美国电网现状概况报告(共37页)

1、精选优质文档-倾情为你奉上美国电网评价体系调研报告专心-专注-专业目录第一章 美国电力工业概况1.1 基本情况1.1.1 经济社会概况美国，全称美利坚合众国（United States of America），是由、50个州、自由邦和等众多海外领土组成的，其主体部分位于中部。1989年至1996年初始版美国总面积列明 9,372,610 km²，1997年修正为963万平方公里（加上五大湖中美国主权部分和河口、港湾、内海等沿海水域面积），人口3.1亿，通用，是一个移民国家。美国大部分地区属于，南部属。中北部平原温差很大，芝加哥1月平均气温-3，7月24；沿岸1月平均气温11，7月28

2、。作为全球唯一一个超级大国，美国是一个经济高度发达的国家，经济总量位居世界第一。根据世界银行统计数据，2010年美国国内生产总值亿美元，占全球20%以上；人口约3.1亿，人均GDP为4.7万美元。美国人口占世界的5%，一次能源消费占世界的23%。自20世纪80年代起，美国逐步进入后工业化阶段，至今已有30年。美国的后工业化是一个长期过程，突出地表现为第三产业的迅速发展。80年代以来，国民经济重心向第三产业转移的速度明显加快，制造业重心逐步向高级技术工业转移。根据在美国商务部经济分析局划分，全美可分为八个经济区域中。其中，新英格兰、中东部部区和大湖地区共同构成了美国的制造业带，是美国最早实现工业

3、化的地区。20世纪30年代以前，美国大部分的制造业、商业活动等都集中在这一地区，西部和南部则是比较落后的农业区。二战后，美国政府采取了一系列平衡区域经济发展的措施。西部和南部地区抓住美国大量军事工业转为民用的契机，在联邦政府的扶持下迅速发展了宇航、电子等高科技产业，形成了加州的“硅谷”，北卡罗来纳的“三角研究区”等著名的高新技术产业研究生产基地，并同时带动了区域内金融、地产、服务业等行业的发展，实现了区域经济的繁荣。1965年以来相对落后的美国西部和南部地区经济得到了快速发展，并逐渐拉近了与东北部发达地区的距离。以大湖地区和西南地区为例，西南地区GDP总量从60年代不足大湖地区总量的1/3已经

4、增长到86%。1.1.2 电力消费情况 （1） 电力消费总量与结构2009年，美国净发电量39500亿千瓦时，净用电量37240亿千瓦时。2010年，初步核定的净发电量为41200亿千瓦时，净用电量38840亿千瓦时。随着经济结构的调整，美国用电结构变化较大。工业用电比重不断下降，商业和居民生活用电比重上升，见下表。（2）人均电力消费美国的人均GDP水平居世界前列，人均电力消费也达到了相当高的水平，在80年代末人均用电量已经超过1万千瓦时。我国当前人均电力消费3132千瓦时，仅相当于美国50年代水平。从时间上看，美国人均用电从3000-5000千瓦时，花了10年时间（1956-1965年）；从

5、人均5000-8000千瓦时，花了9年时间（1966-1974年）；从人均8000-10000千瓦时，花了12年时间（1975-1986年）。从各区域来看，美国人均电力消费存在很大差距。人均用电量最少的三个区域分别是新英格兰、中东部和西部地区，均在10000千瓦时/人以下，这三个区域也是平均电价水平最高的地区。人均用电量最高的是东南部地区，超过15000千瓦时/人，由于这一地区是美国人口最聚集的区域，因此拉高了美国的整体人均用电量。（3） 电力消费弹性从电力消费弹性系数的变化看，在上世纪70年代以前，美国的电力弹性系数远大于1，其中50-60年代高达2.38。尽管这一时期美国已经实现了第三产业

6、在国民经济中占优势地位，第三产业占比57.6%，第二产业占比35.6%，但建筑、汽车、石油、钢铁等高耗能工业快速发展拉动了电力消费的快速增长。直到80年代，美国电力消费弹性系数才低于1，为0.95，此时美国国民经济重心向第三产业转移的速度明显加快，进入后工业化时期。90年代以后，由于制造业继续向海外转移，工业用电比重不断下降，2000-2009年电力弹性系数只有0.29。电力弹性系数的下降一方面是由于美国的产业结构不断调整，附加值较高的第三产业比重不断增加；另一方面，美国的电气化水平已经很高，生产生活中电器已经大量普及，随着技术的进步，高耗能、高耗电产品逐渐退出市场，更减缓了电力消费的增长。1

