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，我國未來新能源發展將受到“能源結構變化”“新能源經濟性提升”“智慧電網與微電網快速發展”以及“電動汽車技術發展”的“四大驅動”。未來新能源發電的經濟性將不斷提高，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。電網發展滯后、可再生能源優先調度機制不健全，但隨著微電網發展的不斷推進，新能源發展的機遇將凸顯

引言

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

1.新能源發展的五個挑戰正逐漸向機遇轉化

新能源在生產、傳輸、儲存及消費等環節還面臨很多挑戰，但挑戰逐漸向機遇轉化。

1.1 電網發展滯后、可再生能源優先調度機制不健全，但隨著微電網發展的不斷推進，新能源發展的機遇將凸顯

目前，可再生能源發展規劃與電網建設規劃的統籌銜接矛盾較為突出，由于區域電網結構限制及外送通道建設滯后，風電、光伏發電集中開發地區面臨的限電形勢愈發嚴峻，導致資源豐富地區的優勢難以實現。

很多地區尚未建立完善的保障可再生能源優先調度的電力運行機制，仍然采取平均分配的發電量年度計劃安排電力調度運行，國家《可再生能源法》的保障性收購要求得不到切實落實，可再生能源發電系統被限制出力的現象十分嚴重。“十二五”期間，中國電力工業規劃編制受特高壓建設等重大未決事項影響遲遲未能確定，可再生能源發展目標和電網配套設施建設的滯后之間的時間空間錯配，導致了“大范圍、常態性”的“棄風棄光”限電現象。加之經濟發展放緩，電力需求不足，新能源發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的快速發展，對新能源的發展有重大的促進作用，新能源發展機遇期即將到來。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，2030 年單位國內生產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)和碳資產交易體系的加速完善，將有助于加快新能源發展步伐。同時，微電網的快速發展代表了未來能源發展趨勢，是“互聯網+”在能源領域的創新性應用，對推進節能減排和實現能源可持續發展具有重要意義，為新能源發展打通外輸通道，新能源發展的機遇凸顯出來。

1.2 政府補貼缺乏持續性和有效性將影響新能源發展，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性、補貼效率不高將影響新能源發展。首先，新能源建設和運營過于依賴政策補貼，在經濟發展水平較高的時期，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展。在經濟低迷期，用有限的資金支持可再生能源發展顯得捉襟見肘，如果國家財政逐漸取消對新能源的補貼，對新能源的發展是致命的。特別是當前傳統能源價格普遍下行，新能源的相關技術經濟性相對處于劣勢，新能源在國家財政不能持續補貼之后，發展將面臨困境。其次，在新能源發展中， 政府的補貼政策造成許多企業為了套取補貼，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業政策不斷優化，產業配套措施不斷完善，科技創新扶持力度加大，新能源產業鏈關鍵性技術取得突破，新能源企業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，這將提高補貼發放的及時性，有利于發電企業資金流轉順暢、降低財務成本，進而促進企業的技術創新、技術改造升級。

1.3 下游新能源汽車發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、缺乏經濟性是新能源汽車發展最大的瓶頸。國內能源企業充換電設施建設起步較早，然而由于充換電業務收益普遍不佳，難以大范圍推動新能源充換電設施的擴張。同時，電動車替代傳統燃油車方面，電動汽車投資遠比燃油車高， 缺乏經濟性，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展的瓶頸有所彌補。短期來看，電動汽車技術發展的重點是通過擴大電池容量和增加電池數量配置來延長續駛里程，減少充電次數。長期來看，新型電池性能的逐步完善和量產，將逐步取代現行的鋰電池。例如，正在研發的亞氨基鋰電池，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，有望大規模取代現行鋰電池技術。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的發展，但綠色金融的快速發展有望成為刺激新能源產業發展的“經濟杠桿”

高額的融資成本使得我國新能源企業成本高企，大幅侵蝕企業利潤，嚴重制約風電、光伏等制造業的技改和新技術產業化。一是部分金融機構鑒于新能源企業不良貸款率高企，普遍收緊信貸融資。二是我國骨干新能源企業喪失在海外資本市場融資能力。以光伏企業為例，雖然我國骨干新能源企業多在境外上市，但因盈利能力不強、受行業整合以及國外貿易爭端等影響，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。三是我國境內融資成本較高。據調查統計，我國多數光伏企業融資成本在8% 左右，部分企業甚至高達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到來，未來將成為刺激綠色產業的“經濟杠桿”。預計“十三五”期間，綠色金融產業將成為金融業發展的新亮點，政策紅利、市場需求、資本助推等多方位利好，帶動產業投資規模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提供了一個新的、融資成本較低的渠道。

1.5 我國 CDM 機制發展滯后導致新能源碳減排價值難以實現，但隨著中國核證自愿減排量(CCER) 的建立完善，將進一步發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，但其發展面臨著諸多不確定性，導致新能源碳減排價值難以實現，難以促進綠色產業快速發展。首先CDM 注冊難度大。典型的CDM 項目運行過程復雜，要經過國內審批，國際注冊與簽發。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，加之當前因發達國家經濟處于低谷，企業開工負荷相對較低，碳排放指標需求下降，對于購買發展中國家碳排放指標的意愿不斷減弱，為CDM 的發展帶來了巨大的不確定性。

