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考虑用户可靠性的可中断负荷管理.pdf70页
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上海大学硕士学位论文
可中断负荷管理 ILM 是电力市场中需求侧管理的重要组成部分，与
电力系统安全运行密切相关。可中断合同一方面可以让用户感到执行合同对
自己有利，从而按要求削减或转移负荷；另一方面，对于电力公司而言，则
能达到削峰填谷，减低运行成本还能减少或推迟装机容量建设。本文针对可
中断负荷管理实施过程中存在的问题，对以下问题作了研究：
首先，目前可中断负荷管理中，对用户缺电成本没有全面有效的估算方
法。本文针对影响用户缺电成本的多种因素进行了分析，建立了考虑用户类
型、中断持续时间和提前通知时间等影响因素的用户缺电成本函数。该函数
能较准确地估算用户的缺电成本。
其次，本文对在保证系统一定的可靠性要求下，比较了实施可中断负荷
和投资新发电设备的经济性能，系统在进行投资新发电设备还是实施可中断
负荷选择时，具有一定的参考意义。
第三，现有的可中断负荷管理模型往往只注重电力公司实施可中断负荷
管理的效益和风险分析，缺少将参与用户作为对象分析研究。本文建立了评
价用户在可中断负荷过程中的效益和风险模型，并在不同供电电价和不同可
靠性指标的情况下，对参与可中断负荷的用户进行了费用／效益分析；此模型
和费用／效益分析对用户更好参与可中断负荷管理具有一定的指导意义。
最后，考虑到用户对供电可靠性的要求不同，本文建立了考虑用户可靠
性的可中断负荷管理模型；将不同用户对供电可靠性的不同要求以缺电成本
的形式反应在模型中，并采用灵活的补偿方式 可中断电价 以引导用户参
正在加载中，请稍后...邓世昌曾任致远舰管带。
新北市楼房受损严重，大树倒塌。
声明：本文由入驻搜狐媒体平台的作者撰写，除搜狐官方账号外，观点仅代表作者本人，不代表搜狐立场。
　　北极星配网讯:本期急先锋带你详尽了解各试点。
　　输配电价改革试点――深圳
　　11月4日，国家发改委发布了《国家发展改革委关于深圳市开展输配电价改革试点的通知》，被坊间认为是电改加速推进和为下一步售电侧放开做准备的信号。
　　为何是深圳？
　　在&深圳市开展输配电价改革试点，将现行电网企业依靠买电、卖电获取购销差价收入的盈利模式，改为对电网企业实行总收入监管，即政府以电网有效资产为基础，核&定准许成本和准许收益，固定电网的总收入，并公布独立的输配电价;同时，明确了输配电准许成本核定办法，建立对电网企业的成本约束和激励机制;《通知》还&明确，独立输配电价体系建立后，要积极推进发电侧和销售侧电价市场化，电网企业按政府核定的输配电价收取过网费。“之所以选择深圳，一方面深圳本来就在试&点多售电商，而且深圳属于南方电网，南网在当初电改时就设定为试验田，所以在深圳试点输配电价改革在预料之中，并不意外。”一位地方发电企业人士对经济观&察报表示。
　　对此，相关电网人士也对经济观察报表示，“深圳的试点意义有限，首先，广东省一直对试点输配电价改革非常积极，所以首家落子深圳&一点也不意外;此外，按照公布的试点方案，这次输配电价改革的收益与总收入核定以有效资产为基础，但有效资产的核定由电网企业核定，这里面空间较大，这也&会直接影响到有关部门最终核定的输配电价，最终可能导致输配电价比当前当地的平均输配电价要高。”
　　此前，为促进电力用户与发电企业直接交&易，发展改革委已核定了18个省级电网电力直接交易输配电价，但由于电力直接交易规模不大，电网企业通过低买高卖获得收益的模式并未得到改变。“此次深圳&输配电价改革试点的最大亮点是，按国际通行的核价方法监管电网企业收入，加强对电网企业成本的约束，同时引入激励性机制促使企业提高效率，标志着中国对电&网企业监管方式的转变，也是电价改革开始提速的重要信号，将为推进更大范围的输配电价改革积累经验，并为下一步推进电力市场化改革创造有利条件。”国家发&改委价格司相关负责人表示。
　　输配电价改革试点扩围至安徽、湖北、宁夏、云南四省
　　国家发展改革委4月15日印发《关于贯彻中发[2015]9号文件精神加快推进输配电价改革的通知》(以下简称《通知》)，在深圳市、内蒙古西部试点的基础上，将安徽、湖北、宁夏、云南省(区)列入先期输配电价改革试点范围。
　　为何将这四个列入先期输配电价改革试点范围？
