负电价或常态化 新能源资产面临价值重估

● 本报记者 罗京

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。

关键词： 电网 电力市场 电价 新能源 电量