新能源发展趋势研究

2018-07-19刘国华谷屹孙庆丰刘晓宇

石油石化绿色低碳 2018年1期

刘国华，谷屹，孙庆丰，刘晓宇

（中国石化集团公司经济技术研究院，北京 100029）

新能源具有资源潜力大、环境污染低、可持续利用的特点，将成为人与自然和谐发展的重要能源。目前虽然国内新能源发展面临诸多制约，但从长远来看，新能源在电网建设、产业政策、技术研发、融资渠道和碳资产交易机制等方面面临的挑战正逐渐向机遇转化。未来新能源发展将受到能源结构变化、新能源发展经济性提高、智慧能源与微电网快速发展和电动汽车发展冲击传统油品市场等因素的驱动，将促进传统能源油气公司向新能源跨界。

1 新能源发展的五个挑战正逐渐向机遇转化

新能源在生产、传输、储存及消费等环节还面临很多挑战，但挑战逐渐向机遇转化。

1.1 电网发展滞后、可再生能源优先调度机制不健全，但随着微电网发展的不断推进，新能源发展的机遇将凸显

目前，可再生能源发展规划与电网建设规划的统筹衔接矛盾较为突出，由于区域电网结构限制及外送通道建设滞后，风电、光伏发电集中开发地区面临的限电形势愈发严峻，导致资源丰富地区的优势难以实现。目前，很多地区尚未建立完善的保障可再生能源优先调度的电力运行机制，仍然采取平均分配的发电量年度计划安排电力调度运行，国家《可再生能源法》的保障性收购要求得不到切实落实，可再生能源发电系统被限制出力的现象十分严重。“十二五”期间，中国电力工业规划编制受特高压建设等重大未决事项影响迟迟未能确定，可再生能源发展目标和电网配套设施建设的滞后之间的时间空间错配，导致了“大范围、常态性”的“弃风弃光”限电现象。加之经济发展放缓，电力需求不足，新能源发电遭遇了前所未有的限电危机。

然而国家减排力度不断加大和微电网的快速发展，对新能源的发展有重大的促进作用，新能源发展机遇期即将到来。我国将于2030年左右使二氧化碳排放达到峰值并争取尽早实现，2030年单位国内生产总值二氧化碳排放比2005年下降60%～65%，非化石能源占一次能源消费比重达到20%左右，森林蓄积量比2005年增加45亿立方米左右。随着我国CO2排放总量控制力度加大，中国核证自愿减排量（CCER）和碳资产交易体系的加速完善，将有助于加快新能源发展步伐。同时，微电网的快速发展代表了未来能源发展趋势，是“互联网＋”在能源领域的创新性应用，对推进节能减排和实现能源可持续发展具有重要意义，为新能源发展打通外输通道，新能源发展的机遇凸显出来。

1.2 政府补贴缺乏持续性和有效性将影响新能源发展，随着管理手段的不断探索和完善，补贴的效果和效率将提高

政府补贴政策缺乏持续性、补贴效率不高将影响新能源发展。首先，新能源建设和运营过于依赖政策补贴，在经济发展水平较高的时期，政府将有更多的富余资金用来投资，客观上促进了新能源的发展。在经济低迷期，用有限的资金支持可再生能源发展显得捉襟见肘，如果国家财政逐渐取消对新能源的补贴，对新能源的发展是致命的。特别是当前传统能源价格普遍下行，新能源的相关技术经济性相对处于劣势，新能源在国家财政不能持续补贴之后，发展将面临困境。其次，在新能源发展中，政府的补贴政策造成许多企业为了套取补贴，新能源设施建成不用的状况较为普遍。另外可再生能源补贴资金存在巨大缺口，补贴拖欠较为严重。光伏上网电价补贴主要来自于可再生能源电价附加，目前可再生能源附加征收额度为1.5分/千瓦时，2015年征收额约为500亿元，预计仅能满足2013年9月之前纳入可再生能源补贴目录的项目资金需求，到2015年底，这部分资金缺口达到400亿元以上。

