隨著全球二氧化碳減排共同治理步伐的加快以及技術進步與政策跟進，我國未來新能源發(fā)展將受到“能源結構變化”“新能源經(jīng)濟性提升”“智慧電網(wǎng)與微電網(wǎng)快速發(fā)展”以及“電動汽車技術發(fā)展”的“四大驅動”。未來新能源發(fā)電的經(jīng)濟性將不斷提高，預計到2035 年我國可再生新能源(包括風能、太陽能、地熱能、生物質(zhì)能，不含核電和水電)占一次能源的比重將由2015 年的2.9% 提高到8.0% 以上。電網(wǎng)發(fā)展滯后、可再生能源優(yōu)先調(diào)度機制不健全，但隨著微電網(wǎng)發(fā)展的不斷推進，新能源發(fā)展的機遇將凸顯

引言

新能源具有資源潛力大、環(huán)境污染低、可持續(xù)利用的特點，將成為人與自然和諧發(fā)展的重要能源。目前雖然國內(nèi)新能源發(fā)展面臨諸多制約，但從長遠來看，新能源在電網(wǎng)建設、產(chǎn)業(yè)政策、技術研發(fā)、融資渠道和碳資產(chǎn)交易機制等方面面臨的挑戰(zhàn)正逐漸向機遇轉化。未來新能源發(fā)展將受到能源結構變化、新能源發(fā)展經(jīng)濟性提高、智慧能源與微電網(wǎng)快速發(fā)展和電動汽車發(fā)展沖擊傳統(tǒng)油品市場等因素的驅動，將促進傳統(tǒng)能源油氣公司向新能源跨界。

1.新能源發(fā)展的五個挑戰(zhàn)正逐漸向機遇轉化

新能源在生產(chǎn)、傳輸、儲存及消費等環(huán)節(jié)還面臨很多挑戰(zhàn)，但挑戰(zhàn)逐漸向機遇轉化。

1.1 電網(wǎng)發(fā)展滯后、可再生能源優(yōu)先調(diào)度機制不健全，但隨著微電網(wǎng)發(fā)展的不斷推進，新能源發(fā)展的機遇將凸顯

目前，可再生能源發(fā)展規(guī)劃與電網(wǎng)建設規(guī)劃的統(tǒng)籌銜接矛盾較為突出，由于區(qū)域電網(wǎng)結構限制及外送通道建設滯后，風電、光伏發(fā)電集中開發(fā)地區(qū)面臨的限電形勢愈發(fā)嚴峻，導致資源豐富地區(qū)的優(yōu)勢難以實現(xiàn)。

很多地區(qū)尚未建立完善的保障可再生能源優(yōu)先調(diào)度的電力運行機制，仍然采取平均分配的發(fā)電量年度計劃安排電力調(diào)度運行，國家《可再生能源法》的保障性收購要求得不到切實落實，可再生能源發(fā)電系統(tǒng)被限制出力的現(xiàn)象十分嚴重。“十二五”期間，中國電力工業(yè)規(guī)劃編制受特高壓建設等重大未決事項影響遲遲未能確定，可再生能源發(fā)展目標和電網(wǎng)配套設施建設的滯后之間的時間空間錯配，導致了“大范圍、常態(tài)性”的“棄風棄光”限電現(xiàn)象。加之經(jīng)濟發(fā)展放緩，電力需求不足，新能源發(fā)電遭遇了前所未有的限電危機。

然而國家減排力度不斷加大和微電網(wǎng)的快速發(fā)展，對新能源的發(fā)展有重大的促進作用，新能源發(fā)展機遇期即將到來。我國將于2030 年左右使二氧化碳排放達到峰值并爭取盡早實現(xiàn)，2030 年單位國內(nèi)生產(chǎn)總值二氧化碳排放比2005 年下降60% ~ 65%，非化石能源占一次能源消費比重達到20% 左右，森林蓄積量比2005 年增加45 億立方米左右。隨著我國CO2 排放總量控制力度加大，中國核證自愿減排量(CCER)和碳資產(chǎn)交易體系的加速完善，將有助于加快新能源發(fā)展步伐。同時，微電網(wǎng)的快速發(fā)展代表了未來能源發(fā)展趨勢，是“互聯(lián)網(wǎng)+”在能源領域的創(chuàng)新性應用，對推進節(jié)能減排和實現(xiàn)能源可持續(xù)發(fā)展具有重要意義，為新能源發(fā)展打通外輸通道，新能源發(fā)展的機遇凸顯出來。

