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可再生能源分析报告范文1
【关键词】风能发电折现率；经济效益
我国发展可再生能源已经刻不容缓，一方面我国政府承诺到2020年我国碳排放强度较2005年下降40%-50%，另一方面我国能源外部依存度逐年上升，能源安全受到严重威胁。作为高能耗高排放的发电行业首先受到影响，而可再生能源配额制的即将实施使这种影响落到实处。风能作为重要的可再生能源之一，风能发电已经在可再生能源发电占比达到71%，但风能项目总体经济效益究竟如何，是否能达到企业预期还是我们现阶段需要解决的问题。
一、项目情况和数据准备
1.建设期成本
风电场建设期投资成本主要包括风电机组购置成本，接网成本，建设成本，其他成本（安装，技术指导等）。风力发电项目中风电机组购置成本占比最大，并且风电机组交易存在外部完全竞争市场，因此本文以风电机组购置成本作为计算各项成本投入基准，估算建设期各项成本。风力发电项目建设、发电、并网等成本由于不同地区自然条件交通状况不同，统计数据来源经常是一种区间，为了保证计算的简洁性和普遍性，本文涉及的区间数据均以平均值代替。
风电机组购置成本=总装机容量×单位装机容量价格
风电机组装机容量=风电机组年发电量÷风电机组年利用小时数
根据中国电力企业联合会《2012年电力工业统计快报》可知风电机组年平均利用小时为1893小时/年。2010年中国风力电发电机组平均价格658美元（4154元）/kw，2011年595美元（3755元）/ kw，2012年630（3976元）美元/kw。为了削弱汇率和价格波动的影响，本文使用以上三年风机价格平均值作为项目风机购置价格，为627.67美元（3961.67元）/kw。根据2013年中国电力年鉴统计数据可知2012年我国风能发电1030亿kwh较2011年741亿kwh增长39.15%，新增风能发电量289亿kwh。
新增风电机组的装机容量=289×108kwh÷1893h=1.53×107kw
新增风电机组购置总成本=1.53×107kw×（3961.67元/kw）=606.14亿元
根据已知风力发电项目建设期各项成本和风电机组购置成本，可以得到全国风电项目总投资额见表1。
2.运营期成本
风力发电项目运营期成本主要包括：设备折旧费，相关税费，利息费用，日常杂费。
风力发电项目的建设期为1年，寿命期为20年，风机的折旧采用直线折旧法，折现年限为20年，净残值为设备价款5%。
我国财政部、国家税务总局对于风电投产项目优惠政策主要体现在以下两个方面，一方面是增值税实行即征即退50%；另一方面是所得税实行“三免三减半”，即项目投产前三年免收企业所得税，第四年度至第六年度实行企业所得税减半政策。
利息费用根据项目总体负债情况，按照2013年12月31日长期贷款利率计算利息费用；项目结束，新项目继续投产，借款总额在项目期内保持不变。
根据我国风电项目运行经验，日常杂费主要包括常规检修费、故障维修费、备件购置费、保险费、管理费等，付现成本约为0.05元/kwh。垫支的营运资金按照项目总投资的10%计算。
3.电价
《可再生能源法》规定风力发电项目实施电价补贴模式，为标杆定价机制，按照不同资源地区设置不同收购电价，共包含四类资源地区，按照普遍适用原则本文取平均价格0.56元/kwh。
二、经济效益
1.折现率确定
本文采用加权平均资本成本作为评价项目折现率。
加权平均资本成本模型：R=Re×We+Rd×Wd
项目权益资本成本采用资本资产模型确定，债务资本成本按照同期银行长期贷款利率确定，权益资本债务资本所占比重按行业加权平均确定。
本文采用资本资产定价模型确定股权资本成本。
资本资产定价模型：Re=Rf+β权益×（Rm-Rf）
β系数反映了相对于市场组合平均风险而言单项资产系统风险的大小，根据β系数含义β权益采用可比公司法确定，可比公司从我国主板上市的电力行业中随机选取部分电力企业。利用可比公司收益率与整个股票市场平均收益率的线性关系采用回归直线法，计算可比公司β权益值见2。
项目风险中的财务风险是确定项目折现率选择的重要影响因素，为了去除可比公司个别财务风险，本文采用卸载财务杠杆办法，得到可比公司不含财务风险的β资产见表3。产权比率根据可比公司上市期间资产负债表得出见表3。
卸载可比公司财务杠杆：β资产=可比公司β权益/[1+（1-Tn）×bn]
项目风险应包含其特有的财务风险，因此需要加载目标项目财务杠杆。
加载目标项目财务杠杆：β’权益=β资产[1+（1-T）×b]
