目前，隨著光伏發(fā)電成本和蓄電池價格的不斷下降，為保持光熱發(fā)電技術(shù)的競爭力，光熱開發(fā)商們開始日益注重電站的性能改善、標(biāo)準(zhǔn)化以及通過大規(guī)模部署以降低發(fā)電成本。
在全球可再生能源不斷發(fā)展的當(dāng)下，風(fēng)電和光伏裝機(jī)量不斷上漲，為確保電網(wǎng)保持平衡，必然需要增加額外的可調(diào)配電力或者配置蓄電池等儲能系統(tǒng)以消除間斷性可再生能源的短板。是選擇可配置高性價比儲熱系統(tǒng)的光熱電站作為基礎(chǔ)負(fù)載進(jìn)行調(diào)峰，還是選擇光伏或風(fēng)電等間歇性能源配置蓄電池進(jìn)行儲能，最終可能將由它們各自的經(jīng)濟(jì)性決定。因此，光熱開發(fā)商必須全力以赴降低發(fā)電成本，這樣才能與天然氣發(fā)電、光伏以及蓄電池系統(tǒng)進(jìn)行抗衡。
據(jù)國際可再生能源機(jī)構(gòu)(IRENA)預(yù)測，至2025年，槽式光熱發(fā)電技術(shù)的平準(zhǔn)化發(fā)電成本(LCOE)將下降37%至$90/MWh，塔式光熱發(fā)電技術(shù)的成本將下降43% 至$80/MWh;而光伏發(fā)電成本將下降至$60/MWh，下降幅度為59%;陸上風(fēng)電成本將下降至$50/MWh，下降幅度為26%，后兩者的發(fā)電成本將繼續(xù)保持在光熱發(fā)電之下。
在太陽輻照資源較好的地方，配備幾小時儲能系統(tǒng)的光伏發(fā)電技術(shù)目前被視為最具經(jīng)濟(jì)效益的太陽能解決方案，而光熱電站則可以配置更長時間的儲熱系統(tǒng)而使發(fā)電成本進(jìn)一步降低，這也是光熱發(fā)電技術(shù)的一個關(guān)鍵優(yōu)勢。
ACWA 業(yè)務(wù)發(fā)展執(zhí)行董事AndreaLovato表示：“帶四小時鋰離子儲能電池的光伏系統(tǒng)目前的發(fā)電成本約為10美分/kWh，而儲能型光熱發(fā)電系統(tǒng)的發(fā)電成本則為14美分/kWh。同時，蓄電池價格下降速度很快，這對光熱發(fā)電技術(shù)而言，其在儲能方面的優(yōu)勢將受到影響。所以，儲能型光熱發(fā)電的成本亟需大幅下降。”
沙特阿美石油公司可再生能源部門總經(jīng)理TimPolega在迪拜舉行的2016年MENASol大會上介紹說：“據(jù)我們公司預(yù)測，若給光伏系統(tǒng)配備7小時的電池儲能系統(tǒng)，其成本將低于儲熱型光熱發(fā)電系統(tǒng)之下。盡管最新預(yù)測顯示，新型光熱電站的投資成本將會不斷下降，但到2026年之前，一旦光伏系統(tǒng)的電池儲能時長達(dá)到15個小時，其成本還將低于新型光熱電站的發(fā)電成本?！?br/>
沙特阿美石油公司還預(yù)測，在未來十年，儲熱時長達(dá)6小時的光熱電站的投資成本將呈直線下降趨勢——從2016年的$5.32/W，到2021年的$4.28/W，甚至可低至$3.80/W左右。
全球光熱電站的現(xiàn)有裝機(jī)容量約為5GW，據(jù)沙特阿美石油公司的預(yù)測，到2021年之前，將有望再新增4GW裝機(jī)，在2022~2026年之間，裝機(jī)量將再增8GW。
技術(shù)顧問公司Atarenewables的戰(zhàn)略和業(yè)務(wù)拓展部門總監(jiān)BelenGallego則表示：“盡管目前的電網(wǎng)調(diào)配需求為光熱打開了一扇窗，但是光伏系統(tǒng)的成本下降幅度使之保持了優(yōu)先地位。因此，我們必須要努力使光熱發(fā)電成本的下降速度趕超光伏蓄電儲能的發(fā)展速度?！?br/>
市場化競爭是光熱成本下降的重要推手
競爭性招標(biāo)促進(jìn)了光熱發(fā)電項目投標(biāo)電價的降低，Abengoa于2014年以$115/MWh的價格投標(biāo)智利裝機(jī)110MW的Atacama1光熱-光伏混合電站，這也是迄今為止全球最低的光熱報價。
2015年，針對裝機(jī)100MW的Redstone光熱電站的開發(fā)，SolarReserve和ACWA電力牽頭的聯(lián)合體與南非政府簽署協(xié)議，該項目配有12小時的儲熱系統(tǒng)，投標(biāo)電價為$124/MWh。
最近一段時間，中東地區(qū)的光熱發(fā)電行業(yè)發(fā)展日趨活躍，對光熱發(fā)電成本的進(jìn)一步下降產(chǎn)生了積極影響。今年6月，迪拜水電局(DEWA)主導(dǎo)開發(fā)的裝機(jī) 800MW的DEWAIII光伏太陽能公園項目的最終采購電價確定為$29.9/MWh，這是有史以來最低的光伏中標(biāo)價格。迪拜水電局也表示，在今年晚些時候為裝機(jī)規(guī)模為200MW的光熱發(fā)電項目招標(biāo)時，期望收到$80/MWh左右的報價。