1.2 政府補貼缺乏持續(xù)性和有效性將影響新能源發(fā)展，隨著管理手段的不斷探索和完善，補貼的效果和效率將提高

政府補貼政策缺乏持續(xù)性、補貼效率不高將影響新能源發(fā)展。首先，新能源建設和運營過于依賴政策補貼，在經(jīng)濟發(fā)展水平較高的時期，政府將有更多的富余資金用來投資，客觀上促進了新能源的發(fā)展。在經(jīng)濟低迷期，用有限的資金支持可再生能源發(fā)展顯得捉襟見肘，如果國家財政逐漸取消對新能源的補貼，對新能源的發(fā)展是致命的。特別是當前傳統(tǒng)能源價格普遍下行，新能源的相關技術經(jīng)濟性相對處于劣勢，新能源在國家財政不能持續(xù)補貼之后，發(fā)展將面臨困境。其次，在新能源發(fā)展中， 政府的補貼政策造成許多企業(yè)為了套取補貼，新能源設施建成不用的狀況較為普遍。另外可再生能源補貼資金存在巨大缺口，補貼拖欠較為嚴重。光伏上網(wǎng)電價補貼主要來自于可再生能源電價附加，目前可再生能源附加征收額度為1.5 分/ 千瓦時，2015 年征收額約為500 億元，預計僅能滿足2013 年9 月之前納入可再生能源補貼目錄的項目資金需求，到2015 年底，這部分資金缺口達到400 億元以上。

隨著政府管理手段的不斷探索和完善，補貼的效果和效率將提高。未來隨著國家新能源產(chǎn)業(yè)政策不斷優(yōu)化，產(chǎn)業(yè)配套措施不斷完善，科技創(chuàng)新扶持力度加大，新能源產(chǎn)業(yè)鏈關鍵性技術取得突破，新能源企業(yè)將逐步由依賴政府補貼的盈利模式轉向依靠技術進步、成本下降獲取經(jīng)營效益。同時，隨著可再生能源補貼政策的不斷完善，補貼申報程序簡化，這將提高補貼發(fā)放的及時性，有利于發(fā)電企業(yè)資金流轉順暢、降低財務成本，進而促進企業(yè)的技術創(chuàng)新、技術改造升級。

1.3 下游新能源汽車發(fā)展面臨技術缺陷和收益狀況不佳的雙重瓶頸，但技術進步將有效突破瓶頸。

電動汽車先天性技術難題達不到替代油和氣的程度。在極冷極熱的氣候條件下，電動汽車與燃油汽車相比缺乏耐候性，特別是當氣溫降至零下十幾度時，電動汽車基本不能行駛，技術上達不到替代油和氣的程度。

收益狀況不佳、缺乏經(jīng)濟性是新能源汽車發(fā)展最大的瓶頸。國內(nèi)能源企業(yè)充換電設施建設起步較早，然而由于充換電業(yè)務收益普遍不佳，難以大范圍推動新能源充換電設施的擴張。同時，電動車替代傳統(tǒng)燃油車方面，電動汽車投資遠比燃油車高， 缺乏經(jīng)濟性，還存在充換電導致的運力減損問題。

未來電池技術進步將對新能源汽車發(fā)展的瓶頸有所彌補。短期來看，電動汽車技術發(fā)展的重點是通過擴大電池容量和增加電池數(shù)量配置來延長續(xù)駛里程，減少充電次數(shù)。長期來看，新型電池性能的逐步完善和量產(chǎn)，將逐步取代現(xiàn)行的鋰電池。例如，正在研發(fā)的亞氨基鋰電池，采用硅取代石墨作為陽極材料，大幅提升了電池容量、性能和使用壽命，有望大規(guī)模取代現(xiàn)行鋰電池技術。同時，日本和美國科學家還在提升鋁、鎂、鈉等電池的性能。

1.4 融資難嚴重制約新能源企業(yè)的發(fā)展，但綠色金融的快速發(fā)展有望成為刺激新能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展的“經(jīng)濟杠桿”

高額的融資成本使得我國新能源企業(yè)成本高企，大幅侵蝕企業(yè)利潤，嚴重制約風電、光伏等制造業(yè)的技改和新技術產(chǎn)業(yè)化。一是部分金融機構鑒于新能源企業(yè)不良貸款率高企，普遍收緊信貸融資。二是我國骨干新能源企業(yè)喪失在海外資本市場融資能力。以光伏企業(yè)為例，雖然我國骨干新能源企業(yè)多在境外上市，但因盈利能力不強、受行業(yè)整合以及國外貿(mào)易爭端等影響，不被境外投資者“看好”，缺乏境外資本市場競爭力，基本喪失在海外資本市場融資能力。三是我國境內(nèi)融資成本較高。據(jù)調(diào)查統(tǒng)計，我國多數(shù)光伏企業(yè)融資成本在8% 左右，部分企業(yè)甚至高達10%，而境外融資成本多在3% ~ 5% 左右。

目前“能源+金融”的綠色金融時代已經(jīng)到來，未來將成為刺激綠色產(chǎn)業(yè)的“經(jīng)濟杠桿”。預計“十三五”期間，綠色金融產(chǎn)業(yè)將成為金融業(yè)發(fā)展的新亮點，政策紅利、市場需求、資本助推等多方位利好，帶動產(chǎn)業(yè)投資規(guī)模8萬億到10 萬億元。綠色債券作為其中一個典型的資本工具，為金融機構和綠色企業(yè)提供了一個新的、融資成本較低的渠道。

