摘要 | 第4-5页 |
ABSTRACT | 第5-6页 |
第一章 绪论 | 第10-15页 |
1.1 选题背景 | 第10-11页 |
1.2 选题意义和目的 | 第11-12页 |
1.2.1 研究的意义 | 第11页 |
1.2.2 研究的目的 | 第11-12页 |
1.3 国内实践与研究 | 第12-13页 |
1.4 研究内容与方法 | 第13-14页 |
1.4.1 研究内容 | 第13-14页 |
1.4.2 研究方法 | 第14页 |
1.5 研究的基础理论 | 第14-15页 |
1.5.1 项目管理的基本理论 | 第14页 |
1.5.2 电力供应市场的基本理论 | 第14-15页 |
第二章 国电南宁电厂直售电项目概况 | 第15-24页 |
2.1 国电南宁电厂的概况 | 第15页 |
2.2 国电南宁电厂售电项目成立背景 | 第15-16页 |
2.3 广西电力市场发展情况 | 第16-17页 |
2.4 广西电力价格及售电政策情况 | 第17-18页 |
2.5 国电南宁电厂售电用户情况 | 第18-20页 |
2.5.1 售电范围及已落户企业分布及生产情况 | 第19页 |
2.5.2 六景工业园区新增负荷发展情况 | 第19-20页 |
2.6 国电南宁电厂售电主体组织构架 | 第20-24页 |
2.6.1 售电主体组建方案 | 第20-22页 |
2.6.2 售电主体参与交易方式研究 | 第22页 |
2.6.3 交易电价分析 | 第22-24页 |
第三章 国电南宁电厂直售电项目风险识别和评估 | 第24-36页 |
3.1 国电南宁电厂直售电项目风险识别方法介绍 | 第24-26页 |
3.1.1 直售电类型 | 第24页 |
3.1.2 目前国内直售电形势 | 第24页 |
3.1.3 项目风险识别的内容 | 第24-25页 |
3.1.4 项目风险识别方法 | 第25-26页 |
3.2 国电南宁电厂直售电项目风险分析 | 第26-29页 |
3.2.1 成本风险分析 | 第26-27页 |
3.2.2 环境风险分析 | 第27页 |
3.2.3 结算方式选择和电费回收风险分析 | 第27-28页 |
3.2.4 市场环境及价格因素风险分析 | 第28页 |
3.2.5 电价机制不健全风险分析 | 第28-29页 |
3.2.6 缺少配套措施风险分析 | 第29页 |
3.3 国电南宁电厂直售电项目风险评估 | 第29-36页 |
3.3.1 成本风险评估 | 第30页 |
3.3.2 环境风险评估 | 第30页 |
3.3.3 结算方式选择和电费回收风险评估 | 第30-31页 |
3.3.4 市场环境及价格因素风险评估 | 第31页 |
3.3.5 电价机制不健全风险评估 | 第31-32页 |
3.3.6 缺少配套措施风险评估 | 第32页 |
3.3.7 项目风险评估结论 | 第32-36页 |
第四章 国电南宁电厂直售电项目风险控制分析 | 第36-43页 |
4.1 成本风险的应对措施 | 第36-37页 |
4.1.1 电力供需平衡紧张期成本风险的应对措施 | 第36页 |
4.1.2 电力供需平衡宽松期成本风险的应对措施 | 第36-37页 |
4.2 环境风险的应对措施 | 第37-39页 |
4.2.1 "互联网+智慧能源" | 第37页 |
4.2.2 电力物业模式 | 第37-38页 |
4.2.3 能效提升服务与合同能源管理 | 第38页 |
4.2.4 解决用户综合能源 | 第38-39页 |
4.3 结算方式选择和电费回收风险的应对措施 | 第39-40页 |
4.3.1 合同约束 | 第39页 |
4.3.2 制度约束 | 第39页 |
4.3.3 建立客户档案信用等级 | 第39-40页 |
4.4 市场环境及价格因素影响应对措施 | 第40-41页 |
4.5 机制不健全应对措施 | 第41页 |
4.6 缺少配套措施应对措施 | 第41-43页 |
4.6.1 积极稳妥推进输配电价改革 | 第41-42页 |
4.6.2 输配电价核定前的过渡期 | 第42页 |
4.6.3 逐步减少电网之间趸售电量 | 第42页 |
4.6.4 建立规则明晰、水平合理、监管有力、科学透明的独立输配电价体系 | 第42-43页 |
第五章 结论与展望 | 第43-45页 |
参考文献 | 第45-48页 |
致谢 | 第48-49页 |
攻读硕士学位期间发表的论文 | 第49页 |