市場化競爭促進光熱發電項目投標電價降低

　　【中國智能制造網 市場分析】目前，隨著光伏發電成本和蓄電池價格的不斷下降，為保持光熱發電技術的競爭力，光熱開發商們開始日益注重電站的性能改善、標準化以及通過大規模部署以降低發電成本。　　在可再生能源不斷發展的當下，風電和光伏裝機量不斷上漲，為確保電網保持平衡，必然需要增加額外的可調配電力或者配置蓄電池等儲能系統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的光熱電站作為基礎負載進行調峰，還是選擇光伏或風電等間歇性能源配置蓄電池進行儲能，終可能將由它們各自的經濟性決定。因此，光熱開發商必須全力以赴降低發電成本，這樣才能與天然氣發電、光伏以及蓄電池系統進行抗衡。
　　
　　據可再生能源機構（IRENA）預測，至2025年，槽式光熱發電技術的平準化發電成本（LCOE）將下降37%至$90/MWh，塔式光熱發電技術的成本將下降43%至$80/MWh；而光伏發電成本將下降至$60/MWh，下降幅度為59％；陸上風電成本將下降至$50/MWh，下降幅度為26％，后兩者的發電成本將繼續保持在光熱發電之下。
　　
　　在太陽輻照資源較好的地方，配備幾小時儲能系統的光伏發電技術目前被視為具經濟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而使發電成本進一步降低，這也是光熱發電技術的一個關鍵優勢。
　　
　　ACWA業務發展執行董事AndreaLovato表示：“帶四小時鋰離子儲能電池的光伏系統目前的發電成本約為10美分/kWh，而儲能型光熱發電系統的發電成本則為14美分/kWh。同時，蓄電池價格下降速度很快，這對光熱發電技術而言，其在儲能方面的優勢將受到影響。所以，儲能型光熱發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理TimPolega在迪拜舉行的2016年MENASol大會上介紹說：“據我們公司預測，若給光伏系統配備7小時的電池儲能系統，其成本將低于儲熱型光熱發電系統之下。盡管新預測顯示，新型光熱電站的投資成本將會不斷下降，但到2026年之前，一旦光伏系統的電池儲能時長達到15個小時，其成本還將低于新型光熱電站的發電成本。”
　　
　　沙特阿美石油公司還預測，在未來十年，儲熱時長達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。
　　
　　光熱電站的現有裝機容量約為5GW，據沙特阿美石油公司的預測，到2021年之前，將有望再新增4GW裝機，在2022——2026年之間，裝機量將再增8GW。
　　
　　技術顧問公司Atarenewables的戰略和業務拓展部門總監BelenGallego則表示：“盡管目前的電網調配需求為光熱打開了一扇窗，但是光伏系統的成本下降幅度使之保持了優先地位。因此，我們必須要努力使光熱發電成本的下降速度趕超光伏蓄電儲能的發展速度。”
　　
　　市場化競爭是光熱成本下降的重要推手
　　
　　競爭性招標促進了光熱發電項目投標電價的降低，Abengoa于2014年以$115/MWh的價格投標智利裝機110MW的Atacama1光熱-光伏混合電站，這也是迄今為止低的光熱報價。
　　
　　2015年，針對裝機100MW的Redstone光熱電站的開發，SolarReserve和ACWA電力牽頭的聯合體與南非政府簽署協議，該項目配有12小時的儲熱系統，投標電價為$124/MWh。
　　
　　近一段時間，中東地區的光熱發電行業發展日趨活躍，對光熱發電成本的進一步下降產生了積極影響。今年6月，迪拜水電局（DEWA）主導開發的裝機800MW的DEWAIII光伏太陽能公園項目的終采購電價確定為$29.9/MWh，這是有史以來低的光伏中標價格。迪拜水電局也表示，在今年晚些時候為裝機規模為200MW的光熱發電項目招標時，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用以及建設電站所耗費的時間。”ACWA電力公司的總裁兼執行官PaddyPadmanathan表示，“時間是至關重要的，因為三到四年的建設周期，就意味著我們要分期償還建設過程中所產生的利息，這無疑增加了發電成本。而要尋求發電成本的有效降低，實現電站設計環節的簡化和標準化將是很好的出路。”
　　
　　“當光熱電站的總裝機量（包括在建項目）少于10GW時，光熱發電技術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入這個行業，從而創造更具張力的競爭氛圍，這樣才能促進更多的創新。”Paddy補充道。
　　
　　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運行溫度來提高電站的整體發電效率。事實上，現在相關機構已針對傳熱介質展開了大量研究，致力于尋找到能夠承受更大溫差的介質，而我們希望看到的是這些研究成果能夠盡早實現商業化。”
　　
　　中東北非光熱熱潮正推動成本快速下降
　　
　　據SolarReserve在中東及北非地區的發展總監PhilipHale介紹：“目前，一些大型光熱發電項目正在中東和北非地區（MENA）有序推進，我們在阿聯酋、中東和摩洛哥境內都在規劃和開發一些大型光熱電站，規模化效益的顯現將對降低光熱發電成本非常有利。”
　　
　　此前，由Masdar牽頭，包括西班牙企業FotowatioRenewableVentures和Gransolar集團在內的聯合體在參與阿聯酋項目的投標中報出了上文提到的史上低光伏電價，這一方面證實了阿聯酋政府正在履行大力支持可再生能源發展的承諾，也反映了該地區可再生能源發電成本不斷下降的趨勢。
　　
　　據悉，Masdar聯合體的投標價格比裝機規模為200MW的DEWAII光伏項目2014年5.85美分/kWh的中標價格降低了49%。
　　
　　“阿聯酋政治穩定、通脹水平較低且具備強大的信用評級體系，對我們而言，這是一個穩定且有吸引力的投資市場，”Hale表示，“再加上寬松的稅收和關稅政策，阿聯酋大型可再生能源項目很容易得到金融機構和貸款方提供的長期低息貸款，這些都為上述項目的開發商投標時報出較低的價格創造了條件。”
　　
　　然而，中東北非地區不同國家可再生能源的發展情況卻不可同日而語。像阿聯酋和摩洛哥等國家已經能夠成功引入貸款，并穩步推進本國可再生能源的發展，而諸如埃及和約旦等國家則被視為多難之邦，投資風險相對較高，吸引投資的難度也較大。不過，目前上一些的金融機構，如美國政府下屬的海外私人投資公司（OPIC）和金融公司（IFC）等正在積極幫助這些新興市場。
　　
　　Hale認為，要想推動中東北非地區的可再生能源發電成本進一步下降，關鍵在于推動當地的相關產業鏈不斷完善并實現本土化，同時還要不斷提高當地勞動力的專業技能。
　　
　　在摩洛哥，由ACWA電力牽頭的聯合體已明確表示，將通過多重協同作用控制好瓦爾扎扎特太陽能綜合發電站中的裝機200MW的NoorII光熱電站和裝機150MW的NoorIII光熱電站的建設和運營成本。
　　
　　此前，ACWA聯合體于2015年簽署的NoorII和NoorIII電力購買協議（PPA）的價格分別為$157/MWh和$163/MWh，這與ACWA電力主導的聯合體在2012年簽訂的裝機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兩個電站之間基礎設施、建設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，項目投運后多個項目還可共用一部分運營維護人員，從而進一步降低投資成本并提率。