7、.1.3 发电情况2009年，美国发电装机容量10.276亿千瓦，人均发电装机容量3.3千瓦。自1950年以来，美国装机容量增速逐步增长，近年来维持在1%年增长左右。自2003年以来，美国人均发电装机容量始终保持在3.3千瓦左右。随着美国发电装机容量增长，火电装机持续增长。其中煤电装机规模自1989年以来保持平稳，在3亿千瓦左右；油电装机规模有所下降，目前不足0.6亿千瓦；天然气发电装机规模在2002年前后出现大幅攀升，目前超过4亿千瓦。2010年美国装机结构见下图，可见，天燃气装机容量比例达37.24%，已经超越煤电。美国电源装机结构分布比例美国的电源分布与其人口分布格局相似，在东部、五大湖

8、区、西南和西部沿海人口稠密地区，电源分布相对密集，体现出了“就地平衡”的布局特点。由于各区域能源资源禀赋和资源价格不同，造成了电源结构的差异。美国是最早发展分布式发电的国家之一，在1978 年颁布公共事业管理政策法后，正式开始推广建设分布式能源系统。美国的分布式能源在2004年的装机为957万千瓦，到2007年已经增长超过1倍，达到2099万千瓦，占全国总装机容量的2.11%。由于天然气价格上涨，美国工业用大容量天然气分布式能源机组（容量为2万千瓦以上）被限制发展，商业、社区和居民用的天然气分布式能源成为发展重点。美国政府计划到2020年，有一半以上的新建办公或商用建筑采用分布式热电冷三联产；

9、同时15的现有建筑改用热电冷三联产。在美国，分布式发电站被定义为从几千瓦到3万千瓦之间的发电装置。大于2万千瓦的分布式发电站通常在当地安装，利用燃气轮机的热电联产装置，同时供电供热。2万千瓦或更大的电站经常与电网连接，并与现行的电力系统和本地电网同步运行。目前，美国的分布式发电装置以天然气利用为主，风电正从分散式发展向集中开发、远距离输送过渡。现有120 多个风电管理机构相互间配合来平衡不同地区的风电发展、输送、运行等问题。为此，美国鼓励风电场在地理分布上更为分散，期望能够借助更大的电网规模获得更多的其他发电资源，以平滑风电出力不稳定问题。1.2 电网概况1.2.1 电网现状美国电网在早期是由

10、私有和公有公司根据各自的负荷和电源条件组成的一个个孤立电网。随后在互利原则的基础上通过双边或多边协议、或联合经营等方式相互联网，同步运行，逐步形成了目前美国的三大联合电网，即东部、西部和得克萨斯联合电网，3个区域电网主要通过直流背靠背联系，运行频率均为60HZ。东部电网和西部电分别与加拿大电网并网运行，西部的加利福利亚电网和南部得克萨斯电网与墨西哥电网连接。如下图所示。东西部电网以洛基山脉为界。西部电网包括亚利桑那州、新墨西哥州、加利福尼亚州、科罗拉多州、爱达荷州、蒙大拿州、内华达州、俄勒冈州、犹他州、华盛顿州、怀俄明州和加拿大的阿尔伯特省和不列颠哥伦比亚省。西部电网从加拿大西部经美国西部延伸

11、到墨西哥的下加利福尼亚州，电网供电区域较广，除了城市电网，其他区域电网比较松散，运行方面的最大挑战是长距离输电下的如何保持电网的稳定。西部电网2007年，西部电网230kV以上线路9.5万公里，覆盖美国6150万人口，年消费电量5852亿千瓦时。东部电网覆盖美国东北大部，除东部各州及阿拉斯加州和夏威夷的其他州外，还包括加拿大的萨斯喀彻温省、明尼托巴省、安大略省和魁北克省，是美国规模最大而且联系最紧密的电网，运行方面的最大挑战是线路的功率越限。东部电网通过6条直流联络线与西部电网相联，通过2条直流联络线与德州电网相联，通过四条联络线和一套变频变压器与魁北克电网相连。2007年，东部电网230千伏

