同，评估计算出各交易合同中的能耗或节能效益，将售电方的能耗或节能效益折算到购电方。
省级电网跨省售电能耗水平申报值的确定方法。为实现省级电网跨省售电时省内省外能耗的合理分割和确定省级电网跨省售电的能耗水平，本文提出了各省级电网跨省售电时能耗考核“省内较省外优先满足”的思路。从区域市场的角度，各省级电网均是在满足自身负荷平衡之后，如果各统调机组还有富裕发电能力(还需满足一定的跨省交易能耗水平准入条件)，才能采取省级电网模式跨省售电[10](具有直接参与跨省交易资格的统调机组除外)。可见，电能交易计划具有省内较省外“优先满足”的特点。从节能降耗的角度，各省级电网均优先安排水电等绿色能源发电，再按能耗水平由高到低排序确定火电等机组发电，以最大化提高本省的能耗水平与节能效益[4-5]。综上分析，考虑节能降耗与区域市场的结合，本文提出能耗考核省内较省外“优先满足”的思路：各省级电网跨省售电时，根据节能调度排序的思路对自身所有具有竞价交易资格(部分高能耗机组只具有计划分配电量资格，而不具有竞价交易资格)的发电机组按能耗水平排序[5]，排在满足本省负荷需求之前的竞价机组就为各省省内交易计划的发电机组(也就对应该省省内交易能耗水平考核对象)；而排在本网负荷需求以外的竞价机组就为该省级电网跨省售电电能来源，该部分机组对应跨省交易电量的平均能耗水平就为该省级电网参与跨省交易的能耗申报水平。由此，为提高跨省交易的能耗水平竞争优势，跨省售电省级电网会在预测区域市场能耗水平约束值基础上，在省内理性设定能耗水平，以限制部分具有竞价资格的高能耗机组参与跨省售电，从而实现跨省交易能耗水平的整体提高。
跨省交易边际能耗水平约束值的确定方法。为提高区域节能市场跨省交易经济效益和节能效益的综合效益，本文在对区域市场跨省交易边际能耗水平约束值的确定时，提出了采取跨省交易各售电单位申报的总容量充足率指标[13](bidsufficiency，BS)达到125%时的边际能耗水平，在此基础上再将能耗惩罚的模式应用到所建的区域节能市场模式。现有文献在对市场交易中的能耗水平约束值进行选取时，多采用在无约束的能耗总量(一定时期)或能耗率的基础上降低一个百分点[3]、政府下达的能耗水平[3-5,8]作为选取标准。这些能耗水平约束值的选取获得了较好的节能效益，但没有兼顾市场竞争的需要。根据美国加州电力市场多年运行经验，当市场中各售电单位申报的BS大于125%时，可认为市场竞争比较充分，售电单位的市场投机行为概率较小[13]。为此，本文对申报参与区域节能市场交易的所有售电单位按照能耗水平由高到低排序，并依次统计总申报容量。为确保区域市场的安全运行，区域市场规定跨省交易电量与电力具有确定的函数关系[10]，当售电单位申报的是电量信息时可转化为相应时段的容量信息。当申报总容量累计达到跨省交易需求容量的125%时，其对应的售电单位就可确定为跨省交易边际售电单位。该单位对应的能耗水平就为跨省交易边际能耗水平约束值，低于该能耗水平的售电申报单位，则不具有售电资格。所提的区域节能市场能耗水平约束取BS为125%时边际售电单位能耗水平具有一定经济上的合理性，但同时也可能给低价高能耗售电单位(也满足BS为125%时能耗水平要求)创造较大的竞价空间，有可能造成区域市场节能效益不明显。为此，本文将能耗惩罚节能模式[8]应用到所提的区域节能市场中。具体如下：在市场结算时，由区域市场交易机构向各售电单位全电量加收其超标能耗的外部成本，使跨省交易售电单位在参与市场交易时其报价中包含交易电量超标能耗的外部成本。由此，在满足区域节能市场能耗水平约束值基础之上，在售电侧形成有利于节能减排的竞争格局。
考虑跨省交易能耗评估的随机规划购电模型
