“我們所做的一系列分析研究表明在項目的各個環(huán)節(jié)都有降低成本的可能性。我們預(yù)計到2025年，建設(shè)總成本有望下降33%-37%，平準(zhǔn)化電力成本則可能降幅更大一些，可達(dá)37%-43%。”

“但可以確定的是，CSP行業(yè)必須致力于擴大體量。目前CSP總裝機量是5GW，在現(xiàn)階段，降低電價的主要途徑就是擴大體量。一旦達(dá)到了一定體量，電價會下降得比人們所預(yù)期的更快。”

近日，國際可再生能源署(IRENA)資深分析師MichaelTaylor就可再生能源成本，特別是光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)的投資成本及未來電價發(fā)展趨勢接受采訪。提出了上述觀點。下面刊出的為采訪全文：

記者：近期有消息稱迪拜200MW塔式光熱發(fā)電項目最低投標(biāo)達(dá)到9.45美分/KWh(約合人民幣0.64元/KWh)，我想您對此肯定有所耳聞，那么請問您此前是否預(yù)料到會有如此低價出現(xiàn)呢?

MichaelTaylor：這一價格在我的意料之中。IRENA去年發(fā)布了一篇名為《電力轉(zhuǎn)型：2025年前太陽能和風(fēng)能成本下降潛力》的報告，該報告具體分析了太陽能光伏發(fā)電、光熱發(fā)電、海上風(fēng)電和陸上風(fēng)電成本降低的途徑。目前光熱發(fā)電的發(fā)展還未成熟，其成本仍有很大的下降空間，為此我們不僅在技術(shù)上要實現(xiàn)突破創(chuàng)新，在供應(yīng)鏈上更應(yīng)形成良性競爭，利用規(guī)模經(jīng)濟效應(yīng)爭取成本的大幅下降。通過對數(shù)據(jù)的收集處理，我們預(yù)測，到2025年塔式光熱發(fā)電的平準(zhǔn)化電力成本約為9美分/KWh(約合人民幣0.61元/KWh)。這一數(shù)據(jù)基于加權(quán)平均資本成本(WACC，指企業(yè)以各種資本在企業(yè)全部資本中所占的比重為權(quán)數(shù)，對各種長期資金的資本成本加權(quán)平均計算出來的資本總成本。加權(quán)平均資本成本可用來確定具有平均風(fēng)險投資項目所要求收益率。)為7.5%的假設(shè)，但鑒于迪拜水電局(DEWA)之前的表現(xiàn)，迪拜此次200MW塔式光熱發(fā)電項目的WACC可能更低。

因此對該項目的最低投標(biāo)價正符合我們對2025年前光熱發(fā)電成本下降的預(yù)估。當(dāng)然，這一數(shù)據(jù)只是估值，實際電價可能會圍繞9美分/KWh上下浮動。不過目前已有項目向此目標(biāo)電價推進著實令人欣慰，特別是目前正在推進的DEWA迪拜塔式光熱發(fā)電項目更是讓我們看到了發(fā)電成本按照預(yù)期下降的可能性。

記者：若此項目擬建于比阿聯(lián)酋太陽能資源更好的地區(qū)，您認(rèn)為投標(biāo)價是否有可能更低呢?

MichaelTaylor：的確有可能，并且我們已有相關(guān)證據(jù)可證明這一觀點。智利擁有全球最好的太陽能資源，近期在當(dāng)?shù)財M建的某光熱發(fā)電項目的最低投標(biāo)價為6.3美分/KWh(約合人民幣0.43元/KWh)。雖然這一投標(biāo)價最終未能中標(biāo)，但是項目開發(fā)商希望能夠重新開標(biāo)。若想要一天24小時皆可連續(xù)供電的可再生能源電力，光熱發(fā)電項目將是智利的不二之選。

盡管智利這一最低投標(biāo)價在別的項目中可能難以實現(xiàn)，但至少說明在光熱資源更好的地區(qū)有望出現(xiàn)更低的電價。此外，與阿聯(lián)酋相比，智利的空氣透明度相對較高，這有利于吸熱塔吸收更多的太陽輻射來提高發(fā)電效率，從而使更低的投標(biāo)價成為可能。

表1：太陽能資源在中東和北非不同地區(qū)的分布(來源:Global Solar Atlas&NREL Solar PACES)

記者：您認(rèn)為光熱發(fā)電成本下降的主要驅(qū)動力是什么?