产权比率反映资本来源中债务资本与权益资本的比值，体现了企业的财务风险。可比公司产权比率取其2001年至2013年各期末产权比率均值，按照加权平均法能更好的体现出可再生能源配额特点。因此评价项目的产权比率采用可比公司产权比率加权平均，权重根据可比公司2013年12月31日总资产确定。
β’权益确定受项目所得税税率的影响，风电项目财税政策实施所得税“三免三减半”，因此不同期间β权益不同，见表3。
无风险利率Rf采用国家最新一轮公开募集五年期凭证式国债利率5.41%。股票市场平均收益率Rm，参考全球经济数据库2014年第一期公布的A股主板的收益率，其中上海A股平均收益率9.41%，深圳股票平均收益率3.67%，本文以两者平均值计算Rm。再根据资本资产定价模型和表4计算得出风电项目Re。
债务资本成本Rd根据Rd=税前债务资本成本×（1-所得税税率）计算。税前债务资本成本采用2013年12月31日5年期长期贷款利率，所得税按照“三免三减半”处理原则，计算出风电项目税后债务资本成本见表4。
本文以前文提到的项目目标资本结构2.06作为项目的资本结构，由此计算得出债务资本占比67.32%，权益资本占比32.68%。最终得到项目的加权平均资本成本，计算结果如表4所示。
2.经济评价指标选取
项目的经济评价指标很多，按照是否考虑时间价值可分为动态经济评价指标和静态经济评价指标。动态评价指标包括净现值、动态投资回收期、内涵报酬率、现值指数等。静态评价指标包括投资报酬率、利润总额、净利润等。电力项目属于大型长期投资项目，持续时间很长，时间价值对项目的影响很大，因此选取动态评价指标对项目进行经济评价。
3.经济评价
根据具体指标的计算方法及上文计算数据可以得到总体风电项目现金流量表及经济评价结果，如表5所示。
三、结论
根据经济评价结果可知净现值>0，现值指数>1，说明我国风能发电项目在经济上具有可行性；内部收益率IRR=8.45%>max（6.61%，6.02%，5.43%）表明风力发电项目的收益率高于加权平均资本成本，风能发电项目投资价值良好；动态投资回收期=14.5年，说明风能发电项目可在运营期内收回全部投资，项目资金回收较好，风险适中。从经济评价项目结果可以看出，现阶段我国总体风力发电项目具有可投资性。
参考文献：
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可再生能源分析报告范文2
虽然对于上市后将受到投资者追捧的热度已有心理准备，新疆金风科技股份有限公司（下称金风科技）董事长武钢也“没有想到”金风科技的股票如此烫手。
2007年12月26日，金风科技在深圳证券交易所挂牌交易，开盘价一举站上138元/股，打破两市新股开盘价记录。金风科技当日收盘价131元/股，比发行价36元/股上涨263.89％，对应市盈率为410.4倍。
金风科技无疑是近期中国风电跃进中最为抢眼的一例。2004年至2007年，中国风电装机容量从世界排名第十位跃升为第六位，掀起一股风电热潮。德意志银行研究报告认为，全球风电发展正在进入迅速扩张的阶段，风能产业将保持每年20％的增幅，到2015年时，该行业总产值将增至目前水平的五倍。德意志银行还特别指出，未来几年，亚洲将成为最具增长潜力的地区之一，而中国的风电装机容量将实现每年30％的高速增长。
当然，投资银行总是习惯展示乐观的看法。投资者借着金风科技上市带来的热浪，不妨清醒一下头脑，重新审视中国风电产业的前景。
「风电热潮
自20世纪80年代开始，中国开始推行并网风电，风电产业由此迅速扩张。国家发改委能源研究所副所长李俊峰在其参与编写的《2007年风电发展报告》中指出，2006年全球风电资金9％投向了中国，总额约为162.7亿元。李俊峰告诉《财经金融实务》记者，他估计，2007年中国风电厂的投资约为400亿-500亿元，而这些资金基本都用于购买风电设备，很少部分投向基础设施和输配电系统。“初步完成了340万千瓦装机容量，仅12月装机容量就达100万千瓦。”李俊峰说。
不过，李俊峰表示，由于近三分之一的风电场在2007年年底投产，目前中国风力实际发电量有限。根据2007年颁布的《可再生能源发展中长期规划》（下称《规划》）， 到2010年，中国风电总装机容量将达到 500万千瓦。可是这一目标已经提前完成了。李俊峰说，到2007年年底，中国风力发电累计吊装完成容量已经达到或接近600万千瓦。
华风能源有限公司（HAN Wind Energy Corporation）董事长兼首席执行官Gerald R. Page更是乐观地表示，预计从2010年开始，中国风电装机容量会以每年三兆瓦的幅度递增。
