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浅谈新能源发展的五个挑战与四个驱动(2)

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。

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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4000 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8000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。

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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8000 ~10000 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。

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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。

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。

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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。

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2000 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5100 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2400万辆,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。

3. 结论

在未来能源结构变化驱动、新能源经济性提高驱动、能源互联网快速发展驱动和电动汽车发展对传统油品市场冲击的驱动下,传统能源化工公司应树立跨界发展新能源的战略转型理念,逐步发展新能源产业,在未来能源竞争中立于不败之地。

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