在构建的区域节能市场模式下，由于跨省交易的能耗由购电单位承担，参与跨省购电的省级电网在该市场模式下如何实现经济和节能效益的最大化就成为关注的焦点。由此，重点以省级电网月度典型负荷状态(峰、平、谷)参与区域节能市场购电时的单购电方情形建模。在构建的区域节能市场模式下，由于其交易管理机构对各售电单位收取了超标能耗惩罚折价(此时网内机组也需考虑超标能耗惩罚折价)，各售电单位申报电价中自然包含了能耗水平的差异信息，且其超标能耗已折算到了内部成本的同一度量平台。由此，省级电网在参与区域市场交易的购电模型可理解为是经典的购电费用最小组合优化问题在区域节能市场中的延伸[14-15]。而模型还需重点考虑跨省交易电力电量函数关系约束以及跨省售电单位边际能耗水平约束。另外，现有节能市场模式下其购电模型均属确定性的节能模型[3-8]。而实际节能市场环境中市场电价、水电(或风电)生产、负荷需求均具有一定随机性。对市场电价随机性带来的风险价值，鉴于半绝对离差(semi-absolutedeviation)半方差风险向下的概念能够体现风险的本质[15]，可选用半绝对离差来度量购电组合的风险价值。对水电生产与负荷需求的随机性，如果要保证所有随机状态对应的交易方案都满足购电单位的负荷供需平衡,购电方案会过于保守，可采用含随机变量的机会约束来描述负荷供需函数关系。由此，模型可在含机会约束的随机规划理论框架下建模。不失一般性，为突出重点模型还作如下简化：1）市场电价、负荷需求均服从正态分布，水电生产服从均匀分布[9,14]；2）忽略网络安全问题与跨省交易输电费用；3）年度购电计划在该月的分解计划已经完成，模型中不再单独表示。
针对所建的含机会约束的随机规划模型，因很难将机会约束式(7)(8)转化为确定的等价类，故可采用内嵌蒙特卡洛随机模拟技术的遗传算法求解[16]。为满足实际交易中购电单位对风险偏好的要求，可先将各目标函数处理成同一数量级后，再根据购电单位对风险价值的偏好程度采用线性加权和法将其转化为单目标[17]。
以2010年6月某省级电网在区域市场购电的基础数据为例，仿真验证所建区域市场节能模式以及购电模型的有效性。该电网月总预测需求电量为5.572TWh，标准差为0.0820TWh；峰、平、谷电量比为15:10:6；水电电量为0.700~0.728TWh(均匀分布)；省内火电平均煤耗率为340.0g/kWh，边际煤耗率为348.0g/kWh，电价均值为0.432元/kWh(不含超标能耗惩罚折价)，电价标准差为0.030元/kWh；区域市场售电单位包括A、B、C、D和E共5个。其中A、B为独立水电厂，C、D和E为以模式跨省售电的省级电网，各售电单位交易基础信息见表1。设定区域市场社会基准煤耗率为280.0g/kWh、国际市场煤价为200USD/t、人民币与美元汇率为6.80元/USD[8]。利用上述基础数据设计以下4种方案对该月峰、平、谷各典型状态下该省级电网参与区域市场交易的经济效益与节能效益进行评估，最后汇总月交易数据。风险价值权重取0.30[17]，各机会约束置信水平均取90%。方案1：不考虑跨省交易边际能耗水平约束以及超标能耗惩罚折价，且不考虑市场电价、水电生产以及负荷需求的随机性。方案2：在方案1的基础上，采用文献[6]提出的能耗约束交易模式。能耗水平约束值取购电单位边际能耗水平。方案3：在方案1的基础上，采用所提的区域节能市场模式。能耗水平约束值取区域市场BS为125%时的边际能耗水平，同时考虑超标能耗惩罚折价方式。方案4：在方案3的基础上，进一步考虑市场电价、水电生产以及负荷需求的随机性，同时考虑机会约束。
