"到2025年塔式光熱發電的平準化電力成本約為9美分/KWh（約合人民幣0.61元/KWh）。 ”

“我們所做的一系列分析研究表明在項目的各個環節都有降低成本的可能性。我們預計到2025年，建設總成本有望下降33%-37%，平準化電力成本則可能降幅更大一些，可達37%-43%。”

“但可以確定的是，CSP行業必須致力于擴大體量。目前CSP總裝機量是5GW，在現階段，降低電價的主要途徑就是擴大體量。一旦達到了一定體量，電價會下降得比人們所預期的更快。”

近日，國際可再生能源署（IRENA）資深分析師Michael Taylor就可再生能源成本，特別是光熱發電產業的投資成本及未來電價發展趨勢接受采訪。提出了上述觀點。下面刊出的為采訪全文：

記者：近期有消息稱迪拜200MW塔式光熱發電項目最低投標達到9.45美分/KWh（約合人民幣0.64元/KWh），我想您對此肯定有所耳聞，那么請問您此前是否預料到會有如此低價出現呢？

Michael Taylor：這一價格在我的意料之中。IRENA去年發布了一篇名為《電力轉型：2025年前太陽能和風能成本下降潛力》的報告，該報告具體分析了太陽能光伏發電、光熱發電、海上風電和陸上風電成本降低的途徑。目前光熱發電的發展還未成熟，其成本仍有很大的下降空間，為此我們不僅在技術上要實現突破創新，在供應鏈上更應形成良性競爭，利用規模經濟效應爭取成本的大幅下降。通過對數據的收集處理，我們預測，到2025年塔式光熱發電的平準化電力成本約為9美分/KWh（約合人民幣0.61元/KWh）。這一數據基于加權平均資本成本（WACC，指企業以各種資本在企業全部資本中所占的比重為權數，對各種長期資金的資本成本加權平均計算出來的資本總成本。加權平均資本成本可用來確定具有平均風險投資項目所要求收益率。）為7.5%的假設，但鑒于迪拜水電局（DEWA）之前的表現，迪拜此次200MW塔式光熱發電項目的WACC可能更低。

因此對該項目的最低投標價正符合我們對2025年前光熱發電成本下降的預估。當然，這一數據只是估值，實際電價可能會圍繞9美分/KWh上下浮動。不過目前已有項目向此目標電價推進著實令人欣慰，特別是目前正在推進的DEWA迪拜塔式光熱發電項目更是讓我們看到了發電成本按照預期下降的可能性。

記者：若此項目擬建于比阿聯酋太陽能資源更好的地區，您認為投標價是否有可能更低呢？

MichaelTaylor：的確有可能，并且我們已有相關證據可證明這一觀點。智利擁有全球最好的太陽能資源，近期在當地擬建的某光熱發電項目的最低投標價為6.3美分/KWh（約合人民幣0.43元/KWh）。雖然這一投標價最終未能中標，但是項目開發商希望能夠重新開標。若想要一天24小時皆可連續供電的可再生能源電力，光熱發電項目將是智利的不二之選。

盡管智利這一最低投標價在別的項目中可能難以實現，但至少說明在光熱資源更好的地區有望出現更低的電價。此外，與阿聯酋相比，智利的空氣透明度相對較高，這有利于吸熱塔吸收更多的太陽輻射來提高發電效率，從而使更低的投標價成為可能。

　　表1：太陽能資源在中東和北非不同地區的分布

（來源: Global Solar Atlas &NREL SolarPACES）

記者：您認為光熱發電成本下降的主要驅動力是什么？

Michael Taylor：這個問題需要細分，針對槽式光熱發電項目和塔式光熱發電項目會有所不同。我們所做的一系列分析研究表明在項目的各個環節都有降低成本的可能性。我們預計到2025年，建設總成本有望下降33%-37%，平準化電力成本則可能降幅更大一些，可達37%-43%。

光熱發電項目成本的下降需要兼顧建設成本的降低和發電效率的提高，尤其是運行溫度的提高可以有效增加發電量，降低儲能方面的成本要求。其次，運維效率的提高也有助于光熱發電成本的下降。如果上述要求均能做到，光熱發電成本大幅度下降將指日可待。

約三分之二的成本下降潛力源于光熱電站的建設（詳情請見表2），其中太陽島和EPC成本占比最多。通過提升電站運行溫度來提高發電效率可降低電站的儲能成本，同時我們需要縱覽全局以解鎖更多降低成本的途徑。