中國CCER 機制快速發展，成為今后我國企業碳資產交易的主要機制，對新能源的發展有十分重大的促進作。自2012 年6 月我國發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上線，CCER 開始作為交易標的進入試點碳市場。碳資產累計方面，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 項獲得國家發改委備案，并有179 個項目減排量獲得第三方核證，預計可產生CCER 現貨超過8 000 萬噸;從項目類型上看，風力、水力、光伏以及生物質等可再生能源發電項目CCER 開發較為充分。碳資產交易方面，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，成為今后我國企業碳資產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，新能源的開發和利用可以創造很多CCER 資產，而CCER 資產的交易又可以獲得新能源發展資金，將有力推動我國新能源企業減排價值的實現，加速新能源產業的發展。

2. 新能源發展面臨的四個驅動將促進傳統石油公司向新能源跨界

全球經濟的低速發展將使現有能源增速減緩， 在能源結構變化、新能源經濟性提高、智慧能源與微電網快速發展、電動汽車發展將對傳統油品市場巨大沖擊等因素的驅動下，傳統石油公司將加快能源結構調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， 結構將逐漸優化

未來20 年世界能源消費繼續保持低速增長，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、生物質和地熱等其他可再生能源7.2%。

世界能源結構將逐漸優化，煤炭和石油消費比重將持續下降，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，結構優化將取得顯著成效

未來20 年，隨著經濟發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”將推動相關產業向綠色、可持續方向轉型，電力在終端能源需求中將扮演更加重要的角色

低碳清潔發展仍是未來能源行業的主題。在《中美氣候變化聯合聲明》中，美國宣布計劃于2025年實現在2005 年基礎上減排26% ~ 28% 的目標。歐盟發布低碳經濟轉型目標，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%。越來越多的發展中國家提出了宏大的中遠期可再生能源發展目標，可再生能源發展將從由發達國家主導，轉向發達國家、發展中國家“雙輪驅動”。

由于發展中國家建筑和工業電氣化的推動，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油氣向新能源發展的轉型，加快在新能源電力的生產、傳輸、配售等領域的資產和業務布局，推進能源發展多元化。英國石油公司(BP)大力發展太陽能、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部，重點發展生物燃料。挪威國家石油公司正在開發海上風力發電業務，2015 年投資同比增加一倍。阿聯酋、沙 特等阿拉伯國家多年來堅持“去石油化”的能源改革方向，不斷調整能源結構。阿聯酋2013 年建成世界 最大級太陽能發電設施。迪拜2015 年開始實施“迪拜綠色能源戰略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% 的發電量需求。

國內傳統油氣企業也向電力電網跨界發展，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模配電網資產，成立大慶油田售電公司，制定了“立足現有油田市場、放眼中國石油用電市場、逐步參與全國售電市場”的戰略。據調查，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，年發電能力86 億千瓦時。其擁有全國最大的企業電網和中國石油最大的企業自備電廠，擁有近30 萬居民、社會企事業單位和商 業用戶，年供電量達13 億千瓦時，成為電改產業鏈上的最大受益者。

2.2 新能源發展經濟性提高的驅動

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，呈現不斷下降態勢，未來將具有和清潔火電相競爭的優勢。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，隨著風電產業的迅猛發展和市場擴大，我國主流國產風機的平均價格由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勢。

2)太陽能發電

光伏投資成本步入快速下降通道，我國光伏發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布的最新報告稱，全球大型地面光伏發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，具備與傳統火力發電競爭的優勢。

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)具有較強的優勢。地熱供暖項目建設期投資包括鉆井工程、管網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。地熱發電成本對資源條件依賴較大，全球地熱發電成本在0.26 ~ 0.72 元/kW˙h 之間，我國當前地熱發電成本約0.7 元/kW˙h。地熱發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，地熱發電單位裝機的投資基本保持不變。

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

4)生物質

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

5)不同新能源發電成本對比

風能、太陽能光伏、光熱、地熱、生物質等不同新能源和煤炭發電成本的分析對比見圖4。由圖4 可知，目前煤炭發電仍最具成本優勢。但從長期來看， 考慮到碳稅和技術進步等因素，新能源發電成本將不斷下降，最終具備與傳統發電相當的成本競爭優勢。

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

2)太陽能發電

目前光伏發電一類和二類資源區電價分別是0.9和0.95 元/kW˙h，未來光伏發電上網價格將持續走低，預計到2030 年光伏發電上網電價將降至0.65 元/kW˙h。光伏電站標桿上網電價涵蓋2015年及以前所有項目：Ⅰ類地區實行0.9 元/kW˙h 的上網電價，Ⅱ類地區0.95 元/kW˙h，Ⅲ類地區1 元/kW˙h。光伏電站標桿上網電價高出當地燃煤機組標桿上網電價(含脫硫等環保電價)的部分，通過可再生能源發展基金予以補貼，對分布式光伏發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，余電上網按 0.39 元/kW˙h 收購。光伏發電項目自投入運營起執行標桿上網電價或電價補貼標準，期限原則上為20 年。

