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多能互补微网能量管理微网能量管理系统的任务

多能互补微网能量管理微网能量管理系统的任务

多能互补微网能量管理微网能量管理系统的目标

在满足系统运行约束以及供能平衡的前提下,微网MGEMS通常以最小系统运行成木、排放成木、网损成木以及停电成本为目标,为分布式电源、储能以及负荷等提供合理的参考运行点。多能互补微网能量管理技术、经济及环境因素之间的关系如图3所示。

多能互补微网能量管理微网能量管理系统的工作流程

多能互补微网能量管理系统的构成及工作流程如图4所示。首先根据分布式电源发电出力预测、负荷预测、市场清算价格预算等制定生产计划,然后结合分布式电源有效出力、储能水平等进行生产计划调整,根据调整好的生产计划对主配网的交换功率、负荷需求以及分布式电源的出力等进行调整控制。

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多能互补微网能量管理造价信息

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多能互补微网能量管理微网能量管理系统的构成

多能互补微网能量管理多能互补微网的系统结构

多能互补微网含多种分布式电源和储能,含有风力发电、光伏发电、水轮发电机、柴油发电机、微型燃气轮机以及燃料电池、蓄电池等多种电源形式,还有一些接在热力用户附近,为其提供热源。针对敏感负荷、可中断负荷、可调节负荷等三种负荷对供电质量要求的不同,还提出了个性化供电方案。采用多电源为敏感负荷及可调节负荷供电,在主网故障时会快速隔离重要负荷与故障,保证其所连敏感负荷及可调节负荷供电的不间断。

多能互补微网能量管理多能互补微网的能量流

多能互补微网能源的多样化、供电能力的不同以及负荷结构的多样化导致其内部各层次元素的不同和层次联结关系的差异。智能微网系统供能关系如图2所示。

多能互补微网能量管理微网能量管理系统的分层结构

微网能量管理系统通常由三部分构成:主网分布式能量管理系统、微网自身的智能能量管理中心以及分布式电源、负荷等的本地控制器。电力系统调度中心与微网系统间的信息交换由主网的分布式能量管理系统来负责管理;综合了主网分布式能量管理系统与分布式电源、负荷等的本地控制器提供的信息,基于分布式电源发电的报价、储能单元的剩余容量、电网电价以及根据负荷需求制定的经济发电计划,微网智能能量管理中心运用合理的能量管理策略管理各分布式发电单元以及储能单元的运行状态,来实现微网系统的能量平衡和经济运行;微网智能能量管理中心与分布式电源、负荷等的本地控制器之间的信息交换由本地能量控制器负责 。

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多能互补微网能量管理微网能量优化管理概述

随着全球能源、环境问题的凸显,风能、太阳能等可再生能源发电得到蓬勃发展,为了适应可再生能源分布式发电的规模化应用,微网技术应运而生。微网技术给电力系统及用户带来的技术经济效益使得它己成为智能电网建设中的重要组成部分。为了充分发挥微网的优势,提高其运行管理水平,迫切需要研发微网能量管理系统(MGEMS)。

微网中含有诸多种类的分布式电源、储能设备、电力电子换流设备和各类负荷等,具有分散性强、电源运行和用电需求方式灵活多样、供电与用电互动性强等特点,因此传统电网的能量管理系统便不再适用于微网的能量管理,故需要开发针对微网的能量管理系统。概括说来,微网能量管理系统(MGEMS )主要面临着如下新的挑战 :

1)多元的网络化管理。网络化管理在微网多能源利用过程中具有重要作用,它能使得微网系统运行时实现多能源供应、多能源互补和最大限度额提高能源的利用率,以此降低系统运行的成本;

2)复杂的调度策略以及调度计划。可再生能源受换到环境和地理位置的影响,具有随机性、间歇性和波动性等特点,其调度计划难以预先安排,在加以开发利用时需要因地制宜,并采取合适的调度策略以及调度计划;

3)多样的新能源与分布式发电技术。新能源与发电技术多种多样,形式不一,各种发电方式在一个系统中运行时,需要灵活的EMS和系统调度策略使之互补发电,从而保证能源的综合有效利用。

