隨著全球二氧化碳減排共同治理步伐的加快以及技術(shù)進(jìn)步與政策跟進(jìn)，我國未來新能源發(fā)展將受到“能源結(jié)構(gòu)變化”“新能源經(jīng)濟(jì)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(shù)發(fā)展”的“四大驅(qū)動”。未來新能源發(fā)電的經(jīng)濟(jì)性將不斷提高，預(yù)計到2035 年我國可再生新能源(包括風(fēng)能、太陽能、地?zé)崮堋⑸镔|(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(jī)制不健全，但隨著微電網(wǎng)發(fā)展的不斷推進(jìn)，新能源發(fā)展的機(jī)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(yuǎn)來看，新能源在電網(wǎng)建設(shè)、產(chǎn)業(yè)政策、技術(shù)研發(fā)、融資渠道和碳資產(chǎn)交易機(jī)制等方面面臨的挑戰(zhàn)正逐漸向機(jī)遇轉(zhuǎn)化。未來新能源發(fā)展將受到能源結(jié)構(gòu)變化、新能源發(fā)展經(jīng)濟(jì)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(qū)動，將促進(jìn)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(jī)遇轉(zhuǎn)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(jī)遇轉(zhuǎn)化。

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

目前，可再生能源發(fā)展規(guī)劃與電網(wǎng)建設(shè)規(guī)劃的統(tǒng)籌銜接矛盾較為突出，由于區(qū)域電網(wǎng)結(jié)構(gòu)限制及外送通道建設(shè)滯后，風(fēng)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(yán)峻，導(dǎo)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(jī)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(yán)重。“十二五”期間，中國電力工業(yè)規(guī)劃編制受特高壓建設(shè)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(biāo)和電網(wǎng)配套設(shè)施建設(shè)的滯后之間的時間空間錯配，導(dǎo)致了“大范圍、常態(tài)性”的“棄風(fēng)棄光”限電現(xiàn)象。加之經(jīng)濟(jì)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(jī)。

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(jìn)作用，新能源發(fā)展機(jī)遇期即將到來。我國將于2030 年左右使二氧化碳排放達(dá)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(dá)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(lǐng)域的創(chuàng)新性應(yīng)用，對推進(jìn)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(jī)遇凸顯出來。

1.2 政府補(bǔ)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(bǔ)貼的效果和效率將提高

政府補(bǔ)貼政策缺乏持續(xù)性、補(bǔ)貼效率不高將影響新能源發(fā)展。首先，新能源建設(shè)和運營過于依賴政策補(bǔ)貼，在經(jīng)濟(jì)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(jìn)了新能源的發(fā)展。在經(jīng)濟(jì)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(bǔ)貼，對新能源的發(fā)展是致命的。特別是當(dāng)前傳統(tǒng)能源價格普遍下行，新能源的相關(guān)技術(shù)經(jīng)濟(jì)性相對處于劣勢，新能源在國家財政不能持續(xù)補(bǔ)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(bǔ)貼政策造成許多企業(yè)為了套取補(bǔ)貼，新能源設(shè)施建成不用的狀況較為普遍。另外可再生能源補(bǔ)貼資金存在巨大缺口，補(bǔ)貼拖欠較為嚴(yán)重。光伏上網(wǎng)電價補(bǔ)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(yù)計僅能滿足2013 年9 月之前納入可再生能源補(bǔ)貼目錄的項目資金需求，到2015 年底，這部分資金缺口達(dá)到400 億元以上。

隨著政府管理手段的不斷探索和完善，補(bǔ)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(guān)鍵性技術(shù)取得突破，新能源企業(yè)將逐步由依賴政府補(bǔ)貼的盈利模式轉(zhuǎn)向依靠技術(shù)進(jìn)步、成本下降獲取經(jīng)營效益。同時，隨著可再生能源補(bǔ)貼政策的不斷完善，補(bǔ)貼申報程序簡化，這將提高補(bǔ)貼發(fā)放的及時性，有利于發(fā)電企業(yè)資金流轉(zhuǎn)順暢、降低財務(wù)成本，進(jìn)而促進(jìn)企業(yè)的技術(shù)創(chuàng)新、技術(shù)改造升級。

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

電動汽車先天性技術(shù)難題達(dá)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(dāng)氣溫降至零下十幾度時，電動汽車基本不能行駛，技術(shù)上達(dá)不到替代油和氣的程度。