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

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。地熱發電上網電價0.9 元/kW˙h (以西藏羊八井電站2012年上網電價為例)。

4)生物質

2010 年底，國家發改委對秸稈發電項目實行了標桿上網電價，將秸稈發電的上網電價統一提高到0.75 元/kW˙h。國家發改委發布的《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》規定，我國可再生能源發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、直轄市) 脫硫燃煤機組標桿上網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。發電項目自投產之日起15 年內享受補貼電價，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能發電項目的補貼電價比上一年遞減2%。

5)不同新能源發電上網電價對比

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

2.2.3 新能源發電經濟性排序

通過投資成本、上網電價、發電毛利等不同能源發電經濟性對比分析，僅從單位投資收益的因素考慮，目前我國新能源發電經濟性排序依次為光伏發電、地熱發電、風力發電、生物質發電、太陽能光熱發電。隨著新能源發電技術進步、裝機成本不斷下調，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，未來新能源發電的經濟性將不斷提高，預計到2030 年，我國新能源發電經濟性排序依次為太陽能光伏發電、地熱發電、生物質發電、風能發電、煤炭和光熱發電， 新能源發電相對傳統燃煤發電更具有競爭力。

2.3 智慧能源與微電網快速發展的驅動

未來隨著信息化與工業化的深度融合，能源互聯網將獲得快速發展。能源互聯網將對傳統能源行 業產生巨大而深刻的影響，互聯網B2B、B2C 的業務模式也在向大宗能源項目擴張，全球能源發展將 呈現三大趨勢——分布化、市場化、智能化。未來 智能微電網的基本格局將是每個生產能源的單位都 能夠把生產的能源連接到能源互聯網，而需要能源 的人和單位也能夠通過能源互聯網來獲得能源，共 享性、互聯性，成為智能微電網的主要特征。能源 互聯網中傳輸的電能就相當于互聯網中傳輸的數據 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——互聯網之外的另一張 “能源互聯網”模型初具雛形。

物聯網、云計算和大數據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時代。智慧能源不僅是用戶有IP 能夠生產同時消費電力能源，也不僅是利用網絡進行電力能源調配，而且要使電力能源產品像其他消費品一樣能夠自由交易。智慧能源是應用互聯網和現代通訊技術對能源的生產、使用、調度和效率狀況進行實時監控、分析，并在大數據、云計算的基礎上進行實時檢測、報告和優化處理，以達到最佳狀態的開放、透明、去中心化和廣泛自愿參與的能源綜合管理系統。智慧能源產業就是將系統能源技術與信息技術相結合，應用于能源的生產、存儲、輸送、消費4 個環節，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、優化、管控整個能源系統的目的。智慧能源不僅包括傳統的能源生產，也包括新能源的開發利用，智慧能源產業創新是物聯網的實踐，最終的結果是能源互聯網。

我國能源互聯網將發端于區域性分布式微電網建設，為新能源產業的發展拓展新的生態空間。2015 年7 月，國家能源局發布《關于推進新能源微 電網示范項目建設的指導意見》(國能新能[2015] 265 號)，為新能源微電網的發展創造了良好環境并 在積累經驗基礎上積極推廣。2016 年2 月，國家發改委、能源局、工信部聯合發布《關于推進“互聯網+”智慧能源發展的指導意見》，提出十大重點任務和兩大發展階段，為智慧能源產業發展指明方向。與此同時，國家推動的電力體制改革、中國制造 2025、節能減排升級創新、多能互補集成優化和互聯網升級去中心時代等，從各個領域、各個方向，全面推動了智慧能源產業創新和能源互聯網的發展，由此，“互聯網+”智慧能源倍受關注，能源互聯網生態新模式正在開啟。

2.4 電動汽車發展沖擊傳統油品市場的驅動

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%。

電動汽車發展對電網負荷有一定影響，但智能電網可助力電動汽車發展。大量電動汽車同時充電將使局部電網負荷提高，需要對配電網進行改造， 通過更換當地的變壓器解決負荷加重問題。電動汽車對整個電網的負荷影響不大，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，導致系統的運行工況隨時可能發生改變，對系統的穩定帶來隱患。智能電網可以根據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進行調峰，因此發達的智能電網對于促進電動車發展十分重要。

充電基礎設施的建設發展空間大。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 年將對傳統油品市場產生一定的沖擊。未來汽車技術發展將呈現電氣化、互聯化與智能化的特點。國家層面將形成產業間聯動的新能源汽車自主創新發展規劃，并推出持續可行的新能源汽車財稅鼓勵政策，新能源汽車發展將迎來全面爆發時期。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。電動汽車的加速發展將對傳統油品市場造成沖擊。

3. 結論

在未來能源結構變化驅動、新能源經濟性提高驅動、能源互聯網快速發展驅動和電動汽車發展對傳統油品市場沖擊的驅動下，傳統能源化工公司應樹立跨界發展新能源的戰略轉型理念，逐步發展新能源產業，在未來能源競爭中立于不敗之地。