1.5 我國 CDM 機制發(fā)展滯后導致新能源碳減排價值難以實現(xiàn)，但隨著中國核證自愿減排量(CCER) 的建立完善，將進一步發(fā)揮新能源綠色價值推動力

雖然我國積極推動CDM 項目的開發(fā)，但其發(fā)展面臨著諸多不確定性，導致新能源碳減排價值難以實現(xiàn)，難以促進綠色產(chǎn)業(yè)快速發(fā)展。首先CDM 注冊難度大。典型的CDM 項目運行過程復雜，要經(jīng)過國內(nèi)審批，國際注冊與簽發(fā)。漫長的審批過程需要大量的人員、資金投入。其次碳交易體系缺失。盡管中國在國際碳市場中占有很大份額，但由于我國碳資本與碳金融發(fā)展落后，沒有形成完整的碳交易體系，缺乏成熟的碳交易法律、制度和碳交易市場機制，使得中國處于國際碳市場及碳價值鏈的低端位置并沒有話語權。再次CDM 未來發(fā)展存在巨大的不確定性。《京都議定書》一期承諾期的有效截止日期是2012 年12 月31 日，2013 年起世界各國便不再受其制約，加之當前因發(fā)達國家經(jīng)濟處于低谷，企業(yè)開工負荷相對較低，碳排放指標需求下降，對于購買發(fā)展中國家碳排放指標的意愿不斷減弱，為CDM 的發(fā)展帶來了巨大的不確定性。

中國CCER 機制快速發(fā)展，成為今后我國企業(yè)碳資產(chǎn)交易的主要機制，對新能源的發(fā)展有十分重大的促進作。自2012 年6 月我國發(fā)布了溫室氣體自愿減排辦法以來，2015 年1 月，中國國家自愿減排和排放權交易注冊登記系統(tǒng)上線，CCER 開始作為交易標的進入試點碳市場。碳資產(chǎn)累計方面，截至2016 年6 月30 日，中國自愿減排信息平臺公示的審定項目合計2 198 個，其中725 項獲得國家發(fā)改委備案，并有179 個項目減排量獲得第三方核證，預計可產(chǎn)生CCER 現(xiàn)貨超過8 000 萬噸;從項目類型上看，風力、水力、光伏以及生物質(zhì)等可再生能源發(fā)電項目CCER 開發(fā)較為充分。碳資產(chǎn)交易方面，截至2017 年7 月，全國共有9 個交易機構開展CCER 交易業(yè)務，在已開展CCER 交易的7 個試點碳市場中，2016 年CCER 合計成交6 400 萬噸。CCER 機制將逐漸取代CDM 機制，成為今后我國企業(yè)碳資產(chǎn)交易的主要機制和場所，CCER 與新能源兩者相互促進相互影響，新能源的開發(fā)和利用可以創(chuàng)造很多CCER 資產(chǎn)，而CCER 資產(chǎn)的交易又可以獲得新能源發(fā)展資金，將有力推動我國新能源企業(yè)減排價值的實現(xiàn)，加速新能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展。

2. 新能源發(fā)展面臨的四個驅動將促進傳統(tǒng)石油公司向新能源跨界

全球經(jīng)濟的低速發(fā)展將使現(xiàn)有能源增速減緩， 在能源結構變化、新能源經(jīng)濟性提高、智慧能源與微電網(wǎng)快速發(fā)展、電動汽車發(fā)展將對傳統(tǒng)油品市場巨大沖擊等因素的驅動下，傳統(tǒng)石油公司將加快能源結構調(diào)整和向新能源跨界轉型。

2.1 能源結構變化的驅動

2.1.1 未來 20 年全球能源消費總量將低速增長， 結構將逐漸優(yōu)化

未來20 年世界能源消費繼續(xù)保持低速增長，預計到2035 年，世界能源消費將由2016 年的132.8億噸油當量，增長到 175.2 億噸油當量，年均增長1.5%。其中，石油消費年均增長0.7%，天然氣1.6%，煤炭0.4%，核電2.4%，水電1.8%，風電、太陽能、生物質(zhì)和地熱等其他可再生能源7.2%。

世界能源結構將逐漸優(yōu)化，煤炭和石油消費比重將持續(xù)下降，天然氣消費比重顯著上升。化石能源比重由85.5% 下降到77.9%，非化石能源比重由15.5% 上升到22.1%。化石能源中，煤炭和石油的消費比重將顯著下降;非化石能源中，風電、光伏等其他可再生能源比重上升幅度最大。詳見圖1。

2.1.2 未來 20 年，我國能源消費將進入減速換擋期，結構優(yōu)化將取得顯著成效

未來20 年，隨著經(jīng)濟發(fā)展方式轉變和能源效率不斷提高，我國能源消費增速將不斷下降。預計我國能源需求將由2016 年的43.6 億噸標煤增長到2035 年的51.4 億噸標煤，增長17.9%，年均增長0.9%。化石能源中，天然氣年均增長4.6%，石油年均增長1.6%，煤炭年均下降0.6%。核電和非水電可再生能源增長較快，年均增速分別達到6.1% 和7.4%。