多能互补微网能量管理微网能量管理系统功能框架

微网能量管理系统为微网运行调度提供多种实时信息,保证微网安全稳定运行,并提高微网的经济运行水平。对于大电网来说,微网可以看作可控的电源或者负荷,根据电网的运行状况和微网的需求,调节微网与大电网之间的能量交换。而微网能量管理系统则根据负荷需求、天气情况、电价以及气价等信息,协调微网中的分布式电源、储能和主动负荷等设备,对微网进行调度决策管理与控制,保证微网安全、稳定、经济运行,提高微网电能质量和供电可靠性。微网能量管理系统的主要功能框架如图1所示。

多能互补微网能量管理微网能量优化管理技术

随着智能电网的起步与发展,分布式可再生能源电源己成为研究热点,但是大量分布式能源直接并网运行将对电力系统的电能质量、电网安全以及稳定性带来影响,如何使得分布式电源与电力系统之间协调运行,微网提供了一种切实有效的技术途径,而为了实现微网中各分布式电源、储能单元及负荷之间的最佳匹配,需重点研究微网能量优化管理技术 。

微网能量优化管理技术是从微网整体出发,统一协调当地电/热负荷需求、电/气价格、电网运行的相关要求、电能质量要求、需求侧管理等一系列信息进行多维综合优化决策,以确定微网与大电网之间的交换功率、每个微电源出力计划及主动负荷运行指令等。微网优化运行调度是微网领域的重要研究课题,在微网能量优化管理技术之中处于核心地位。

微网优化运行调度技术通过合理地调度微网中分布式电源和储能设备等单元的出力,以及与大电网之间的交换功率,可以在保证微网在安全、稳定、可靠运行的前提下,实现其内部能量流及其与大电网之间能量交换的优化,使微网综合效益最大化。因此,开展微网优化运行调度方法方面的研究具有重要的理论意义和应用价值。

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多能互补微网能量管理微网能量管理系统的任务常见问题

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多能互补微网能量管理微网能量管理策略

电力系统中广域电网监测技术有着重要作用,目前主要应用于系统正常监视和事故分析中。其中应用电力系统同步相量测量(PMU)进行电网在线动态分析还不够成熟,不能实现实际意义上的应用功能。而对电网的动态变化过程进行状态估计是在线动态分析的前提和基础。

多能互补微网能量管理不同运行模式下的管理策略

多能互补微网系统既可以作为独立的小型电力系统,又可以作为主网系统的虚拟的电源或者负荷。因此多能互补微网系统的运行控制特性也包含了两个方而:孤岛运行时主要体现了多能互补微网系统自身的运行特性;并网运行时主要体现了多能互补微网与主网的相互作用。图5定义了多能互补微网系统的各种运行状态,包括多能互补微网并网运行状态、微网孤岛运行状态及微网停运状态。

多能互补微网能量管理不同时间尺度下的管理策略

不同于传统的电力系统,多能互补系统的惯性较小,网架结构较为薄弱,间歇分布式能源比例,孤岛运行时需要维持电压和频率,还要考虑与主网连接的模式切换问题,因此对EMS的功能性要求高,因此对于能量管理(EMS)的功能性要求更高,对负荷以及间歇性电源出力的短期以及超短期预测作为能量管理的依据是个难点。为了适应系统要求,适用于多能互补系统的能量管理一般分成短期功率平衡和长期功率管理计划 。

多能互补微网能量管理不同控制模式下的管理策略

如上所述,主要用于研究微网中各分布式能源之间的协调与配合的微网整体控制结构通常包括两种:分层控制结构和对等控制结构。微网的分层控制的结构包括配电网控制器、市场控制器、微网中央控制器、分布式电源单元控制器以及负荷控制器等。其中,配电网控制器负责微网和配网之间的协调以及和微网中央控制器之间进行信息交互;微网中央控制器负责微网的优化运行和控制管理,接受配电网控制器的控制信息。在微网的对等控制的结构下微网内各个设备具有高度的智能,它们之间可以相互通信,协调实现整体运行性能的最优。实现这种模式最好的技术是多代理系统(MAS),MAS中各智能体具有高度智能,可以根据和其他智能体之间的信息、交互做出控制决策。因此从系统整体能量管理角度分析,一般也可分为分层控制和对等控制两种方式。

