IRENA发布可再生能源发电成本报告，光热发电和抽水蓄能仍是当前唯一可用的低成本长期储能选...
近日，国际可再生能源机构（IRENA）发布《2020年可再生能源发电成本》的报告。报告指出：在技术稳步提高、规模经济、具有竞争力的供应链和开发者经验的提升等推动下，可再生能源发电成本在过去十年中大幅下降。可再生能源在能源领域变得越来越具有竞争力。
2010-2020年间，太阳能热发电全球加权平均电力成本（LCOE）从 0.340 美元/kWh降至 0.108 美元/kWh（约合0.7014元/kWh），下降了 68%，下降幅度仅次于公用事业规模的太阳能光伏发电（为85%）。
与 2019 年相比，2020年新增太阳能和风能项目的LCOE持续下降，其中太阳能热发电降幅最大，达到 16%，陆上风电、海上风电以及公用事业规模的太阳能光伏的 LCOE分别下降了 13%、9%和7%。2020 年新投产的太阳能热发电项目的全球加权平均 LCOE 同比下降 49%。 然而，这一结果有些不典型，因为 2019 年的全球加权平均 LCOE 被两个延迟很多的以色列项目推高，而 2020 年仅投产了两个太阳能光热电站，都在中国（译者注：和国内实际的并网时间稍有出入）。2018 年和 2020 年之间的数字对比揭示了一个复合年下降率，即以每年 16% 的速度下降，这更能代表近期的太阳能热发电的成本降低速度。太阳能热发电的LCOE下降了 68%——进入化石燃料新产能成本范围的中间——仍然是一项了不起的成就。
2020 年底全球太阳能热发电累计装机容量达到 6.5 吉瓦（译者注：略低于国家太阳能光热产业技术创新战略联盟的统计数据，为6.69吉瓦），不足太阳能光伏装机容量的百分之一。报告指出：虽然太阳能热发电的市场容量薄弱，但现有数据表明，2021 年的电力成本将继续下滑，因为今年迪拜的大型太阳能热发电项目将上线。对于太阳能热发电和海上风电来说，其成本都将下降至新的化石燃料发电厂的成本范围内。
全球新投产太阳能热发电站的加权平均容量因子*（译者注：capacity factor，太阳能热发电厂在规定时间段内实际输出的电量与满负荷条件下输出电量之比，时间段一般为年）从 2010 年的 30% 增加到 2020 年的 42%——十年间增长了 41%。与所有太阳能和风能技术一样，特定项目的容量因子取决于资源的质量、使用的技术和所需的运行条件。 对于太阳能热发电而言，太阳能资源的质量以及技术配置是在给定位置和技术可实现的容量因子的决定性因素。太阳能热发电技术有点独特，因为它具有整合低成本的热能储存的潜力，从而增加容量因子- 达到一定水平，并降低 LCOE。
从 2010 年到 2020 年，在储热容量也增加了的情况下，太阳能热发电项目的总安装成本下降了一半 (50%)。除了一些例外，目前仍在运营的早期太阳能热发电厂的典型 O&M （运维）成本从 0.02 美元/kWh（约合0.1299元/kWh） 到 0.04 美元/kWh（约合0.2598元/kWh） 不等。这可能是对 2010 年左右建成的全球项目相关市场当前运维水平的一个很好的近似值。(译者注：青海中控德令哈50MW光热电站2019年7月26日-2020年7月25日期间，运营成本约合0.14元/kWh，其中人员费占64.7%，若电站规模扩大至100MW以上，运营成本可以控制在0.08元/kWh以内。)
关于太阳能热发电和电池存储，报告指出：储能持续时间和成本很重要。正如之前 IRENA 分析所强调的那样，随着电池电力存储系统成本的下降，新的市场应用将变得经济（IRENA，2017a）。尽管电池存储经常因其快速降低成本而成为头条新闻，导致太阳能热发电及其低成本热能存储经常被忽视。这是不幸的，因为太阳能热发电与抽水蓄能仍然是当今唯一可用的低成本且长期的储能选项。随着可变可再生能源份额的增加，增加低成本长期存储的可能性只会增加价值。