随着政府管理手段的不断探索和完善，补贴的效果和效率将提高。未来随着国家新能源产业政策不断优化，产业配套措施不断完善，科技创新扶持力度加大，新能源产业链关键性技术取得突破，新能源企业将逐步由依赖政府补贴的盈利模式转向依靠技术进步、成本下降获取经营效益。同时，随着可再生能源补贴政策的不断完善，补贴申报程序简化，这将提高补贴发放的及时性，有利于发电企业资金流转顺畅、降低财务成本，进而促进企业的技术创新、技术改造升级。

1.3 下游新能源汽车发展面临技术缺陷和收益状况不佳的双重瓶颈，但技术进步将有效突破瓶颈

电动汽车先天性技术难题达不到替代油和气的程度。在极冷极热的气候条件下，电动汽车与燃油汽车相比缺乏耐候性，特别是当气温降至零下十几度时，电动汽车基本不能行驶，技术上达不到替代油和气的程度。

收益状况不佳、缺乏经济性是新能源汽车发展最大的瓶颈。国内能源企业充换电设施建设起步较早，然而由于充换电业务收益普遍不佳，难以大范围推动新能源充换电设施的扩张。同时，电动车替代传统燃油车方面，电动汽车投资远比燃油车高，缺乏经济性，还存在充换电导致的运力减损问题。

未来电池技术进步将对新能源汽车发展的瓶颈有所弥补。短期来看，电动汽车技术发展的重点是通过扩大电池容量和增加电池数量配置来延长续驶里程，减少充电次数。长期来看，新型电池性能的逐步完善和量产，将逐步取代现行的锂电池。例如，正在研发的亚氨基锂电池，采用硅取代石墨作为阳极材料，大幅提升了电池容量、性能和使用寿命，有望大规模取代现行锂电池技术。同时，日本和美国科学家还在提升铝、镁、钠等电池的性能。

1.4 融资难严重制约新能源企业的发展，但绿色金融的快速发展有望成为刺激新能源产业发展的“经济杠杆”

高额的融资成本使得我国新能源企业成本高企，大幅侵蚀企业利润，严重制约风电、光伏等制造业的技改和新技术产业化。一是部分金融机构鉴于新能源企业不良贷款率高企，普遍收紧信贷融资。二是我国骨干新能源企业丧失在海外资本市场融资能力。以光伏企业为例，虽然我国骨干新能源企业多在境外上市，但因盈利能力不强、受行业整合以及国外贸易争端等影响，不被境外投资者“看好”，缺乏境外资本市场竞争力，基本丧失在海外资本市场融资能力。三是我国境内融资成本较高。据调查统计，我国多数光伏企业融资成本在8%左右，部分企业甚至高达10%，而境外融资成本多在3%～5%左右。

目前“能源＋金融”的绿色金融时代已经到来，未来将成为刺激绿色产业的“经济杠杆”。预计“十三五”期间，绿色金融产业将成为金融业发展的新亮点，政策红利、市场需求、资本助推等多方位利好，带动产业投资规模8万亿到10万亿元。绿色债券作为其中一个典型的资本工具，为金融机构和绿色企业提供了一个新的、融资成本较低的渠道。

1.5 我国CDM机制发展滞后导致新能源碳减排价值难以实现，但随着中国核证自愿减排量（CCER）的建立完善，将进一步发挥新能源绿色价值推动力

虽然我国积极推动CDM项目的开发，但其发展面临着诸多不确定性，导致新能源碳减排价值难以实现，难以促进绿色产业快速发展。首先CDM注册难度大。典型的CDM项目运行过程复杂，要经过国内审批，国际注册与签发。漫长的审批过程需要大量的人员、资金投入。其次碳交易体系缺失。尽管中国在国际碳市场中占有很大份额，但由于我国碳资本与碳金融发展落后，没有形成完整的碳交易体系，缺乏成熟的碳交易法律、制度和碳交易市场机制，使得中国处于国际碳市场及碳价值链的低端位置并没有话语权。再次CDM未来发展存在巨大的不确定性。《京都议定书》一期承诺期的有效截止日期是2012年12月31日，2013年起世界各国便不再受其制约，加之当前因发达国家经济处于低谷，企业开工负荷相对较低，碳排放指标需求下降，对于购买发展中国家碳排放指标的意愿不断减弱，为CDM的发展带来了巨大的不确定性。