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多能互补微网能量管理优化指令协调控制

微网能量优化与控制技术是一个系统层而的控制问题,其能量优化计算结果作为上层调度指令下达至下层的换流控制器。因此,如何在系统能量优化控制的框架下,根据上层优化指令,克服实际运行时的突发干扰和系统并网负荷及可再生能源的用电、出力波动,实现下层换流器之间的协调稳定快速响应,是微电网能量优化控制研究中的又一重要内容。

有文献对多馈入直流系统的协调控制层次结构进行了讨论,并对基本协调控制的实现方式进行了介绍。也有研究在舰船中压直流配电系统中考虑系统出现故障后潮流变化对其余工作设备的冲击和危害,提出电压敏感特性算法,以优化换流器电压和功率指令值。在母线电压稳定控制方而,根据网络规模及系统通信条件的不同,目前换流接口间的基本协调控制模式主要包括电压下垂控制和主从控制2种。有研究认为主从控制策略的核心是主换流器对系统功率的补偿以维持母线电压的稳定。因此,这种策略过分依赖主换流器的性能和容量,将对换流器的选址定容设计提出诸多限制和要求 。

国内外研究结果表明,协调控制中电压下垂特性的实现可以从程序控制和控制器仿真建模2个层而进行考虑。前者在潮流计算过程中引入下垂参考值,而后者则在控制器中引入独立的指令修正环节或是带有下垂等效电阻的反馈环节以协调控制多个换流器,从而满足系统能量需求。

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多能互补微网能量管理结语与展望

多能互补微网能量管理结语

智能微网具有较高的能源利用率及系统稳定性。除了先进的控制技术,智能微网系统的经济稳定运行也依赖于系统级合理的能量管理与集成控制,微网自身及含微网的配电系统的能量优化管理,可以有效提高能源利用效率以及系统运行的经济性。

从多能互补微网的系统结构、多能互补微网的能量流、多能互补微网能量管理系统的分层结构以及多能互补微网能量管理系统的分层结构等四方面分析了多能互补微网能量管理系统的构成。具体阐述了多能互补微网能量管理系统的任务,主要从多能互补微网能量管理系统的目标、工作流程以及软件体系结构等三方面进行。最后分不同运行模式、不同时间尺度、不同控制模式三方面重点阐述了多能互补微网能量管理策略。介绍了独立模式下的能量管理策略、并网模式下的能量管理策略;长期功率管理计划、短期功率平衡策略;基于分层控制方式的能量管理、基于对等控制方式的能量管理等。根据不同的运行模式、时间尺度以及控制模式选择合理有效的能量管理策略,才能保证系统的稳定性与经济性。

多能互补微网能量管理展望

需要进一步细化多能互补微网的优化调度模型,考虑更多的运行约束条件,细化微网内各单元的模型,建立综合考虑多能互补微网从并网运行状态到独立运行状态之间平稳过渡的调度模型,同时,独立运行状态下多能互补微网平抑负荷扰动能力较差,超短期的负荷预测与不可控能源预测是一个非常值得研究的领域,只有精确的预测才能为能量管理提供可靠依据,保证系统经济性和安全性。

为了更深入的研究微网的能量管理策略,还需要建立实际的微网系统的实验平台,真正实现实际微网系统的能量管理,以便进一步研究微网系统的能量管理,以及其对电网电能质量和稳定性的影响。

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多能互补微网能量管理微网能量管理系统的任务文献

宁夏电网能量管理系统(EMS)通过实用化验收 宁夏电网能量管理系统(EMS)通过实用化验收

宁夏电网能量管理系统(EMS)通过实用化验收

格式:pdf

大小:344KB

页数: 1页

2011年5月31日至6月1日,由国家电网西北电力调控分中心组织西北5省调度专业专家成立的工作组,在宁夏电力调度通信中心对宁夏电网能量管理系统(EMS)进行了实用化考核验收。

宁夏电网能量管理系统(EMS)通过实用化验收 宁夏电网能量管理系统(EMS)通过实用化验收

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2011年5月31日至6月1日,由国家电网西北电力调控分中心组织西北5省调度专业专家成立的工作组,在宁夏电力调度通信中心对宁夏电网能量管理系统(EMS)进行了实用化考核验收。宁夏电网调度自动化系统是能量管