12、以上线路15.5万公里，覆盖美国21595万人口，年消费电量29410亿千瓦时。德州电网覆盖德州大部，电网频率为60赫兹。德州电网与西部电网通过直流背靠背工程联网；与东部电网通过两条直流联络线互联；与墨西哥电网（非北美联合电网）通过一条直流线路和一套变频变压器互联。2007年，德州电网230千伏以上线路1.4万公里，覆盖2384万人口，年消费电量约2750亿千瓦时。加拿大魁北克电网覆盖魁北克大部，与东部电网通过四条直流联络线和一套变频变压器互联。目前魁北克电网通过直流线路、直流背靠背站和765kV超高压线路向美国境内的新英格兰控制区和纽约控制区输电。1.2.2 电压等级与规模20世纪50年代到

13、70年代，美国经济快速发展，电力消费年均增速达到8.6%。用电量和用电负荷的快速增长，带动发电机制造技术向大型、特大型机组发展，在此基础上建立的大容量和特大容量电厂，由于供电范围扩大，越来越向远离负荷中心的一次能源地区发展。大容量、远距离输电的需求，使电网电压等级迅速向超高压345、500、765kV发展。1908年，美国建成第一条110kV输电线路；经过15年，于1923年建成投运第一条230kV线路；1954年，美国建成第一条345 kV线路；1964年，建成第一条500kV线路；1969年，建成765 kV线路。由于美国电网情况较复杂，又以私营为主，因而电压等级从 110 kV 到 76

14、5 kV 多达 8 级。交流输电最高电压为 765 kV。美国在超高压输电方面，主要发展345，500kV和765kV电压等级的输电线路。 美国的配电电压与输电电压一样趋向高压化。代替以往的4kV 系统，现在以12 kV和13 kV系统为主体，另外还有采用33kV、34.5 kV和69kV电压等级的。家用配电方式一般采用一相三线的120/240 V供电方式。1995年以来，美国主要输电区域的230千伏及以上电网规模基本处于稳定状态。从1995年24.15万公里增加到2007年的26.38万公里，增长9，年均增长0.74。美国230千伏及以上输电线路结构，见下表。美国电网主要联络线以345kV和

15、500kV电压等级为主，2007年美国电网最大负荷7.8亿千瓦。1990年以来最大负荷变化见下图。1990年，电网最大负荷5.5亿千瓦，2000-2004年维持在7亿千瓦左右，2005年以后超过7.5亿千瓦。 美国1990年以来年负荷率处于56%-62%区间。不同年份之间有所波动，2006年年负荷率56.6%。根据EIA公布数据计算，美国2009年负荷率约为56.2%。由于负荷需求波动性较大，调峰发电能力要求较高。美国线路平均输电能力目前暂无数据。以太平洋联络线为例，原双回线全长1520公里，中间分九段，初期输送能力为180万千瓦（单回线为90万千瓦）。为提高输送能力，在全线各线段采用串补（串

16、补度70），建设了与此并联的400千伏直流联络线，并利用直流调制提高交流线路输送能力，以及采用电气制动措施，最终使这双回500千伏联络线的输送能力提高到280万千瓦（单回线为140万千瓦）。1.2.3 跨区输电美国由于能源资源分布较为均衡，因此区域间电力输送规模较小，电力生产保持就地平衡。见下表。其中，八大经济区域基本保持区域内部电力生产与消费平衡，西南地区和落基山区有少量电力流向西部地区，主要是加利福尼亚州。美国各州用电基本自平衡，发电比较多的州同时也是用电比较多的州。下表中显示了美国发电量前十位的州，这十个州的发电量占全美发电量的46.3%。相应的，这十个州的零售电量占全美国零售电量的46

17、.1%，发电量与售电量分布基本一致。2010年，美国跨区交易电量不足1%。这主要是由于美国资源分布相对均衡，电源装机比较均匀。同时负荷相对集中、密度较大，也有助于就地平衡。但由于美国不同区域之间电力价格存在较大差异，近年来形成了一个自北向南的电力流向。由于西北地区和加拿大魁北克地区的水电价格很低，造成了电力从西北流向加利福尼亚、从加拿大东部流向美国东北部。同时，美国中部煤电西送的规模也日益扩大。2009年加利福尼亚输入600亿千瓦时电力主要来自于落基山区，其中约50%来自于怀俄明州。美国目前计划建立1300公里的高压输电线路，使怀俄明州和其他落基山区州外送到加利福尼亚的输电规模达到1200万千