　　首&先，位于不同的区域，在各自的区域总具有一定代表性。其次，这些省区都需要向外送电，如宁夏需要向东部输电，安徽需要向华东地区输电，云南的水电也有外送&问题，湖北有三峡电站。在这些省区进行试点能更好地反映输电成本。第三，这些省区的资源禀赋不同，电源构成也不同，分别有水电、火电、风电以及光伏发电&等，把它们加起来几乎能涵盖我国所有的发电方式。”周大地表示。
　　分别来看，宁夏拥有世界首个&660千伏直流输电工程――银川东至山东直流输电工程。宁夏每年输送往山东的电量，相当于青岛地区现有网供能力的80%、山东电网年均用电负荷的9%。
　　世界首个同塔双回交流特高压线路工程――皖电东送1000千伏特高压交流示范工程，该工程位于安徽，该工程运行1周年时，输送电量超过200亿千瓦时，合计输送容量超出上海用电负荷，将电力源源不断输送到华东地区。
　　而在经历了多年水电大建设之后，近年来云南开始“急于”为富余电量找到更多的消纳出路。目前，南方电网通过3条直流通道累计外送云南电量达1000.4亿千瓦时，约占云南累计送电量的35%。
　　湖北地处华中腹地，是三峡电力外送的起点、西电东送的通道、南北互供的枢纽，湖北电网20余条500千伏及以上交直流输电线路分别与华中地区和其他区域电网连接，是全国联网的中心。
　　贵州输配电价改革试点获批
　　6月5日国家发改委发文称，国家发改委会商国家能源局，同意将贵州省列入输配电价改革试点范围，按“准许成本加合理收益”原则核定电网企业准许收入和输配电价。
　　为什么是贵州?
　　贵州是全国重要能源基地，2014年底贵州全省电力装机已达4645万千瓦，当年全省发电量1800亿千瓦时，省内用电量1170亿千瓦时，外送电量630亿千瓦时。电力外送占发电量近1/3，西电东送是主要去向。
　　其一，贵州火电企业因发电设备利用小时数减少，生产经营困难增多。需要借助电力市场化改革拓展电力市场空间。
　　其二，贵州又是产煤大省，保有煤炭资源量542亿吨，居全国第5位，素有“江南煤海”之称。贵州煤炭产能已达1.9亿吨/年。2014年，贵州实现销售1.8亿吨，其中外送煤炭4800万吨。
　　从煤炭行情看，煤炭产能过剩问题突出，消费疲软、市场供大于求。煤炭企业希望借助电力市场改革寻得出路。
　　其三，本地高耗能产业需要低电价支撑。
　　为支持本地工业企业加快发展，今年贵州省政府出台多项政策措施。在电价方面，通过组建贵州电力交易中心，形成适应市场要求的电价机制。
　　把电力直接交易范围由化工、有色、冶金行业扩展到煤炭、建材、装备制造、电子信息等行业，准入条件由年用电量5000万千瓦时降到3000万千瓦时。
　　其四，贵州具备电力直接交易基础
　　2012年1月，国务院出台《关于进一步促进贵州经济社会又好又快发展的若干意见》，提出在贵州率先开展全国电力价格改革试点，探索发电企业与电力用户直接交易方式方法。
　　实际上，2009年贵州就开始推行直购电交易，为本地电解铝产业寻找出路。2013年贵州省发展改革委、贵州省能源局出台了电力用户与发电企业直接交易实施意见，正式建立直购电交易机制。
　　按照贵州省能源局局长张应伟介绍，今年进一步扩大直供电试点范围，加快推动贵州省大用户直供电工作市场化。探索组建电力市场交易平台，推动直供电试点向工业园区、云计算、大数据和相关产业倾斜。
　　蒙西输配电价改革试点获批
　　6月15日，发改委发布《内蒙古西部电网输配电价改革试点方案》(以下简称《试点方案》)。
　　根&据《试点方案》，试点范围内蒙古电力(集团)有限责任公司(以下简称“内蒙古电力公司”)全部共用网络输配电服务的价格;核价基础为内蒙古电力公司的输配&电资产和业务;输配电价实行事前监管，按成本加收益的管制方式确定，监管周期为三年;输配电价监管包括总收入监管与价格水平监管。
　　为何是蒙西电网？
　　在内蒙古电网系统中，蒙西电网本身的地位比较特殊。内蒙古全区的电网划分为蒙东、蒙西两个区域，前者归国家电网管辖，后者由内蒙古电力公司负责，内蒙古电力公司是全国第三大电网企业。
　　公开资料显示，蒙西电网的供电区域，主要包括内蒙古西部六市二盟，发电总装机占全省一半以上，是华北电网的主要送电端，是典型的电力输出型电网，多年来饱受电力输出难的“限电”和“窝电”之苦。
　　根据统计，2014年，蒙西电网全年发电量完成2123.48亿千瓦时，装机容量5107万千瓦，其中风电装机占比较高。
　　“相比深圳以消费为主的输入型电网特征，蒙西电网则是属于典型的以生产为主的输出型电网。”厦门大学中国能源经济研究中心主任林伯强对21世纪经济报道介绍，它们代表了我国区域电网的两个极端特征，因此选择它们作为试点非常有价值。
　　电改十二年为何理不清输配电价？
　　根据电网的实际成本确定输配电价，对于建立有效电力市场至关重要。但到今年才在深圳开始试点。梗阻在哪里?
