市場化競爭促進光熱發(fā)電項目投標電價降低

　　

　　市場化競爭促進光熱發(fā)電項目投標電價降低

　　

　　在全球可再生能源不斷發(fā)展的當下，風電和光伏裝機量不斷上漲，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)負載進行調(diào)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，最終可能將由它們各自的經(jīng)濟性決定。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)進行抗衡。

　　

　　據(jù)國際可再生能源機構(gòu)（IRENA）預(yù)測，至2025年，槽式光熱發(fā)電技術(shù)的平準化發(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)的電池儲能時長達到15個小時，其成本還將低于新型光熱電站的發(fā)電成本。”

　　

　　沙特阿美石油公司還預(yù)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。

　　

　　全球光熱電站的現(xiàn)有裝機容量約為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，在2022——2026年之間，裝機量將再增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。”

　　

　　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(fā)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，這也是迄今為止全球最低的光熱報價。

　　

　　2015年，針對裝機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)電成本的進一步下降產(chǎn)生了積極影響。今年6月，迪拜水電局（DEWA）主導開發(fā)的裝機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價格。迪拜水電局也表示，在今年晚些時候為裝機規(guī)模為200MW的光熱發(fā)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(shè)電站所耗費的時間。”ACWA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(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，這樣才能促進更多的創(chuàng)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(tǒng)運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，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)模化效益的顯現(xiàn)將對降低光熱發(fā)電成本非常有利。”

　　

　　此前，由Masdar牽頭，包括西班牙企業(yè)FotowatioRenewableVentures和Gransolar集團在內(nèi)的聯(lián)合體在參與阿聯(lián)酋項目的投標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)合體的投標價格比裝機規(guī)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(lián)酋政治穩(wěn)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(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)商投標時報出較低的價格創(chuàng)造了條件。”

　　

　　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認為，要想推動中東北非地區(qū)的可再生能源發(fā)電成本進一步下降，關(guān)鍵在于推動當?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?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200MW的NoorII光熱電站和裝機150MW的NoorIII光熱電站的建設(shè)和運營成本。

　　

　　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電力主導的聯(lián)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(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高效率。