能源結構優(yōu)化取得顯著成效，化石能源的比重由目前的88% 下降到2035 年的80% 左右。非化石能源的比重將由目前的13.4% 提高到2035 年的20.0%，其中風電、光伏等其它可再生能源的比重將由1.4% 提高到8.3%，見圖2。

2.1.3 “能源革命”將推動相關產(chǎn)業(yè)向綠色、可持續(xù)方向轉型，電力在終端能源需求中將扮演更加重要的角色

低碳清潔發(fā)展仍是未來能源行業(yè)的主題。在《中美氣候變化聯(lián)合聲明》中，美國宣布計劃于2025年實現(xiàn)在2005 年基礎上減排26% ~ 28% 的目標。歐盟發(fā)布低碳經(jīng)濟轉型目標，到2020 年將溫室氣體排放量減少40%;2030 年將可再生能源在能源消費結構中的占比提高到27%。越來越多的發(fā)展中國家提出了宏大的中遠期可再生能源發(fā)展目標，可再生能源發(fā)展將從由發(fā)達國家主導，轉向發(fā)達國家、發(fā)展中國家“雙輪驅動”。

由于發(fā)展中國家建筑和工業(yè)電氣化的推動，未來全球電力消費將快速增長。從2013 年到2035 年， 在終端能源消費中，電力將以年均2.2% 的速度增長，而其他能源的增速為1.0%。電力占終端能源消 費的比重將由2013 年的18% 提高到2035 年的23%， 到2050 年將進一步提高到25%。

2.1.4 大型傳統(tǒng)油氣能源公司堅持涉足新能源和阿拉伯石油資源國加快“去石油化”進程推進能源結構多元化

低油價對傳統(tǒng)油氣公司造成困境，國際大型石油公司和中東石油資源國加快從傳統(tǒng)油氣向新能源發(fā)展的轉型，加快在新能源電力的生產(chǎn)、傳輸、配售等領域的資產(chǎn)和業(yè)務布局，推進能源發(fā)展多元化。英國石油公司(BP)大力發(fā)展太陽能、風能和生物燃料等新能源并取得積極成效。道達爾除了控股 SunPower 公司外，還以11 億美元投資了一家電池公司，并以2.24 億美元收購了比利時天然氣和可再生能源公司Lampiris。殼牌成立了新能源事業(yè)部，重點發(fā)展生物燃料。挪威國家石油公司正在開發(fā)海上風力發(fā)電業(yè)務，2015 年投資同比增加一倍。阿聯(lián)酋、沙 特等阿拉伯國家多年來堅持“去石油化”的能源改革方向，不斷調(diào)整能源結構。阿聯(lián)酋2013 年建成世界 最大級太陽能發(fā)電設施。迪拜2015 年開始實施“迪拜綠色能源戰(zhàn)略2050”，試圖在2030 年之前利用以太陽能為中心的綠色能源滿足25% 的發(fā)電量需求。

國內(nèi)傳統(tǒng)油氣企業(yè)也向電力電網(wǎng)跨界發(fā)展，搶占能源轉型與改革的紅利。中國石油大慶油田依托擁有全國最大規(guī)模配電網(wǎng)資產(chǎn)，成立大慶油田售電公司，制定了“立足現(xiàn)有油田市場、放眼中國石油用電市場、逐步參與全國售電市場”的戰(zhàn)略。據(jù)調(diào)查，大慶油田售電公司年供電量達到150 億千瓦時， 占黑龍江省用電量的1/5，年發(fā)電能力86 億千瓦時。其擁有全國最大的企業(yè)電網(wǎng)和中國石油最大的企業(yè)自備電廠，擁有近30 萬居民、社會企事業(yè)單位和商 業(yè)用戶，年供電量達13 億千瓦時，成為電改產(chǎn)業(yè)鏈上的最大受益者。

2.2 新能源發(fā)展經(jīng)濟性提高的驅動

2.2.1 投資成本排序

1)風電

我國風電的單位成本較高，但在2008 年風電單位成本達到高點后，呈現(xiàn)不斷下降態(tài)勢，未來將具有和清潔火電相競爭的優(yōu)勢。2010 年我國風電成本約在0.36 ~ 0.44 元/kW˙h，2015 年風電成本降至 0.32 ~ 0.40元/kW˙h 左右，仍明顯高于煤電。其中風電機組及安裝投資平均約為4 500 元/kW，除風電機組造價外，土建、升壓站、輔助工程及其他費用投資平均約為3 000 元/kW;在風電場的運行維護中，除去折舊成本后，單位運行成本平均約為0.125 元/kW˙h。設備成本占風電建設投資的60%。在激烈的市場競爭壓力下，隨著風電產(chǎn)業(yè)的迅猛發(fā)展和市場擴大，我國主流國產(chǎn)風機的平均價格由2008 年最高時的超過6 500 元/kW 快速下降，僅在2009 年就下降了約15%，2014 年傳統(tǒng)1.5 MW 主流機型市場售價已降至4000 元/kW(不含塔筒及安裝費用)。

