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CSPPLAZA光熱發(fā)電網(wǎng)訊：近日，國際可再生能源署IRENA發(fā)布的最新報告《2020年可再生能源發(fā)電成本》顯示，2010年至2020年間，全球光熱發(fā)電總裝機增至6.5GW左右，同時聚光太陽能熱發(fā)電的加權(quán)平均LCOE下降了68%，已從0.34美元/kWh降至0.108美元/kWh（約合人民幣0.7元/kWh)。

報告顯示，2016-2017年全球光熱發(fā)電裝機新增有限，每年新增裝機僅100MW左右；2018-2019年，在中國、摩洛哥和南非等新興市場帶動下，全球光熱發(fā)電裝機開始迎來一定幅度的增長（2018年新增860MW，2019年新增550MW），但與其它可再生能源發(fā)電技術(shù)相比，新增裝機仍比較低。但是，到了2020年，全球僅有中國的3座光熱電站投產(chǎn)，新增150MW。

LCOE和裝機成本均大幅下降

報告指出，2020年中國新增的150MW光熱發(fā)電項目的加權(quán)平均裝機成本為4581美元/kW。這比2019年減少了31%左右，相比2010年則減少了50%左右。

圖：2010-2020年全球光熱發(fā)電總裝機成本、容量因子和LCOE變化趨勢（來自IRENA，下同）

在2018年和2019年，配置8小時或8小時以上蓄熱系統(tǒng)的光熱發(fā)電項目的裝機成本范圍在4126美元/kW—5945美元/kW之間。

2018年—2020年，中國投產(chǎn)了3座光熱電站，儲能時間超過10小時，總裝機成本范圍為4126美元/kW至5154美元/kW。

同時，隨著技術(shù)的進步、熱能儲存成本的下降以及新建項目平均儲存小時數(shù)的不斷增加，聚光太陽能熱發(fā)電廠的容量因子從2010年的30%增加到2020年的42%。

另據(jù)IRENA拍賣和PPA數(shù)據(jù)庫中的相關(guān)數(shù)據(jù)顯示，2021年即將投產(chǎn)的光熱發(fā)電項目的加權(quán)平均電價約為0.076美元/kWh。

儲熱系統(tǒng)重要性日益突出

報告還指出，自2015年以來，幾乎沒有任何光熱發(fā)電項目是在不配置儲能的情況下規(guī)劃或建造的。綜合來看，配置儲能系統(tǒng)可以有效提升光熱電站的容量因子，同時也有助于降低LCOE和提升調(diào)度靈活性。

在IRENA可再生能源成本數(shù)據(jù)庫中，PTC電廠（槽式光熱電站）的平均蓄熱時長從2010年—2014年的3.3小時左右增加至2015年—2019年的5.7小時（增加了近四分之三）；STs（塔式光熱電站）的平均蓄熱時長則從2010年—2014年的5小時左右增加至2015年—2019年的7.7小時（增加了54%左右）。

2020年，中國新投產(chǎn)的150MW光熱發(fā)電項目的平均儲能時長為11.7小時。2021年落成的110MW智利Cerro Dominador塔式電站的儲能時長則為17.5小時。

報告表示，無論槽式光熱電站還是塔式光熱電站，其總裝機成本主要取決于構(gòu)成太陽島（也稱光場）的組件成本，組件成本約占槽式光熱電站整體裝機成本的39%，約占塔式光熱電站的28%左右【詳見下表】。

圖：槽式和塔式光熱電站成本組成

圖：近十年不同技術(shù)路線、儲能容量、裝機規(guī)模光熱發(fā)電系統(tǒng)的總裝機成本變化趨勢

整體來看，近十年來光熱發(fā)電項目的總裝機成本已經(jīng)下降了一半左右，即使新建項目的儲熱系統(tǒng)容量普遍得到提升，也并未改變這一趨勢。

注：如欲了解更多請點擊下載報告全文《Renewable Power Generation Costs in 2020》。