在这股风电投资热潮中，政策激励是主要推动力。上述《规划》对中国非水电可再生能源发电规定了强制性市场份额目标：到2010年和2020年，大电网覆盖地区非水电可再生能源发电在电网总发电量中的比例分别达到1％和3％以上；权益发电装机总容量超过500万千瓦的投资者，所拥有的非水电可再生能源发电权益，装机总容量应分别达到其权益发电装机总容量的3％和8％以上。
为达到《规划》要求的指标，中国几大国有发电集团纷纷争抢投资建设风电厂。2008年1月9日，华电集团及其下属公司达成协议，由中国华电、华电国际、华电能源、贵州水电及华电工程等，共同向其旗下华电新能源公司注资1.52亿元，以做大风电业务。
中国水电工程顾问集团专家委员会委员、高级工程师施鹏飞告诉《财经金融实务》记者，在尚未公布结果的第五期风电特许权招标中，五大电力集团公司均参与了风电特许权项目招标。其中，华能集团更是以旗下四家子公司的身份参与投标，竞争激烈可见一斑。可是，这些风电厂的盈利状况到底如何呢？
「微利误区
对于风电厂的盈利水平，存在着不同说法。“风力发电和火力发电在投入上有区别，火力发电多为燃料成本，而风力发电主要是设备成本，并且一次性投入约占风力发电成本的70％左右。”李俊峰说。他表示，风力发电厂虽然没有其他电厂盈利高，但是如果经营得好，每度电盈利约在0.05元-0.1元。
中国国际金融有限公司（下称中金公司）研究部分析师陈华在其报告中测算指出，沈阳金山能源股份有限公司（上海交易所代码：600396）旗下的康平风电场（24.65MW）和彰武风电场（24.65MW）在减排后收入可以达到每度电0.05元－0.06元。
风电厂招标电价过低，一直为风电业内所批评。发改委为推动风电产业规模化发展，自2003年起，以特许经营的方式批准风电特许权项目，明确上网风电不参与电力市场竞争。2003年至2004年间，国家发改委承诺上网电价最低者中标，一时间投标者竞相压低竞标价格。2003年，江苏如东地区第一期招标中，华睿集团以0.4365元/度的价格中标， 2004年第二期内蒙古辉腾锡勒风电特许权招标中，北京国际电力新能源联合体以0.382元价格中标。
西南证券电力行业分析师聪对《财经金融实务》记者表示：“这样的价格是不会盈利的。”在随后的第三、第四期风电特许权招标中仍是出价低者中标。聪指出，业内普遍的看法是，大多数风力发电项目是亏损或者不赚钱的。
陈华称，前四期风电特许权中标电价均低于可行电价，风电运营业务盈利能力偏低。陈华表示，就是以可行电价上网也未必能带来正常投资回报。可行性价格是以成熟机组正常运行状态进行估算的，而目前国产兆瓦级风电机组仍处于试运行阶段，并且目前风能资源评估和风电机组微观选址技术不够成熟，还难以测算出20年寿命期内风电场的上网电量，结果往往是实际风电量小于预期。
2007年8月底，第五期风电特许权招标启动，对投标电价方案作了改革，采用中间价中标。不过，李俊峰表示，投标电价仍然很低。“这只有一种解释，过去风电厂都赚钱了。”李俊峰说。
因此，陈华在其分析报告中指出，目前，拉动风电需求的主要动力不是追求投资回报，而是政府的政策导向。不过，陈华同时表示，从长远来看，中国风电需求将逐渐转变成盈利驱动。首先，常规能源价格上涨导致相应上网电价的上涨，使风电上网电价将具备优势；其次，风电场的建设成本正在逐渐下降。
根据陈华测算，“八五”及“九五”初期，风电场平均综合造价约为10000元/千瓦，而到“十五”末期，风电场平均综合造价已经下降到7000元/千瓦，百万千瓦级风电场更加拥有规模效应，发电成本更低。另外，中国政府可能出台对风电运营的其他扶持政策，再加上清洁发展机制（CDM）深入开展，都是风电上网价格具备优势的保证。
国华能源投资有限公司项目经理王文平对《财经金融实务》记者亦表示，目前大家投资风电行业，一方面是由于政策导向原因，不得不做，另一方面是基于对未来风电行业的前景看好。王文平称，过去20年，电价在不断上涨，提高了大约五倍，因此，将来风电价格也会调整，盈利水平会提高。“如果风电项目长期不盈利的话，大家投资风电的热情会减退。”他说。
「过热隐忧
不过，短期内这股风电热情不仅不会消退，反而有愈涨愈高之势。据《2007年风电发展报告》的统计，截至2006年年底，中国拥有风电制造及相关零部件企业100多家，其中，大型风机整机生产企业40多家，国外独资企业4家，合资企业5家，国内企业30多家。其中，金风科技无疑是最为引人注目的一家。中金报告显示，该公司一家就占据国内风机市场约33.3％的份额，外资风机厂商占据55％的市场份额。华锐风电科技有限公司、东方电气集团东方汽轮机有限公司约占6.27％。
