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光热发电成本现状及未来电价走向

2017-07-20 15:37:18  来源:互联网  光热发电  未来电价  走向   
"到2025年塔式光热发电的平准化电力成本约为9美分/KWh(约合人民币0.61元/KWh)。”

“我们所做的一系列分析研究表明在项目的各个环节都有降低成本的可能性。我们预计到2025年,建设总成本有望下降33%-37%,平准化电力成本则可能降幅更大一些,可达37%-43%。”

“但可以确定的是,CSP行业必须致力于扩大体量。目前CSP总装机量是5GW,在现阶段,降低电价的主要途径就是扩大体量。一旦达到了一定体量,电价会下降得比人们所预期的更快。”

近日,国际可再生能源署(IRENA)资深分析师MichaelTaylor就可再生能源成本,特别是光热发电产业的投资成本及未来电价发展趋势接受采访。提出了上述观点。

近期有消息称迪拜200MW塔式光热发电项目最低投标达到9.45美分/KWh(约合人民币0.64元/KWh),我想您对此肯定有所耳闻,那么请问您此前是否预料到会有如此低价出现呢?

MichaelTaylor:这一价格在我的意料之中。IRENA去年发布了一篇名为《电力转型:2025年前太阳能和风能成本下降潜力》的报告,该报告具体分析了太阳能光伏发电、光热发电、海上风电和陆上风电成本降低的途径。目前光热发电的发展还未成熟,其成本仍有很大的下降空间,为此我们不仅在技术上要实现突破创新,在供应链上更应形成良性竞争,利用规模经济效应争取成本的大幅下降。通过对数据的收集处理,我们预测,到2025年塔式光热发电的平准化电力成本约为9美分/KWh(约合人民币0.61元/KWh)。这一数据基于加权平均资本成本(WACC,指企业以各种资本在企业全部资本中所占的比重为权数,对各种长期资金的资本成本加权平均计算出来的资本总成本。加权平均资本成本可用来确定具有平均风险投资项目所要求收益率。)为7.5%的假设,但鉴于迪拜水电局(DEWA)之前的表现,迪拜此次200MW塔式光热发电项目的WACC可能更低。

因此对该项目的最低投标价正符合我们对2025年前光热发电成本下降的预估。当然,这一数据只是估值,实际电价可能会围绕9美分/KWh上下浮动。不过目前已有项目向此目标电价推进着实令人欣慰,特别是目前正在推进的DEWA迪拜塔式光热发电项目更是让我们看到了发电成本按照预期下降的可能性。

若此项目拟建于比阿联酋太阳能资源更好的地区,您认为投标价是否有可能更低呢?

MichaelTaylor:的确有可能,并且我们已有相关证据可证明这一观点。智利拥有全球最好的太阳能资源,近期在当地拟建的某光热发电项目的最低投标价为6.3美分/KWh(约合人民币0.43元/KWh)。虽然这一投标价最终未能中标,但是项目开发商希望能够重新开标。若想要一天24小时皆可连续供电的可再生能源电力,光热发电项目将是智利的不二之选。

尽管智利这一最低投标价在别的项目中可能难以实现,但至少说明在光热资源更好的地区有望出现更低的电价。此外,与阿联酋相比,智利的空气透明度相对较高,这有利于吸热塔吸收更多的太阳辐射来提高发电效率,从而使更低的投标价成为可能。

表1:太阳能资源在中东和北非不同地区的分布(来源:Global Solar Atlas&NREL Solar PACES)

您认为光热发电成本下降的主要驱动力是什么?

MichaelTaylor:这个问题需要细分,针对槽式光热发电项目和塔式光热发电项目会有所不同。我们所做的一系列分析研究表明在项目的各个环节都有降低成本的可能性。我们预计到2025年,建设总成本有望下降33%-37%,平准化电力成本则可能降幅更大一些,可达37%-43%。

光热发电项目成本的下降需要兼顾建设成本的降低和发电效率的提高,尤其是运行温度的提高可以有效增加发电量,降低储能方面的成本要求。其次,运维效率的提高也有助于光热发电成本的下降。如果上述要求均能做到,光热发电成本大幅度下降将指日可待。

约三分之二的成本下降潜力源于光热电站的建设(详情请见表2),其中太阳岛和EPC成本占比最多。通过提升电站运行温度来提高发电效率可降低电站的储能成本,同时我们需要纵览全局以解锁更多降低成本的途径。

表2:槽式及塔式光热电站主要成本构成对比(来源:IRENA/DLR2016)

光热发电设备和安装方面的成本有可能进一步降低吗?