中国CCER机制快速发展，成为今后我国企业碳资产交易的主要机制，对新能源的发展有十分重大的促进作用。自2012年6月我国发布了温室气体自愿减排办法以来，2015年1月，中国国家自愿减排和排放权交易注册登记系统上线，CCER开始作为交易标的进入试点碳市场。碳资产累计方面，截至2016年6月30日，中国自愿减排信息平台公示的审定项目合计2 198个，其中725项获得国家发改委备案，并有179个项目减排量获得第三方核证，预计可产生CCER现货超过8 000万吨；从项目类型上看，风力、水力、光伏以及生物质等可再生能源发电项目CCER开发较为充分。碳资产交易方面，截至2017年7月，全国共有9个交易机构开展CCER交易业务，在已开展CCER交易的7个试点碳市场中，2016年CCER合计成交6 400万吨。CCER机制将逐渐取代CDM机制，成为今后我国企业碳资产交易的主要机制和场所，CCER与新能源两者相互促进相互影响，新能源的开发和利用可以创造很多CCER资产，而CCER资产的交易又可以获得新能源发展资金，将有力推动我国新能源企业减排价值的实现，加速新能源产业的发展。

2 新能源发展面临的四个驱动将促进传统石油公司向新能源跨界

全球经济的低速发展将使现有能源增速减缓，在能源结构变化、新能源经济性提高、智慧能源与微电网快速发展、电动汽车发展将对传统油品市场巨大冲击等因素的驱动下，传统石油公司将加快能源结构调整和向新能源跨界转型。

2.1 能源结构变化的驱动

2.1.1 未来20年全球能源消费总量将低速增长，结构将逐渐优化

未来20年世界能源消费继续保持低速增长，预计到2035年，世界能源消费将由2016年的132.8亿吨油当量，增长到175.2亿吨油当量，年均增长1.5%。其中，石油消费年均增长0.7%，天然气1.6%，煤炭0.4%，核电2.4%，水电1.8%，风电、太阳能、生物质和地热等其他可再生能源7.2%。

世界能源结构将逐渐优化，煤炭和石油消费比重将持续下降，天然气消费比重显著上升。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，煤炭和石油的消费比重将显著下降；非化石能源中，风电、光伏等其他可再生能源比重上升幅度最大。详见图1。

2.1.2 未来20年，我国能源消费将进入减速换挡期，结构优化将取得显著成效

未来20年，随着经济发展方式转变和能源效率不断提高，我国能源消费增速将不断下降。预计我国能源需求将由2016年的43.6亿吨标煤增长到2035年的51.4亿吨标煤，增长17.9%，年均增长0.9%。化石能源中，天然气年均增长4.6%，石油年均增长1.6%，煤炭年均下降0.6%。核电和非水电可再生能源增长较快，年均增速分别达到6.1%和7.4%。

能源结构优化取得显著成效，化石能源的比重由目前的88%下降到2035年的80%左右。非化石能源的比重将由目前的13.4%提高到2035年的20.0%，其中风电、光伏等其它可再生能源的比重将由1.4%提高到8.3%，见图2。

图1 世界一次能源消费结构预测

图2 中国能源消费结构预测

2.1.3 “能源革命”将推动相关产业向绿色、可持续方向转型，电力在终端能源需求中将扮演更加重要的角色

低碳清洁发展仍是未来能源行业的主题。在《中美气候变化联合声明》中，美国宣布计划于2025年实现在2005年基础上减排26%～28%的目标。欧盟发布低碳经济转型目标，到2020年将温室气体排放量减少40%；2030年将可再生能源在能源消费结构中的占比提高到27%。越来越多的发展中国家提出了宏大的中远期可再生能源发展目标，可再生能源发展将从由发达国家主导，转向发达国家、发展中国家“双轮驱动”。

由于发展中国家建筑和工业电气化的推动，未来全球电力消费将快速增长。从2013年到2035年，在终端能源消费中，电力将以年均2.2%的速度增长，而其他能源的增速为1.0%。电力占终端能源消费的比重将由2013年的18%提高到2035年的23%，到2050年将进一步提高到25%。