从1995年就开始接触金风科技的李俊峰认为，上市对于金风科技只是一个新的开始，未来金风科技还需要面对更大的市场竞争和挑战。根据招股说明书，金风科技前五大股东中，中国-比利时直投基金占7.2％，实际持股人为全国社保基金、国开行等。另外一家名为深圳远景新风投资咨询有限公司的股东，持股4.4％，其实际持股人是光大海基中国特别机会基金，该基金是2004年由光大控股和美国Seagate基金管理公司共同投资设立。武钢本人在金风科技持有2.34％股份，共计1054.80万股股票。
华风能源有限公司董事长兼首席执行官Gerald R. Page甚至对《财经金融实务》记者戏称，“真希望我投资过金风科技”。
实际上，像金风科技这样的国产风电设备之所以能占据如此高的市场份额，一个重要原因是国家政策扶持。2005年7月，发改委印发的《关于风电建设管理有关要求的通知》中称，“风电场建设的核准要以风电发展规划为基础，核准的内容主要是风电场规模、场址条件和风电设备国产化率。……风电设备国产化率要达到70％以上，不满足这一设备国产化率要求的风电场不允许建设，进口设备海关要照章纳税。”
中金公司研究数据显示，在这一政策影响下，国产风机产品市场份额从2004年的25％提升至2006年的41％。
不过，李俊峰表示，中国的风电设备制造还处于起步阶段，金风科技和华锐风电、东风汽轮机各有所长。金风科技经验相对丰富，华锐风电、东风汽轮机则有厚实的制造业基础，“谁为胜者，至少五年后才能见分晓。”
业内专家认为，目前，中国风电设备制造的发展快于市场需求，眼见风电热潮，一大批新的风电设备制造厂家加入进来，一定要警惕风电设备发展供大于求的情况。李俊峰预计，到2010年，最迟到2012年，风电设备制造供大于求的情况就会显现。
目前，风电机组主轴承、风电机组电控系统等关键零部件在国内还没有专业制造厂，几乎全部依赖进口。特别是风电机组主轴承，绝大部分依赖进口。《2007年风电发展报告》称，斯凯孚（中国）投资有限公司（SKF）和德国FAG轴承集团两家企业对中国的供应能力已经达到极限，仍不能满足国内的生产需求。聪认为，进口配件比重过高，毛利率可能只有10％左右，如果在近一两年内，风电制造企业销售额低于20亿-30亿元，就会出现小幅亏损或小幅盈利。
可再生能源分析报告范文3
关键词：液体除湿空调系统 余热利用 实验 性能分析
2003年国家电网公司公布的电力市场分析报告指出，华东电网、南方电网、华中电网空调制冷负荷比重均已超过了30%，开发研究新型节能、节电的空调系统显得非常紧迫。液体除湿空调系统以低值热源为供能能源，所需的热源温度可在80℃左右，不仅可以利用工业余热和废热，也可利用包括太阳能等可再生的清洁能源；而且，液体除湿空调系统中能量以化学能的形式蓄存，蓄能潜力很大，比冰这常用的蓄能材料的蓄能能力高3~5倍。因此，液体除湿空调系统越来越受到专业技术人员的重视。
近年来，国内外学者对液体除湿空调的性能做了大量的研究，取得了许多有价值的成果，但主要局限于理论模型研究、数值模拟和单体除湿器、再生器的性能分析，如H.M.Factor、P.Gandhidasan等人对液体除湿的传热传质进行数值研究[1] [2]，Öberg等人建立除湿塔、再生塔实验台，来研究影响单体设备工况的因素[3]，较少涉及整体液体除湿空调系统的实际运行性能。本文以实际的整体液体除湿空调系统为对象，用以理论与实验结合的方法调整液体除湿空调系统的运行参数，使系统稳定运行，研究液体除湿空调系统在稳定工况下的实际运行特性。
1 液体除湿空调系统实验装置 液体除湿空调系统是由除湿器、蒸发冷却器、溶液冷却器、溶液加热器 、再生器 、集热器及蓄能水箱等组成，其系统原理图见图1。被处理空气（新风或空调室内回风）在除湿器1内与液体除湿剂进行热质交换，被处理空气中的水蒸气被液体除湿剂吸收后成为干燥的空气，然后进入蒸发冷却器2，经历等焓加湿过程，随空气含湿量增加，空气的干球温度降低，达到空调所需的送风温度状态。同时，除湿剂溶液也进行包括吸湿和再生两个循环过程。吸湿时，溶液泵5输送的高浓度除湿剂溶液，经冷却器3降温后进入除湿器1，低温高浓度除湿剂溶液表面的水蒸气分压小于被处理空气的水蒸气分压，除湿剂溶液就从空气吸收水蒸气，使空气干燥，完成除湿过程；除湿剂溶液吸收水蒸气后，变为稀溶液，为使吸湿过程延续，除湿剂溶液需再生。再生时，稀溶液由溶液泵5送入溶液加热器6，经加热后进入再生器7，在再生器内加热的溶液与外界环境空气接触，此时除湿剂溶液表面的水蒸气分压大于再生空气的水蒸气分压，引入的环境空气将除湿剂稀溶液蒸发出来的水蒸气带走，实现除湿剂溶液的浓缩再生。
2 实验研究方案及方法 2.1 实验系统结构