　　表2：槽式及塔式光熱電站主要成本構成對比（來源：IRENA/DLR 2016）

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導讀：我們所做的一系列分析研究表明在項目的各個環節都有降低成本的可能性。我們預計到2025年，建設總成本有望下降33%-37%，平準化電力成本則可能降幅更大一些，可達37%-43%。

記者：光熱發電設備和安裝方面的成本有可能進一步降低嗎？

Michael Taylor：若想降低成本需將兩者綜合考慮。例如在槽式光熱電站中，選擇規模化生產口徑更大的拋物面槽式聚光器，就可在保證發電量的同時，減少設備安裝的工作量。盡管更大口徑的槽式聚光器可能需要額外的加固結構，但此舉仍將有效降低安裝成本。

換言之，成本的大幅降低其實源于對設計的優化。雖然在某些情況下，這一改變可能使部分組件的安裝成本有所上升，但只要此法能夠提高系統的整體運行效率，逐步降低安裝總成本不成問題。

記者：您認為光發熱發電項目在哪個方面最有可能提高效率，降低成本？

Michael Taylor：此前已提到，降低成本最大的可能性在于減小一些關鍵支出項的成本，例如太陽島和EPC成本。同時，槽式光熱電站和塔式光熱電站不能混為一談。

根據IRENA公布數據，槽式光熱發電站未來成本降低的可能性分布較為均衡，主要包括太陽島、EPC、業主成本以及儲能方面成本的下降。

另外，提高電站運行溫度是降低儲能成本的有效途徑之一。然而，塔式光熱電站的運行溫度目前已經高于槽式，因此對于塔式光熱電站而言，依靠提高溫度來降低成本的空間相對較小。

塔式光熱電站成本的降低方法主要集中于太陽島，特別是定日鏡和追蹤系統成本的降低。

表3：2015-2025年槽式光熱電站與塔式光熱電站成本下降潛力（來源：IRENA/DLR,2016）

EPC成本的下降將主要依靠安裝成本的降低。此外，相對槽式電站，塔式光熱電站更應關注成套發電設備的成本降低。

光熱發電項目中可利用創新型技術來降低成本的地方絕不止一處。而從長遠角度出發，總體成本的下降還是依賴于單個組件成本的降低、效率的提高以及運維成本的下降。

與此同時，工業化、規模經濟、提高供應鏈競爭力等措施的并用為降低成本所做的貢獻不可小覷。

通過觀察風電和太陽能光伏發電產業，我們發現，當某個產業擁有群聚效應以及多個供應商時，我們能進一步降低風險邊際，擁有更多機會尋找合適的替換材料并開展技術創新。此外，在積累了一定技術經驗的基礎上，承包商會更加積極地采取措施降低意外事故的風險，并且做好準備來接納較低的投資回報。

因此，需要各個方面要素進行綜合考量才能從整體上提高效率，降低成本。

記者：您認為CSP產業何時會達到上述的龐大體量？

Michael Taylor：很難預料。如果非要猜測的話，可以拿海上風電來做參照。在西歐，海上風電電價一直十分高昂，約為13~20美分/kWh。但在2016年末，當海上風電總裝機量達到13GW時，丹麥、荷蘭、德國等地的項目競標中出現了極低的競標價。這種低價的出現時間甚至比風電行業最初所預計的還要早。當然，這不一定說當CSP達到了13GW的體量后才可以出現這樣的低價，或者2016年末發生在風電行業的電價大幅下降就一定會發生在CSP行業，但是可以確定的是，CSP行業必須致力于擴大體量。目前CSP總裝機量是5GW，在現階段，降低電價的主要途徑就是擴大體量。一旦達到了一定體量，電價會下降得比人們所預期的更快。

在由傳統能源向可持續性新能源的轉型中，CSP以其強大的調峰能力、更高的電網占比等優勢脫穎而出。對于擁有高值太陽直射輻照量（DNI）的國家和地區來說，CSP很有可能成為其綜合能源利用的一部分。

記者：您剛才提到CSP的調峰能力和對電網的靈活適應性優勢，這也是我們下一個話題的核心：電力品質比成本更值得關注。近期許多討論圍繞著對電力品質的評估而非對成本的過多關注而展開，但是怎么評估一個電站的“調峰能力”呢？

