光熱發(fā)電成本現(xiàn)狀及未來電價走向

:"到2025年塔式光熱發(fā)電的平準化電力成本約為9美分/KWh（約合人民幣0.61元/KWh）。”

“我們所做的一系列分析研究表明在項目的各個環(huán)節(jié)都有降低成本的可能性。我們預計到2025年，建設總成本有望下降33%-37%，平準化電力成本則可能降幅更大一些，可達37%-43%。”

“但可以確定的是，CSP行業(yè)必須致力于擴大體量。目前CSP總裝機量是5GW，在現(xiàn)階段，降低電價的主要途徑就是擴大體量。一旦達到了一定體量，電價會下降得比人們所預期的更快。”

近日，國際可再生能源署（IRENA）資深分析師MichaelTaylor就可再生能源成本，特別是光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)的投資成本及未來電價發(fā)展趨勢接受采訪。提出了上述觀點。下面刊出的為采訪全文：

記者：近期有消息稱迪拜200MW塔式光熱發(fā)電項目最低投標達到9.45美分/KWh（約合人民幣0.64元/KWh），我想您對此肯定有所耳聞，那么請問您此前是否預料到會有如此低價出現(xiàn)呢？

MichaelTaylor：這一價格在我的意料之中。IRENA去年發(fā)布了一篇名為《電力轉型：2025年前太陽能和風能成本下降潛力》的報告，該報告具體分析了太陽能光伏發(fā)電、光熱發(fā)電、海上風電和陸上風電成本降低的途徑。目前光熱發(fā)電的發(fā)展還未成熟，其成本仍有很大的下降空間，為此我們不僅在技術上要實現(xiàn)突破創(chuàng)新，在供應鏈上更應形成良性競爭，利用規(guī)模經(jīng)濟效應爭取成本的大幅下降。通過對數(shù)據(jù)的收集處理，我們預測，到2025年塔式光熱發(fā)電的平準化電力成本約為9美分/KWh（約合人民幣0.61元/KWh）。這一數(shù)據(jù)基于加權平均資本成本（WACC，指企業(yè)以各種資本在企業(yè)全部資本中所占的比重為權數(shù)，對各種長期資金的資本成本加權平均計算出來的資本總成本。加權平均資本成本可用來確定具有平均風險投資項目所要求收益率。）為7.5%的假設，但鑒于迪拜水電局（DEWA）之前的表現(xiàn)，迪拜此次200MW塔式光熱發(fā)電項目的WACC可能更低。

因此對該項目的最低投標價正符合我們對2025年前光熱發(fā)電成本下降的預估。當然，這一數(shù)據(jù)只是估值，實際電價可能會圍繞9美分/KWh上下浮動。不過目前已有項目向此目標電價推進著實令人欣慰，特別是目前正在推進的DEWA迪拜塔式光熱發(fā)電項目更是讓我們看到了發(fā)電成本按照預期下降的可能性。

記者：若此項目擬建于比阿聯(lián)酋太陽能資源更好的地區(qū)，您認為投標價是否有可能更低呢？

MichaelTaylor：的確有可能，并且我們已有相關證據(jù)可證明這一觀點。智利擁有全球最好的太陽能資源，近期在當?shù)財M建的某光熱發(fā)電項目的最低投標價為6.3美分/KWh（約合人民幣0.43元/KWh）。雖然這一投標價最終未能中標，但是項目開發(fā)商希望能夠重新開標。若想要一天24小時皆可連續(xù)供電的可再生能源電力，光熱發(fā)電項目將是智利的不二之選。

盡管智利這一最低投標價在別的項目中可能難以實現(xiàn)，但至少說明在光熱資源更好的地區(qū)有望出現(xiàn)更低的電價。此外，與阿聯(lián)酋相比，智利的空氣透明度相對較高，這有利于吸熱塔吸收更多的太陽輻射來提高發(fā)電效率，從而使更低的投標價成為可能。