18、瓦。加利福尼亚是美国最大的电力输入区域，电力来源于西北和西南地区，占加州供电总量的四分之一。此外，中西部地区通常对大西洋中部（Mid-Atlantic）地区有一个用电高峰时期的低成本煤电流入，但非高峰时期，芝加哥及周边核电的反向流入，已经抵消并逆转了这一电力流。整体上，美国目前跨区电力交易量较小。但随着每年超过千万千瓦的新增风电装机增长，美国需要将西部的风力资源长距离输送到人口密集的东部地区，大规模的输电线路和电力流向正在规划中。1.3 行业环境1.3.1 电力资产拥有者构成美国电力系统是世界上最零散的电力系统，全美共有有3100家电力公司，有多种所有制，包含了私营电力公司、地方州/市公营电力

19、部门、农电合作社、联邦政府经营的电力部门、私人发电公司等。这些公司的组成形式多样，既有发输配售一体的，也有分别从事单一或几项业务的公司。尽管绝大多数电力资产由投资者拥有，但在电力市场运行的地区，输电网公司拥有电网，区域输电组织（RTO）或独立系统运行机构（ISO）负责电网调度运行、市场运行以及电网规划，同时受到联邦、州和当地政府的监管。 下图是美国电力系统拥有者构成图，其中7%（213个）投资者拥有的电力公司 (IOU)给73%的用户供电；63%（2000个）公有的电力公司 (POU) 给15%的用户供电,其中3个由联邦拥有：TVA （Tennessee Valley Authority），B

20、PA （Bonneville Power Authority）， WAPA （Western Area Power Authority）；30%（930个）合作拥有的电力公司 (Co-Ops)（主要在农村地区）给12%的用户供电。1.3.2 电网运营框架美国电网由很多不同的公司和组织，采用多种不同的方式运营。但它们都必须在联邦能源管理委员会（Federal Energy Regulatory Commission，FERC）1996年通过的Order 888，和2007修正的Order 890的电网开放接入机制下运营。从电网运营管理层级来看，美国电网运营管理可分为四个层级，分别如下：第一级是北

21、美电力可靠性协会（North American Energy Reliability Council，NERC）协调全美电网的联网运行，NERC受美国联邦能源管理委员会（FERC）和加拿大政府监督机构的监督，包括制定和强制实施可靠性标准、进行可靠性年度评估和季节性预测、监测北美联合电网的运行等。第二级是8个区域电力可靠性协会：TRE（得克萨斯电力可靠性协会，原ERCOT），FRCC（佛罗里达可靠性协调协会），MRO（中西部可靠性协调组织），NPCC（东北区电力协调协会），RFC（第一可靠性合作组织），SERC（东南区电力可靠性协会），SPP（西南联合电力系统），WECC（西部电力系统协调协会）

22、，负责各自区域内的可靠性标准以及监控所属区域内的电网可靠性。第三级是地区独立电网运营组织(Independent System Operator ，ISO）或区域输电组织（regional transmission organization，RTO)，负责本地区的可靠性、经济性评估，并审批其监管的电力公司的建设计划。第四级是地区电力公司，主要上报电网建设计划供大区可靠性监管机构审批，并开展电网建设工作。各层级机构及所承担责任如下图所示。目前，大多数的投资者拥有的和公共拥有的电力公司只拥有电网，而运营由跨区域RTO/ISO公司负责。只有少部分投资者拥有的和公共拥有的电力公司既拥有电网，也运营电网

23、。 在日常调度中，美国没有全国性的电力调度机构，全国电网的安全稳定问题由北美电力可靠性协会（NERC）统一协调。据NERC统计,全美电网共有约140个控制中心进行输配电的管理。1.3.3 电力监管机制美国在联邦和州分别设置了电力管制机构，在联邦一级成立了联邦能源管制委员会，是隶属于美国能源部的一个独立机构。美国各州还成立了公用事业监管机构，负责各州的电力监管，各州的电力监管机构具有很大的自主性。美国进行电力监管最主要的权力和手段是市场准入监管和价格监管。在美国联邦和各州的电力及能源法中，对电力市场的准入作了详细规定：除非得到监管机构的许可，任何个人或机构都不得建设新的电站或扩建老电站，不得新建

