中國儲能網(wǎng)訊：對于光熱發(fā)電項目到底值不值得投資這一問題，在可再生能源產(chǎn)業(yè)總是存在一些爭議。來自Bracewell&Guiliani律師事務(wù)所的Simon Stevens和來自SolarReserve公司的Kevin Smith分別表達了他們各自對于光熱發(fā)電投資價值的一些看法。
Simon Stevens：為什么政府和銀行都把開發(fā)光熱電站視為一項昂貴的投資？
Simon Stevens是Bracewell&Giuliani國際律師事務(wù)所在中東太陽能行業(yè)協(xié)會的資深律師和法律顧問。他10多年來一直為從事可再生能源、常規(guī)能源以及基礎(chǔ)設(shè)施項目開發(fā)和投資的開發(fā)商和投資機構(gòu)提供建議，服務(wù)范圍也包 括大規(guī)模太陽能電站和分布式太陽能項目?；赟imon Stevens在太陽能項目融資方面的豐富經(jīng)驗，他向人們解釋了為什么政府和銀行仍然認為開發(fā)光熱發(fā)電是一項昂貴的投資。
簡單地說，目前光熱發(fā)電成本相對來說是比較昂貴的，但這并不是絕對的原因。
上面這句話有兩個關(guān)鍵詞分別是“相對”和“目前”。簡單地說，我們先假設(shè)政府作為媒介、銀行作為投資方已經(jīng)決定要投資太陽能項目了。這個時候，可供他們選擇的是兩種存在競爭關(guān)系的技術(shù)路線——聚光光熱發(fā)電或者光伏發(fā)電。
第一個，也是最明顯地認為開發(fā)光熱電站是相對昂貴的選擇的原因就是發(fā)電成本對比結(jié)果。根據(jù)IRENA（國際可再生能源機構(gòu)）提供的數(shù)據(jù)顯示，光伏目前發(fā)電成本約為0.08美元/KWh。而在最近Dubai Solar Park II光伏項目的招標過程中我們可以看到，光伏發(fā)電成本達到0.06美元/KWh是完全可能的。相比之下，光熱發(fā)電的LCOE（平準化電力成本）明顯更高。一般來說，光熱發(fā)電成本在0.2美元-0.25美元/KWh，槽式光熱電站發(fā)電成本在0.17-0.35 美元/KWh之間，而塔式光熱電站發(fā)電成本在0.17-0.29美元/KWh之間。
那么對于政府來說，純粹從電力價格方面考慮，光伏發(fā)電無疑是更好的選擇。
而對于銀行來說，考慮的因素略有不同，但結(jié)果往往是相同的。一般銀行會通過衡量一個項目的經(jīng)濟性來決定是否為其提供有追索權(quán)或者無追索權(quán)的貸款。即便一個項目獲得了電力購買協(xié)議，但問題是，如果這個項目是不經(jīng)濟的，那么項目受讓方（通常是政府）可能會選擇退出，也就相當于違約。雖然項目融資合作時簽署的一些可強制執(zhí)行的合同和擔保會給投資者帶來一些安慰，但這些措施執(zhí)行的過程與效果根本無法保障，往往需要數(shù)年時間。與此同時，銀行還要擔心債務(wù)償還的問題。
政府和銀行認為開發(fā)光熱電站相對昂貴的第二個原因是，光伏發(fā)電技術(shù)已經(jīng)被證明是一個更加成熟的技術(shù)。相比之下，光熱電站尤其是定日鏡系統(tǒng)設(shè)計異常復雜的塔式光熱電站，往往被人們視為是具有實驗性質(zhì)的項目。此外，在分析發(fā)電成本時，較高的融資成本也成為光熱電站發(fā)電成本更高的原因。
更加實事求是地說，政府和銀行很清楚不完全商業(yè)化的電站往往更容易出現(xiàn)超支和拖延的現(xiàn)象。即使對于投資商和承包商來說這些風險可能僅僅存在理論上的可能性，但是政府往往會擔心項目出現(xiàn)延遲，甚至會出現(xiàn)被放棄的 現(xiàn)象。對于政府來說，它采購項目的原因就是因為國家需要電力。