2.1.4 大型传统油气能源公司坚持涉足新能源和阿拉伯石油资源国加快“去石油化”进程推进能源结构多元化

低油价对传统油气公司造成困境，国际大型石油公司和中东石油资源国加快从传统油气向新能源发展的转型，加快在新能源电力的生产、传输、配售等领域的资产和业务布局，推进能源发展多元化。英国石油公司（BP）大力发展太阳能、风能和生物燃料等新能源并取得积极成效。道达尔除了控股SunPower公司外，还以11亿美元投资了一家电池公司，并以2.24亿美元收购了比利时天然气和可再生能源公司Lampiris。壳牌成立了新能源事业部，重点发展生物燃料。挪威国家石油公司正在开发海上风力发电业务，2015年投资同比增加一倍。阿联酋、沙特等阿拉伯国家多年来坚持“去石油化”的能源改革方向，不断调整能源结构。阿联酋2013年建成世界最大级太阳能发电设施。迪拜2015年开始实施“迪拜绿色能源战略2050”，试图在2030年之前利用以太阳能为中心的绿色能源满足25%的发电量需求。

国内传统油气企业也向电力电网跨界发展，抢占能源转型与改革的红利。中国石油大庆油田依托拥有全国最大规模配电网资产，成立大庆油田售电公司，制定了“立足现有油田市场、放眼中国石油用电市场、逐步参与全国售电市场”的战略。据调查，大庆油田售电公司年供电量达到150亿千瓦时，占黑龙江省用电量的1/5，年发电能力86亿千瓦时。其拥有全国最大的企业电网和中国石油最大的企业自备电厂，拥有近30万居民、社会企事业单位和商业用户，年供电量达13亿千瓦时，成为电改产业链上的最大受益者。

2.2 新能源发展经济性提高的驱动

2.2.1 投资成本排序

1）风电

我国风电的单位成本较高，但在2008年风电单位成本达到高点后，呈现不断下降态势，未来将具有和清洁火电相竞争的优势。2010年我国风电成本约在0.36～0.44元/kW·h，2015年风电成本降至0.32～0.40元/kW·h左右，仍明显高于煤电。其中风电机组及安装投资平均约为4 500元/kW，除风电机组造价外，土建、升压站、辅助工程及其他费用投资平均约为3 000元/kW；在风电场的运行维护中，除去折旧成本后，单位运行成本平均约为0.125元/kW·h。设备成本占风电建设投资的60%。在激烈的市场竞争压力下，随着风电产业的迅猛发展和市场扩大，我国主流国产风机的平均价格由2008年最高时的超过6 500元/kW快速下降，仅在2009年就下降了约15%，2014年传统1.5 MW主流机型市场售价已降至4 000元/kW（不含塔筒及安装费用）。

随着风电设备单位投资水平下降、风电场选址水平提高以及风电机组利用率及效率的提高，预计到2020年风电成本在目前的基础上还可以降低20%，风电发电成本预计将在0.29～0.35元/kW·h，具有和清洁火电竞争的优势。

2）太阳能发电

光伏投资成本步入快速下降通道，我国光伏发电成本未来将大幅下降，成为可再生能源中最具有竞争力的能源。国际可再生能源署发布的最新报告称，全球大型地面光伏发电项目的平均投资成本在2009—2016年间下降了80%（从5美元/W降至1.65美元/W），预计2016—2025年期间成本会继续下降40%（低于1美元/W）。中国光伏电站投资在8 000元/kW左右，初装费补贴由省市财政掌握，目前在0～3元/W范围。我国太阳能光伏发电单位成本大幅下降，由2010年的0.93元/kW·h下降到目前的0.37元/kW·h，预计到2030年将下降至0.23元/kW·h，具备与传统火力发电竞争的优势。

光热投资成本高位缓降，仍难以和光伏竞争。预计到2025年，以7.5～9.0 h储能容量为例，160 MW槽式光热电站装机成本可望下降33%，从2015年及以前的5.5美元/W 下降到3.6美元/W；而150 MW塔式光热电站成本可望下降37%，从2015年及以前的5.7美元/W降至3.6美元/W。预计2030年太阳能光热发电单位成本将略有下降。

