【中玻網(wǎng)】目前，隨著(zhù)光伏發(fā)電成本和蓄電池價(jià)格的不斷下降，為保持光熱發(fā)電技術(shù)的競爭力，光熱開(kāi)發(fā)商們開(kāi)始日益注重電站的性能改善、標準化以及通過(guò)大規模部署以降低發(fā)電成本。
　　
　　市場(chǎng)化競爭促進(jìn)光熱發(fā)電項目投標電價(jià)降低
　　
　　在大部分國家可更新能源不斷發(fā)展的當下，風(fēng)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配電力或者配置蓄電池等儲能系統以清理間斷性可更新能源的短板。是選擇可配置高性?xún)r(jià)比儲熱系統的光熱電站作為基礎負載進(jìn)行調峰，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，較終可能將由它們各自的經(jīng)濟性決定。因此，光熱開(kāi)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進(jìn)行抗衡。
　　
　　據全部可更新能源機構（IRENA）預測，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(fēng)電成本將下降至$50/MWh，下降幅度為26％，后兩者的發(fā)電成本將繼續保持在光熱發(fā)電之下。
　　
　　在太陽(yáng)輻照資源較好的地方，配備幾小時(shí)儲能系統的光伏發(fā)電技術(shù)目前被視為較有經(jīng)濟效益的太陽(yáng)能解決方案，而光熱電站則可以配置更長(cháng)時(shí)間的儲熱系統而使發(fā)電成本進(jìn)一步降低，這也是光熱發(fā)電技術(shù)的一個(gè)關(guān)鍵優(yōu)勢。
　　
　　ACWA業(yè)務(wù)發(fā)展執行董事AndreaLovato表示：“帶四小時(shí)鋰離子儲能電池的光伏系統目前的發(fā)電成本約為10美分/kWh，而儲能型光熱發(fā)電系統的發(fā)電成本則為14美分/kWh。同時(shí)，蓄電池價(jià)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更新能源部門(mén)總經(jīng)理TimPolega在迪拜舉行的2016年MENASol大會(huì )上介紹說(shuō)：“據我們公司預測，若給光伏系統配備7小時(shí)的電池儲能系統，其成本將低于儲熱型光熱發(fā)電系統之下。盡管較新預測顯示，新型光熱電站的投入資金成本將會(huì )不斷下降，但到2026年之前，一旦光伏系統的電池儲能時(shí)長(cháng)達到15個(gè)小時(shí)，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測，在未來(lái)十年，儲熱時(shí)長(cháng)達6小時(shí)的光熱電站的投入資金成本將呈直線(xiàn)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。
　　
　　大部分國家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(shù)顧問(wèn)公司Atarenewables的戰略和業(yè)務(wù)拓展部門(mén)總監BelenGallego則表示：“盡管目前的電網(wǎng)調配需求為光熱打開(kāi)了一扇窗，但是光伏系統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(chǎng)化競爭是光熱成本下降的重要推手
　　
　　競爭性招標促進(jìn)了光熱發(fā)電項目投標電價(jià)的降低，Abengoa于2014年以$115/MWh的價(jià)格投標智利裝機110MW的Atacama1光熱-光伏混合電站，這也是迄今為止大部分國家較低的光熱報價(jià)。
　　
　　2015年，針對裝機100MW的Redstone光熱電站的開(kāi)發(fā)，SolarReserve和ACWA電力牽頭的聯(lián)合體與南非相關(guān)部門(mén)簽署協(xié)議，該項目配有12小時(shí)的儲熱系統，投標電價(jià)為$124/MWh。
　　
　　較近一段時(shí)間，中東地區的光熱發(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)生了積較影響。今年6月，迪拜水電局（DEWA）主要開(kāi)發(fā)的裝機800MW的DEWAIII光伏太陽(yáng)能公園項目的較終采購電價(jià)確定為$29.9/MWh，這是有史以來(lái)較低的光伏中標價(jià)格。迪拜水電局也表示，在今年晚些時(shí)候為裝機規模為200MW的光熱發(fā)電項目招標時(shí)，期望收到$80/MWh左右的報價(jià)。
