迪拜水電局（DEWA）擬開發(fā)的Mohammad Bin Rashid Al Maktoum太陽能園區(qū)第一階段200MW塔式光熱發(fā)電項目自6月初在迪拜開標以來，至今仍是業(yè)內熱議的焦點。

由沙特水電公司ACWA Power、上海電氣集團、美國BrightSource等組成的聯(lián)合體投出了史上最低價9.45美分/KWh，約合人民幣0.64元/KWh。

這一超低價刷新了人們對光熱發(fā)電高成本的普遍認知，同時為行業(yè)的進一步發(fā)展和成本的進一步削減注入了更大動力。

在中國，本次招標更因有哈爾濱電氣集團公司、山東電力建設第三工程公司、上海電氣集團股份有限公司和北京首航艾啟威節(jié)能技術股份有限公司共計四家中國公司參與投標而被廣泛關注。

此200MW塔式光熱發(fā)電項目將建于Mohammed bin Rashid Al Maktoum太陽能園區(qū)內，為該園區(qū)的第四期項目，也是該園區(qū)總規(guī)劃1GW光熱發(fā)電項目的一期工程，將配置長達15小時左右的儲熱系統(tǒng)。該項目預計將于2021年投入運營。

　　勝利者的號角：光熱儲能優(yōu)勢不可取代 成本下降速度直逼光伏

“光熱發(fā)電成本已經降到10美分/KWh以下的水平。”投出最低價的聯(lián)合體公司之一，ACWA Power公司的CEO Paddy Padmanathan對此表示，“光熱發(fā)電目前在全球范圍內的裝機量約為5GW，其發(fā)電成本相應地已經降低到了10美分/KWh的水平，光伏發(fā)電的成本雖然可能只有這一成本的一半左右，但其是通過全球總裝機規(guī)模約325GW的體量來實現(xiàn)的。”

Padmanathan補充道，DEWA招標時明確表示該200MW塔式光熱發(fā)電項目標的不涵蓋任何補貼，但該項目的土地使用費只是名義上收取，實際數(shù)額微乎其微。與此同時，該項目業(yè)主要求競標方需保證電站在運營期內每天的下午4點到上午10點間都能正常運行發(fā)電。

導讀：由沙特水電公司ACWA Power、上海電氣集團、美國BrightSource等組成的聯(lián)合體投出了史上最低價9.45美分/KWh，約合人民幣0.64元/KWh。這一超低價刷新了人們對光熱發(fā)電高成本的普遍認知，同時為行業(yè)的進一步發(fā)展和成本的進一步削減注入了更大動力。

這意味著，預計將由兩個100MW的塔式發(fā)電機組構成的200MW Mohammad Bin Rashid Al Maktoum太陽能園區(qū)CSP項目將通過其大型熔鹽儲熱系統(tǒng)，確保夜間電力的連續(xù)供應。

支持者們認為，此次的9.45美分/KWh的競標價表明，光熱發(fā)電配熔鹽儲熱系統(tǒng)可以在成本方面勝過光伏加長時間電池儲能系統(tǒng)的成本，這一結論已經開始被實際證明。

世界銀行前總監(jiān)、現(xiàn)華盛頓某獨立經濟分析師Jonathan Walters贊同地表示：“本次競標說明，在光熱發(fā)電和熔鹽儲能結合之下，太陽能的夜間利用成本并不高。即便是在太陽能資源不佳的地區(qū)，光熱發(fā)電成本也能保持在一個較低的水平。”

Jonathan Walters對記者說道：“這也表明，在陽光充裕的國家，除去最開始的電力響應需求外，電網級電池組的規(guī)模已不大有可能勝過儲熱系統(tǒng)。”

反對聲音：光伏+電池的發(fā)電成本早已低于10美分/KWh

但并非所有人都對此持樂觀態(tài)度，相反，他們并不認為這一史上最低電價為光熱發(fā)電成本下降帶來了實質意義。

Bloomberg新能源財經的太陽能資深分析師Jenny Chase表示，迪拜此次最低競標電價即便落地，也需等到2021年項目投運才能真正實現(xiàn)，而光伏加電池儲能的發(fā)電成本已開始非常接近于10美分/KWh的成本水平。

他舉例道，夏威夷的Kauai島上一個配備了100MWh儲能電池系統(tǒng)的28MW光伏項目即將于明年投運。在美國30%的投資稅收抵免政策支持下（以下簡稱ITC，該政策由政府給予項目30%的稅收返還），該項目的電價已低至111美元/MWh。

再如，由Tucson電力公司和NextEra公司聯(lián)合開發(fā)的“光伏+電池儲能”項目，儲電時長為3小時，即將于2019年動工，同樣在ITC政策支持下，其電價低于45美元/MWh。

反對者還表示，到目前為止，光伏加儲能系統(tǒng)的核心組件光伏板和儲能電池仍有降價空間，而光熱的核心組件如定日鏡、汽輪機等都已幾乎達到了最低成本價。

就成本因素來說，Jenny Chase認為到2021年左右，一個配備1.6GWh鋰電池儲能系統(tǒng)的200MW光伏電站的電價成本將降低至115美元/MWh。

這個電價雖然高于此次迪拜光熱項目中的9.45美分/KWh，但兩個價格間的差異并不大。

最低電價或暗藏技術風險

Jenny Chase坦言，之所以對此持懷疑態(tài)度，是因為幾家競標方所報電價，是基于電站運維一切正常的理想狀態(tài)下，似乎沒有將技術風險考慮在內。而在光熱電站的運維過程中，卻極有可能發(fā)生事故。

Jenny Chase指出，“老牌光熱帝國”西班牙目前的在運行光熱電站的容量因子約在25%左右，這一數(shù)值遠低于當初規(guī)劃的40%。而在美國，新月沙丘和Ivanpah塔式光熱電站的開發(fā)調試所花費的時間也比預期的要長。

這也說明，如果DEWA選擇了最低競標價，而且中標者能最終實現(xiàn)承諾，那么這對整個光熱發(fā)電行業(yè)來說，無疑是一件振奮人心的事。

“但如果他們不能使光熱的發(fā)電成本降至比‘光伏+儲能’組合更低的水平，那么這個行業(yè)未來生存的概率很小。”Jenny Chase表示，“對于光熱發(fā)電行業(yè)而言，就是需要背水一戰(zhàn)。”