按图1所示的系统搭建实验装置，除湿器和再生器采用相同的结构形式，采用填料塔结构，填料为不锈钢规整材料，填料的比表面积350m2/m3，填料的平均当量直径0.01m，填料高度1.0m。
蒸发冷却器的截面尺寸0.09m2，湿膜的平均当量直径0.01m，湿膜长度0.15m，湿膜的比表面积350m2/m3。
溶液冷却器的冷却换热量在0~12kW范围内可调，溶液加热器的加热量在0~18kW之间可调。
2.2 实验研究方案
根据除湿器和再生器单体实验的结果分析得到除湿器和再生器的优化运行参数，除湿器运行时的基本参数值是，溶液的入口温度30℃、入口浓度40%、入口流量900L/h，处理空气的入口温度35℃，入口湿度20g/kgDA，入口流量400m3/h。再生器运行时的基本参数值是，溶液的入口温度60℃、入口浓度40%、入口流量320L/h，再生空气的入口温度为26℃、入口湿度15g/kgDA。然后以整个液体除湿空调系统为实验对象，参照单体设备的实验结果，选择合适的工作参数，待系统进入稳定运行，测定空调系统运行参数，研究溶液浓度、热源温度与供冷量、能耗之间的相互关系。
根据实验方案要求，测量内容主要有：环境空气温度、湿度，冷却水进出水温度，进出除湿器和再生器空气的温度、湿度、流量，溶液参数测量，进出除湿器和再生器溶液的温度、流量、浓度等；能耗参数测量，溶液加热量、冷却量，风机、溶液泵的功耗等。
温度测点共15点，用0.3mm的T型热电偶作测温元件。温度测点包括温度和湿度测点。温度测点有环境空气温度、进出除湿器和再生器空气的温度、进出除湿器和再生器溶液的温度、集液器内溶液的温度、溶液冷却器进出冷却水温度、溶液加热器进出水温度。湿度采用测各点的湿球温度，结合该点的干球温度，换算出含湿量，有环境空气湿度、进出除湿器和再生器空气的湿度等。
空气流量采用毕托管与微压差计测量，根据各点空气气流的动压，换算出空气流速及管道内空气的流量。水和溶液流量采用转子流量计测量。浓度的测量采用先测溶液的密度，然后根据溶液的浓度与密度对照表，查出溶液浓度。
采用美国HUIPO公司的数据采集仪采集温度、流量等参数，用三相电测量表测量电量参数，浓度和空气动压测量采用非电信号测试手动输入。实验数据采集管理和数据处理的程序编制软件采用VB编写，通讯通道采用计算机的COM口，所有数据在计算机界面上显示并被保存在数据库内。
3 实验数据与分析 液体除湿空调系统实验的目的是测试系统在稳定运行时，系统匹配的工况参数，来分析溶液浓度、热源温度与供冷量以及能耗之间的相互关系。在实验过程中，以稳定冷量的方法进行实验，即首先调节并稳定除湿、加湿部分的工况，实现送风状态的稳定，然后调节再生器的入口工况，如再生温度、再生溶液流量等参数，使除湿器与再生器实现浓度变化的平衡。浓度变化是否平衡，用检测除湿侧与再生侧单位时间内的传质量是否平衡来确定。
经80℃的热水加热的再生溶液，在以上所得出的优化的参数条件下工作，经过调节，溶液温度稳定在61℃左右，此时除湿量差在零附近波动，除湿与再生基本达到湿平衡，系统运行达到稳定。本实验系统处于稳定状态时，系统的参数值为：空气的入口温度：35℃；空气的入口湿度：20g/kgDA；除湿空气流量：386m3/h；再生空气流量：360 m3/h；溶液的除湿温度温度：30℃；溶液的浓度：40%；溶液的除湿流量：950L/h；溶液的再生流量为300 L/h左右，加湿水温度：15℃。稳定工况测定的部分实验参数的变化曲线见图2至图5。
从图2可见，通过调节再生溶液温度和再生溶液流量，大致经过30分钟，系统的除湿量和再生空气带走水蒸气量达到平衡。在该时间段，再生溶液的温度变化正好和除湿与再生绝对湿度的差值变化趋势相反，从图3可见，开始时热源温度较高，再生溶液温度上升，再生效果增强，再生空气带走水蒸气量增多，溶液浓度增大，将有利于除湿；同时，集液箱内的溶液温度上升，除湿器溶液入口温度也跟着上升，溶液除湿效果受到影响。综合溶液浓度增加有利于除湿和除湿溶液温度上升削弱除湿两方面的因素，当空气入口湿度20g/kgDA，要求经等焓加湿降温后温度为20℃时，从图4和图5可以发现，在系统调整时，开始加热量加大，冷却量增加，但除湿量，即制冷量，变化不大，反而系统的热力系数受到影响。因此，从实验的结果可见，在一定的处理空气入口湿度和经等焓加湿后其空气要求温度条件下，对一个液体除湿空调系统来说，有一个合适的热源加热量和一个最佳的再生溶液温度。