　　
　　“其實(shí)，影響光熱項目電價(jià)的兩大首要因素就是項目的巨額投入資金費用以及建設電站所耗費的時(shí)間�！盇CWA電力公司的總裁兼重要地位執行官PaddyPadmanathan表示，“時(shí)間是至關(guān)重要的，因為三到四年的建設周期，就意味著(zhù)我們要分期償還建設過(guò)程中所產(chǎn)生的利息，這無(wú)疑增加了發(fā)電成本。而要尋求發(fā)電成本的有效降低，實(shí)現電站設計環(huán)節的簡(jiǎn)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(shí)，光熱發(fā)電技術(shù)還是以外來(lái)引入為主，不言而喻，我們需要的是更多參與者進(jìn)入這個(gè)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(pán)addy補充道。
　　
　　Gallego則表示：“光熱電站太陽(yáng)島的成本尤其需要大幅度下降，同時(shí)還需要提高系統運行溫度來(lái)提高電站的整體發(fā)電效率。事實(shí)上，現在相關(guān)機構已針對傳熱介質(zhì)展開(kāi)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(shí)現商業(yè)化�！�
　　
　　中東北非光熱熱潮正推動(dòng)成本快速下降
　　
　　據SolarReserve在中東及北非地區的發(fā)展總監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（MENA）有序推進(jìn)，我們在阿聯(lián)酋、中東和摩洛哥境內都在規劃和開(kāi)發(fā)一些大型光熱電站，規�；б娴娘@現將對降低光熱發(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較低光伏電價(jià)，這一方面證實(shí)了阿聯(lián)酋相關(guān)部門(mén)正在履行大力支持可更新能源發(fā)展的承諾，也反映了該地區可更新能源發(fā)電成本不斷下降的趨勢。
　　
　　據悉，Masdar聯(lián)合體的投標價(jià)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(jià)格降低了49％。
　　
　　“阿聯(lián)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(gè)穩定且有吸引力的投入資金市場(chǎng)，”Hale表示，“再加上寬松的稅收和關(guān)稅政策，阿聯(lián)酋大型可更新能源項目很容易得到資金機構和貸款方提供的長(cháng)期低息貸款，這些都為上述項目的開(kāi)發(fā)商投標時(shí)報出較低的價(jià)格創(chuàng )造了條件�！�
　　
　　然而，中東北非地區不同國家可更新能源的發(fā)展情況卻不可同日而語(yǔ)。像阿聯(lián)酋和摩洛哥等國家已經(jīng)能夠成功引入貸款，并穩步推進(jìn)本國可更新能源的發(fā)展，而諸如埃及和約旦等國家則被視為多難之邦，投入資金風(fēng)險相對較高，吸引投入資金的難度也非常大。不過(guò)，目前全部上一些知名的資金機構，如美國相關(guān)部門(mén)下屬的海外私人投入資金公司（OPIC）和全部資金公司（IFC）等正在積較幫助這些新興市場(chǎng)。
　　
　　Hale認為，要想推動(dòng)中東北非地區的可更新能源發(fā)電成本進(jìn)一步下降，關(guān)鍵在于推動(dòng)當地的相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈不斷完善并實(shí)現本土化，同時(shí)還要不斷提高當地勞動(dòng)力的有經(jīng)驗技能。
　　
　　在摩洛哥，由ACWA電力牽頭的聯(lián)合體已明確表示，將通過(guò)多重協(xié)同作用控制好瓦爾扎扎特太陽(yáng)能綜合發(fā)電站中的裝機200MW的NoorII光熱電站和裝機150MW的NoorIII光熱電站的建設和運營(yíng)成本。
　　
　　此前，ACWA聯(lián)合體于2015年簽署的NoorII和NoorIII電力購買(mǎi)協(xié)議（PPA）的價(jià)格分別為$157/MWh和$163/MWh，這與ACWA電力主要的聯(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(guò)采取NoorII和NoorIII兩個(gè)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(lái)削減項目的整體投入資金，項目投運后多個(gè)項目還可共用一部分運營(yíng)維護人員，從而進(jìn)一步降低投入資金成本并提效率高率。