隨著風電設備單位投資水平下降、風電場選址水平提高以及風電機組利用率及效率的提高，預計到2020 年風電成本在目前的基礎上還可以降低20%， 風電發(fā)電成本預計將在0.29 ~ 0.35 元/kW˙h，具有和清潔火電競爭的優(yōu)勢。

2)太陽能發(fā)電

光伏投資成本步入快速下降通道，我國光伏發(fā)電成本未來將大幅下降，成為可再生能源中最具有競爭力的能源。國際可再生能源署發(fā)布的最新報告稱，全球大型地面光伏發(fā)電項目的平均投資成本在 2009—2016 年間下降了80%(從5 美元/W 降至1.65 美元/W)，預計2016—2025 年期間成本會繼續(xù)下降 40%(低于1 美元/W)。中國光伏電站投資在8000元/kW 左右，初裝費補貼由省市財政掌握，目前在0 ~ 3 元/W 范圍。我國太陽能光伏發(fā)電單位成本大幅下降，由2010 年的0.93 元/kW˙h 下降到目前的0.37 元/kW˙h，預計到2030 年將下降至0.23 元/kW˙h，具備與傳統(tǒng)火力發(fā)電競爭的優(yōu)勢。

光熱投資成本高位緩降，仍難以和光伏競爭。預計到2025 年，以7.5 ~ 9.0 h儲能容量為例，160 MW 槽式光熱電站裝機成本可望下降33%，從2015 年及以前的5.5 美元/W 下降到3.6 美元/W;而150 MW 塔式光熱電站成本可望下降37%，從2015 年及以前的 5.7 美元/W 降至3.6 美元/W。預計2030 年太陽能光熱發(fā)電單位成本將略有下降。

3)地熱

地熱供暖成本約為15.5 元/m2，相比燃煤鍋爐供暖23 元/m2 的供暖成本(含鍋爐房、熱力供應系統(tǒng))具有較強的優(yōu)勢。地熱供暖項目建設期投資包括鉆井工程、管網(wǎng)敷設和地面工程三大項目;地熱供暖項目運營成本主要包括電費、工人工資、設備維修費、折舊費、稅費等。地熱發(fā)電成本對資源條件依賴較大，全球地熱發(fā)電成本在0.26 ~ 0.72 元/kW˙h 之間，我國當前地熱發(fā)電成本約0.7 元/kW˙h。地熱發(fā)電的單位裝機投資與熱儲溫度直接相關，詳見圖3，當溫度升高約300℃以后，地熱發(fā)電單位裝機的投資基本保持不變。

對地熱發(fā)電成本影響最大的是發(fā)電小時數(shù)和單 位裝機容量投資。當發(fā)電小時數(shù)為7 200 小時，單 位投資約15 000 元/kW，目前地熱發(fā)電的成本在 0.26 ~ 0.72 元/kW˙h 之間。

4)生物質(zhì)

獨立生物質(zhì)發(fā)電項目的初期建設成本及后期燃料、運行費用都較高，目前成本是0.63元/kW˙h，預計未來生物質(zhì)發(fā)電成本將與燃煤發(fā)電成本相當。目前獨立生物質(zhì)發(fā)電項目的投資建設成本為8000 ~10000 元/kW，是常規(guī)火電投資的2 倍。生物質(zhì)發(fā)電企業(yè)的實際稅率通常達12%，也高于常規(guī)火電企業(yè)的6% ~ 8%。2020 年前，生物質(zhì)混燃發(fā)電的成本將低于燃煤發(fā)電，因此將成為生物質(zhì)發(fā)電的主流技術。生物質(zhì)直燃發(fā)電則需2025—2030 年才能達到成 本標志性指標，因此2050 年前直燃發(fā)電不宜快速發(fā)展，在資源較為豐富但缺乏發(fā)展混燃發(fā)電條件的地區(qū)，可考慮生物質(zhì)直燃發(fā)電熱電聯(lián)產(chǎn)，提高能源利用效率。氣化發(fā)電的形式以生物質(zhì)多聯(lián)產(chǎn)分布發(fā)電為主，雖然技術成熟時間大約需要到2030 年，但氣化發(fā)電能夠很好地適應生物質(zhì)原料分布分散而廣泛的特點，同時分布式發(fā)電節(jié)約了長距離輸電的成本，提高了效率，雖然從項目層面發(fā)電成本略高于直燃發(fā)電，但從電力系統(tǒng)的層面考慮，氣化發(fā)電在經(jīng)濟性方面具有一定的優(yōu)勢，可以成為未來生物質(zhì)發(fā)電重要途徑。未來生物質(zhì)發(fā)電成本預測見表1。