銀行也會擔心一個項目可能在投入商業(yè)化運行之前出現(xiàn)延遲現(xiàn)象或者被放棄，那就意味著項目所承擔的債務(wù)將無法償還。幾乎所有的電力購買協(xié)議都會有一條保障措施，即如果項目不能在約定的截止日期之前投入商業(yè)化運行的話，則受讓方有權(quán)利選擇退出。在那種情況下，無論項目需償還的債務(wù)增加到多少都沒有任何意義了。
另外，光伏發(fā)電近年來因為成本大幅下降而發(fā)展迅猛。光伏整體系統(tǒng)造價在2010年-2014短短4年間下降了大約50%。光伏系統(tǒng)的重要組成部分——電池板價格下降的幅度甚至更大。光伏發(fā)電系統(tǒng)成本下降很大的原因是其形成了規(guī)模化生產(chǎn)，所以我們也可以假設(shè)光熱發(fā)電產(chǎn)業(yè)如果形成規(guī)?；l(fā)電成本也很可能出現(xiàn)大幅度下跌，但現(xiàn)階段投資者很顯然還是更青睞光伏發(fā)電。
以上是政府和銀行認為開發(fā)光熱電站是一項相對昂貴投資的原因，但他們忽略了光熱發(fā)電的一項重要特性——光熱電站配置儲能系統(tǒng)難度較小。從長遠發(fā)展的角度來看，穩(wěn)定可調(diào)的太陽能利用方式絕對不應(yīng)該被低估。現(xiàn)階段光伏發(fā)電技術(shù)確實被認為是相對簡單和更加成熟的發(fā)電技術(shù)，但一旦考慮到將其配置儲能系統(tǒng)，它與光熱發(fā)電技術(shù)孰優(yōu)孰劣的問題就充滿了爭議。這就是為什么我相信政府和銀行將繼續(xù)在短期和中期會同時支持光熱發(fā)電和光伏發(fā)電的原因，沒有人希望這場較量過早結(jié)束。
SolarReserve公司CEO Kevin Smith：為什么光熱發(fā)電是一項經(jīng)濟可行的投資？
美國大型太陽能發(fā)電項目開發(fā)商SolarReserve的首席執(zhí)行官Kevin Smith率領(lǐng)他的公司團隊在美國及世界其它地區(qū)開發(fā)和建設(shè)了多個大型太陽能工程項目。這些項目的投資額達18億美元，有的正在建設(shè)，有的已經(jīng)投入運營。這些大型項目包括世界上最大的熔鹽塔式電站“新月沙丘”，目前正在調(diào)試。Kevin投身能源產(chǎn)業(yè)30多年，經(jīng)驗豐富。就光熱發(fā)電的經(jīng)濟可行性問題，Kevin與我們分享了他的個人觀點。
全球可再生能源和儲能需求不斷增加
繼2014年全球可再生能源產(chǎn)業(yè)投資額達到2700億美元后，預(yù)計到2020年，全球可再生能源發(fā)電需求將增加45％，投資額將超過1.1萬億美元。隨著可再生能源供能比例的提高，滿足用電高峰期的持續(xù)供電需求以及維系輸電系統(tǒng)的可靠性的重要性也隨之提升，對大規(guī)?？稍偕茉吹膬δ芤笠膊粩嗵岣?。
具有前瞻思維的政策制定者肩負重任，因為他們要保證用電戶有可靠、清潔、經(jīng)濟的電力供應(yīng)，因此他們出臺相應(yīng)政策以推進降低成本的電網(wǎng)級規(guī)模儲能系統(tǒng)的建設(shè)。加州公共事業(yè)委員規(guī)劃加州到2024年實現(xiàn)新增儲能裝機1.3GW，同時所有的儲電設(shè)備必須經(jīng)濟低成本。
在南半球，南非的“可再生能源獨立電力生產(chǎn)商采購計劃”也在大力推進成本控制和革新，影響力度輻射全球。在這項政策的激勵下，南非能源部（DOE）發(fā)出幾輪帶儲能系統(tǒng)的光熱電站的招標，以滿足用電高峰期的電量供應(yīng)，持續(xù)到晚上10點。
集成熔鹽儲熱光熱發(fā)電技術(shù)是解決大規(guī)模儲能問題最主要的方案
相對于其它光熱發(fā)電模式，集成熔鹽儲能技術(shù)的塔式光熱電站在效率、可靠性和成本上優(yōu)勢明顯。相關(guān)獨立研究表明，光熱發(fā)電集成熔鹽儲能技術(shù)的儲熱性能與化石燃料發(fā)電一樣持續(xù)可靠，能滿足用電高峰期的供電需要。雖然風力發(fā)電和光伏發(fā)電等間歇性可再生能源發(fā)電的應(yīng)用范圍遍及全球，但是它們不能滿足用電高峰期的供電需求，而光熱發(fā)電正好解決這一問題。光熱發(fā)電儲能，即使在電力需求量變化的情況下也能提供長時間的持續(xù)供電。