收益狀況不佳、缺乏經(jīng)濟(jì)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(shè)施建設(shè)起步較早，然而由于充換電業(yè)務(wù)收益普遍不佳，難以大范圍推動新能源充換電設(shè)施的擴(kuò)張。同時，電動車替代傳統(tǒng)燃油車方面，電動汽車投資遠(yuǎn)比燃油車高， 缺乏經(jīng)濟(jì)性，還存在充換電導(dǎo)致的運力減損問題。

未來電池技術(shù)進(jìn)步將對新能源汽車發(fā)展的瓶頸有所彌補(bǔ)。短期來看，電動汽車技術(shù)發(fā)展的重點是通過擴(kuò)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(shù)。同時，日本和美國科學(xué)家還在提升鋁、鎂、鈉等電池的性能。

1.4 融資難嚴(yán)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(jì)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(yán)重制約風(fēng)電、光伏等制造業(yè)的技改和新技術(shù)產(chǎn)業(yè)化。一是部分金融機(jī)構(gòu)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(qiáng)、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(dá)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(jì)杠桿”。預(yù)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(jī)構(gòu)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(jī)制發(fā)展滯后導(dǎo)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(jìn)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(dǎo)致新能源碳減排價值難以實現(xiàn)，難以促進(jìn)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(fù)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(jī)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(quán)。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(dāng)前因發(fā)達(dá)國家經(jīng)濟(jì)處于低谷，企業(yè)開工負(fù)荷相對較低，碳排放指標(biāo)需求下降，對于購買發(fā)展中國家碳排放指標(biāo)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(jī)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(jī)制，對新能源的發(fā)展有十分重大的促進(jìn)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(quán)交易注冊登記系統(tǒng)上線，CCER 開始作為交易標(biāo)的進(jìn)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(yù)計可產(chǎn)生CCER 現(xiàn)貨超過8 000 萬噸;從項目類型上看，風(fēng)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(jī)構(gòu)開展CCER 交易業(yè)務(wù)，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(jī)制將逐漸取代CDM 機(jī)制，成為今后我國企業(yè)碳資產(chǎn)交易的主要機(jī)制和場所，CCER 與新能源兩者相互促進(jìn)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(qū)動將促進(jìn)傳統(tǒng)石油公司向新能源跨界

全球經(jīng)濟(jì)的低速發(fā)展將使現(xiàn)有能源增速減緩， 在能源結(jié)構(gòu)變化、新能源經(jīng)濟(jì)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(qū)動下，傳統(tǒng)石油公司將加快能源結(jié)構(gòu)調(diào)整和向新能源跨界轉(zhuǎn)型。

2.1 能源結(jié)構(gòu)變化的驅(qū)動

2.1.1 未來 20 年全球能源消費總量將低速增長， 結(jié)構(gòu)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(yù)計到2035 年，世界能源消費將由2016 年的132.8億噸油當(dāng)量，增長到 175.2 億噸油當(dāng)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(fēng)電、太陽能、生物質(zhì)和地?zé)岬绕渌稍偕茉?.2%。

世界能源結(jié)構(gòu)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(fēng)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(jìn)入減速換擋期，結(jié)構(gòu)優(yōu)化將取得顯著成效

未來20 年，隨著經(jīng)濟(jì)發(fā)展方式轉(zhuǎn)變和能源效率不斷提高，我國能源消費增速將不斷下降。預(yù)計我國能源需求將由2016 年的43.6 億噸標(biāo)煤增長到2035 年的51.4 億噸標(biāo)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(dá)到6.1% 和7.4%。

能源結(jié)構(gòu)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(fēng)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(guān)產(chǎn)業(yè)向綠色、可持續(xù)方向轉(zhuǎn)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(chǔ)上減排26% ~ 28% 的目標(biāo)。歐盟發(fā)布低碳經(jīng)濟(jì)轉(zhuǎn)型目標(biāo)，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(jié)構(gòu)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(yuǎn)期可再生能源發(fā)展目標(biāo)，可再生能源發(fā)展將從由發(fā)達(dá)國家主導(dǎo)，轉(zhuǎn)向發(fā)達(dá)國家、發(fā)展中國家“雙輪驅(qū)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(jìn)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(jìn)程推進(jìn)能源結(jié)構(gòu)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(zhuǎn)型，加快在新能源電力的生產(chǎn)、傳輸、配售等領(lǐng)域的資產(chǎn)和業(yè)務(wù)布局，推進(jìn)能源發(fā)展多元化。英國石油公司(BP)大力發(fā)展太陽能、風(fēng)能和生物燃料等新能源并取得積極成效。道達(dá)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(fēng)力發(fā)電業(yè)務(wù)，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(jié)構(gòu)。阿聯(lián)酋2013 年建成世界 最大級太陽能發(fā)電設(shè)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(zhuǎn)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(dá)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(dá)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(jì)性提高的驅(qū)動