24、、扩建、改造电网项目，或者中止现有电网的运行。调度交易机构的设立和收费标准，电力企业的兼并、重组和证券发行，发电厂与公用电力公司签订的长期购电合同，从事相关电力交易的资格等，都要得到监管机构的审查批准。核定电价是联邦能源监管委员会和各州公用事业监管委员会管理公共电力公司的另一个主要手段。凡是跨州的输电业务和电力批发业务，其电价核定由联邦能源监管委员会负责，凡是提供配电及州内电力零售业务，其电价核定由各州公用事业监管委员会负责。联邦能源监管委员会和各州公用事业监管委员会对电力市场的监管主要是通过受理业务申请和处理举报投诉两种形式实现的。委员会拥有强大的执法队伍和行政处罚权力。根据 2005 年新

25、颁布的能源政策法，联邦能源监管委员会可以对每件市场违规案件处以每天 100 万美元的罚款，对恶意操纵市场的企业负责人处以 5 年的监禁。以俄亥俄州为例，美国的电力联邦监管机制和州监管体系如下图所示。1.4 电力市场发展历程美国电力市场的发展，以1978年为分水岭。之前，为传统电力管制架构，是发输配售一体的。1978年之后，联邦政府陆续通过修法和立法，解除法令设限造成的市场进入障碍，采用多项市场促进和激化措施。美国电力市场的发展是循着“开放发电竞争，开放输电使用”这两大主线进行的。在初始阶段，由各州独立进行各自电力市场设计和建设，从而造成其各地市场模式各不相同，市场之间无法有效配合，市场经验无法

26、互相交流，导致每个电力市场的重复研究和研究水平受限，造成资源浪费，并且部分地区出现严重的电力危机。与其他国家的电力市场相比，美国电力市场的显著特点是发电权和输电网所有权的分散化。美国最大的发电商控制的装机不到4%，前20家全美最大的发电公司也总共只拥有45%左右的发电装机；在其他国家，输电网通常被有限的几家公司所控制，但美国电网公司的数量超过500 家。发电所有权的分散化促进了美国电力市场的竞争性，但输电所有权的过于分散增加了电网规划、运营、投资、成本分配等的难度。在此背景下，美国联邦能源管制委员会(FERC)总结了现有电力市场发展和运行经验，于2002年7月发布了标准电力市场设计(Stand

27、ard Market Design，SMD)法案，旨在为美国各州提供相对标准化的市场规则，指导美国电力市场的建设和发展，确保电力市场的竞争力和高效性，并维持市场条件下电力系统的稳定运行，激励投资。该机制的主要设计思想如下：(1)输电服务必须由独立输电服务商（Independent Transmission Provider, ITP）提供。ITP是一个拥有、控制或者管理输电设备的公共事业公司，它为市场成员提供输电服务，负责组织、管理电量市场和辅助服务市场的交易，并对双边交易进行安全校核。同时，ITP还要履行市场监管、减小市场力、评估系统内电力资源的长期充裕度(Longterm Resource

28、 Adequacy)、区域输电网络的规划和建设。（2）ITP要为每个输电服务用户提供平等、标准的输电服务。这种新的输电服务形式被称为网络接入服务(Network Access Service)，网络接入服务允许符合条件的供电组织(Load-Serving Entity，LSE)与系统中的任何一个发电商进行交易，或者从邻近的系统中购买电能。ITP需要根据用户的要求，安排所需的输电及相关服务。发电商和场商(Marketer)可以利用这种服务进行电能的转售，类似于点对点输电服务，在不同枢纽点之间(hub-to-hub)进行电能交易。在提供以上的所有输电服务时，都必须考虑网络和机组安全约束。（3）IT

29、P根据日前(Day-ahead)市场、实时市场以及双边交易计划，在日前市场中制定输电服务计划，并在实时市场对输电服务进行适当调整。输电服务计划与电量交易计划同时制定。在制定计划时，需要考虑输电服务用户是否持有输电权，输电服务用户是否愿意支付阻塞费用等因素。如果用户的实时交易与日前市场的计划不同，用户有责任根据实时市场的交易结果，支付实时调整的费用。 由上述概况可知，美国的国土面积及电力需求总量与我国近似，未来也将有大规模可再生能源接入及远距离送电需求。因此选择美国作为“世界一流电网”标杆，将有助于提升对我国电网整体发展方向的宏观认识。第二章 美国电网可靠性标准与评价 目前，美国对电力行业实行联