区域节能市场模式对购电决策的影响分析。方案1—4仿真得到的售电单位组合以及对应的电量、煤耗(峰荷状态)如表2所示。月总购电经济效益、节能效益如表3所示。在表2中，方案3较方案2多售电主体D，由此说明，在构建的区域节能市场中跨省交易边际能耗水平约束值取BS为125%时的能耗水平较采用购电单位边际能耗水平值[6]会使市场竞争更加充分。在售电单位C、D均具有跨省交易资格的方案1、3中，方案1按照传统内部成本报价时售电单位C申报电价较D高。采用了超标能耗惩罚折价的区域市场交易模式后，由于C的能耗率远低于D，使得C的报价反而较D低，从而使得方案3较方案1优先购买了C的电能。可见，在市场交易中考虑能耗惩罚具有引导低能耗率售电单位向更具交易优先权方向转化的作用。在表3中，方案3(本文所提的能耗约束与能耗惩罚相结合的新方法)较方案1(传统纯市场模式)多支出0.1295亿元，该费用可购0.9522万t煤，但实际多节能1.787万t煤。方案3较方案2[6]少节能0.5875万t煤，但少支出0.133亿元，该费用可购0.978万t煤。显然，方案3更兼顾了经济与节能效益的统筹社会福利最大。
综上所述，在节能环境下对区域市场跨省交易的能耗进行评估和考核，能够更加有效促进资源在广域范围的优化配置。在市场交易中采用能耗约束与能耗惩罚相结合的新方法，能更好兼顾市场竞争以及能耗考核的双重需要。3.2.2考虑跨省交易能耗评估的随机规划购电模型的有效性分析由表2可见，在构建的区域节能市场环境下，方案4(本文所建省级电网随机规划购电模型)考虑了市场电价、水电生产以及负荷需求的随机性后，能够给出满足符合供需平衡置信水平要求的最小风险价值。虽然其节能与经济效益在一定程度上较方案3有所降低，但这真实反映了电力市场的随机性与风险价值的本质，符合购电单位购电决策的需要，其模型具有实际意义。另外，所建的省级电网购电模型中还考虑了实际跨省交易中电力电量具有确定函数关系的特点(该函数关系区别于省内交易时电力电量的弱耦合关系特点)，从而使所建的购电模型能够适应区域节能市场跨省交易的能耗评估的实际需要。
区域节能市场模式以及该模式下省级电网随机规划购电模型的普适性、实用性讨论。鉴于单个算例并不能完全体现所建区域节能市场模式及该模式下省级电网随机规划购电模型的普适性以及实用性，为此讨论如下：
1）首先采用能耗约束模式(BS为125%时的能耗水平)淘汰高能耗售电单位，然后再以超标能耗的惩罚折价体现低能耗率售电单位的交易优先权。上述两种节能模式的结合还进一步考虑了区域市场区别于省内交易的能耗评估与交易规则特点，故所建区域节能市场模式较省内节能市场模式更具普适性。
2）所提区域节能市场模式实现了与现有交易规则的有效衔接，具有较强的实用性。但在实际应用时还需进一步参考各市场的发展成熟度以及节能降耗工作的进展(如高能耗机组淘汰进程)，以提高该方法的实用性。
3）在区域节能市场存在多个购售电方时，结合各购售电方交易电量的结算[10]以及售电方能耗水平的确定，可实现区域节能市场能耗以及节能效益的整体评估。
4）对跨省售电的省级电网而言，可利用所建的购电模型在考虑售电收益后，在一定能耗水平条件下购买省内机组的富裕电能参与跨省售电。此时，该省级电网类似中间交易商的角色，在获得经济效益的同时需承担由于区域市场电价、负荷等随机性带来的收益风险。
5）区域市场节能考核管理机构对跨省交易的节能效益进行控制时，采用式(2)对区域市场的各交易方案的节能效益进行评估。利用评估结果可采用以下两种手段实现节能效益的控制：①在BS为125%的基础上调整区域市场跨省交易能耗水平约束值；②调整售电单位能耗惩罚折价[8]，实质是调整区域市场交易中经济效益与节能效益之间的权重。
