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负电价或常态化 新能源资产面临价值重估

  9月17日,在2023全球能源转型高层论坛分论坛“综合智慧能源发展与实践”上,国家电投集团科学技术研究院有限公司党委书记、董事长何勇健表示,随着可再生能源的逐渐普及和电力市场发展,负电价情况会越来越普遍,并引发新能源资产估值模式变化。新能源开发企业须从单纯的项目开发商向综合智慧运营商转型。

  新能源电价走低

  负电价情况越来越普遍,意味着新能源开发的底层逻辑发生变化。

  何勇健介绍,以往新能源项目电价有补贴,电量优先收购,项目投资回报率较为稳定。随着补贴退坡,新能源电价不断走低,甚至出现负电价情况。

  根据公开资料,负电价现象一般出现在电力现货交易市场。当电力市场供过于求时,发电企业为保障发电机组连续运转,避免机组频繁关停,在一定时段内以零价格甚至负价格卖出电能。山东省电力交易平台信息显示,山东电力现货交易在5月1日至2日出现连续22小时的负电价。

  何勇健表示,新能源发电不稳定,难以实时响应电网或用户的需求,在电力现货市场竞争力较弱。

  同时,新能源作为清洁环保的绿电,其潜在溢价尚未充分挖掘。何勇健介绍,目前青海省0.2277元/千瓦时的平价上网电价长期居全国低位,外送新能源电力落地电价普遍低于当地火电基准电价,未能体现出绿电的价值。

  另外,何勇健认为,新能源发展面临远距离输送和大电网消纳的限制。据国家电网测算,新能源电量占比超过10%以后,需要大量增加抽水蓄能、新型储能等灵活性资源,新能源电量占比每提升5个百分点,将增加消纳成本0.088元/千瓦时。

  “高比例可再生能源将导致电源侧供应不稳定,对电力系统的安全稳定运行造成巨大挑战。”何勇健称。

  向综合智慧运营商转型

  “新能源开发企业必须从单纯的项目开发商,向综合智慧运营商转型。”何勇健认为,在技术层面,可以通过储能、用户侧的灵活性和数字化技术,有效衔接光伏发电和下游负荷,着力打通从发电到用户的链条,实现光伏的有效和有序供电,化解新能源对电网的冲击。

  另外,通过V2G(车辆到电网)技术也能较好化解新能源对电网的冲击。“3000万辆电动汽车通过V2G可以提供3亿千瓦的电力调节能力,且在系统内分布均衡,基本上满足大规模新能源的调节需求。”何勇健说。

  何勇健表示,随着技术进步,新能源开发成本逐年下降。近十年,我国光伏度电成本下降了90%,预计到2030年光伏度电成本将下降至0.1元。

  何勇健表示,我国电力市场发展空间巨大,终端用能电气化率不断提升,电力需求将保持刚性增长。

  具体来看,到2025年,我国电能消费总量将达到9.8万亿-10.2万亿千瓦时,年增长约为5.5%-5.9%。到2060年,全社会电能消费将提升至18万亿千瓦时;电力装机预计将增长近3倍,电能占终端能源消费比重将提升至65%。

  何勇健认为,我国将构建起以电-绿氢为主的终端能源消费体系。化工、钢铁、建材等行业是工业低碳转型发展的主战场,预计2060年化工、钢铁、建材等行业的绿氢总需求约为3000万吨。

  绿氢在重载长途交通领域作用突出。何勇健表示,绿氢及其衍生物可替代来自化石能源的燃料油、航空煤油,预计2060年我国交通领域绿氢需求将达到1500万吨左右。

原文链接:http://1guigang.com/industrialchain/electricpower/50135.html,转载请注明出处~~~
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