由实验值可见，当热源温度在80℃的条件下，再生溶液的入口温度稳定在61℃，其它入口参数基本稳定在设定工况，系统运行稳定；送风温度（即加湿后空气温度）为20℃左右，满足空调系统使用要求；系统在20℃送风温度条件下，当热源的加热量稳定在7.5kW时，可制取冷量在5kW左右，热力系数在0.6上下波动；再生空气带走大量的溶液热量，该系统的水冷却量仅是制冷量的1.3倍，在6.5kW左右，与其他的利用热源驱动的制冷方式，冷却量也较明显的减少。
图3 部分参数测试值的变化 由实验的结果可见，液体除湿空调系统在系统达到稳定运行时，除湿器和再生器的除湿溶液循环量并不是1:1的，在本实验条件下除湿器和再生器的除湿溶液循环量3:1左右时，系统趋于稳定，当驱动热源发生变化或送风温度的限定条件不同，达到稳定的除湿器和再生器的除湿溶液循环量比也会不同；该系统驱动热源在80℃的条件下，制冷的热力系数在0.6上下，有较好的热力性能；这种空调系统用80℃左右的驱动热源是低品位热源，一般的工业废热、余热，太阳能等可再生能源均可作为驱动热源，因此，只要有一般废热、工业余热、地热、太阳能等可再生能源的场所都可以推广应用，节能空间巨大。
4 结论 a．液体除湿空调系统在合适的参数下工作，空调的送风温度可达20℃，该温度基本满足一般舒适性空调送风温度的要求。因此液体除湿空调从送风状态而言，具有应用的可行性。
b．液体除湿空调系统在80℃的热源温度条件下，能提供空调系统所需的送风温度和制冷量，有较好除湿空调系统的系统热力性能，在类似的用低温热源驱动的空调系统中处于较高水平。
c．液体除湿空调系统的驱动热源是低品位热源，只要有一般废热、工业余热、地热、太阳能等可再生能源的场所都可以推广应用，应用前景广阔，节能空间巨大。
参考文献 1. H. M. Factor and Gershon Grossman. A packed bed dehumidifier/regenerator for solar air conditioning with liquid desiccants. Solar Energy， 1980: 541-550.
可再生能源分析报告范文4
就历史而言，北威州一直是德国重要的经济区域，以能源、矿业和机械制造等著称。预计该地区未来发展仍会以能源为主，但若实现技术突破，就可使能源开发和气候环境保护实现更深层次平衡。
作为政府机构，我们的主要工作是通过建立一系列法律框架，带动企业和企业联合会参与环境气候保护工作。为此我们一般会制定五年规划，并在执行过程中不断改进。除此外，我们也会推出一些奖励举措，对那些节能减排实施良好的企业，给予相应补贴。
从市场反馈来看，环保效果好的产品通常更受欢迎，反过来它们也可以驱动企业朝着注重环保的方向发展。因此，以市场为导向就是很好的解决方案。我们可以以风能和太阳能为例，这些新能源的诞生及大范围推广即是市场和政策法规共同催生的结果。过去我们曾制定过《可再生能源法》，未来当然也可以利用这种决策方法去推动电动汽车的发展。德国几乎每年都会对企业进行可持续发展评优，就是想让大家知道优秀环保企业的价值，并进行效仿。
实际上，所有新生事物都需要相应的网络推动，从而实现把优秀企业家联合起来的目标。在北威州，我们设立了能源署和能源效益提高署，这两个机构的主要工作是促进市场、学校和机构之间的联合。此外，在投资领域还设有能源投资促进署，也是期望通过网络将能源机构更有效地连接起来。
另外一个值得注意的问题是，在欧洲还会经常出现立法滞后。对此我们也采取了一些预防性举措，比如针对化学品准入，会先进行新产品检测，然后评估决定是否允许其入市，用这种办法规避潜在风险。
在大型项目建设中，我们还会对环境影响进行评估，这并非是为了阻碍项目进程，而是期望在一开始就把建筑对环境的危害减到最小。我自己的体会是，若想让这类环保工作达到最优效果，就务必要保证政务公开透明。当公众深入了解到政府所从事的工作后，他们才会跟着一起参与。
因此在可持续发展方面，仅有几个旗舰企业参与明显不够，必须把尽可能多的企业、行业联合会和公众动员起来。在北威州，我们曾做过一个名为“生态活力”的项目，就是把10家左右的企业召集起来，然后派专家去调研各个企业每年产出的工业废料和电力消耗等数据，最后通过分析报告指出上述废料和电力消耗等产生的环节。
项目完成后我们发现，这种运作方式不仅可以帮助企业优化生产流程，还能动员大家一起参与节能环境保护，而且带动的还不仅仅是几家大型企业，上千家中小企业也会积极参与，并从中受益。
就我的观察来看，企业其实并不缺乏节能减排技术，最重要的还是如何实现良好应用。如果政府能把相关技术做成样板房，后者就会发挥示范作用。这样企业就觉得技术可行，并在自己的项目中实际应用。
可再生能源分析报告范文5
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1小水电管理的优势和弊端