5)不同新能源發(fā)電成本對比

風能、太陽能光伏、光熱、地熱、生物質(zhì)等不同新能源和煤炭發(fā)電成本的分析對比見圖4。由圖4 可知，目前煤炭發(fā)電仍最具成本優(yōu)勢。但從長期來看， 考慮到碳稅和技術進步等因素，新能源發(fā)電成本將不斷下降，最終具備與傳統(tǒng)發(fā)電相當?shù)某杀靖偁巸?yōu)勢。

2.2.2 價格與補貼

1)風電

我國實行風電價格費用分攤制度，風力發(fā)電的上網(wǎng)電價政策經(jīng)歷了3 個階段，目前風力發(fā)電上網(wǎng)電價降至歷史最低水平，未來將持續(xù)下降至燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價水平。2016 年1 月1 日起，我國實行最新頒布的四類風資源區(qū)上網(wǎng)電價，調(diào)整后的四類資源區(qū)價格分別為0.47、0.50、0.54 和0.60 元/kW˙h。 2018 年陸上風電標桿上網(wǎng)電價將繼續(xù)下調(diào)，調(diào)整后的四類資源區(qū)價格分別為0.44、0.47、0.51 和0.58 元/kW˙h。預計到2030 年，風力發(fā)電的上網(wǎng)電價將降至0.35 元/kW˙h。

2)太陽能發(fā)電

目前光伏發(fā)電一類和二類資源區(qū)電價分別是0.9和0.95 元/kW˙h，未來光伏發(fā)電上網(wǎng)價格將持續(xù)走低，預計到2030 年光伏發(fā)電上網(wǎng)電價將降至0.65 元/kW˙h。光伏電站標桿上網(wǎng)電價涵蓋2015年及以前所有項目：Ⅰ類地區(qū)實行0.9 元/kW˙h 的上網(wǎng)電價，Ⅱ類地區(qū)0.95 元/kW˙h，Ⅲ類地區(qū)1 元/kW˙h。光伏電站標桿上網(wǎng)電價高出當?shù)厝济簷C組標桿上網(wǎng)電價(含脫硫等環(huán)保電價)的部分，通過可再生能源發(fā)展基金予以補貼，對分布式光伏發(fā)電實行按照全電量補貼政策，電價補貼標準為0.42 元/kW˙h(含稅)，各省市財政另外補貼0 ~ 0.5 元，余電上網(wǎng)按 0.39 元/kW˙h 收購。光伏發(fā)電項目自投入運營起執(zhí)行標桿上網(wǎng)電價或電價補貼標準，期限原則上為20 年。

目前光熱發(fā)電上網(wǎng)電價1.15 元/kW˙h，加上地方政府0.3 元/kW˙h 的地方性補貼，為新能源發(fā)電中最高，未來光熱發(fā)電上網(wǎng)價格將隨著技術進步有所下降，預計到2030 年光熱發(fā)電上網(wǎng)電價將趨同于光伏發(fā)電上網(wǎng)電價。

3)地熱

地熱供暖的價格及補貼包括居民取暖價格、碳資產(chǎn)價格及貼費(補貼)，地熱供暖每個供暖季的收入為21.44 元/m2。

居民采暖費價格為5.4 元/ 平米每月，鎖閉戶按30% 收取，每個采暖季運行120 天;二氧化碳價格按50 元/噸計算，供暖季每平米的能耗約為26 kg 標煤;補貼費用按40.8 元/m2 標準計算，綜合考慮居民取暖價格、碳資產(chǎn)價格及補貼費用，地熱供暖每供暖季的收入為21.44 元/m2。地熱發(fā)電上網(wǎng)電價0.9 元/kW˙h (以西藏羊八井電站2012年上網(wǎng)電價為例)。

4)生物質(zhì)

2010 年底，國家發(fā)改委對秸稈發(fā)電項目實行了標桿上網(wǎng)電價，將秸稈發(fā)電的上網(wǎng)電價統(tǒng)一提高到0.75 元/kW˙h。國家發(fā)改委發(fā)布的《可再生能源發(fā)電價格和費用分攤管理試行辦法》規(guī)定，我國可再生能源發(fā)電價格實行政府定價和政府指導價兩種形式。實行政府定價的，在各省(自治區(qū)、直轄市) 脫硫燃煤機組標桿上網(wǎng)電價基礎上加補貼電價組成， 補貼電價標準為每千瓦時0.25 元。發(fā)電項目自投產(chǎn)之日起15 年內(nèi)享受補貼電價，運行滿15 年后，取消補貼電價。自2010 年起，每年新批準和核準建設的生物質(zhì)能發(fā)電項目的補貼電價比上一年遞減2%。

5)不同新能源發(fā)電上網(wǎng)電價對比

通過風能、太陽能光伏、光熱、地熱、生物質(zhì)等不同新能源和煤炭發(fā)電上網(wǎng)電價的分析對比，目前新能源發(fā)電上網(wǎng)電價仍高于煤炭發(fā)電上網(wǎng)電價。但從長期來看，考慮到國家新能源產(chǎn)業(yè)的政策走向， 未來新能源發(fā)電上網(wǎng)電價將不斷下調(diào)，最終與傳統(tǒng)燃煤發(fā)電上網(wǎng)電價趨同。詳見圖5、6。