多能互补示范工程今年启动

7月4日,国家发改委、国家能源局发布的《关于推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》明确,2016年,将在已有相关项目基础上,推动项目升级改造和系统整合,启动第一批示范工程建设。

根据《实施意见》安排,“十三五”期间,将建成国家级终端一体化集成供能示范工程20项以上,国家级风光水火储多能互补示范工程3项以上。到2020年,各省(区、市)新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到50%左右,既有产业园区实施能源综合梯级利用改造的比例达到30%左右。国家级风光水火储多能互补示范工程弃风率控制在5%以内,弃光率控制在3%以内。

具体来讲,在终端一体化集成供能系统方面,《实施意见》要求,在新城镇、新产业园区、新建大型公用设施(机场、车站、医院、学校等)、商务区和海岛地区等新增用能区域,加强终端供能系统统筹规划和一体化建设,因地制宜实施传统能源与风能、太阳能、地热能、生物质能等能源的协同开发利用,优化布局电力、燃气、热力、供冷、供水管廊等基础设施,通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式实现多能互补和协同供应,为用户提供高效智能的能源供应和相关增值服务,同时实施能源需求侧管理,推动能源就地清洁生产和就近消纳。在既有产业园区、大型公共建筑、居民小区等集中用能区域,实施供能系统能源综合梯级利用改造,推广应用上述供能模式,同时加强余热、余压以及工业副产品、生活垃圾等能源资源回收和综合利用。

在风光水火储多能互补系统方面,《实施意见》要求,在青海、甘肃、宁夏、内蒙古、四川、云南、贵州等省区,利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势,充分发挥流域梯级水电站、具有灵活调节性能火电机组的调峰能力,建立配套电力调度、市场交易和价格机制,开展风光水火储多能互补系统一体化运行,提高电力输出功率的稳定性,提升电力系统消纳风电、光伏发电等间歇性可再生能源的能力和综合效益。

在政策措施方面,《实施意见》明确要实施新的价格机制。针对终端一体化集成供能示范工程,在能源价格市场化机制形成前,将按照市场化改革方向,推行有利于提高系统效率的电价、热价、气价等新的价格形成机制。同时,实施峰谷价格、季节价格、可中断价格、高可靠性价格、两部制价格等科学价格制度,推广落实气、电价格联动等价格机制,引导电力、天然气用户主动参与需求侧管理。

针对风光水火储多能互补示范工程,《实施意见》则明确,要统筹市场形成价格与政府模拟市场定价两种手段,加快推进电力和天然气现货市场、电力辅助服务市场建设,完善调峰、调频、备用等辅助服务价格市场化机制;在市场化价格形成前,实施有利于发挥各类型电源调节性能的电价、气价及辅助服务价格机制。

 

 

 