　　从深圳开始，中国终于要推出独立的输配电价了。在此之前，中国的电力改革推进了12年，一直没能确立一套合理的输配电价标准及核定方法。
　　输配电价的确定关系重大，难度也极大，原因在于核定电网的输配成本非常困难，特别是在需要核定成本的对象是一个总资产2.57万亿元、投资跨越金融、制造、矿业、地产等多个领域的超级电网――国网的情况下。
　　“目前的输配电价只是购销差价，并不是按照输配电成本核算出来的。”电力行业多位资深人士如此评价
　　作为电价制定的权威部门，发改委在2007年、2008两年公布了前一年的输配电价和销售电价，但业内人士认为这一输配电价只是前一年实际的购销差价。
　　按&照2007年公布的输配电价，最高的几个省分别是：海南0.215元/千瓦时，新疆和上海均为0.196元/千瓦时，广东0.18元/千瓦时，重庆&0.173元/千瓦时，江苏和黑龙江0.16元/千瓦时，京津唐0.156元/千瓦时;输配电价在0.1元以下的是河北、山东、河南、贵州、内蒙西，最低&的河南为0.082元/千瓦时。
　　各省差异极大，30个省份的平均价格大约是0.13元/千瓦时，2008年的平均价则为0.14元/千瓦时，2011年为0.12元/千瓦时。业内人士称，中国的输配电价一般占销售电价的25%左右。
　　输配电价和地域有关，还和电压等级有关，一般分1-10千伏、35千伏、110千伏、220千伏及以上四个等级。目前发改委还核定跨省区的电价，包括点对网、网对网两类。此前电监会曾建议尽快制定分等级的输配电价，并对大型跨区域线路单独核算。
　　因电网具有自然垄断性，根据电网的实际成本确定输配电价对于建立一个有效的电力市场至关重要。只有明确输配电价，消费者与发电厂商之间才能直接交易或通过其它中间商进行电力交易――只须根据输配电价另交一笔过网费即可。
　　但&目前的输配电成本到底是多少?有无虚增?电网公司在输配电中是否赚钱?没人能说得清，因为没有人能真正搞清电网公司的成本包括什么，是否把不应该纳入的成&本也摊进去了，这直接涉及到电网公司的资产界定、投资效率、折旧率等一系列问题。这些财务数据以电网公司上报为主，近年来电监会在抽查中发现不少问题，却&难以对庞杂的电网投资进行彻底清查。
　　不过，亦有专业人士称，只要摸清几个供电局就能把成本结构查清楚，并没有想象得那么难。
　　今年年初，国家能源局已把提出单独核定输配电价的实施方案确定为2014年的重点工作之一。这次，输配电价能厘清吗?