2.2.3 新能源發(fā)電經(jīng)濟性排序

通過投資成本、上網(wǎng)電價、發(fā)電毛利等不同能源發(fā)電經(jīng)濟性對比分析，僅從單位投資收益的因素考慮，目前我國新能源發(fā)電經(jīng)濟性排序依次為光伏發(fā)電、地熱發(fā)電、風力發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電、太陽能光熱發(fā)電。隨著新能源發(fā)電技術進步、裝機成本不斷下調(diào)，同時考慮到我國碳交易政策已于2017 年正式實施，從單位投資收益的角度考慮，未來新能源發(fā)電的經(jīng)濟性將不斷提高，預計到2030 年，我國新能源發(fā)電經(jīng)濟性排序依次為太陽能光伏發(fā)電、地熱發(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電、風能發(fā)電、煤炭和光熱發(fā)電， 新能源發(fā)電相對傳統(tǒng)燃煤發(fā)電更具有競爭力。

2.3 智慧能源與微電網(wǎng)快速發(fā)展的驅動

未來隨著信息化與工業(yè)化的深度融合，能源互聯(lián)網(wǎng)將獲得快速發(fā)展。能源互聯(lián)網(wǎng)將對傳統(tǒng)能源行 業(yè)產(chǎn)生巨大而深刻的影響，互聯(lián)網(wǎng)B2B、B2C 的業(yè)務模式也在向大宗能源項目擴張，全球能源發(fā)展將 呈現(xiàn)三大趨勢——分布化、市場化、智能化。未來 智能微電網(wǎng)的基本格局將是每個生產(chǎn)能源的單位都 能夠把生產(chǎn)的能源連接到能源互聯(lián)網(wǎng)，而需要能源 的人和單位也能夠通過能源互聯(lián)網(wǎng)來獲得能源，共 享性、互聯(lián)性，成為智能微電網(wǎng)的主要特征。能源 互聯(lián)網(wǎng)中傳輸?shù)碾娔芫拖喈斢诨ヂ?lián)網(wǎng)中傳輸?shù)臄?shù)據(jù) 和信息，來自煤電、核電、可再生能源的電站就相 當于海量的網(wǎng)站，儲能裝置的角色與服務器相當， 輸電線路就好比通信線路——互聯(lián)網(wǎng)之外的另一張 “能源互聯(lián)網(wǎng)”模型初具雛形。

物聯(lián)網(wǎng)、云計算和大數(shù)據(jù)將促進能源流和信息 流的高度融合，最終催生由智慧能源開拓的智能微電網(wǎng)時代。智慧能源不僅是用戶有IP 能夠生產(chǎn)同時消費電力能源，也不僅是利用網(wǎng)絡進行電力能源調(diào)配，而且要使電力能源產(chǎn)品像其他消費品一樣能夠自由交易。智慧能源是應用互聯(lián)網(wǎng)和現(xiàn)代通訊技術對能源的生產(chǎn)、使用、調(diào)度和效率狀況進行實時監(jiān)控、分析，并在大數(shù)據(jù)、云計算的基礎上進行實時檢測、報告和優(yōu)化處理，以達到最佳狀態(tài)的開放、透明、去中心化和廣泛自愿參與的能源綜合管理系統(tǒng)。智慧能源產(chǎn)業(yè)就是將系統(tǒng)能源技術與信息技術相結合，應用于能源的生產(chǎn)、存儲、輸送、消費4 個環(huán)節(jié)，并提供整體解決方案和配套技術服務，以達到資源能源最佳配置、優(yōu)化、管控整個能源系統(tǒng)的目的。智慧能源不僅包括傳統(tǒng)的能源生產(chǎn)，也包括新能源的開發(fā)利用，智慧能源產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新是物聯(lián)網(wǎng)的實踐，最終的結果是能源互聯(lián)網(wǎng)。

我國能源互聯(lián)網(wǎng)將發(fā)端于區(qū)域性分布式微電網(wǎng)建設，為新能源產(chǎn)業(yè)的發(fā)展拓展新的生態(tài)空間。2015 年7 月，國家能源局發(fā)布《關于推進新能源微 電網(wǎng)示范項目建設的指導意見》(國能新能[2015] 265 號)，為新能源微電網(wǎng)的發(fā)展創(chuàng)造了良好環(huán)境并 在積累經(jīng)驗基礎上積極推廣。2016 年2 月，國家發(fā)改委、能源局、工信部聯(lián)合發(fā)布《關于推進“互聯(lián)網(wǎng)+”智慧能源發(fā)展的指導意見》，提出十大重點任務和兩大發(fā)展階段，為智慧能源產(chǎn)業(yè)發(fā)展指明方向。與此同時，國家推動的電力體制改革、中國制造 2025、節(jié)能減排升級創(chuàng)新、多能互補集成優(yōu)化和互聯(lián)網(wǎng)升級去中心時代等，從各個領域、各個方向，全面推動了智慧能源產(chǎn)業(yè)創(chuàng)新和能源互聯(lián)網(wǎng)的發(fā)展，由此，“互聯(lián)網(wǎng)+”智慧能源倍受關注，能源互聯(lián)網(wǎng)生態(tài)新模式正在開啟。