表1：太陽能資源在中東和北非不同地區(qū)的分布（來源:Global Solar Atlas&NREL Solar PACES）

記者：您認為光熱發(fā)電成本下降的主要驅動力是什么？

MichaelTaylor：這個問題需要細分，針對槽式光熱發(fā)電項目和塔式光熱發(fā)電項目會有所不同。我們所做的一系列分析研究表明在項目的各個環(huán)節(jié)都有降低成本的可能性。我們預計到2025年，建設總成本有望下降33%-37%，平準化電力成本則可能降幅更大一些，可達37%-43%。

光熱發(fā)電項目成本的下降需要兼顧建設成本的降低和發(fā)電效率的提高，尤其是運行溫度的提高可以有效增加發(fā)電量，降低儲能方面的成本要求。其次，運維效率的提高也有助于光熱發(fā)電成本的下降。如果上述要求均能做到，光熱發(fā)電成本大幅度下降將指日可待。

約三分之二的成本下降潛力源于光熱電站的建設（詳情請見表2），其中太陽島和EPC成本占比最多。通過提升電站運行溫度來提高發(fā)電效率可降低電站的儲能成本，同時我們需要縱覽全局以解鎖更多降低成本的途徑。

表2：槽式及塔式光熱電站主要成本構成對比（來源：IRENA/DLR2016）

記者：光熱發(fā)電設備和安裝方面的成本有可能進一步降低嗎？

MichaelTaylor：若想降低成本需將兩者綜合考慮。例如在槽式光熱電站中，選擇規(guī)?；a(chǎn)口徑更大的拋物面槽式聚光器，就可在保證發(fā)電量的同時，減少設備安裝的工作量。盡管更大口徑的槽式聚光器可能需要額外的加固結構，但此舉仍將有效降低安裝成本。

換言之，成本的大幅降低其實源于對設計的優(yōu)化。雖然在某些情況下，這一改變可能使部分組件的安裝成本有所上升，但只要此法能夠提高系統(tǒng)的整體運行效率，逐步降低安裝總成本不成問題。

記者：您認為光發(fā)熱發(fā)電項目在哪個方面最有可能提高效率，降低成本？

MichaelTaylor：此前已提到，降低成本最大的可能性在于減小一些關鍵支出項的成本，例如太陽島和EPC成本。同時，槽式光熱電站和塔式光熱電站不能混為一談。

根據(jù)IRENA公布數(shù)據(jù)，槽式光熱發(fā)電站未來成本降低的可能性分布較為均衡，主要包括太陽島、EPC、業(yè)主成本以及儲能方面成本的下降。

另外，提高電站運行溫度是降低儲能成本的有效途徑之一。然而，塔式光熱電站的運行溫度目前已經(jīng)高于槽式，因此對于塔式光熱電站而言，依靠提高溫度來降低成本的空間相對較小。

塔式光熱電站成本的降低方法主要集中于太陽島，特別是定日鏡和追蹤系統(tǒng)成本的降低。

表3：2015-2025年槽式光熱電站與塔式光熱電站成本下降潛力（來源：IRENA/DLR,2016）

EPC成本的下降將主要依靠安裝成本的降低。此外，相對槽式電站，塔式光熱電站更應關注成套發(fā)電設備的成本降低。

光熱發(fā)電項目中可利用創(chuàng)新型技術來降低成本的地方絕不止一處。而從長遠角度出發(fā)，總體成本的下降還是依賴于單個組件成本的降低、效率的提高以及運維成本的下降。

與此同時，工業(yè)化、規(guī)模經(jīng)濟、提高供應鏈競爭力等措施的并用為降低成本所做的貢獻不可小覷。

通過觀察風電和太陽能光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)，我們發(fā)現(xiàn)，當某個產(chǎn)業(yè)擁有群聚效應以及多個供應商時，我們能進一步降低風險邊際，擁有更多機會尋找合適的替換材料并開展技術創(chuàng)新。此外，在積累了一定技術經(jīng)驗的基礎上，承包商會更加積極地采取措施降低意外事故的風險，并且做好準備來接納較低的投資回報。

因此，需要各個方面要素進行綜合考量才能從整體上提高效率，降低成本。

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