IRENA還指出，在2010-2020年期間，光熱發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量每增加一倍，光熱電價(jià)將隨之下降30%，相對(duì)而言，光伏電價(jià)隨著裝機(jī)容量的翻倍將產(chǎn)生35%的降幅，陸上風(fēng)電與海上風(fēng)電的降幅則分別為21%和14%。
同時(shí)，不同區(qū)域間光熱電價(jià)的差距在擴(kuò)大。這種擴(kuò)大體現(xiàn)在兩方面：一是智利與阿聯(lián)酋等光熱裝機(jī)規(guī)模較小的國家光熱項(xiàng)目之間的電價(jià)差距，二是這些國家與美國等光熱裝機(jī)量規(guī)模較大的國家之間的電價(jià)差距。
上述觀點(diǎn)可由一組數(shù)據(jù)佐證。中東與北非光熱發(fā)電知識(shí)與創(chuàng)新計(jì)劃領(lǐng)導(dǎo)者JonathanWalters指出，2017年，迪拜最低光熱電價(jià)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(shí)，中國的光熱電價(jià)還在180美元/MWh左右，其它國家的電價(jià)則更高一些。
美國國家可再生能源實(shí)驗(yàn)室NREL專門從事光熱發(fā)電研究的高級(jí)工程師&研究員CraigTurchi則表示，根據(jù)NREL的預(yù)測，至2020年美國光熱電價(jià)將約為100美元/MWh。
而不同國家和地區(qū)之間光熱電價(jià)的差異主因在于“低廉的勞動(dòng)成本與優(yōu)惠的融資條件”。當(dāng)然還有自然資源條件的差異影響。
因此，鑒于光熱發(fā)電工程的復(fù)雜性，單純地從技術(shù)角度考量其電價(jià)下降潛力是不現(xiàn)實(shí)的，即便技術(shù)成熟度相當(dāng)，放在不同地區(qū)開發(fā)同一個(gè)項(xiàng)目的電價(jià)成本也會(huì)有較大差異。
01光熱電價(jià)下降取決于四個(gè)方面因素
美國SolarReserve公司曾在智利光熱項(xiàng)目競標(biāo)(未中標(biāo))中投出了低于50美元/MWh的超低電價(jià)，同時(shí)還以63美元/MWh的低價(jià)成功中標(biāo)澳大利亞Aurora項(xiàng)目。
該公司CEOKevinSmith指出，超低電價(jià)的產(chǎn)生需仰仗4個(gè)因素，分別為：勞動(dòng)力成本、規(guī)模效益、光照資源以及當(dāng)?shù)亟?jīng)濟(jì)與政策的穩(wěn)定性。
Walters則認(rèn)為，“規(guī)模效益是最為關(guān)鍵的因素，而固定上網(wǎng)電價(jià)體系造成的壟斷阻礙了規(guī)模經(jīng)濟(jì)的實(shí)現(xiàn)。如今，ACWAPower中標(biāo)的迪拜700MW光熱發(fā)電項(xiàng)目完工后可將全球已建成光熱總裝機(jī)量增加14%，而中國則計(jì)劃至2020年實(shí)現(xiàn)5GW的光熱裝機(jī)量。規(guī)模經(jīng)濟(jì)的壯大無疑將進(jìn)一步降低光熱成本。”
圖：光熱電價(jià)下降幅度驚人，美國和智利項(xiàng)目之間逐漸出現(xiàn)價(jià)格差距
Turchi則認(rèn)為，新技術(shù)是降低光熱發(fā)電成本的另一有效途徑，但實(shí)際情況是，一些創(chuàng)新型技術(shù)僅應(yīng)用于個(gè)別項(xiàng)目，因此難以為整個(gè)光熱行業(yè)提供可靠的成本估算。
他進(jìn)一步舉例指出，塔式熔鹽技術(shù)路線目前仍處于“快速學(xué)習(xí)與優(yōu)化的階段”，已建成的塔式熔鹽光熱項(xiàng)目仍屈指可數(shù)。
Turchi表示，根據(jù)NREL的觀點(diǎn)，隨著太陽能領(lǐng)域趨于標(biāo)準(zhǔn)化與成熟，以及建設(shè)者和投資者對(duì)該技術(shù)熟悉程度的進(jìn)一步加深，熔鹽塔式技術(shù)路線的成本將實(shí)現(xiàn)下降。
Turchi與Smith都認(rèn)為儲(chǔ)能系統(tǒng)是推動(dòng)光熱成本下降的最佳技術(shù)。Smith表示，隨著儲(chǔ)能型光熱電站裝機(jī)規(guī)模的進(jìn)一步增加以及開發(fā)商對(duì)此類光熱電站了解程度的逐步加深，光熱成本有望繼續(xù)下跌。
02光熱發(fā)電與光伏發(fā)電實(shí)為互補(bǔ)關(guān)系
參加2017塞維利亞光熱會(huì)議的成員們指出，目前，全球光熱發(fā)電裝機(jī)容量僅為5GW，裝機(jī)容量的巨大懸殊為光伏發(fā)電帶來了明顯的成本優(yōu)勢。
Smith指出，在亞洲地區(qū)，尤其是中國，光伏發(fā)電利用大規(guī)模生產(chǎn)實(shí)現(xiàn)降本，這是光熱發(fā)電無法復(fù)制的優(yōu)勢。
Smith表示，光伏發(fā)電儲(chǔ)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(tǒng)所面臨的挑戰(zhàn)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(jìn)行有效調(diào)峰的需求持續(xù)增長。這些需求無形中降低了無法配置儲(chǔ)熱系統(tǒng)的可再生能源的未來價(jià)值。
最終，正如Walters所說，“光熱與光伏對(duì)于彼此來說，并不是真正意義上的替代關(guān)系，相反，它們是互補(bǔ)的。光伏日間發(fā)電與光熱夜間儲(chǔ)能的有機(jī)結(jié)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(bǔ)充表示：“值得注意的是，配置儲(chǔ)能系統(tǒng)的光熱項(xiàng)目能在提供電力的同時(shí)通過儲(chǔ)能系統(tǒng)發(fā)揮調(diào)峰能力，因此，不能簡單地對(duì)比光伏和光熱的度電成本，我們需要更精確的成本對(duì)比方法來評(píng)估儲(chǔ)能型光熱項(xiàng)目與配置儲(chǔ)能電池或天然氣調(diào)峰的光伏項(xiàng)目的成本差異。”