第3篇：节能市场范文
【关键词】既有建筑；节能改造；驱动力；合同能源管理
0引言
自20世纪90年代以来，我国进入城镇化发展快速期，高速的城镇化给环境、能源等方面带来巨大压力。建筑行业作为驱动我国城镇化发展最主要的行业之一，既要解决既有建筑的高能耗问题，又要考虑新建建筑的节能环保问题。可消耗的能源总量及环境容量是我国城镇化发展过程中必须面对的约束条件。建筑能耗是我国三大能源消耗大户（交通用能、工业用能、建筑用能）之一，全社会总能耗的30%及以上在其建造和使用过程中被消耗。根据相关研究机构的研究显示，考虑到能源及环境承载力，到2020年我国年社会能源用量不应大于40亿吨标准煤。2015年的年社会能源用量统计显示，我国社会一次能源用量已达36亿吨标准煤。从社会能源行业分布看，工业能源用量约为社会总用能的65%；交通能源用量约占10%，交通能源用量是评价一个国家社会发展水平的重要指标之一，随着我国城镇化和现代化的发展，交通方面的能源用量必将持续增长。目前我国建筑运行能耗约占社会总能耗的20%~25%。未来随着交通用能比例的上升，建筑能耗占比一定会相对下降。所以要解决这一矛盾，必须要走一条节能环保的城镇化之路，降低既有建筑能耗。
1我国既有建筑现状分析
根据2008年统计数据，全国建成并投入使用的建筑总面积约为440亿m3；随着不断深入的城镇化发展，建筑总面积还将加快增长速度。预计到2020年，我国的建筑总面积将达到740亿m2。在全国已建成并投入使用的建筑中，节能建筑占比还不足5%，既有建筑中普遍存在电梯扶梯等自动交通系统能耗高、围护结构气密性和保温隔热性能低、空气调节系统效率不高、照明系统不节能等问题。既有建筑节能改造是降低建筑行业能耗、建设资源、环境友好型社会、促进建筑行业转变发展方式的重要手段。住建部公布的“十二五”建筑节能规划中，明确提出北方采暖地区现有居住建筑有4亿m2以上的供热计量和节能改造，夏热冬冷地区现有居住建筑节能改造500万m2，公共建筑节能改造6000万m2。改造目标的实现需要庞大的资金投入，据住建部测算，将既有高耗能建筑改造成为节能50%标准建筑，单位面积资金需求为250元左右，假设全部既有建筑均按50%标准建筑改造，总费用约为8.6万亿元，由此可见未来既有建筑改造领域将释放出巨大的市场空间。
2既有建筑节能改造市场分析
既有建筑改造内涵丰富既包括建筑的翻新、修缮，也包括建筑在运维期的维护、检修。既有建筑改造市场与未来建筑增量市场需求趋势性增速下降正好相反，我国房屋建筑存量市场正蓬勃发展，无论在总量上还是结构上，远未满足潜在需求。
2.1既有建筑节能潜力构成
很多因素影响既有建筑节能潜力，如：建筑的结构形式、设备系统形式、建筑性质、建筑用途、运行管理水平等。通过分析总结出3个主要组成部分。
2.2既有建筑节能改造驱动力
既有建筑节能潜力并不能直接转变为市场需求，这其中还需要驱动力。节能改造的动力与建筑性质有关.
2.3既有建筑节能改造现有模式
现阶段，既有建筑节能改造驱动力分为两类：一类是外在驱动（以政府引导居多）为主的改造项目；另一类是以内在驱动力为主的改造项目。
2.3.1内在驱动型改造模式
该模式有以下3个特点：①项目主要集中于高档酒店、大型商业、宾馆、学校、综合类医院等。②对整体建筑系统方案解决能力的要求高。该模式下的项目需要整体考虑整个建筑或园区，对项目实施企业技术要求高。③项目实施方一般为合同能源管理公司或工程公司。
2.3.2外在驱动型改造模式