MichaelTaylor:若想降低成本需将两者综合考虑。例如在槽式光热电站中,选择规模化生产口径更大的抛物面槽式聚光器,就可在保证发电量的同时,减少设备安装的工作量。尽管更大口径的槽式聚光器可能需要额外的加固结构,但此举仍将有效降低安装成本。

换言之,成本的大幅降低其实源于对设计的优化。虽然在某些情况下,这一改变可能使部分组件的安装成本有所上升,但只要此法能够提高系统的整体运行效率,逐步降低安装总成本不成问题。

您认为光发热发电项目在哪个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减小一些关键支出项的成本,例如太阳岛和EPC成本。同时,槽式光热电站和塔式光热电站不能混为一谈。

根据IRENA公布数据,槽式光热发电站未来成本降低的可能性分布较为均衡,主要包括太阳岛、EPC、业主成本以及储能方面成本的下降。

另外,提高电站运行温度是降低储能成本的有效途径之一。然而,塔式光热电站的运行温度目前已经高于槽式,因此对于塔式光热电站而言,依靠提高温度来降低成本的空间相对较小。

塔式光热电站成本的降低方法主要集中于太阳岛,特别是定日镜和追踪系统成本的降低。

表3:2015-2025年槽式光热电站与塔式光热电站成本下降潜力

EPC成本的下降将主要依靠安装成本的降低。此外,相对槽式电站,塔式光热电站更应关注成套发电设备的成本降低。

光热发电项目中可利用创新型技术来降低成本的地方绝不止一处。而从长远角度出发,总体成本的下降还是依赖于单个组件成本的降低、效率的提高以及运维成本的下降。

与此同时,工业化、规模经济、提高供应链竞争力等措施的并用为降低成本所做的贡献不可小觑。

通过观察风电和太阳能光伏发电产业,我们发现,当某个产业拥有群聚效应以及多个供应商时,我们能进一步降低风险边际,拥有更多机会寻找合适的替换材料并开展技术创新。此外,在积累了一定技术经验的基础上,承包商会更加积极地采取措施降低意外事故的风险,并且做好准备来接纳较低的投资回报。

因此,需要各个方面要素进行综合考量才能从整体上提高效率,降低成本。

您认为CSP产业何时会达到上述的庞大体量?

MichaelTaylor:很难预料。如果非要猜测的话,可以拿海上风电来做参照。在西欧,海上风电电价一直十分高昂,约为13~20美分/kWh。但在2016年末,当海上风电总装机量达到13GW时,丹麦、荷兰、德国等地的项目竞标中出现了极低的竞标价。这种低价的出现时间甚至比风电行业最初所预计的还要早。当然,这不一定说当CSP达到了13GW的体量后才可以出现这样的低价,或者2016年末发生在风电行业的电价大幅下降就一定会发生在CSP行业,但是可以确定的是,CSP行业必须致力于扩大体量。目前CSP总装机量是5GW,在现阶段,降低电价的主要途径就是扩大体量。一旦达到了一定体量,电价会下降得比人们所预期的更快。

在由传统能源向可持续性新能源的转型中,CSP以其强大的调峰能力、更高的电网占比等优势脱颖而出。对于拥有高值太阳直射辐照量(DNI)的国家和地区来说,CSP很有可能成为其综合能源利用的一部分。

您刚才提到CSP的调峰能力和对电网的灵活适应性优势,这也是我们下一个话题的核心:电力品质比成本更值得关注。近期许多讨论围绕着对电力品质的评估而非对成本的过多关注而展开,但是怎么评估一个电站的“调峰能力”呢?