　　“其他费用”占比高
　　目前，国家电网的输配电成本以自己上报为主。比如国家能源局河南监管办每月披&露的河南省电力公司的数据(包括输配电成本)就是河南电力自己报送的。尽管发改委价格司有电力处和成本核算处，但人力物力有限，且业内人士认为受电网公司&影响很大，最近两个月价格司被调查的官员就主要负责管理电价和药价。
　　2005年3月发改委颁布的《输配电价管理暂行办法》(发改价格[号)规定得很清楚，电价改革初期，共用网络输配电价由电网平均销售电价(不含代收的政府性基金)扣除平均购电价和输配电损耗后确定，逐步向成本加收益管理方式过渡。
　　在&成本加收益管理方式下，政府价格主管部门对电网经营企业输、配电业务总体收入进行监管，并以核定的准许收入为基础制定各类输、配电价(编者注：这里说的是&输、配电价，意味着分开核算)。共用网络服务和专项服务的准许收入应分别核定，准许收入由准许成本、准许收益和税金构成。
　　那么，如何核定准许成本和准许收益就很关键。准许成本由折旧费和运行维护费用构成。其中，折旧费以政府价格主管部门核准的有效资产中可计提折旧的固定资产原值和国务院价格主管部门制定的定价折旧率为基础，运行维护费用原则上以电网经营企业的社会平均成本为基础核定。
　　以2012年华东电网的输配电价为例，能源局华东电监办发布的2012报告显示，输配电成本(含财务费用、农网维护费)为1811亿元，同比增加33%;单位输配电成本159.97元/千千瓦时。
　　在1811亿元的成本构成中，31.83%是折旧，其他费用占29.19%，职工薪酬占12.21%，材料费占7.94%，修理费占8.71%，财务费用占4.07%，委托运行维护费占3.47%，输电费占2.58%。
　　输配电成本上涨的原因，一是浙江61家趸售县公司上划，增加成本188亿元，其次是农网维护费并入。增长最大的是“其他费用”，增长229.57亿元，占输配电成本总增加额的50%。
　　在东北电网2012年的输配电成本中，上述“其他成本”的占比也达到26%。但其他成本到底包括什么各地并未详细披露。
　　2012年5月，电监会调查了10省市的输配电价，并发布了《10省(市、区)电网公司2011年输配电成本监管报告》。10个省的输配电总成本2153亿元，折旧、其他费用、工资这三项分别占总成本的37.99%、28.81%、19.57%。
　　“国网内部的成本核算已经到了五级科目，但上报电监会的主要是上述一级科目，详细情况我们可以去了解，但人力和时间不够。”一位基层电监局的人士称。
　　“其他费用到底包括什么?如果这块能降低，输配电成本就能下来。”一位业内人士称。
　　从&电监会2012年的调查来看，“其它费用”的构成极其庞杂。2010年北京市电力公司将“延庆生态智能发配用一体化示范启动资金、延庆生态智能发配用一体&化示范项目技术咨询费、新能源发电示范项目启动资金、延庆供电公司智能生态果园越冬管理费、延庆供电公司智能生态果园临时电源”这五项本应作为工程项目支&出的0.62亿元也纳入“输配电成本-其它”科目。
　　2011年北京市电力公司将“张山营生态园项目赔偿款、评估新能源示范项目土地及地上物赔偿款”等七项共3.62亿元工程项目支出也纳入上述科目。
　　电监会的调查显示，除上述“输配电成本支出范围、费用分摊不规范”之外，还发现其他问题，比如将资本性支出直接作为费用性支出，未按照实际在编人员发放职工工资。
　　2011&年，山西省电力公司工资总额33.98亿元，在编3.0675万人，人均年工资11.07万元，而在编人员中有445人的工资由所在的多经企业、集团企业&发放，其在省公司的工资总额指标被分解到其他在编人员，致使其他在编人员人均年工资提高到11.24万元。辽宁2011年也有类似问题，人均年工资从&10.17万提高到10.46万元。
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你可能喜欢冰蓄冷：不省电 省电费 _ 财经频道 _ 东方财富网()
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冰蓄冷：不省电 省电费
