索比光伏网讯:光热发电其中一个重要优势是可以通过廉价储热技术实现可调稳定绿色电力的生产和供应，这种可调电力的质量类似于传统火电，但目前在成本上却又比传统火电高出不少，光热发电产业需要关注的是，未来六年，即到2020年，光热发电是否将可以与传统基荷型火电在成本上相竞争？
之所以说2020年，是因为2020年是美国能源部此前提出的SunShot计划目标的时间节点，即届时实现光热发的的度电成本削减至6美分/kWh，这一价格可以说已经与传统燃气发电相差无几。而对这一目标，是否能够实现呢？我们来听听西班牙两家光热发电领先企业ACSCobra的首席执行官JoséAlfonsoNebrera和Abengoa的战略总监ElisaPrieto的观点。
上述两家公司都在致力于到2020年实现光热发电的平价上网目标，总体来看，上述两位人士对这一目标目前依然保持乐观，他们相信是可以实现的。在他们看来，电站的选址、天然气在不同市场的价格变化、2015年联合国气候变化大会对二氧化碳减排的新的决议目标等都是实现这一目标的环境条件。
天然气价格将持续上涨
Nebrera表示，“我们目前如果在DNI资源十分丰富的地区建设光热电站，其成本已经可以和天然气发电相竞争，天然气的价格目前大约在10美元/百万英热单位（BTUs），同时天然气电站的利用率仅在70%左右，二氧化碳排放带来的环境等成本增加约在20~30美元/吨。”
虽然从美国的页岩气开采情况来看，对光热发电产业而言并不是可以保持乐观的外在因素。但并不能确定天然气价格是否能像现在这样保持这种价格竞争力，据美国能源信息署EIA的数据显示，在过去的两年内，美国天然气价格确实是处于历史低点。
Prieto则表示，2012年的天然气价格平均大约为3美元/百万英热单位，这个价格是不现实和不符合市场规律的，直接导致很多天然气生产商停工以等待市场好转，为什么会出现这种情况？因为2012年是美国页岩气开采最为疯狂的年份，类似于19世纪兴起的那股掘金潮。
页岩气开采带来了很多问题，在页岩气的开采中，绝大多数的事故和技术问题都出现在水力压裂的过程中。在美国费城（Philadelphia），当地政府已经开始调控页岩气开采这种工业活动，在部分纽约州的城镇，由于水资源问题，水力压裂技术已经被禁止使用。
“在此情况下，这些公司开始面临两个法规上的问题，一是需要他们明确在开采页岩气时向水中注入了何种化学物质？二是要求他们清理开采页岩气带来的诸多负面影响。这导致天然气的价格又开始上涨。”Prieto说道。
事实上，EIA基于燃煤电站和核电厂的加速老化预测，在未来几年，天然气的价格仍要上涨，更为重要的是，EIA称天然气在电力生产中的消耗量将保持增加，这将导致天然气和电力价格都向上增长。
EIA报告显示天然气价格在过去几年总体呈增长态势，下表是HenryHub天然气现货在过去四年的价格，其提供了自2011年以来的一月和七月首周的天然气价格作为参考。
图：天然气价格情况
以埃及为例，据路透社的一份报告显示，埃及已经无法再出口天然气，在过去的10年内，埃及国内天然气消耗迅速增加，实现自用量翻番，可采储量消耗殆尽。
2013年1月，天然气价格约为3.26美元/百万英热单位，一年后的2014年1月，该价格已经上涨至4.30美元，一年时间增长1.04美元。
Prieto同时强调了计算光热发电成本的所选公式的重要性，“我们在讨论光热的竞争力的时候，我们只能采用LCOE的计算方式，因为CAPEX即一次性投资成本并不能反映光热发电的真实成本。”
她还强调光热发电的度电成本在整个电站的生命周期内是逐渐下跌的，这得益于其无需燃料费用的支出。
而从传统能源角度来看，即便CAPEX是较低的，其度电成本仍可能因为后期的燃料成本增加而升高，不论是煤炭、天然气还是核电，都是如此。