外在驱动型改造模式以政府投入为主。2011年，住建部和财政部选择了天津、重庆、上海、深圳等4个城市作为我国建筑节能改造重点示范城市，希望形成“政府引导、市场推动”的模式。两部委要求以上4个试点城市，在两年内改造面积不少于400万m2，单位建筑面积能耗下降20%以上。在政府投入的同时，还需制定完整的政策体系、质量监管体系以及技术标准体系。该模式可以使企事业单位在不进行大规模投入的情况下降低单位用能费用，在“尝到”节能改造“甜头”后，可激发其后续节能改造意愿。此外，政府应在总结试点城市经验的基础上，在更大范围内推广节能改造经验，使节能改造从外部驱动型逐步过渡到内在驱动型。
3建筑设计企业应如何把握既有建筑改造市场
3.1建筑设计企业具备的优势
建筑设计企业对建筑系统（包括建筑本体及建筑设备两部分）理解最为深刻，在节能改造项目实施过程中，项目实施单位应具有强大的建筑节能系统解决能力。从节能改造能力需求看，项目前期项目实施单位应具备建筑物能耗监控以及仿真能力；在项目设计规划阶段能够依据仿真结果及建筑物特点提出经济性最优的节能改造方案；在项目实施阶段能够具有项目组织实施能力。以上要求正是建筑设计类企业所具备的能力。
3.2建筑设计企业介入既有建筑改造市场的模式
3.2.1既有居住建筑节能改造市场
北方供暖地区是居住建筑节能改造的主要市场，尤其是房龄在20年左右的老旧小区，其改造效果最为明显。虽然改造需求巨大，但是居住建筑的节能改造落地依然面临很大的困难。首先，我国能源价格未完全市场化，能源市场价格并不能真正反映能源的稀缺性。北方冬季供热，绝大多数地区是按建筑面积分收取供热费用；南方夏季大量使用空调，现行的居民用电虽实行了阶梯电价，但居民电价依然整体偏低。这些不完善的能源价格政策，在很大程度上制约了居民节能改造的积极性。其次，改造施工期间会对居民生活产生的影响，这也是居住建筑节能改造的阻力之一。第三，无法保证改造资金来源。虽然居住建筑节能改造的收益完全归居住人所得，但在改造前无法明确的改造收益的情况下，居民投资意愿不强。因此需要政府组织，采用多种方式解决资金问题。围护结构改造是居住建筑节能改造的主要内容，建筑设计企业的强项是整个建筑系统的分析和解决能力。因此，建筑设计企业并不适合居住建筑节能改造项目。
3.2.2公共建筑节能改造市场
政府或业主购买节能量的行为是既有公共建筑节能改造行为核心。政府部门或作为买方的业主有明确的节能需求，卖方采用“量身定制”的方式，为买方提供一对一的全流程的整体解决方案。建筑设计企业为满足客户全生命周期的节能降耗需求，应具备多学科多系统的解决方案能力，联合物业公司，尝试建立合同能源管理公司（即节能服务公司）向客户提供节能改造、运行管理节能降耗的一体化服务。从而由既有公共建筑节能改造工程公司拓展至既有建筑或园区的运用全流程节能服务提供商。合同能源管理公司的收益主要来源于政府对节能改造项目的补贴以及业主减少的能源费用。因此，在项目跟踪和识别方面，需建立准确的节能改造投入与项目节能收益的分析判断。在项目介入前通过项目经验以及计算机仿真模拟技术来判断项目节能收益是否能覆盖节能改造投入，并依据上述分析，调整改造范围、改造技术、运行方式从而获得合理的收益。
4结语
通过对我国既有建筑现状以及既有建筑节能改造市场的分析，并结合建筑设计企业的具体情况，得出了建筑设计企业可通过尝试联合物业公司成立能源管理公司的模式进入公共建筑节能改造市场，以此向客户提供既有建筑节能改造、节能运行的全流程一体化服务。
参考文献：
[1]汪红蕾，孟楠.从2%到50%绿色建筑迎来“爆发期”[C].第十届国际绿色建筑与建筑节能大会.
[2]张福麟.我国既有建筑绿色节能改造现状与展望[J].建设科技，2012（11）:14-15.
[3]黄志烨.不确定条件下既有建筑节能改造项目投资决策研究[J].城市发展研究，2015（01）：4-8.