2.2.1 投資成本排序

1)風(fēng)電

我國風(fēng)電的單位成本較高，但在2008 年風(fēng)電單位成本達(dá)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(fēng)電成本約在0.36 ~ 0.44 元/kW˙h，2015 年風(fēng)電成本降至 0.32 ~ 0.40元/kW˙h 左右，仍明顯高于煤電。其中風(fēng)電機(jī)組及安裝投資平均約為4 500 元/kW，除風(fēng)電機(jī)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(fēng)電場的運行維護(hù)中，除去折舊成本后，單位運行成本平均約為0.125 元/kW˙h。設(shè)備成本占風(fēng)電建設(shè)投資的60%。在激烈的市場競爭壓力下，隨著風(fēng)電產(chǎn)業(yè)的迅猛發(fā)展和市場擴(kuò)大，我國主流國產(chǎn)風(fēng)機(jī)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(jī)型市場售價已降至4000 元/kW(不含塔筒及安裝費用)。

隨著風(fēng)電設(shè)備單位投資水平下降、風(fēng)電場選址水平提高以及風(fēng)電機(jī)組利用率及效率的提高，預(yù)計到2020 年風(fēng)電成本在目前的基礎(chǔ)上還可以降低20%， 風(fēng)電發(fā)電成本預(yù)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(yù)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(bǔ)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(yù)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(yù)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(jī)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(yù)計2030 年太陽能光熱發(fā)電單位成本將略有下降。

3)地?zé)?/p>

地?zé)峁┡杀炯s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(yīng)系統(tǒng))具有較強(qiáng)的優(yōu)勢。地?zé)峁┡椖拷ㄔO(shè)期投資包括鉆井工程、管網(wǎng)敷設(shè)和地面工程三大項目;地?zé)峁┡椖窟\營成本主要包括電費、工人工資、設(shè)備維修費、折舊費、稅費等。地?zé)岚l(fā)電成本對資源條件依賴較大，全球地?zé)岚l(fā)電成本在0.26 ~ 0.72 元/kW˙h 之間，我國當(dāng)前地?zé)岚l(fā)電成本約0.7 元/kW˙h。地?zé)岚l(fā)電的單位裝機(jī)投資與熱儲溫度直接相關(guān)，詳見圖3，當(dāng)溫度升高約300℃以后，地?zé)岚l(fā)電單位裝機(jī)的投資基本保持不變。

對地?zé)岚l(fā)電成本影響最大的是發(fā)電小時數(shù)和單 位裝機(jī)容量投資。當(dāng)發(fā)電小時數(shù)為7 200 小時，單 位投資約15 000 元/kW，目前地?zé)岚l(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(shè)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(yù)計未來生物質(zhì)發(fā)電成本將與燃煤發(fā)電成本相當(dāng)。目前獨立生物質(zhì)發(fā)電項目的投資建設(shè)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(dá)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(shù)。生物質(zhì)直燃發(fā)電則需2025—2030 年才能達(dá)到成 本標(biāo)志性指標(biāo)，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(shù)成熟時間大約需要到2030 年，但氣化發(fā)電能夠很好地適應(yīng)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(jì)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(yù)測見表1。

5)不同新能源發(fā)電成本對比

風(fēng)能、太陽能光伏、光熱、地?zé)帷⑸镔|(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(shù)進(jìn)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(dāng)?shù)某杀靖偁巸?yōu)勢。

2.2.2 價格與補(bǔ)貼

1)風(fēng)電

我國實行風(fēng)電價格費用分?jǐn)傊贫龋L(fēng)力發(fā)電的上網(wǎng)電價政策經(jīng)歷了3 個階段，目前風(fēng)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(fēng)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(fēng)電標(biāo)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(yù)計到2030 年，風(fēng)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(yù)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(biāo)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(biāo)桿上網(wǎng)電價高出當(dāng)?shù)厝济簷C(jī)組標(biāo)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(bǔ)貼，對分布式光伏發(fā)電實行按照全電量補(bǔ)貼政策，電價補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)為0.42 元/kW˙h(含稅)，各省市財政另外補(bǔ)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(biāo)桿上網(wǎng)電價或電價補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)，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(bǔ)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(shù)進(jìn)步有所下降，預(yù)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?zé)?/p>