3）地热

地热供暖成本约为15.5元/m2，相比燃煤锅炉供暖23元/m2的供暖成本（含锅炉房、热力供应系统）具有较强的优势。地热供暖项目建设期投资包括钻井工程、管网敷设和地面工程三大项目；地热供暖项目运营成本主要包括电费、工人工资、设备维修费、折旧费、税费等。地热发电成本对资源条件依赖较大，全球地热发电成本在0.26～0.72元/kW·h之间，我国当前地热发电成本约0.7元/kW·h。地热发电的单位装机投资与热储温度直接相关，详见图3，当温度升高约300℃以后，地热发电单位装机的投资基本保持不变。

对地热发电成本影响最大的是发电小时数和单位装机容量投资。当发电小时数为7 200小时，单位投资约15 000元/kW，目前地热发电的成本在0.26～0.72元/kW·h之间。

4）生物质

独立生物质发电项目的初期建设成本及后期燃料、运行费用都较高，目前成本是0.63元/kW·h，预计未来生物质发电成本将与燃煤发电成本相当。目前独立生物质发电项目的投资建设成本为8 000～10 000元/kW，是常规火电投资的2倍。生物质发电企业的实际税率通常达12%，也高于常规火电企业的6%～8%。2020年前，生物质混燃发电的成本将低于燃煤发电，因此将成为生物质发电的主流技术。生物质直燃发电则需2025—2030年才能达到成本标志性指标，因此2050年前直燃发电不宜快速发展，在资源较为丰富但缺乏发展混燃发电条件的地区，可考虑生物质直燃发电热电联产，提高能源利用效率。气化发电的形式以生物质多联产分布发电为主，虽然技术成熟时间大约需要到2030年，但气化发电能够很好地适应生物质原料分布分散而广泛的特点，同时分布式发电节约了长距离输电的成本，提高了效率，虽然从项目层面发电成本略高于直燃发电，但从电力系统的层面考虑，气化发电在经济性方面具有一定的优势，可以成为未来生物质发电重要途径。未来生物质发电成本预测见表1。

5）不同新能源发电成本对比

风能、太阳能光伏、光热、地热、生物质等不同新能源和煤炭发电成本的分析对比见图4。由图4可知，目前煤炭发电仍最具成本优势。但从长期来看，考虑到碳税和技术进步等因素，新能源发电成本将不断下降，最终具备与传统发电相当的成本竞争优势。

图3 地热发电单位装机投资变化

图4 我国不同能源发电成本对比

表1 生物质发电成本预测元/kW·h

2.2.2 价格与补贴

1）风电

我国实行风电价格费用分摊制度，风力发电的上网电价政策经历了3个阶段，目前风力发电上网电价降至历史最低水平，未来将持续下降至燃煤发电上网电价水平。2016年1月1日起，我国实行最新颁布的四类风资源区上网电价，调整后的四类资源区价格分别为0.47、0.50、0.54和0.60元/kW·h。2018年陆上风电标杆上网电价将继续下调，调整后的四类资源区价格分别为0.44、0.47、0.51和0.58元/kW·h。预计到2030年，风力发电的上网电价将降至0.35元/kW·h。

2）太阳能发电

目前光伏发电一类和二类资源区电价分别是0.9和0.95元/kW·h，未来光伏发电上网价格将持续走低，预计到2030年光伏发电上网电价将降至0.65元/kW·h。光伏电站标杆上网电价涵盖2015年及以前所有项目：Ⅰ类地区实行0.9元/kW·h的上网电价，Ⅱ类地区0.95元/kW·h，Ⅲ类地区1元/kW·h。光伏电站标杆上网电价高出当地燃煤机组标杆上网电价（含脱硫等环保电价）的部分，通过可再生能源发展基金予以补贴，对分布式光伏发电实行按照全电量补贴政策，电价补贴标准为0.42元/kW·h（含税），各省市财政另外补贴0～0.5元，余电上网按0.39元/kW·h收购。光伏发电项目自投入运营起执行标杆上网电价或电价补贴标准，期限原则上为20年。

目前光热发电上网电价1.15元/kW·h，加上地方政府0.3元/kW·h的地方性补贴，为新能源发电中最高，未来光热发电上网价格将随着技术进步有所下降，预计到2030年光热发电上网电价将趋同于光伏发电上网电价。