30、邦和州两级监管体制。在联邦一级负责电力可靠性监管的机构主要是联邦能源监管委员会（简称FERC），各州负责电力监管的机构主要是州公用事业监管委员会（简称PUC）。发输和配电环节可靠性实行分开管理。 发输电系统，由北美电力可靠性公司（NERC）负责可靠性管理。该公司主要负责制定发输电系统可靠性标准，并监督相关企业执行，还负责发输电系统的可靠性评估工作。NERC每年夏季和冬季分别发布可靠性评估报告，并每年发布一份未来10年的可靠性评估报告，报告针对负荷预测和电网规划提出可靠性提升措施。    而美国配电系统可靠性，主要由各州的公共事业委员会负责。各州的PUC相

31、对独立，可靠性管理模式也不完全相同，各自负责统计所辖区域内的可靠性数据，并制定相应措施以提高辖区内的配电网可靠性水平。2.1 美国电网可靠性标准层级美国电网可靠性标准从上到下可以分为四层，分别是：NERC标准、可靠性区域标准、ISO标准、PTO数据需求。其中，NERC标准规定了对于覆盖美国、加拿大和部分墨西哥地区的电网可靠性的要求，属于国家性质的强制性要求；可靠性区域标准主要由区域电力可靠性协会制定，是对NERC标准的进一步细化，增加了对于区域电网的特点和要求；ISO标准主要由各ISO或RTO机构制定，此类标准是对上一级标准的进一步细化,也有的ISO未制定明确标准，仅执行上级标准；PTO需求是

32、由具体的电力公司结合自身业务提出的规划需求，须满足ISO标准。2.2 NERC可靠性标准简介NERC可靠性标准已经细化为14个分类标准，如下表所示。在这些标准中，最核心的内容是输电规划标准（TPL）中的附表，“NERC输电系统标准-正常和事故条件”（Table 1,Transmission System Standards Normal and Emergency Conditions)。2.3 NERC正在公示的可靠性标准简介当前，NERC正在其网站上公示最新的可靠性标准TPL-001-2Transmission System Planning Performance Requirement

33、s，计划替代当前的可靠性标准，相较现有的可靠性事故要求表，该标准对系统可靠性要求有所提高，并且更加详细具体。2.4 可靠性区域标准 美国各地区根据自身情况也提出了各自的可靠性指标。各州主要使用的指标包括用户平均停电时间(SAIDI)、用户平均停电次数(SAIFI)、停电用户平均停电时间(CAIDI)等。在美国，这些主要指标被分为不含重大事件影响的指标和包含重大事件影响的指标这两大口径进行公布。 在很多情况下，州与州之间所使用的电力可靠性指标都不相同，对于同一指标，其具体定义的量化区间也有所不同。 主要可靠性指标在美国各州的使用情况如下图所示。 对“重大事件”的定义不同如下图所示。 对“持续断电

34、”的定义不同如下图所示。 美国电力公司与机构较早地将标杆管理的理念引入供电可靠性领域，形成了一套比较完备的可靠性标杆管理体系。目前，美国大部分州的PUC都采用美国电气与电子工程师学会IEEE公布的标准对其配电系统的可靠性进行分析，并通过电气工程协会配电网可靠性工作组组织的标杆管理与其他电力公司进行对标，找出短板，以此进行改进。第三章 需求侧响应的实施情况需求侧响应（Demand-Side Response,DR）的概念是美国在进行了电力市场化改革以后，针对需求侧管理如何在竞争市场中充分发挥作用，以维持电力系统可靠性和提高市场运行效率而提出的。从用户的响应动机的角度，需求侧响应项目可划分为以下两

35、类：基于价格的需求侧响应(Price-based Demand-Side Response) 和基于激励的需求侧响应(Incentive-based Demand-Side Response)。图3-1是美国需求侧响应的信息流图。图3-1 电力批发市场的需求侧响应信息流作为2005年能源法案的一部分，美国国会要求联邦能源监管委员会对全美的DR资源和先进测量情况进行全国性的评估。为了完成评估任务，联邦能源监管委在2006年和2008年面向全美50个州电力行业各个领域总共约3300家企业、机构进行了深入调查。调查显示，提供DR项目的机构在2006-2008年从126家增长到了274家，增长了117