MichaelTaylor：這個問題需要細(xì)分，針對槽式光熱發(fā)電項目和塔式光熱發(fā)電項目會有所不同。我們所做的一系列分析研究表明在項目的各個環(huán)節(jié)都有降低成本的可能性。我們預(yù)計到2025年，建設(shè)總成本有望下降33%-37%，平準(zhǔn)化電力成本則可能降幅更大一些，可達(dá)37%-43%。

光熱發(fā)電項目成本的下降需要兼顧建設(shè)成本的降低和發(fā)電效率的提高，尤其是運行溫度的提高可以有效增加發(fā)電量，降低儲能方面的成本要求。其次，運維效率的提高也有助于光熱發(fā)電成本的下降。如果上述要求均能做到，光熱發(fā)電成本大幅度下降將指日可待。

約三分之二的成本下降潛力源于光熱電站的建設(shè)(詳情請見表2)，其中太陽島和EPC成本占比最多。通過提升電站運行溫度來提高發(fā)電效率可降低電站的儲能成本，同時我們需要縱覽全局以解鎖更多降低成本的途徑。

表2：槽式及塔式光熱電站主要成本構(gòu)成對比(來源：IRENA/DLR2016)

記者：光熱發(fā)電設(shè)備和安裝方面的成本有可能進一步降低嗎?

MichaelTaylor：若想降低成本需將兩者綜合考慮。例如在槽式光熱電站中，選擇規(guī)模化生產(chǎn)口徑更大的拋物面槽式聚光器，就可在保證發(fā)電量的同時，減少設(shè)備安裝的工作量。盡管更大口徑的槽式聚光器可能需要額外的加固結(jié)構(gòu)，但此舉仍將有效降低安裝成本。

換言之，成本的大幅降低其實源于對設(shè)計的優(yōu)化。雖然在某些情況下，這一改變可能使部分組件的安裝成本有所上升，但只要此法能夠提高系統(tǒng)的整體運行效率，逐步降低安裝總成本不成問題。

記者：您認(rèn)為光發(fā)熱發(fā)電項目在哪個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減小一些關(guān)鍵支出項的成本，例如太陽島和EPC成本。同時，槽式光熱電站和塔式光熱電站不能混為一談。

根據(jù)IRENA公布數(shù)據(jù)，槽式光熱發(fā)電站未來成本降低的可能性分布較為均衡，主要包括太陽島、EPC、業(yè)主成本以及儲能方面成本的下降。

另外，提高電站運行溫度是降低儲能成本的有效途徑之一。然而，塔式光熱電站的運行溫度目前已經(jīng)高于槽式，因此對于塔式光熱電站而言，依靠提高溫度來降低成本的空間相對較小。

塔式光熱電站成本的降低方法主要集中于太陽島，特別是定日鏡和追蹤系統(tǒng)成本的降低。

表3：2015-2025年槽式光熱電站與塔式光熱電站成本下降潛力(來源：IRENA/DLR,2016)

EPC成本的下降將主要依靠安裝成本的降低。此外，相對槽式電站，塔式光熱電站更應(yīng)關(guān)注成套發(fā)電設(shè)備的成本降低。

光熱發(fā)電項目中可利用創(chuàng)新型技術(shù)來降低成本的地方絕不止一處。而從長遠(yuǎn)角度出發(fā)，總體成本的下降還是依賴于單個組件成本的降低、效率的提高以及運維成本的下降。

與此同時，工業(yè)化、規(guī)模經(jīng)濟、提高供應(yīng)鏈競爭力等措施的并用為降低成本所做的貢獻不可小覷。

通過觀察風(fēng)電和太陽能光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)，我們發(fā)現(xiàn)，當(dāng)某個產(chǎn)業(yè)擁有群聚效應(yīng)以及多個供應(yīng)商時，我們能進一步降低風(fēng)險邊際，擁有更多機會尋找合適的替換材料并開展技術(shù)創(chuàng)新。此外，在積累了一定技術(shù)經(jīng)驗的基礎(chǔ)上，承包商會更加積極地采取措施降低意外事故的風(fēng)險，并且做好準(zhǔn)備來接納較低的投資回報。

因此，需要各個方面要素進行綜合考量才能從整體上提高效率，降低成本。