国内关于小水电的定义是装机容量25000千瓦及以下的水力发电站及其配套设施简称为小水电。这种电力的产生和供应方式已经成为中国农村电力的特色之一，尤其是在西南水力资源丰富的地区，对于当地的经济发展来说也有重要意义，小水电大多数来自于民间资本，和国有企业性质完全不同。通过走访调查发现，小水电在管理中优缺点并存，但是缺点相对来说较多，也影响到了小水电的进一步发展。
1.1优势
小水电由于起点较低，特别重视经济利益，因此多数人员都比较精炼，也较容易管理，很多小水电都属于家族式企业，每个人工作都非常努力，而且精通多个领域，这是国营电站所不具备的。由于国家电力属于国有企业，员工待遇福利都比较好，也导致了人员机构臃肿，个别员工混饭吃等情况，这在小水电中几乎难以见到。
1.2弊端
1.2.1缺乏专业性的人才
电力属于技术性比较强的工种，对员工的素质要求比较高。但是在国内，目前我们所培养的人才大多数依然选择国营电力部门，对于民营电力机构则大多数选择观望，至于小水电则一般不在考虑范围之内。这也就导致了专业人才在小水电的缺乏。而且，有的员工时间久了也会有跳槽等现象发生，留人难是普遍存在问题。
1.2.2行业规范不健全
由于小水电起步大多比较晚，而且私人性质浓厚，这也导致缺乏有效的管理规范手段，行业规范难以建立，这些都会成为今后安全的隐患。
2提高小水电运行管理措施
2.1生产计划管理
生产计划分为年度计划、月度计划、周计划。生产计划的主要内容包括发电计划、安全工作设备检修、试验、技术改造和设备缺陷处理及年度大、小修计划等。项目部依据上年度计划完成情况，业主下达的年度指标，组织编制年度生产计划经运行管理部审定后报业主批准，运行管理部负责监督实施。涉及到电站机组设备安全稳定运行的调度计划应及时与调度部门联系。项目部必须对生产计划进行检查，分阶段进行生产计划执行情况的总结并根据执行情况对计划项目及时调整。生产计划项目需要调整或取消时，由项目部提出经运行管理部审定后上报业主。每月底由项目部编制当月计划报表，次年一月上旬，完成上年度生产计划年度总结报告，并提交运行管理部。
2.2设备运行管理
2.2.1运行值班管理
（1）项目部应编制值班工作的有关规定，明确控制室值班工作范围、权限以及对值班工作的具体要求。
（2）项目部应定期或不定期结合实际情况对运行人员进行相关培训，并组织反事故演习。
（3）项目部应规范运行日志的填写格式，明确填写内容，主要内容应包括运行方式、设备运行状态、操作记录，水位信息等。
（4）运行日志内容必须准确、完整、真实，已归档的运行日志不允许更改。
2.2.2交接班管理
项目部应制定值班人员交接班工作标准，内容应包括交接班变动管理、交接班时间、交接班完成标志、停止或暂缓交接班等情况。交班人员交班前必须完成的工作：交班要点填写、其它资料准备，检查交班内容与实际相符。交接班人员应按照交接班工作标准进行交接，未办完交接手续前，不的擅离职守。
2.2.3设备巡回检查管理
（1）日常、特殊巡检项目和周期编制。日常巡回检查：依据设备的健康状况，制定设备日常巡回检查的项目和周期，并根据巡检分析报告及时进行调整。特殊巡回检查：根据季节性特点和设备运行状态、新投运设备，制定特殊巡回检查的项目和周期，每月至少调整一次。
（2）项目部根据日常巡检、特殊巡检项目和周期以及设备实际情况制定巡检路线图。
（3）巡检人员应对采集数据分析，提交巡检数据分析报告。发现异常时，必须及时查明原因并按规定进行处理。
（4）项目部每年根据设备运行情况和巡检数据提交年度分析报告
（5）运行管理部应定期到生产现场进行巡视并做好相关运行记录。及时了解设备工作状况。
2.2.4运行分析管理
（1）项目部应建立相关的运行分析制度。运行分析分为定期分析和专题分析，每月至少一次，专题分析根据具体情况不定期举行。
（2）定期分析：可按照设备状况、报表和数据、运行经济指标、两票执行情况、安全文明、水情水位等内容开展，分析结果形成定期分析报告，上报业主。
（3）对重大的技术问题分析，应写出专题分析报告，报上级部门，并同时上报业主。
（4）定期分析报告，专题分析报告均应整理成册，每年提交业主。
参考文献
[1]张延长.武山县小水电的运行管理与发展[J].甘肃水利水电技术.2010(08)
[2]良,吴娜.中小型水电站运行管理浅析[J].河北水利.2010(08)
可再生能源分析报告范文6
确保全市各级公共机构的能耗在年的基础上人均水、电、气的消耗分别下降3.5%，车均油耗下降1%。
二、节能重点内容
（一）加强用电设备节能管理。