Michael Taylor：不同的成本權重給了你不同的信息。相對來說，只要有電站所投入的所有資金信息，發電成本是容易得出準確數據的。但是對電力品質的評估則相對復雜，其受該電力系統的需求特征、負荷曲線等多種因素的影響。

如果是風電或光伏那種不穩定的發電形式，在電網中占比不大，建設時無需考慮和其他電力在電網中的配合。但是隨著對新能源綜合利用需求的增長，我們終究需要充分發揮不同種類新能源的優勢，來保障供電的穩定性、減少二氧化碳排放量。

配有儲熱系統的CSP電站能夠保障持續穩定的清潔電力供給。尤其是在下午和晚間的用電高峰。在用電高峰，發電成本也處于高峰，發電系統處于高需求、高成本的雙重壓力之下，此時發電量往往相對不足，此時CSP的優勢就得以凸顯。

“CSP的優勢是能生產持續穩定、低碳排放量的電力，能夠調節電網用電高峰。CSP的穩定性也確保其大規模接入電網的可能性，進而保障了清潔能源在電網中的占比。”

CSP應該充分利用自己的優勢，但不幸的是，目前還沒有任何數據化的衡量標準來呈現CSP的這些優勢，我們只能通過電力市場上的實時反饋來佐證CSP的超群之處。

CSP的優勢是能生產持續穩定、低碳排放量的電力，能夠調節電網用電高峰。CSP的穩定性也確保其大規模接入電網的可能性，進而保障了清潔能源在電網中的占比。

這就是我們希望CSP在不久的未來能充分發揮的優勢。如今，即使是在化石燃料火力發電占比巨大的電網中，用電高峰仍然出現了電力供應不足的狀況。在這種情況下，轉向使用CSP系統發電將節省大量化石燃料。作為一種輔助措施，配備儲熱系統的CSP能儲存大量能量。

記者：您認為，融資優惠在促進CSP電價下降中扮演什么角色？

Michael Taylor：優惠融資對CSP電價下降非常關鍵。對于CSP來說，電站總投資額很大，電站建設的成本仍然居高不下，若不能獲得低成本的融資，就很難在較大程度上降低電價。目前在CSP行業的投資可以說都是嘗試性的帶有風險的投資，優惠融資將可以支持CSP技術的發展創新。隨著CSP電站遍地開花，CSP技術趨向成熟完善，成本也就隨之下降。

優惠融資提供低利率的貸款，一定程度上降低了資金風險，也降低了電站建設成本，這也讓我們能以盡可能低的成本來推進CSP技術的商業化，直到這個行業成熟到可以不依靠補貼政策。從這個角度來說，優惠融資對CSP從業者十分重要，這讓他們在電價真正大幅下降之前，保持著從業的積極性。

記者：您提到了CSP是低碳發電的方案之一。為什么中東北非地區的國家需要考慮低碳發電形式呢？采取低碳發電的方案對他們來說有何利處？

Michael Taylor：利處有很多。采用可持續清潔能源來發電能幫助我們實現經濟、環境、社會的發展目標。目前市場上有許多前景廣闊的新能源方案，包括風電、光伏、水電等，可供不同國家根據實際國情選擇，而CSP則是另一種正在逐漸實現商業化的新能源。

當前，在中東北非地區，新能源所提供的電力，其成本可以等于或低于化石燃料發電。中東北非國家中，摩洛哥、阿拉伯聯合酋長國、約旦等國家都已通過建設新能源電站來降低國家電力供應的總成本。

同時，新能源也將減少大氣污染，這對地區環境來說十分重要，對于那些空氣污染嚴重的國家，意義則更加深遠。

新能源也將產生社會效益，它們提供的就業機會比相同體量的化石燃料能源所提供的職位要多。而且新能源行業的職位不會集中于某個地區，因為新能源產業在全球都有分布，或者說它們可以被分布到全球范圍內亟待發展的地區。

新能源產業還將促進當地制造業發展，由于所有形式的新能源零部件都可以在當地生產，這既利于當地的經濟發展，又利于降低總成本。

而化石燃料生產商們可以用新能源替代燃油或燃氣發電，以保持燃油或燃氣的儲量，或提高出口量。

我們應該意識到，如今新能源發電有多種方案可供挑選，而新能源所能帶給我們的經濟、社會、環境效益絕對不容錯失。