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IRENA:近十年全球光热发电加权平均LCOE下降68%,装机成本下降一半

IRENA:近十年全球光热发电加权平均LCOE下降68%,装机成本下降一半

  • 分类:行业新闻
  • 作者:
  • 来源:CSPPLAZA报告《Renewable Power Generation Costs in 2020》
  • 发布时间:2021-08-10 14:58
  • 访问量:0

【概要描述】

IRENA:近十年全球光热发电加权平均LCOE下降68%,装机成本下降一半

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  • 来源:CSPPLAZA报告《Renewable Power Generation Costs in 2020》
  • 发布时间:2021-08-10 14:58
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      CSPPLAZA光热发电网讯:近日,国际可再生能源署IRENA发布的最新报告《2020年可再生能源发电成本》显示,2010年至2020年间,全球光热发电总装机增至6.5GW左右,同时聚光太阳能热发电的加权平均LCOE下降了68%,已从0.34美元/kWh降至0.108美元/kWh(约合人民币0.7元/kWh)。

 

      报告显示,2016-2017年全球光热发电装机新增有限,每年新增装机仅100MW左右;2018-2019年,在中国、摩洛哥和南非等新兴市场带动下,全球光热发电装机开始迎来一定幅度的增长(2018年新增860MW,2019年新增550MW),但与其它可再生能源发电技术相比,新增装机仍比较低。但是,到了2020年,全球仅有中国的3座光热电站投产,新增150MW。

 

LCOE和装机成本均大幅下降

 

      报告指出,2020年中国新增的150MW光热发电项目的加权平均装机成本为4581美元/kW。这比2019年减少了31%左右,相比2010年则减少了50%左右。

 

图:2010-2020年全球光热发电总装机成本、容量因子和LCOE变化趋势(来自IRENA,下同)

 

      2018年和2019年,配置8小时或8小时以上蓄热系统的光热发电项目的装机成本范围在4126美元/kW—5945美元/kW之间。

 

      2018年—2020年,中国投产了3座光热电站,储能时间超过10小时,总装机成本范围为4126美元/kW至5154美元/kW。

 

      同时,随着技术的进步、热能储存成本的下降以及新建项目平均储存小时数的不断增加,聚光太阳能热发电厂的容量因子从2010年的30%增加到2020年的42%。

 

      另据IRENA拍卖和PPA数据库中的相关数据显示,2021年即将投产的光热发电项目的加权平均电价约为0.076美元/kWh(约合人民币0.492元/kWh)。

 

储热系统重要性日益突出

 

      报告还指出,自2015年以来,几乎没有任何光热发电项目是在不配置储能的情况下规划或建造的。综合来看,配置储能系统可以有效提升光热电站的容量因子,同时也有助于降低LCOE和提升调度灵活性。

 

      IRENA可再生能源成本数据库中,PTC电厂(槽式光热电站)的平均蓄热时长从2010年—2014年的3.3小时左右增加至2015年—2019年的5.7小时(增加了近四分之三);STs(塔式光热电站)的平均蓄热时长则从2010年—2014年的5小时左右增加至2015年—2019年的7.7小时(增加了54%左右)。

 

      2020年,中国新投产的150MW光热发电项目的平均储能时长为11.7小时。2021年落成的110MW智利Cerro Dominador塔式电站的储能时长则为17.5小时。

 

      报告表示,无论槽式光热电站还是塔式光热电站,其总装机成本主要取决于构成太阳岛(也称光场)的组件成本,组件成本约占槽式光热电站整体装机成本的39%,约占塔式光热电站的28%左右【详见下表】。

 

图:槽式和塔式光热电站成本组成

 

图:近十年不同技术路线、储能容量、装机规模光热发电系统的总装机成本变化趋势

 

      整体来看,近十年来光热发电项目的总装机成本已经下降了一半左右,即使新建项目的储热系统容量普遍得到提升,也并未改变这一趋势。

      转自:CSPPLAZA报告《Renewable Power Generation Costs in 2020》。

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