1.加快照明系统节能改造，在全市公共机构推广使用节能型照明灯具，尽快完成非节能灯（包括T8、T12直管型荧光灯和白炽灯）更换工作；公共区域的照明系统要加装自动控制开关，办公室、会议室要充分利用自然光照明；有效调节电梯运行时间，鼓励工作人员三楼以下（含三楼）往返不乘电梯；合理设置电子显示屏和景观灯的开时间；加强用电管理，下班后自觉关闭照明设备和各类电器电源。
2.控制空调系统开温度。新建公共建筑使用中央空调系统的，应对空调系统进行优化设计，空调系统建成后应进行能效测评。建立空调系统运行管理制度，优化空调运行模式。严格执行国家有关室内温度控制的标准，合理设置空调温度。除特殊用途外，办公室、会议室等办公区域室温在10℃~30℃不得开空调，空调温度设置夏季不得低于26℃、冬季不得高于20℃。做到室内无人时不开空调，开空调时不开门窗，定期清洗空调，提高空调能效水平。
3.节约办公耗材，降低办公成本。规范办公用品的采购、配备和领取，实行在电子媒介上修改文稿，使用网络传递资料，积极推行无纸化办公，降低文印耗材；合理调节办公设备的运行时间，减少待机消耗，逐步淘汰高能耗的办公设备。在办公大楼内的合适位置要设置节约用电标识和室温控制标识。各单位对内部供电设施、设备要加强检查和维护，定期进行保养，减少电力损耗，确保用电安全。
（二）加强供水系统节能管理。
加强用水设备的日常维护管理，定期检查和及时更换老化的供水管道及零件，防止“跑、冒、滴、漏”，杜绝“长流水”现象；对水耗超标的洗手间设施、绿化灌溉设施、食堂用水设施等进行节水改造，新建和改造项目应使用节水器具和设备，鼓励有条件的单位在建设中建立水处理系统和雨水收集系统；在用水区域应设置节约用水标识。
（三）加强公务车辆节能管理。
1.严格执行公务用车编制和配备管理有关规定，建立公务车辆年报制度，控制公务车辆规模。将公务用车纳入政府节能采购，优选低能耗、低污染、经济环保汽车，严格控制高油耗和污染严重的车辆。
2.建立公务车辆资产档案和技术档案，实行定点维修、定点加油，一车一卡、专卡专用。坚持科学、规范驾驶，按时保养，努力降低油耗和维修费用。
3.科学调度公务用车，集中公务活动尽量集中乘车。加强日常管理，完善公务车辆入库登记制度，严禁公车私用。
（四）加强公共建筑节能管理。
所有新建、改扩建和装修改造的机关住宅和办公楼项目，严格执行国家有关建筑节能设计、施工、调试、竣工验收等方面的规定和标准，优先选用列入节能产品、设备政府采购名录和节能效果显著的新产品、新工艺、新材料，积极推广应用太阳能、风能、地热能等可再生能源，建设低能耗绿色建筑。
（五）推行政府节能采购。
1.各单位要严格执行《政府采购法》和《国务院办公厅关于建立政府强制采购节能产品制度的知》规定，市政府采购部门要会同市机关事务管理局完善政府采购节能和环境标志产品清单制度，扩大节能和环境标志产品政府采购范围。涉及到基本建设、设施设备、大宗办公用品等方面的购置，要进行以节约为主题的评估，避免重复购建。对空调、计算机、打印机、复印机等办公设备和照明产品、用水器具，由同等优先采购改为强制采购高效节能环保产品。
2.市政府采购部门要加强对节能产品政府采购活动的组织管理，完善节能产品、技术、服务征集机制，建立跟踪、监测和优选淘汰机制，提高政府节能产品采购的透明度。
（六）开展节能宣传教育。
各单位要结合实际，组织干部职工认真学习有关节能降耗的政策规定，教育干部职工从自身做起，从小事做起，节约一度电、一滴水、一升油、一张纸、一分钱。树立节能环保理念，倡导低碳生活方式，把节能宣传教育不断引向深入。各单位要继续开展“生态文明与我同行”联合环保行动、“节能宣传周”和“绿色公务”等主题实践活动，积极参加能源紧缺体验和节能竞赛活动，增强广大干部职工的节能自觉性、创造性和实效性。针对不同时期不同要求，组织业务培训和经验交流，全面掌握相关节能法律、法规和规章制度，及时了解先进的节能技术、方法和手段，切实提高节能工作的管理能力，为公共机构节能工作的顺利开展提供有力保障。
三、工作要求
一要强化组织领导。各级各部门要加快建立完善公共机构节能工作领导小组和节能工作管理部门，保证节能联络员和能耗统计员到位，下属公共机构较多的部门要明确专人负责本系统公共机构节能管理工作。要将节能工作同本市经济社会发展和本单位、本系统业务工作共同部署、共同检查、共同考评，确保节能工作落到实处。
二要强化措施保障。公共机构节能工作尚处于起步阶段，需要各方面给予强有力支持。根据《条例》和《办法》要求，将公共机构节能资金纳入预算管理，支持公共机构节能工作。要建立政府引导、社会参与的节能投放机制，引导社会资金投资节能项目。加强对节能资金使用的监督管理，提高资金使用效益。