“其實，影響光熱項目電價的兩大首要因素就是項目的巨額投資費(fèi)用以及建設(shè)電站所耗費(fèi)的時間?！盇CWA電力公司的總裁兼首席執(zhí)行官PaddyPadmanathan表示，“時間是至關(guān)重要的，因為三到四年的建設(shè)周期，就意味著我們要分期償還建設(shè)過程中所產(chǎn)生的利息，這無疑增加了發(fā)電成本。而要尋求發(fā)電成本的有效降低，實現(xiàn)電站設(shè)計環(huán)節(jié)的簡化和標(biāo)準(zhǔn)化將是很好的出路?！?br/>
“當(dāng)光熱電站的總裝機(jī)量(包括在建項目)少于10GW時，光熱發(fā)電技術(shù)還是以外來引入為主，不言而喻，我們需要的是更多參與者進(jìn)入這個行業(yè)，從而創(chuàng)造更具張力的競爭氛圍，這樣才能促進(jìn)更多的創(chuàng)新?！盤addy補(bǔ)充道。
Gallego則表示：“光熱電站太陽島的成本尤其需要大幅度下降，同時還需要提高系統(tǒng)運(yùn)行溫度來提高電站的整體發(fā)電效率。事實上，現(xiàn)在相關(guān)機(jī)構(gòu)已針對傳熱介質(zhì)展開了大量研究，致力于尋找到能夠承受更大溫差的介質(zhì)，而我們希望看到的是這些研究成果能夠盡早實現(xiàn)商業(yè)化。”
中東北非光熱熱潮正推動成本快速下降
據(jù)SolarReserve在中東及北非地區(qū)的發(fā)展總監(jiān)PhilipHale介紹：“目前，一些大型光熱發(fā)電項目正在中東和北非地區(qū)(MENA)有序推進(jìn)，我們在阿聯(lián)酋、中東和摩洛哥境內(nèi)都在規(guī)劃和開發(fā)一些大型光熱電站，規(guī)?；б娴娘@現(xiàn)將對降低光熱發(fā)電成本非常有利?！?br/>
圖：中東及北非(MENA)光熱發(fā)電項目統(tǒng)計
此前，由Masdar牽頭，包括西班牙企業(yè)FotowatioRenewableVentures和Gransolar集團(tuán)在內(nèi)的聯(lián)合體在參與阿聯(lián)酋項目的投標(biāo)中報出了上文提到的史上最低光伏電價，這一方面證實了阿聯(lián)酋政府正在履行大力支持可再生能源發(fā)展的承諾，也反映了該地區(qū)可再生能源發(fā)電成本不斷下降的趨勢。
據(jù)悉，Masdar聯(lián)合體的投標(biāo)價格比裝機(jī)規(guī)模為200MW的DEWAII光伏項目2014年5.85美分/kWh的中標(biāo)價格降低了49%。
“阿聯(lián)酋政治穩(wěn)定、通脹水平較低且具備強(qiáng)大的信用評級體系，對我們而言，這是一個穩(wěn)定且有吸引力的投資市場，”Hale表示，“再加上寬松的稅收和關(guān)稅政策，阿聯(lián)酋大型可再生能源項目很容易得到金融機(jī)構(gòu)和貸款方提供的長期低息貸款，這些都為上述項目的開發(fā)商投標(biāo)時報出較低的價格創(chuàng)造了條件?！?br/>
然而，中東北非地區(qū)不同國家可再生能源的發(fā)展情況卻不可同日而語。像阿聯(lián)酋和摩洛哥等國家已經(jīng)能夠成功引入貸款，并穩(wěn)步推進(jìn)本國可再生能源的發(fā)展，而諸如埃及和約旦等國家則被視為多難之邦，投資風(fēng)險相對較高，吸引投資的難度也較大。不過，目前國際上一些知名的金融機(jī)構(gòu)，如美國政府下屬的海外私人投資公司(OPIC)和國際金融公司(IFC)等正在積極幫助這些新興市場。
Hale認(rèn)為，要想推動中東北非地區(qū)的可再生能源發(fā)電成本進(jìn)一步下降，關(guān)鍵在于推動當(dāng)?shù)氐南嚓P(guān)產(chǎn)業(yè)鏈不斷完善并實現(xiàn)本土化，同時還要不斷提高當(dāng)?shù)貏趧恿Φ膶I(yè)技能。
在摩洛哥，由ACWA電力牽頭的聯(lián)合體已明確表示，將通過多重協(xié)同作用控制好瓦爾扎扎特太陽能綜合發(fā)電站中的裝機(jī)200MW的NoorII光熱電站和裝機(jī)150MW的NoorIII光熱電站的建設(shè)和運(yùn)營成本。
此前，ACWA聯(lián)合體于2015年簽署的NoorII和NoorIII電力購買協(xié)議(PPA)的價格分別為$157/MWh和$163/MWh，這與 ACWA電力主導(dǎo)的聯(lián)合體在2012年簽訂的裝機(jī)160MW的NoorI項目$189/MWh的PPA相比，分別下降了15.6%和12.2%。
ACWA電力表示，將通過采取NoorII和NoorIII兩個電站之間基礎(chǔ)設(shè)施、建設(shè)和物流的共享及主要部件的批量訂購來削減項目的整體投資，項目投運(yùn)后多個項目還可共用一部分運(yùn)營維護(hù)人員，從而進(jìn)一步降低投資成本并提高效率。