电池存储成本的快速下降值得称赞，因为它们对能源转型的重要性不断扩大，超出了电力部门。然而，如图 B5.1 所示，电池存储系统在其可以经济地提供的存储持续时间方面存在实际限制。B5.1 显示了印度、葡萄牙和美国的一系列结合电池储能的太阳能光伏项目的PPA （购售电协议）均价，以及迪拜穆罕默德·本·拉希德·阿勒马克图姆太阳能公园 700 MW太阳能热发电项目的 PPA 价格。
图 B5.1 中有三组数据。夏威夷的数据显示，在岛屿上，太阳能光伏和储能可以提供比柴油发电机便宜得多的电力。与陆地的价格数据相比，很明显，由于物流和项目开发成本的增加，成本也会更高。
第二个集群代表了越来越多的数据，表明公用事业规模的太阳能光伏-储能混合项目可以提供具有竞争力的电力。这个市场的增长不仅与太阳能光伏和电池存储解决方案的成本下降有关，而且可能部分是由于太阳能光伏的性质。太阳能光伏在一天中经历了显著但可预测的输出变化。发电量从清晨的零度上升到中午的峰值。在这方面，太阳能光伏电站的并网成本相对较高，因为它只被部分利用，除了每天很短的时间。
存储允许更高的逆变器负载比 (ILR) 以“削减”峰值生产，增加较小电网连接的利用率，并延长更多小时，并使用存储来捕获在白天会损失的能量并在晚上释放它。这可以进一步降低并网成本，并导致更高的电力市场“捕获”价格。
该图显示，在 2018 年至 2020 年期间，电池存储时间在 0.5 小时至 3.6 小时之间的混合型公用事业规模太阳能光伏的合同价格在 0.029 美元/千瓦时至 0.044 美元/千瓦时（约合0.2858元/千瓦时）之间。值得注意的是，中标印度 300 兆瓦电力供应商 RenewPower 的所有者在早上 3 小时和晚上 3 小时的“高峰”时段仅需要 0.5 小时的存储（150 兆瓦时）。这是因为其项目结合了太阳能光伏、陆上风能和电池存储——及时提醒人们：不同可再生能源在平滑波动和实时满足电力需求方面的互补性。
最后一个值得注意的数据点是迪拜水电局 (DEWA) 700 MW太阳能热发电项目。它的 PPA 价格为 0.073 美元/千瓦时（约合0.4741元/千瓦时）——存储时间约为 15 小时。的确，虽然锂离子电池的价格正在迅速下降，但在太阳能光伏和电池存储配置中可以清楚地看到四小时存储的经济极限。
因此，在高法向直射辐射 (DNI) 地区的太阳能热发电可能代表了从具有四小时存储的太阳能光伏到系统中非常高的太阳能份额的桥梁，因为太阳能热发电仍然是最便宜的长期储能来源。鉴于全球部署的 太阳能热发电不到 7 GW，降低成本的潜力仍有待释放，太阳能热发电可以在整合非常高份额的太阳能光伏和陆上风能方面发挥关键作用。另一个优势是，在太阳能资源丰富的地区，极具竞争力的太阳能光伏自然可以与CSP配对，实现全天候发电。成本极低的太阳能光伏、陆上甚至海上风能的融合——以及 CSP 的扩张——可以改变处于太阳带的发展中国家的电力系统。
报告还指出：新的太阳能和风能项目正在越来越多地削弱现有燃煤发电厂中最便宜和最不可持续的发电厂。IRENA分析表明，现有 的800GW 燃煤发电容量的运营成本高于新的公用事业规模太阳能光伏和陆上风能，其中包括 0.005 美元/kWh 的集成成本。替换这些燃煤电厂每年将减少 320 亿美元的系统成本，并减少约 3 吉吨的二氧化碳排放量。（翻译/杜凤丽）
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