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国家推进多能互补集成优化工程建设

  日前,国家发改委、能源局印发《推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》(以下简称《实施意见》),加快推进多能互补集成优化示范工程建设,提高能源系统效率。   据了解,多能互补集成优化示范工程有两种模式:一是面向终端用户电、热、冷、气等多种用能需求,优化布局建设一体化集成供能基础设施,实现多能协同供应和能源综合梯级利用;二是利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势,推进风光水火储多能互补系统建设运行。   《实施意见》要求,加强终端供能系统统筹规划和一体化建设,在新城镇、新产业园区、新建大型公用设施(机场、车站、医院、学校等)、商务区和海岛地区等新增用能区域,因地制宜实施传统能源与风能、太阳能、地热能、生物质能等能源的协同开发利用,优化布局电力、燃气、热力、供冷、供水管廊等基础设施,通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式实现多能互补和协同供应,为用户提供高效智能的能源供应和相关增值服务,同时实施能源需求侧管理,推动能源就地清洁生产和就近消纳,提高能源综合利用效率。在既有产业园区、大型公共建筑、居民小区等集中用能区域,实施供能系统能源综合梯级利用改造,推广应用上述供能模式,同时加强余热、余压以及工业副产品、生活垃圾等能源资源回收和综合利用。   开展风光水火储多能互补系统一体化运行。在青海、甘肃、宁夏、内蒙古、四川、云南、贵州等省区,利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势,提升电力系统消纳风电、光伏发电等间歇性可再生能源的能力和综合效益。   根据《实施意见》,2016年,在已有相关项目基础上,推动项目升级改造和系统整合,启动第一批示范工程建设。“十三五”期间,建成国家级终端一体化集成供能示范工程20项以上、国家级风光水火储多能互补示范工程3项以上。到2020年,各省市、自治区新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到50%左右,既有产业园区实施能源综合梯级利用改造的比例达到30%左右。国家级风光水火储多能互补示范工程弃风率控制在5%以内,弃光率控制在3%以内。   为保障政策落实,我国推进电力、天然气等能源价格改革,建立主要由市场决定能源价格的机制。针对终端一体化集成供能示范工程,在能源价格市场化机制形成前,按照市场化改革方向,推行有利于提高系统效率的电价、热价、气价等新的价格形成机制。实施峰谷价格、季节价格、可中断价格、高可靠性价格、两部制价格等科学价格制度,推广落实气、电价格联动等价格机制,引导电力、天然气用户主动参与需求侧管理。   针对风光水火储多能互补示范工程,统筹市场形成价格与政府模拟市场定价两种手段,加快推进电力和天然气现货市场、电力辅助服务市场建设,完善调峰、调频、备用等辅助服务价格市场化机制。在市场化价格形成前,实施有利于发挥各类型电源调节性能的电价、气价及辅助服务价格机制。   同时加大政策扶持力度。经国家认定的多能互补集成优化示范项目优先使用国家能源规划确定的各省市、自治区火电装机容量、可再生能源发展规模及补贴等总量指标额度。风光水火储多能互补示范项目就地消纳后的富余电量,可优先参与跨省区电力输送消纳。符合条件的多能互补集成优化工程项目将作为能源领域投资的重点对象。符合条件的项目可按程序申请可再生电价附加补贴,各省市、自治区可结合当地实际情况,通过初投资补贴或贴息、开设专项债券等方式给予相关项目具体支持政策。   《实施意见》指出,创新管理体制和商业模式。积极支持采取政府和社会资本合作模式(PPP)建设多能互补集成优化示范工程。结合电力、油气体制改革,创新终端一体化集成供能系统管理和运行模式,开展售电业务放开改革。国家能源局会同有关部门完善电(气、热)网接入、并网运行等技术标准和规范,统筹协调用能、供能、电(气、热)网等各方利益,解决终端一体化集成供能系统并网和余电、余热上网问题。相关电网、气网、热力等管网企业负责提供便捷、及时、无障碍接入上网和应急备用服务,实施公平调度。创新终端一体化集成供能系统商业模式,鼓励采取电网、燃气、热力公司控股或参股等方式组建综合能源服务公司从事市场化供能、售电等业务,积极推行合同能源管理、综合节能服务等市场化机制。加快构建基于互联网的智慧用能信息化服务平台,为用户提供开放共享、灵活智能的综合能源供应及增值服务。   据了解,建设多能互补集成优化示范工程是构建“互联网+”智慧能源系统的重要任务之一,有利于提高能源供需协调能力,推动能源清洁生产和就近消纳,减少弃风、弃光、弃水限电,促进可再生能源消纳,是提高能源系统综合效率的重要抓手,对于建设清洁低碳、安全高效现代能源体系具有重要的现实意义和深远的战略意义。
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国家推进多能互补集成优化工程建设

日前,国家发改委、能源局印发《推进多能互补集成优化示范工程建设的实施意见》(以下简称《实施意见》),加快推进多能互补集成优化示范工程建设,提高能源系统效率。

据了解,多能互补集成优化示范工程有两种模式:一是面向终端用户电、热、冷、气等多种用能需求,优化布局建设一体化集成供能基础设施,实现多能协同供应和能源综合梯级利用;二是利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势,推进风光水火储多能互补系统建设运行。