2.4 電動汽車發(fā)展沖擊傳統(tǒng)油品市場的驅動

電動汽車的電力消耗將只占我國總用電量的很小份額，對電力需求影響較小。按照純電動汽車平均耗電20 kW˙h/ 百公里、年行駛里程1 萬公里計算， 每輛車年耗電2000 kW˙h，50 萬輛電動汽車年耗電 10 億kW˙h，占2015 年用電量的0.01%。到2020 年如果我國電動汽車保有量達到500 萬輛，則電動汽車年耗電100 億kW˙h，占2020 年用電量的0.2%。假設 1 億輛電動汽車年耗電 2 000 億kW˙h，僅占2035 年用電量的2.1%。

電動汽車發(fā)展對電網(wǎng)負荷有一定影響，但智能電網(wǎng)可助力電動汽車發(fā)展。大量電動汽車同時充電將使局部電網(wǎng)負荷提高，需要對配電網(wǎng)進行改造， 通過更換當?shù)氐淖儔浩鹘鉀Q負荷加重問題。電動汽車對整個電網(wǎng)的負荷影響不大，按每輛電動汽車充電的負荷為3 kW 計算，1 萬輛電動車同時充電的負荷為3 萬kW，約相當于北京最大用電負荷的0.2%; 10 萬輛電動車同時充電，約相當于北京最大用電負荷的2%。如果在低谷時充電，不需要額外增加發(fā)電、輸電和配電設施，并有利于電價下降;如果在高峰時充電，需要額外增加發(fā)電裝機容量以及輸配電設施，并導致電價上升。此外，由于車輛充電場所不固定，導致系統(tǒng)的運行工況隨時可能發(fā)生改變，對系統(tǒng)的穩(wěn)定帶來隱患。智能電網(wǎng)可以根據(jù)負荷情況確定電動汽車的充電時間，并可利用電動汽車存儲的電能對電網(wǎng)進行調(diào)峰，因此發(fā)達的智能電網(wǎng)對于促進電動車發(fā)展十分重要。

充電基礎設施的建設發(fā)展空間大。假設直流快速充電樁1 小時充電可支撐普通純電動汽車續(xù)航約 200 公里，電動汽車每年行駛1 萬公里，則需要充電 50 小時;每個充電樁平均每天充電14 小時，則每 年充電5100 小時。據(jù)此計算，每個充電樁可服務約100 輛電動汽車。以北京為例，假設北京市電動 汽車未來規(guī)模達到200萬輛，其中一半的充電需求由公共快速充電樁滿足，其他由停車位充電樁(慢充)滿足，則北京市需要建設1 萬個公共快速充電樁和100 萬個停車位充電樁，發(fā)展空間大。

如果我國大力實施新能源汽車推廣，2030 年將對傳統(tǒng)油品市場產(chǎn)生一定的沖擊。未來汽車技術發(fā)展將呈現(xiàn)電氣化、互聯(lián)化與智能化的特點。國家層面將形成產(chǎn)業(yè)間聯(lián)動的新能源汽車自主創(chuàng)新發(fā)展規(guī)劃，并推出持續(xù)可行的新能源汽車財稅鼓勵政策，新能源汽車發(fā)展將迎來全面爆發(fā)時期。到2020年我國民用汽車保有量將達到2.75 億輛，2030 年達到 4.79 億輛;到2020 年我國電動車保有量將達到500 萬輛，2030 年達到2400萬輛，2020 年、2030 年電動車占比分別為1.8% 和5%。我國私家車平均每年行駛里程為1.5 萬公里，每百公里平均油耗8.5 升， 如果未來十幾年內(nèi)我國民用汽車行駛里程及油耗變化不大的話，到2020年，電動汽車每年可替代約460 萬噸的汽油消費，相當于我國2016 年汽油總產(chǎn)量的3.6%;2020—2030 年期間，我國電動汽車保有量將有較大幅度增長，可能替代1 000 ~ 2 500 萬噸汽油消費。電動汽車的加速發(fā)展將對傳統(tǒng)油品市場造成沖擊。

3. 結論

在未來能源結構變化驅動、新能源經(jīng)濟性提高驅動、能源互聯(lián)網(wǎng)快速發(fā)展驅動和電動汽車發(fā)展對傳統(tǒng)油品市場沖擊的驅動下，傳統(tǒng)能源化工公司應樹立跨界發(fā)展新能源的戰(zhàn)略轉型理念，逐步發(fā)展新能源產(chǎn)業(yè)，在未來能源競爭中立于不敗之地。