36、%，在电力零售商提供动态电价机制的机构也增加了约10%，DR资源能够带来的潜在削峰量占全国峰荷量的比例，由2006年的5.0%上升到2008年的5.8%。 尽管调查显示有更多的机构提供基于价格的DR项目，但是目前基于实时价格的DR资源在总DR资源中的比例却比较小。在2008年，通过基于激励的DR项目参与需求侧管理的用户，最多能够提供38000MW的削峰量，而通过基于价格的DR项目参与需求侧管理的用户，只能够提供2700MW，即有93%的DR资源是通过各种不同基于激励的DR项目来提供的。第四章 美国电网资产管理与电网建设研究4.1 资产管理与评价4.1.1 资产数据分析决策支持美国的电网设施陈旧

37、老化问题突出，停电事故频发，安全隐患问题备受关注，客户对可靠性的要求却日益提高。美国政府还希望通过智能电网拉动经济，推动技术创新，同时占领技术制高点。因此，美国政府重视对现有电网基础设施的改造，加强电网互联，提升电网智能化水平，提高电网运行的安全性和可靠性。虽然输配电基础设施亟待升级已无可争议，但是资本密集型的升级改造项目给电网企业带来了巨大挑战。许多电网企业面临严重的财务压力，很难筹措到足够资金来购买新的输配电设备，从而导致现有资产的持续运转和日常维护困难重重。过去十年中，美国的电网企业在推进智能电网的进程中大力加强资产数据的分析和决策支持，推动了电网的健康运行和可靠收益。4.1.2 全寿命

38、周期资产管理1996年国际电工委员会（IEC）发布了国际标准（IEC60300-3-3），并于2004年7月又发布了修订版。1999年6月美国总统克林顿签署了政府命令，各州政府所需的装备及工程项目，要求必须有LCC报告，没有LCC估算、评价，一律不准签约。此外，国际大电网会议（CIGRE）也在2004年提出要用全寿命周期成本来进行设备管理，鼓励制造厂商提供产品的LCC报告。国外电力公司也非常重视LCC管理，通过资产管理计划制定资产的全寿命周期管理策略。美国将全寿命成本管理管理的方法首先应用于核电站，因为核电站建设是以可靠作为优先考虑因素，因而在可靠性的基础进行全寿命成本管理，更具必要性和紧迫性

39、。在此基础上，再将该项技术推向了发电机、大型变压器、励磁机、低压输配电系统、仪用空气系统。上世纪90年代，美国已有25%的燃煤机组和50%的燃油机组平均寿命超过了30年，高昂的维修费用驱使美国成为最早开展电力设备寿命评估工作的国家。美国电力研究院(EPRI)总结出“三级评估法”并制订了较完整的“综合寿命管理程序”作为美国电力企业设备寿命管理工作的通用导则，该评估法以经济技术综合分析为基础，以“寿命优化”代替“延长寿命”做全面、长远考虑，其关键理念是“最长的寿命不一定是最优的寿命”。4.2 电网建设研究根据所掌握的资料，以美国中西部独立电网运营商（Midwest ISO,MISO）为案例对美国电

40、网建设规划的理念与流程进行研究，具体如下。4.2.1 MISO电网规划目标与准则 MISO电网规划的目标是得出一个彻底研究的发展计划，该计划不仅要满足可靠性要求，还要满足经济性要求。规划研究要发现未来电网中预期出现的问题，并提出解决方案。这些解决方案包括对电网的建设费用和调整运行方式（电源侧调整或其他操作方式）费用的比较评估。 MISO规划导向准则共有5条，分别如下： 导向准则1：通过提供最低电能成本，使消费者能够得到一个有效的且经济高效的能源市场的利益。 导向准则2：提供输电基础设施，确保地方和区域的可靠性，并支持大范围互连的可靠性。 导向准则3：通过规划优化能源组合(例如风电、生物发电、需求侧管理），支持州和联邦的能源政策。 导向准则4：提供适当的成本机制，确保实现随着时间的推移获得的利益与分配的成本相对应。 导向准则5：发展输电系统场景模型，并使这些模型能够用于州政府和联邦政府能源政策制定者，为政策制定者在考虑潜在的政策选择时，能够提供相应的背景和信息。 4.2.2 电网规划流程 MISO每一轮规划历时约1年，期间主要分为模型建立（与成员公司交换数据模型）、成员提出要求、系统接入（电源、负荷