3）地热

地热供暖的价格及补贴包括居民取暖价格、碳资产价格及贴费（补贴），地热供暖每个供暖季的收入为21.44元/m2。

居民采暖费价格为5.4元/平米每月，锁闭户按30%收取，每个采暖季运行120天；二氧化碳价格按50元/吨计算，供暖季每平米的能耗约为26 kg标煤；补贴费用按40.8元/m2标准计算，综合考虑居民取暖价格、碳资产价格及补贴费用，地热供暖每供暖季的收入为21.44元/m2。地热发电上网电价0.9元/kW·h（以西藏羊八井电站2012年上网电价为例）。

4）生物质

2010年底，国家发改委对秸秆发电项目实行了标杆上网电价，将秸秆发电的上网电价统一提高到0.75元/kW·h。国家发改委发布的《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》规定，我国可再生能源发电价格实行政府定价和政府指导价两种形式。实行政府定价的，在各省（自治区、直辖市）脱硫燃煤机组标杆上网电价基础上加补贴电价组成，补贴电价标准为每千瓦时0.25元。发电项目自投产之日起15年内享受补贴电价，运行满15年后，取消补贴电价。自2010年起，每年新批准和核准建设的生物质能发电项目的补贴电价比上一年递减2%。

5）不同新能源发电上网电价对比

通过风能、太阳能光伏、光热、地热、生物质等不同新能源和煤炭发电上网电价的分析对比，目前新能源发电上网电价仍高于煤炭发电上网电价。但从长期来看，考虑到国家新能源产业的政策走向，未来新能源发电上网电价将不断下调，最终与传统燃煤发电上网电价趋同。详见图5、6。

2.2.3 新能源发电经济性排序

通过投资成本、上网电价、发电毛利等不同能源发电经济性对比分析，仅从单位投资收益的因素考虑，目前我国新能源发电经济性排序依次为光伏发电、地热发电、风力发电、生物质发电、太阳能光热发电。随着新能源发电技术进步、装机成本不断下调，同时考虑到我国碳交易政策已于2017年正式实施，从单位投资收益的角度考虑，未来新能源发电的经济性将不断提高，预计到2030年，我国新能源发电经济性排序依次为太阳能光伏发电、地热发电、生物质发电、风能发电、煤炭和光热发电，新能源发电相对传统燃煤发电更具有竞争力。

图5 我国不同能源上网电价对比

图6 我国不同能源发电毛利对比

2.3 智慧能源与微电网快速发展的驱动

未来随着信息化与工业化的深度融合，能源互联网将获得快速发展。能源互联网将对传统能源行业产生巨大而深刻的影响，互联网B2B、B2C的业务模式也在向大宗能源项目扩张，全球能源发展将呈现三大趋势——分布化、市场化、智能化。未来智能微电网的基本格局将是每个生产能源的单位都能够把生产的能源连接到能源互联网，而需要能源的人和单位也能够通过能源互联网来获得能源，共享性、互联性，成为智能微电网的主要特征。能源互联网中传输的电能就相当于互联网中传输的数据和信息，来自煤电、核电、可再生能源的电站就相当于海量的网站，储能装置的角色与服务器相当，输电线路就好比通信线路——互联网之外的另一张“能源互联网”模型初具雏形。

物联网、云计算和大数据将促进能源流和信息流的高度融合，最终催生由智慧能源开拓的智能微电网时代。智慧能源不仅是用户有IP能够生产同时消费电力能源，也不仅是利用网络进行电力能源调配，而且要使电力能源产品像其他消费品一样能够自由交易。智慧能源是应用互联网和现代通讯技术对能源的生产、使用、调度和效率状况进行实时监控、分析，并在大数据、云计算的基础上进行实时检测、报告和优化处理，以达到最佳状态的开放、透明、去中心化和广泛自愿参与的能源综合管理系统。智慧能源产业就是将系统能源技术与信息技术相结合，应用于能源的生产、存储、输送、消费4个环节，并提供整体解决方案和配套技术服务，以达到资源能源最佳配置、优化、管控整个能源系统的目的。智慧能源不仅包括传统的能源生产，也包括新能源的开发利用，智慧能源产业创新是物联网的实践，最终的结果是能源互联网。