MichaelTaylor:不同的成本权重给了你不同的信息。相对来说,只要有电站所投入的所有资金信息,发电成本是容易得出准确数据的。但是对电力品质的评估则相对复杂,其受该电力系统的需求特征、负荷曲线等多种因素的影响。

如果是风电或光伏那种不稳定的发电形式,在电网中占比不大,建设时无需考虑和其他电力在电网中的配合。但是随着对新能源综合利用需求的增长,我们终究需要充分发挥不同种类新能源的优势,来保障供电的稳定性、减少二氧化碳排放量。

配有储热系统的CSP电站能够保障持续稳定的清洁电力供给。尤其是在下午和晚间的用电高峰。在用电高峰,发电成本也处于高峰,发电系统处于高需求、高成本的双重压力之下,此时发电量往往相对不足,此时CSP的优势就得以凸显。

“CSP的优势是能生产持续稳定、低碳排放量的电力,能够调节电网用电高峰。CSP的稳定性也确保其大规模接入电网的可能性,进而保障了清洁能源在电网中的占比。”

CSP应该充分利用自己的优势,但不幸的是,目前还没有任何数据化的衡量标准来呈现CSP的这些优势,我们只能通过电力市场上的实时反馈来佐证CSP的超群之处。

CSP的优势是能生产持续稳定、低碳排放量的电力,能够调节电网用电高峰。CSP的稳定性也确保其大规模接入电网的可能性,进而保障了清洁能源在电网中的占比。

这就是我们希望CSP在不久的未来能充分发挥的优势。如今,即使是在化石燃料火力发电占比巨大的电网中,用电高峰仍然出现了电力供应不足的状况。在这种情况下,转向使用CSP系统发电将节省大量化石燃料。作为一种辅助措施,配备储热系统的CSP能储存大量能量。

您认为,融资优惠在促进CSP电价下降中扮演什么角色?

MichaelTaylor:优惠融资对CSP电价下降非常关键。对于CSP来说,电站总投资额很大,电站建设的成本仍然居高不下,若不能获得低成本的融资,就很难在较大程度上降低电价。目前在CSP行业的投资可以说都是尝试性的带有风险的投资,优惠融资将可以支持CSP技术的发展创新。随着CSP电站遍地开花,CSP技术趋向成熟完善,成本也就随之下降。

优惠融资提供低利率的贷款,一定程度上降低了资金风险,也降低了电站建设成本,这也让我们能以尽可能低的成本来推进CSP技术的商业化,直到这个行业成熟到可以不依靠补贴政策。从这个角度来说,优惠融资对CSP从业者十分重要,这让他们在电价真正大幅下降之前,保持着从业的积极性。

您提到了CSP是低碳发电的方案之一。为什么中东北非地区的国家需要考虑低碳发电形式呢?采取低碳发电的方案对他们来说有何利处?

MichaelTaylor:利处有很多。采用可持续清洁能源来发电能帮助我们实现经济、环境、社会的发展目标。目前市场上有许多前景广阔的新能源方案,包括风电、光伏、水电等,可供不同国家根据实际国情选择,而CSP则是另一种正在逐渐实现商业化的新能源。

当前,在中东北非地区,新能源所提供的电力,其成本可以等于或低于化石燃料发电。中东北非国家中,摩洛哥、阿拉伯联合酋长国、约旦等国家都已通过建设新能源电站来降低国家电力供应的总成本。

同时,新能源也将减少大气污染,这对地区环境来说十分重要,对于那些空气污染严重的国家,意义则更加深远。

新能源也将产生社会效益,它们提供的就业机会比相同体量的化石燃料能源所提供的职位要多。而且新能源行业的职位不会集中于某个地区,因为新能源产业在全球都有分布,或者说它们可以被分布到全球范围内亟待发展的地区。

新能源产业还将促进当地制造业发展,由于所有形式的新能源零部件都可以在当地生产,这既利于当地的经济发展,又利于降低总成本。

而化石燃料生产商们可以用新能源替代燃油或燃气发电,以保持燃油或燃气的储量,或提高出口量。

我们应该意识到,如今新能源发电有多种方案可供挑选,而新能源所能带给我们的经济、社会、环境效益绝对不容错失。

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