第4篇：节能市场范文
关键词：碳减排；碳市场；国家电网
一、引言
随着国际性节能减排公约及中国相关政策的实施，碳市场在我国逐步发展和规范起来。多个试点省市正式开始碳排放交易，相关行业的排放核算方法与报告指南等法规也开始实施。碳市场参与企业的经验环境随之发生了重要变化，碳超排不再没有成本，碳节约也不再没有收益，而且碳相关政策也对企业决策产生了重大的影响。首先，碳排放少于碳配额可到碳市场卖出，而排放超标需要到市场上购买配额，且发生的碳收益或者损失都受到交易市场、所在试点省市政策等许多因素的影响。此外，即使碳富余配额不卖出，只要所在市场允许还可作为资产留存。由此，碳节约可带来现金流入以及碳超排带来的现金流出和处罚风险，会促使许多企业进行节能减排建设，这也是进行碳市场建设的重要目的之一。更重要的是，我国各个碳交易试点在获得碳配额方式、计量标准以及交易规则等方面各不相同，使得相同碳行为在不同地区的经济后果可能有巨大差异。由此，本研究选择旗下有多家企业参与不同碳市场的国家电网为典型案例，探究其在参与碳市场后进行的节能项目以及可能带来的减排效果，进而了解碳市场是否起到促技术革新实现节能减排的作用。
二、碳减排经济效应文献综述
对于碳排放和减排的话题，一般都是包含在与环境负债和管理的相关研究之中。环境负债的考量离不开最基本的环境风险分析，Matten（1995）认为其主要包括实际生态风险和伴随而来的经济风险。第一种风险是指商业活动给生态环境造成的高于某种既定容忍度的可能性；第二种风险则是指第一种风险的经济后果。此外，还有一种类型的环境风险是指更严格的法律或其他经营因素给企业带来的经济风险。包括碳减排行为在内环境管理是企业社会责任的重要组成部分，以往也有大量文献研究其与企业财务表现或经济绩效间的关系，但没有较为一致的结论。ArlowandGannon（1982）等认为两者之间没关系或是负向关系，而PorterandLinde（1995）则认为污染防治带来了改变生产流程的机会并可转化为竞争优势。KonarandCohen（2001）认为环保记录好的公司会有更低的感知合规成本和负债，投资这类公司更有吸引力。JoandHarjoto（2011）发现公司参与社会责任活动越多，如员工多样化、优化公司与员工关系、提升产品质量等，能增强公司价值。我国的一些学者讨论了碳减排环境下的排放权会计科目和基本业务处理、利用碳预算等工具促进企业减排或者如何进行区域间碳减排协调等问题。但是，对于企业参与碳市场后的减排效果一直缺少实际数据分析。由此，本研究选取有子公司参与多个碳试点市场的国家电网为案例，直接探究我国碳市场是否促进企业增加绿色技术投入以及带来的减排效果。
三、国家电网参与碳市场后的节能项目和减排效果分析
自2013年6月起陆续启动的深圳、北京、上海、天津、广州、武汉、重庆等试点市场，无一例外对电力行业重点管控。国家电网旗下80多家上市和非上市公司中，有多家企业分别参与了不同碳市场。本文通过社会责任报告、交易所公告等渠道进行数据收集，整理碳市场启动的2013年和随后2014年的国家电网绿色环保项目数据，并列示其带来的减排效果。从国家电网的整体减排情况来看，主要通过消纳清洁能源和降低线损减排量两个渠道实现。消纳清洁能源减排量在2010年有44，700万吨，在2011年有44，285.4万吨，2012年增加到55，264.93万吨，而2013年和2014年则大幅度增加到66，829.13万吨和73，770万吨。从降低线损减排量来看，在2010年到2012年分别实现330万吨、190.04万吨和85.32万吨，2013年回升到了151.25万吨，在2014年更是迅速增加到了1，370万吨。这充分体现出了在碳市场环境和相关政策的影响下，企业节能减排的效果。当然，这些明显减排效果的取得离不开加强绿色节能项目建设。第一，据不完全统计，2013年国家电网首先通过推动发电侧节能减排、降低线损率等一系列项目，节约电量18.9亿千瓦时，折合标准煤61万吨，减排二氧化碳151万吨；第二，推进电网侧节能减排，推广标准化建设。