我国能源互联网将发端于区域性分布式微电网建设，为新能源产业的发展拓展新的生态空间。2015年7月，国家能源局发布《关于推进新能源微电网示范项目建设的指导意见》（国能新能[2015]265号），为新能源微电网的发展创造了良好环境并在积累经验基础上积极推广。2016年2月，国家发改委、能源局、工信部联合发布《关于推进“互联网＋”智慧能源发展的指导意见》，提出十大重点任务和两大发展阶段，为智慧能源产业发展指明方向。与此同时，国家推动的电力体制改革、中国制造2025、节能减排升级创新、多能互补集成优化和互联网升级去中心时代等，从各个领域、各个方向，全面推动了智慧能源产业创新和能源互联网的发展，由此，“互联网＋”智慧能源倍受关注，能源互联网生态新模式正在开启。

2.4 电动汽车发展冲击传统油品市场的驱动

电动汽车的电力消耗将只占我国总用电量的很小份额，对电力需求影响较小。按照纯电动汽车平均耗电20 kW·h/百公里、年行驶里程1万公里计算，每辆车年耗电2 000 kW·h，50万辆电动汽车年耗电10亿kW·h，占2015年用电量的0.01%。到2020年如果我国电动汽车保有量达到500万辆，则电动汽车年耗电100亿kW·h，占2020年用电量的0.2%。假设1亿辆电动汽车年耗电2 000亿kW·h，仅占2035年用电量的2.1%。

电动汽车发展对电网负荷有一定影响，但智能电网可助力电动汽车发展。大量电动汽车同时充电将使局部电网负荷提高，需要对配电网进行改造，通过更换当地的变压器解决负荷加重问题。电动汽车对整个电网的负荷影响不大，按每辆电动汽车充电的负荷为3 kW计算，1万辆电动车同时充电的负荷为3万kW，约相当于北京最大用电负荷的0.2%；10万辆电动车同时充电，约相当于北京最大用电负荷的2%。如果在低谷时充电，不需要额外增加发电、输电和配电设施，并有利于电价下降；如果在高峰时充电，需要额外增加发电装机容量以及输配电设施，并导致电价上升。此外，由于车辆充电场所不固定，导致系统的运行工况随时可能发生改变，对系统的稳定带来隐患。智能电网可以根据负荷情况确定电动汽车的充电时间，并可利用电动汽车存储的电能对电网进行调峰，因此发达的智能电网对于促进电动车发展十分重要。

充电基础设施的建设发展空间大。假设直流快速充电桩1小时充电可支撑普通纯电动汽车续航约200公里，电动汽车每年行驶1万公里，则需要充电50小时；每个充电桩平均每天充电14小时，则每年充电5 100小时。据此计算，每个充电桩可服务约100辆电动汽车。以北京为例，假设北京市电动汽车未来规模达到200万辆，其中一半的充电需求由公共快速充电桩满足，其他由停车位充电桩（慢充）满足，则北京市需要建设1万个公共快速充电桩和100万个停车位充电桩，发展空间大。

如果我国大力实施新能源汽车推广，2030年将对传统油品市场产生一定的冲击。未来汽车技术发展将呈现电气化、互联化与智能化的特点。国家层面将形成产业间联动的新能源汽车自主创新发展规划，并推出持续可行的新能源汽车财税鼓励政策，新能源汽车发展将迎来全面爆发时期。到2020年我国民用汽车保有量将达到2.75亿辆，2030年达到4.79亿辆；到2020年我国电动车保有量将达到500万辆，2030年达到2 400万辆，2020年、2030年电动车占比分别为1.8%和5%。我国私家车平均每年行驶里程为1.5万公里，每百公里平均油耗8.5升，如果未来十几年内我国民用汽车行驶里程及油耗变化不大的话，到2020年，电动汽车每年可替代约460万吨的汽油消费，相当于我国2016年汽油总产量的3.6%；2020—2030年期间，我国电动汽车保有量将有较大幅度增长，可能替代1 000～2 500万吨汽油消费。电动汽车的加速发展将对传统油品市场造成冲击。