　　这个夏天，全国大部分地区持续出现罕见高温，难以承受的酷热使人们不得不成天呆在空调冷气下，许多商场掀起空调热销潮。不过，如果空调每天都如此长时间地全力运行，用电负荷就会不堪重负。　　国网[微博]能源研究院经济与能源供需研究所所长单葆国日前就表示，今年7月，全社会用电量同比增长近9%，其主要原因就是空调用电负荷加大。如何更有效地实现用电节能，成为许多家庭关注的话题。
　　一项叫做“冰蓄冷”的技术因此在这个流火的夏季备受关注。简单而言，这项技术就是在夜晚电价低的时候将冷水制成冰，放入蓄冰池，待白天电价高的时候，用冰融化释放的冷能当“空调”。由于峰谷电价差距达到3倍以上，因此“冰蓄冷”技术有巨大的市？场。　　多名从事制冷研究的专家对《新财经》记者表示，相比传统的空调制冷，这种新型方式能够节电30%以上，最高能为用户节约70%的电费。　　缓解用电供需矛盾　　每年炎夏，各地基本都会上演“电荒”。由于短缺具有暂时性、季节性、时段性等特殊性，即在白天高峰时段电力供应紧张，而夜间时段，电量供应却相对宽裕。夜间发出的电能若不能得到有效利用，就会造成能源的巨大浪费，大量的燃煤排放物也使环境压力进一步加大。　　据统计，我国大型公共建筑以每年3亿？4亿平方米的速度增长。夏季城市空调的用电负荷已占到城市高峰电力总负荷的40%以上，而夜间，绝大多数中央空调停止运行，造成电力系统供需矛盾加大，夜间电力系统设备闲置，使用率低，电力能源使用处于严重失衡状态。这是造成电网峰谷荷差逐步加大的最主要诱因。　　“冰蓄冷”技术作为一项重要的移峰填谷技术，是缓解用电供需矛盾的利器，其作用开始凸显。同时，由于“冰蓄冷”技术的应用能在促使少发电、少烧煤、提升能源利用率的同时，大幅度减少二氧化硫和烟尘排放量，降低全球温室效应，因而对环保意义重大，逐渐为社会所关注和认同。　　“这是一个‘冰’，在用电低谷时，制冷中心启动制冷系统，将水冻成冰，存放在储存设备中。”清华大学建筑节能研究中心研究员在接受《新财经》记者采访时表示：“相当于用冰将电能储备起来。白天再通过中央空调将储存在冰桶里的能量释放出来，为建筑供冷。”　　通俗地说，采用“冰蓄冷”技术后，写字楼里的中央空调在白天用电高峰期，可以少运转甚至不运转，将用电高峰时期的电量转移到用电低谷时期去使用，这样既可以节省电费，又能转移电网峰值的负荷，有利于平衡电网压力。　　“一方面，‘冰蓄冷’技术可以减少热能势差，充分利用夜间的电能。”对企业来说，采用“冰蓄冷”技术，可以避开用电高峰期，实现用电负荷的“移峰填谷”，利用国家给予的“峰谷电价差价”的政策，可以节省电力运行费用。在上述研究员看来，“更重要的是，这项技术是解决电网用电结构矛盾、提升能源利用率、减少污染排放等产业问题的核心技术”。　　相比传统的空调制冷，这种新型方式能够节电30%以上。“‘冰蓄冷’中央空调一般用于大型楼宇项目，根据体量不同，一个项目需20多套系统。”据中国农机院西南产业基地副总经理、主管生产的曹聪介绍，已建成的深圳华南城5号交易广场共用了24套系统，成本2500万元。　　“它不能节约电，但能节约电费。”曹聪说，“冰蓄冷”中央空调的优势在于使用夜间廉价的富余电，白天进行高价电的供冷工作，这样不仅为企业节约了电费，还不抢占白天的用电高峰，每年能为企业节约70%的电费，企业2年半到3年就能收回设施成本。目前，北京、成都、山东、广东、武汉等地均有项目采用该系统。　　前景明晰可见　　事实上，“冰蓄冷”并不是一项新技术，这项技术在20世纪初诞生于美国，但直到20世纪80年代世界性能源危机后，其优势才被世人所认可并得以推广使用。　　目前在欧美国家，“冰蓄冷”技术已成为解决电网负荷矛盾的重要强制手段，普及率达到70%左右，在能源匮乏的日韩等国也接近60%，日本使用“冰蓄冷”系统的建筑物大约已有10万个以上；韩国3000平方米以上的新建项目就必须要强制安装“冰蓄冷”空调系统。　　然而，由于峰谷电价差比较小、新技术接受观念滞后等因素的制约，直到2008年，“冰蓄冷”技术在中国的应用还不尽如人意，全国约400万个使用中央空调的大型建筑中，应用该技术的建筑物总计不足1000栋。　　为了均衡用电、削峰填谷，世界各国都全面实行了峰谷电价政策。我国政府和电力部门在建设节约型社会思想的指导下，大力推广需求侧管理(DSM)，以缓解电力建设和新增用电矛盾。各地区也出台了促进蓄冰空调发展的相关政策，推动了蓄冷空调技术的发展和应用。特别是近年来政府逐步拉大峰谷电价差，使多数地区峰谷电价差已达3倍以上。