储热和可调电力的重要性
上述两位专家都指出光热发电相对于光伏发电而言，其储热能力是一种独特优势；光伏发电为满足太阳下山后继续出力可能需要增加后备电厂的建设，为这些电站的并网增加电网建设的投资也会增加成本。
对于可调成本而言，Prieto指出美国国家可再生能源实验室通过SunShot计划将光热发电的成本目标定为5~6美分，在我们拿光热发电的潜力与其它可再生能源作对比的时候，这是一个重要的数据。
二氧化碳减排目标
Nebrera认为，“可以期待的是2015年将在法国巴黎举行的联合国气候变化大会将对全球气候变化问题给出进一步的解决方案，二氧化碳减排目标可能更加严格。如果发达国家每吨二氧化碳排放的价格被定为50美元，发展中国家被定为20美元，这将对可再生能源的发展开辟更大市场，特别是可调的光热发电将迎来更大的市场空间。”
Prieto认为，新的减排目标的设定对天然气产业而言将带来直接负面影响，天然气工业可能将不得不支付两种成本费用，一个是开采成本，一个是二氧化碳的排放成本。
电站利用率
另外一个影响天然气价格的是电站的利用率，天然气发电每年实际运转的时间越长，整体的成本越低，举例来说，年运行小时数在8000小时以上，则每kWh的成本将会很低，如果运行小时数仅仅在2000来小时，则度电成本将十分高。
对于有大比例可再生能源应用的国家，联合循环电站是当下最为常见的天然气发电类型，其正开始充当备用电源的角色。
他同时指出，光热发电的成本在过去几年已经有所降低，2008年我们开始建设西班牙的Andasol光热电站，那是每MWh的成本约为280美元。现在，南非的实际项目中标价格已经几乎达到上述价格的一半，我认为在未来6年，这一成本还将继续下降，我敢说届时至少要在现在价格的基础上再下降30%。
电站选址的影响
Prieto和Nebrera都认为，成本竞争力相对取决于项目选址的特点，如电站的选址，本地气候条件、纬度、温度以及沙尘或悬浮颗粒密度等等都会影响项目的实际成本。
机会成本
每个市场都有十分特殊的环境，在沙特，可再生能源的竞争力与机会成本相挂钩，经济学家杂志曾发表的一份报告显示，2012年，沙特市场存在巨大的机会成本，国内迅速增加的能源需求是其中一个重要原因。
上述报告也表示，沙特作为当时世界上第六大石油消费国，其消费了1/4的石油开采量，约每天1000万桶原油被国内市场消化。
但沙特已经认识到了这一问题，为此设置了一个雄心勃勃的可再生能源发展目标，即到2020年实现约一半电力来自于可再生能源，以满足国内日益增长的能源需求，换取更多的石油出口额。更长远的目标是，到2032年实现54.1GW的可再生能源发电能力，其中25GW将来自于光热发电。
2030年实现目标将更贴近现实
不是每一个人都相信2020年实现光热发电与传统能源相竞争的目标的现实性，西班牙某行业人士表示，“目前光热发电的CAPEX仍是一个巨大的挑战，投资5亿欧元目前最多可以建成一个160MW~200MW的光热发电站，但仅仅投资3亿到4亿欧元就可以建起来一个双倍装机的燃气联合循环电站。”
尽管如此，光热发电依然有很多可以进一步优化的地方来进一步优化投资，有行业专家较为中立的观点是认为，到2030年光热发电可以实现与传统燃气等化石能源发电在成本上相竞争，从当前的实际情况来看，这一观点似乎更为贴近现实。
同时，上述人士也支持，价格的削减需要依赖于市场发展的趋势和实际需求，“在没有天然气或燃气运输成本较高的地方建设一个燃气联合循环电站在经济上是不可行的，而在这里建设一个光热电站则会更具经济效益。”
原标题:光热发电2020年可与传统火电在成本上相竞争吗？
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201409/05/210450.html