《实施意见》要求,加强终端供能系统统筹规划和一体化建设,在新城镇、新产业园区、新建大型公用设施(机场、车站、医院、学校等)、商务区和海岛地区等新增用能区域,因地制宜实施传统能源与风能、太阳能、地热能、生物质能等能源的协同开发利用,优化布局电力、燃气、热力、供冷、供水管廊等基础设施,通过天然气热电冷三联供、分布式可再生能源和能源智能微网等方式实现多能互补和协同供应,为用户提供高效智能的能源供应和相关增值服务,同时实施能源需求侧管理,推动能源就地清洁生产和就近消纳,提高能源综合利用效率。在既有产业园区、大型公共建筑、居民小区等集中用能区域,实施供能系统能源综合梯级利用改造,推广应用上述供能模式,同时加强余热、余压以及工业副产品、生活垃圾等能源资源回收和综合利用。

开展风光水火储多能互补系统一体化运行。在青海、甘肃、宁夏、内蒙古、四川、云南、贵州等省区,利用大型综合能源基地风能、太阳能、水能、煤炭、天然气等资源组合优势,提升电力系统消纳风电、光伏发电等间歇性可再生能源的能力和综合效益。

根据《实施意见》,2016年,在已有相关项目基础上,推动项目升级改造和系统整合,启动第一批示范工程建设。“十三五”期间,建成国家级终端一体化集成供能示范工程20项以上、国家级风光水火储多能互补示范工程3项以上。到2020年,各省市、自治区新建产业园区采用终端一体化集成供能系统的比例达到50%左右,既有产业园区实施能源综合梯级利用改造的比例达到30%左右。国家级风光水火储多能互补示范工程弃风率控制在5%以内,弃光率控制在3%以内。

为保障政策落实,我国推进电力、天然气等能源价格改革,建立主要由市场决定能源价格的机制。针对终端一体化集成供能示范工程,在能源价格市场化机制形成前,按照市场化改革方向,推行有利于提高系统效率的电价、热价、气价等新的价格形成机制。实施峰谷价格、季节价格、可中断价格、高可靠性价格、两部制价格等科学价格制度,推广落实气、电价格联动等价格机制,引导电力、天然气用户主动参与需求侧管理。

针对风光水火储多能互补示范工程,统筹市场形成价格与政府模拟市场定价两种手段,加快推进电力和天然气现货市场、电力辅助服务市场建设,完善调峰、调频、备用等辅助服务价格市场化机制。在市场化价格形成前,实施有利于发挥各类型电源调节性能的电价、气价及辅助服务价格机制。

同时加大政策扶持力度。经国家认定的多能互补集成优化示范项目优先使用国家能源规划确定的各省市、自治区火电装机容量、可再生能源发展规模及补贴等总量指标额度。风光水火储多能互补示范项目就地消纳后的富余电量,可优先参与跨省区电力输送消纳。符合条件的多能互补集成优化工程项目将作为能源领域投资的重点对象。符合条件的项目可按程序申请可再生电价附加补贴,各省市、自治区可结合当地实际情况,通过初投资补贴或贴息、开设专项债券等方式给予相关项目具体支持政策。

《实施意见》指出,创新管理体制和商业模式。积极支持采取政府和社会资本合作模式(PPP)建设多能互补集成优化示范工程。结合电力、油气体制改革,创新终端一体化集成供能系统管理和运行模式,开展售电业务放开改革。国家能源局会同有关部门完善电(气、热)网接入、并网运行等技术标准和规范,统筹协调用能、供能、电(气、热)网等各方利益,解决终端一体化集成供能系统并网和余电、余热上网问题。相关电网、气网、热力等管网企业负责提供便捷、及时、无障碍接入上网和应急备用服务,实施公平调度。创新终端一体化集成供能系统商业模式,鼓励采取电网、燃气、热力公司控股或参股等方式组建综合能源服务公司从事市场化供能、售电等业务,积极推行合同能源管理、综合节能服务等市场化机制。加快构建基于互联网的智慧用能信息化服务平台,为用户提供开放共享、灵活智能的综合能源供应及增值服务。

据了解,建设多能互补集成优化示范工程是构建“互联网+”智慧能源系统的重要任务之一,有利于提高能源供需协调能力,推动能源清洁生产和就近消纳,减少弃风、弃光、弃水限电,促进可再生能源消纳,是提高能源系统综合效率的重要抓手,对于建设清洁低碳、安全高效现代能源体系具有重要的现实意义和深远的战略意义。

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