雖然蓄電池技術(shù)在不斷進步和突破，但是其不適合大規(guī)模安裝，因為它成本高昂，對環(huán)境的潛在影響嚴重而復雜，電池的運行、降解、更換以及環(huán)境影響壽命的終結(jié)都十分漫長。通常，對蓄電池儲能系統(tǒng)的分析都目光短淺，不會提及它的定期更換成本，更換周期一般是6-10年，這意味著在25年的商業(yè)化運行周期內(nèi)，需要多次更換蓄電池系統(tǒng)。而熔鹽儲熱系統(tǒng)無需更換即可25年持續(xù)運行。
SolarReserve的旗艦項目為“Crescent Dunes太陽能電站”，位于美國內(nèi)華達州，裝機容量110MW，擁有連續(xù)10小時滿功率儲熱系統(tǒng)電力輸出的能力，是全球首個配置先進熔鹽儲熱系統(tǒng)的公共事業(yè)級的大型能源設(shè)施。其擁有1.1GWh的電力存儲能力，是迄今為止最大的蓄電池儲能設(shè)施的儲能能力的40倍。
Crescent Dunes工程已經(jīng)完工，目前處于試運營階段，預(yù)計2015年年中投入全面運營，是全球唯一的大規(guī)模熔鹽塔光熱電站。該工程的預(yù)計年電產(chǎn)量超過500000兆瓦時，是相同規(guī)模的光伏電站（不含儲能）年產(chǎn)電量的2倍。SolarReserve已開發(fā)的專利儲熱技術(shù)是經(jīng)濟低成本公共事業(yè)級規(guī)模儲能技術(shù)的一個分支，性能高效永久。而且該電站的熔融鹽儲能系統(tǒng)可持續(xù)使用30年無需更換。
為了提供可靠、成本低廉的全天候基荷發(fā)電系統(tǒng)，我們正在開發(fā)綜合了光伏發(fā)電系統(tǒng)的光熱發(fā)電項目。這些綜合型的“CSP＋PV”集成項目零污染零排放，水量需求低，遠遠優(yōu)于傳統(tǒng)的發(fā)電方式。在同一個發(fā)電區(qū)域內(nèi)平衡光熱和光伏之間的電力生產(chǎn)和輸送，就可消除光伏的間歇性問題，這兩大技術(shù)的結(jié)合從總體上可有效降低整體系統(tǒng)的發(fā)電成本。這些基荷型太陽能電站擁有較高的容量因子，具有最大化利用輸電網(wǎng)絡(luò)輸送電力的能力。
SolarReserve是智利首家開發(fā)光熱&光伏全集成項目的開發(fā)商，向需要全天候電能供給的礦業(yè)供電。該集成電站能夠最大化輸出太陽能電力，以無需補貼的具有高競爭力的可以和煤電和燃氣發(fā)電相競爭的價格每年平均輸送1700GWh電量，并也可全天候供電。該工程之所以滿足市場的需求，得歸功于其3.6GWh的儲能能力。
光熱發(fā)電還是一項新生的技術(shù)，有很強的性能改善，性能優(yōu)化和成本經(jīng)濟優(yōu)化潛力。
我們已經(jīng)意識到該技術(shù)的大規(guī)模成本優(yōu)化潛力，包括對南非SolarReserve工程在成本和效率上的改善。2014年12月，南非能源部招標的100MW的Redstone光熱發(fā)電項目由SolarReserve和ACWA聯(lián)合體中標，配備SolarReserve的14小時儲熱系統(tǒng)，是南非至今為止太陽能熱發(fā)電項目中標電價最低的光熱電站。
光伏電站在安裝和成本降低方面發(fā)展飛速，但是它不能儲能的劣勢沒有得到有效解決，這對電力輸配電系統(tǒng)是極大的挑戰(zhàn)。隨著更多的光熱發(fā)電站的建設(shè)投運，我預(yù)計光熱發(fā)電仍有效率和成本上的提升空間，而且光熱發(fā)電目前已經(jīng)擁有了低成本的儲能方案。
原標題:光熱發(fā)電到底值不值得投資？
