CSPPLAZA光熱發電網報道：近日，國際可再生能源署IRENA方面表示，從近期的光熱電價競標結果可以推測出，至2020年，光熱發電LCOE成本基本將穩定在60~100美元/MWh的價格范圍內。

　　IRENA還指出，在2010-2020年期間，光熱發電累計裝機容量每增加一倍，光熱電價將隨之下降30%，相對而言，光伏電價隨著裝機容量的翻倍將產生35%的降幅，陸上風電與海上風電的降幅則分別為21％和14％。

　　同時，不同區域間光熱電價的差距在擴大。這種擴大體現在兩方面：一是智利與阿聯酋等光熱裝機規模較小的國家光熱項目之間的電價差距，二是這些國家與美國等光熱裝機量規模較大的國家之間的電價差距。

　　上述觀點可由一組數據佐證。中東與北非光熱發電知識與創新計劃領導者Jonathan Walters指出，2017年，迪拜最低光熱電價為73美元/MWh，澳大利亞為63美元/MWh，而智利則低于50美元/MWh。但同時，中國的光熱電價還在180美元/MWh左右，其它國家的電價則更高一些。

　　美國國家可再生能源實驗室NREL專門從事光熱發電研究的高級工程師&研究員Craig Turchi則表示，根據NREL的預測，至2020年美國光熱電價將約為100美元/MWh。而不同國家和地區之間光熱電價的差異主因在于“低廉的勞動成本與優惠的融資條件”。當然還有自然資源條件的差異影響。

　　因此，鑒于光熱發電工程的復雜性，單純地從技術角度考量其電價下降潛力是不現實的，即便技術成熟度相當，放在不同地區開發同一個項目的電價成本也會有較大差異。

　　光熱電價下降取決于四個方面因素

　　美國Solar Reserve公司曾在智利光熱項目競標（未中標）中投出了低于50美元/MWh的超低電價，同時還以63美元/MWh的低價成功中標澳大利亞Aurora項目。該公司CEO Kevin Smith指出，超低電價的產生需仰仗4個因素，分別為：勞動力成本、規模效益、光照資源以及當地經濟與政策的穩定性。

　　Walters則認為，“規模效益是最為關鍵的因素，而固定上網電價體系造成的壟斷阻礙了規模經濟的實現。如今，ACWA Power中標的迪拜700MW光熱發電項目完工后可將全球已建成光熱總裝機量增加14％，而中國則計劃至2020年實現5GW的光熱裝機量。規模經濟的壯大無疑將進一步降低光熱成本。”

　　圖：光熱電價下降幅度驚人，美國和智利項目之間逐漸出現價格差距

　　Turchi則認為，新技術是降低光熱發電成本的另一有效途徑，但實際情況是，一些創新型技術僅應用于個別項目，因此難以為整個光熱行業提供可靠的成本估算。他進一步舉例指出，塔式熔鹽技術路線目前仍處于“快速學習與優化的階段”，已建成的塔式熔鹽光熱項目仍屈指可數。

　　Turchi表示，根據NREL的觀點，隨著太陽能領域趨于標準化與成熟，以及建設者和投資者對該技術熟悉程度的進一步加深，熔鹽塔式技術路線的成本將實現下降。

　　Turchi與Smith都認為儲能系統是推動光熱成本下降的最佳技術。Smith表示，隨著儲能型光熱電站裝機規模的進一步增加以及開發商對此類光熱電站了解程度的逐步加深，光熱成本有望繼續下跌。

　　光熱發電與光伏發電實為互補關系

　　參加2017塞維利亞光熱會議的成員們指出，目前，全球光熱發電裝機容量僅為5GW，裝機容量的巨大懸殊為光伏發電帶來了明顯的成本優勢。Smith指出，在亞洲地區，尤其是中國，光伏發電利用大規模生產實現降本，這是光熱發電無法復制的優勢。

　　Smith表示，光伏發電儲能問題尚未得到有效解決，伴隨著全球光伏普及率的提高，配電系統所面臨的挑戰將越來越大。在加利福尼亞州，中國以及太陽能普及率較高的其它市場，解決電力短缺與進行有效調峰的需求持續增長。這些需求無形中降低了無法配置儲熱系統的可再生能源的未來價值。

　　最終，正如Walters所說，“光熱與光伏對于彼此來說，并不是真正意義上的替代關系，相反，它們是互補的。光伏日間發電與光熱夜間儲能的有機結合可以為人類提供一種低廉的全天候不間斷供電方式。”

　　Smith補充表示：“值得注意的是，配置儲能系統的光熱項目能在提供電力的同時通過儲能系統發揮調峰能力，因此，不能簡單地對比光伏和光熱的度電成本，我們需要更精確的成本對比方法來評估儲能型光熱項目與配置儲能電池或天然氣調峰的光伏項目的成本差異。”

附英文原文鏈接：With CSP bids falling to record lows, prices is diverging between different regions