例如“两型三新”线路典型设计减少钢材消耗约23.5万吨，折合标准煤14.1万吨，减排二氧化碳35.2万吨；第三，推进资源循环再利用，净化处理和再利用六氟化硫气体33.2吨，减排二氧化碳79.3万吨；第四，促进用户侧节能减排，建设公司节能服务体系。由此实现节约电量179亿千瓦时，折合标准煤591万吨，减排二氧化碳1，477万吨。此外，公司还推进实施电能替代战略。当年实现替代电量140亿千瓦时，折合标准煤449.4万吨，减排二氧化碳1，120.35万吨。2013年国家电网碳减排事项和效果举例，见表1。（表1）2014年，国家电网继续认真落实国家电力需求侧管理，推动社会提高能源使用效率。通过消纳清洁能源来大力促进能源结构调整外，还开展节能增效推动全社会节能减排。据不完全统计，2014年国家电网公司推动产业和社会实现二氧化碳减排超过8亿吨，其中消纳清洁能源的贡献度达到90%以上，真正打造了能源配置的绿色高效平台。第一，公司推进“以电代煤、以电代油、电从远方来、来的是清洁电”等战略，重点在京津冀、长三角等重污染地区推广热泵、电锅炉等替代技术；第二，国家电网系统节能服务公司签订节能项目合同433个，投资额共计12.5亿元，并在总部和26个省级电力公司建成电能服务管理平台；第三，巩固扩大电窑炉、电锅炉、热泵等成熟项目范围，推广港口岸电、碳晶电采暖、油气泵改电泵等新型替代技术；第四，支持新能源和分布式电源发展，全年实现调度范围内新能源并网容量1.2亿千瓦，其中，风电同比增长25%，光伏发电同比增长53%，分布式光伏发电则同比增长129%；第五，从绿色照明、楼宇节能、综合用能等多方面开拓节能市场，试点开展用户侧能源托管、用能监测、节能产品等新业务，完成节约电量223亿千瓦时。此外，国家电网还致力于能源更有效利用，包括保证能源高效输送和降低损耗。2014年公司线损率为6.81%，同比下降0.46个百分点，节约电量171亿千瓦时，相当于节约标煤550万吨、减排二氧化碳1，370万吨。截至2015年5月底，公司累计实施电能替代项目2万余个，实现替代电量946亿千瓦时，相当于减少使用直燃煤4，238万吨，减排二氧化碳7，547万吨，减排二氧化硫、碳氧化物、粉尘等污染物173万吨。
四、总结
第5篇：节能市场范文
关键词:高能耗;炼厂;常减压蒸馏;节能措施
石油炼制产业是国民经济发展中最为重要的一环，高能耗的产业特色一直严重制约着炼油厂的盈利能力，而产品单一、市场饱和、产能过剩等风险进一步加剧了地方中小炼油厂的发展危机［1－2］。因此通过优化装置生产工艺，降低装置生产能耗成为炼厂转型升级的必由之路。本文选取炼厂中必不可少且能耗最大(约占全厂总能耗的20%～30%［3］)的常减压蒸馏装置为研究对象，分别从热能、电能及水资源三方面探讨相关的节能降耗技术，为控制炼厂生产成本、提高企业效益提供有益借鉴。
1常减压装置热能的有效节能
1.1合理布局换热网络
以典型的一脱－两炉－三塔原油加工方案(原油加工流程为:电脱盐－初馏塔－常压炉－常压塔－减压炉－加压塔)为例，根据原油进装置的换热情况，通常可将常减压装置划分为三级换热网络。其中原油进电脱盐罐前为I级换热，电脱盐罐到初馏塔间原油的换热为II级换热，初馏塔塔底油进常压炉前的换热为III级换热。原油I级换热终温直接影响原油脱盐效果，原油III级换热终温直接影响燃料气的消耗情况。因此合理布局换热网络不仅利于装置操作，同时通过提高原油进加热炉终温能实现大幅降低燃料消耗。夹点技术［4－5］为合理设计布局换热网络提供了有效途径。根据冷热流股间的物性参数合理确定夹点位置，遵循夹点之上冷流股不设冷公用工程，夹点之下热流股不设热公用工程及不跨夹点传热三个原则，实现最小传热温差下的合理利用热源。最后结合换热设备的实际情况，对换热网络进行适当调整，设计出能量回收最大化、设备投资最小化的最优换热网络。
1.2提高加热炉热效率