地?zé)峁┡膬r格及補(bǔ)貼包括居民取暖價格、碳資產(chǎn)價格及貼費(補(bǔ)貼)，地?zé)峁┡總€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(biāo)煤;補(bǔ)貼費用按40.8 元/m2 標(biāo)準(zhǔn)計算，綜合考慮居民取暖價格、碳資產(chǎn)價格及補(bǔ)貼費用，地?zé)峁┡抗┡镜氖杖霝?1.44 元/m2。地?zé)岚l(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(biāo)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?jǐn)偣芾碓囆修k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(dǎo)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(jī)組標(biāo)桿上網(wǎng)電價基礎(chǔ)上加補(bǔ)貼電價組成， 補(bǔ)貼電價標(biāo)準(zhǔn)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(bǔ)貼電價，運行滿15 年后，取消補(bǔ)貼電價。自2010 年起，每年新批準(zhǔn)和核準(zhǔn)建設(shè)的生物質(zhì)能發(fā)電項目的補(bǔ)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(fēng)能、太陽能光伏、光熱、地?zé)帷⑸镔|(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(jì)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(jì)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(jì)性排序依次為光伏發(fā)電、地?zé)岚l(fā)電、風(fēng)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(shù)進(jìn)步、裝機(jī)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(jì)性將不斷提高，預(yù)計到2030 年，我國新能源發(fā)電經(jīng)濟(jì)性排序依次為太陽能光伏發(fā)電、地?zé)岚l(fā)電、生物質(zhì)發(fā)電、風(fēng)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(qū)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(wù)模式也在向大宗能源項目擴(kuò)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?dāng)于互聯(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(dāng)于海量的網(wǎng)站，儲能裝置的角色與服務(wù)器相當(dāng)， 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(jìn)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(luò)進(jìn)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(yīng)用互聯(lián)網(wǎng)和現(xiàn)代通訊技術(shù)對能源的生產(chǎn)、使用、調(diào)度和效率狀況進(jìn)行實時監(jiān)控、分析，并在大數(shù)據(jù)、云計算的基礎(chǔ)上進(jìn)行實時檢測、報告和優(yōu)化處理，以達(dá)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(shù)與信息技術(shù)相結(jié)合，應(yīng)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(shù)服務(wù)，以達(dá)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(jié)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(shè)，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(guān)于推進(jìn)新能源微 電網(wǎng)示范項目建設(shè)的指導(dǎo)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(chǔ)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(guān)于推進(jìn)“互聯(lián)網(wǎng)+”智慧能源發(fā)展的指導(dǎo)意見》，提出十大重點任務(wù)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(bǔ)集成優(yōu)化和互聯(lián)網(wǎng)升級去中心時代等，從各個領(lǐng)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(guān)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(qū)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(dá)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(shè) 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(fù)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(fù)荷提高，需要對配電網(wǎng)進(jìn)行改造， 通過更換當(dāng)?shù)氐淖儔浩鹘鉀Q負(fù)荷加重問題。電動汽車對整個電網(wǎng)的負(fù)荷影響不大，按每輛電動汽車充電的負(fù)荷為3 kW 計算，1 萬輛電動車同時充電的負(fù)荷為3 萬kW，約相當(dāng)于北京最大用電負(fù)荷的0.2%; 10 萬輛電動車同時充電，約相當(dāng)于北京最大用電負(fù)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(shè)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(jī)容量以及輸配電設(shè)施，并導(dǎo)致電價上升。此外，由于車輛充電場所不固定，導(dǎo)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(fù)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(jìn)行調(diào)峰，因此發(fā)達(dá)的智能電網(wǎng)對于促進(jìn)電動車發(fā)展十分重要。

充電基礎(chǔ)設(shè)施的建設(shè)發(fā)展空間大。假設(shè)直流快速充電樁1 小時充電可支撐普通純電動汽車?yán)m(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(wù)約100 輛電動汽車。以北京為例，假設(shè)北京市電動 汽車未來規(guī)模達(dá)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(shè)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(shù)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(dá)到2.75 億輛，2030 年達(dá)到 4.79 億輛;到2020 年我國電動車保有量將達(dá)到500 萬輛，2030 年達(dá)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(dāng)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(jié)論

在未來能源結(jié)構(gòu)變化驅(qū)動、新能源經(jīng)濟(jì)性提高驅(qū)動、能源互聯(lián)網(wǎng)快速發(fā)展驅(qū)動和電動汽車發(fā)展對傳統(tǒng)油品市場沖擊的驅(qū)動下，傳統(tǒng)能源化工公司應(yīng)樹立跨界發(fā)展新能源的戰(zhàn)略轉(zhuǎn)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。