各地峰谷电价实施范围的进一步扩大和峰谷电价比的加大，为电力蓄能技术的推广、应用提供了更为有利的条件。　　2011年9月，在国务院正式出台的《“十二五”节能减排性工作方案》中，明确将“冰蓄冷”列为国家重点推广、应用的节能减排技术。据估算，“十二五”期间，其产业空间规模在3000亿？4000亿元，“冰蓄冷”技术的发展前景极为广阔。　　在遭遇7年来最严重“电荒”后，政府直接提出在“十二五”期间加大对节能蓄能领域的投资建设，扩大对蓄能技术项目的支持力度，主要指“冰蓄冷”和“抽水蓄能电站”。目前，建造火力电厂的投资约为7000元/每千瓦，抽水蓄能电站约为5000元/每千瓦，而应用蓄冰空调则只需400元/每千瓦。从两种技术本身比较，“冰蓄冷”在投入、产出上，比抽水蓄能更具有优势，且不受地质条件的局限。　　具体来看，“冰蓄冷”技术的应用可为用户节省40%以上的空调运行费用；对于新建项目可减少设备初始投资，减少制冷主机及配电设备的装机容量和功率的15%？30%；可提高空调机组使用效率的15%？25%；还可减少电厂发电设备装机容量的8%？34%，提高电厂使用率约40%。如果转移相同高峰电量，“冰蓄冷”投资远远小于抽水蓄能。例如，建造一座抽水蓄能电厂所需投资大约为60亿元左右，而“冰蓄冷”空调系统则只需投入6亿元，且不需国家拨款，全部为市场自发行为，还不包括为电网节省的投资和对保护环境所产生的效益。　　2011年，由国家发改委、工信部、财政部、国资委、电监会、国家能源局等六部门共同制定的《电力需求侧管理办法》正式执行。随后，财政部、国税总局也联合下发了《关于促进节能服务产业发展增值税营业税和企业所得税政策问题的通知》，对符合条件的节能服务公司暂免征收营业税和增值税，同时给予“三免三减半”的所得税优惠。　　峰谷电价差增大等产业政策和税收优惠，使得“冰蓄冷”技术的经济效益愈加显著，其行业发展的政策环境以及广阔前景已然明晰可见。　　投资周期短　　正是因为看好“冰蓄冷”的市场前景，最近不少企业纷纷涉足，并试图找到最佳的盈利模式。　　高灵能源成为国内最早涉足这一领域的企业之一，但该公司在2004年开始推广“冰蓄冷”技术时，无论是政府、设计院还是客户，都很少有人听说过这一技术。到2006年设计院在进行项目设计时，十多个项目也仅有一两个会考虑采用“冰蓄冷”技术。但目前，高灵能源已摸索出一条商业模式。　　高灵能源的商业模式分为三个层次。　　一是在推广“冰蓄冷”技术中采用EMC合同能源管理模式。高灵能源作为产品技术的制造商、供应商和综合服务商，自己出资为用户提供“冰蓄冷”技术的项目设计、出资、工程实施、设备安装调试、人员培训、节能量确认和保证等一整套的节能服务，最终从客户进行节能改造后获得的节能效益中收回投资和取得利润。　　二是投资建设区域冷源站。在以蓄能技术为核心的基础上，充分利用电网的低谷电能，在需冷用户集中的地区，建设集中供冷站，通过公用供冷管网向用户提供冷量的系统供冷工程。高灵能源已经成功在国内多个地区投资建设冷源站。　　三是采用分布式能源解决方案及投资。高灵能源提供技术和融资，已与广东、海南、河南、深圳、天津等多地政府达成整体合作协议，为上述地区提供低消耗、低排放、低污染的区域综合能源集中供应解决方案。　　事实上，“冰蓄冷”投资回报周期并不长，收益也不错。绍兴大通商城购物中心的案例显示，采用“冰蓄冷”技术的初始投资是270.3万元，平均每年节省的电费则达到了117.7万元，投资回报周期仅2.3？年。　　“冰蓄冷”行业的技术领先者中机西南能源科技有限公司自主研发的“冰蓄冷”成套装置已经成功在多个楼宇运营，并取得了不错的经济效益和社会效益。据了解，如果只生产普通的制冰机或者冻库，毛不到10%，而“冰蓄冷”系统解决方案和成套设备供应的毛却超过了30%。　　中机西南2012年承接了6个“冰蓄冷”项目，这些项目大都为写字楼、大型超市、城市商业综合体。目前，中机西南“冰蓄冷”系统解决方案和成套设备供应已经占其销售收入的50%，不仅大大提升了企业的效益，还为客户节省了大量电费。
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美联储9月暂不加息,关注海外局势和低通胀。[]
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