作为常减压蒸馏装置的核心设备之一，加热炉能耗约占整个装置的82%～92%［6］。因此提高加热炉热效率，减少燃料消耗是常减压装置节能降耗的重要一环。以燕山石化常减压装置加热炉改造项目为例［7］，其常压炉热效率由80.19%提高到了89.20%，减压炉热效率由80.03%提高到了87.50%，大幅降低了装置能耗。目前提高加热炉热效率的途径主要有以下几点:(1)严格控制加热炉中过剩空气系数，加热炉中过剩空气系数过高会造成排烟量增大，通过烟气损失的热量增大，此外过高的氧含量会造成炉管氧化加剧，影响使用寿命。而当过剩空气系数过低时会造成燃料燃烧不充分、不均匀。(2)采用先进涂漆和保温材料，降低炉壁外温以减少散热损失。(3)设置烟气余热回收系统，控制排烟温度。过高的排烟温度会造成大量热损失，过低的排烟温度又会造成烟囱的露点腐蚀。烟气余热回收系统的设置可有效解决上述问题。目前主要通过烟气－空气换热、烟气－低温热水换热等手段实现烟气余热回收。(4)采用高效燃烧器和炉管吹灰设计，进而实现燃料的充分燃烧和有效传热。
1.3低温余热回收技术
常减压装置中存在大量温位介于100～150℃间的低温热源直接进空气冷却器或水冷器。一方面，造成了低温余热资源的浪费。另一方面，增大了装置内电能或循环水的用量。因此回收装置内的低温余热资源对于整个装置的节能降耗具有重要意义。当前具有代表性的低温余热回收方法主要有以下几点:(1)上下游车间深度联合，通过物料的热直供，实现上游车间冷公用工程和下游车间热公用工程能耗的大幅降低。如石脑油直供汽油重整装置、柴油直供柴油加氢改质装置、蜡油直供催化装置、渣油直供延迟焦化装置等。(2)热媒水技术，建立热水站并以低温热水为媒介统一回收装置内低温余热资源，取热后的热水可供装置伴热、罐区伴热、办公楼取暖等。(3)低温余热发电技术［8－9］，该技术核心在于低沸点有机物所做的朗肯循环(ORC)，通过低沸点有机物的吸热膨胀、蒸汽做功冷凝实现热能转化为电能。以茂名石化低温余热发电项目为例［9］，原工艺为140℃柴油经空冷降温后外送，改造后的工艺为140℃柴油经ORC余热发电机组后降至62℃返回空冷。改造后实现年发电1.452×107kW•h－1，装置节能443.03MJ/t。
2常减压装置电能的有效节能
以机泵为代表的流体输送设备是装置正常运行的关键之一，其电能消耗同样占据了装置总能耗较大部分。由于机泵选型、原料性质或装置加工量的调整，机泵流量、扬程偏大的现象时有发生。因此，节电技术的应用对降低常减压蒸馏装置能耗具有重要意义。当前机泵节电技术主要有以下两点:(1)选用高效变频机泵，根据装置负荷合理调整电机频率;(2)合理选用换热器及布置管线，控制好物料在换热及输送过程中的压降，减少动能消耗。
3常减压装置水资源的有效节能
常减压蒸馏装置中主要有电脱盐注水、冷却用水、塔内汽提蒸汽、加热炉雾化蒸汽、减压塔蒸汽抽真空等消耗水资源。针对装置内水资源的节能，主要可从以下几点进行考虑:(1)工艺上采用干式操作，降低汽提蒸汽注入量;(2)采用燃料气取代燃料油作为加热炉燃料，减少雾化蒸汽用量;(3)采用液环真空泵取代蒸汽抽真空;(4)常减压装置同其它装置高效联合。如常减压－硫酸装置联合，将常减压装置产生的酸性水送至硫酸装置酸性水汽提，汽提后的净化送返回常减压装置供电脱盐注水使用;(5)装置内各伴热站、蒸汽分液罐底部的高品质凝结水可统一回收利用。
4结语
常减压蒸馏装置是石油加工过程中不可或缺的第一道工序，也是炼厂各装置中能耗最大的部分，其节能降耗对于降低原油加工成本，增加炼厂效益具有重要意义。因此，通过上文可知，常减压装置可从优化工艺设计、选用高效设备、加强装置间联合等方面入手，实现热能、电能及水资源能耗的有效降低。此外，相关技术对于炼厂其它装置的节能降耗具有借鉴意义。
参考文献
［1］费华伟，陈蕊.2017年中国炼油工业发展状况与趋势［J］．国际石油经济，2018(5):42－48.
［2］刘水源.新形势下中小型炼厂转型升级的探索和思考［J］．财经界(学术版)，2019，501(1):79.
［3］王艳红.基于热力学分析的常减压装置流程优化［D］．天津:天津大学，2011.
［4］张继东，孟硕，张海滨，等.基于夹点分析技术的常减压装置换热网络优化［J］．中外能源，2017(1):90－96.
［5］何井松.年千万吨炼油装置换热网络优化节能研究［D］．长春:东北师范大学，2011.
［6］李学刚.常减压装置减压炉的优化设计研究［D］．天津:天津大学，2014.
［7］车俊铁，蔡晓君.炼厂常减压加热炉工节能改造综合分析［J］．工业炉，2001，23(1):33－36.
