光热电价持续降低,呈区域差异化发展态势
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- 发布时间:2022-08-28
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【概要描述】 CSPPLAZA光热发电网报道:近日,国际可再生能源署IRENA方面表示,从近期的光热电价竞标结果可以推测出,至2020年,光热发电LCOE成本基本将稳定在60~100美元/MWh的价格范围内。
IRENA还指出,在2010-2020年期间,光热发电累计装机容量每增加一倍,光热电价将随之下降30%,相对而言,光伏电价随着装机容量的翻倍将产生35%的降幅,陆上风电与海上风电的降幅则分别为21%和14%。
同时,不同区域间光热电价的差距在扩大。这种扩大体现在两方面:一是智利与阿联酋等光热装机规模较小的国家光热项目之间的电价差距,二是这些国家与美国等光热装机量规模较大的国家之间的电价差距。
上述观点可由一组数据佐证。中东与北非光热发电知识与创新计划领导者Jonathan Walters指出,2017年,迪拜最低光热电价为73美元/MWh,澳大利亚为63美元/MWh,而智利则低于50美元/MWh。但同时,中国的光热电价还在180美元/MWh左右,其它国家的电价则更高一些。
美国国家可再生能源实验室NREL专门从事光热发电研究的高级工程师&研究员Craig Turchi则表示,根据NREL的预测,至2020年美国光热电价将约为100美元/MWh。而不同国家和地区之间光热电价的差异主因在于“低廉的劳动成本与优惠的融资条件”。当然还有自然资源条件的差异影响。
因此,鉴于光热发电工程的复杂性,单纯地从技术角度考量其电价下降潜力是不现实的,即便技术成熟度相当,放在不同地区开发同一个项目的电价成本也会有较大差异。
光热电价下降取决于四个方面因素
美国Solar Reserve公司曾在智利光热项目竞标(未中标)中投出了低于50美元/MWh的超低电价,同时还以63美元/MWh的低价成功中标澳大利亚Aurora项目。该公司CEO Kevin Smith指出,超低电价的产生需仰仗4个因素,分别为:劳动力成本、规模效益、光照资源以及当地经济与政策的稳定性。
Walters则认为,“规模效益是最为关键的因素,而固定上网电价体系造成的垄断阻碍了规模经济的实现。如今,ACWA Power中标的迪拜700MW光热发电项目完工后可将全球已建成光热总装机量增加14%,而中国则计划至2020年实现5GW的光热装机量。规模经济的壮大无疑将进一步降低光热成本。”
光热电价持续降低,呈区域差异化发展态势
【概要描述】 CSPPLAZA光热发电网报道:近日,国际可再生能源署IRENA方面表示,从近期的光热电价竞标结果可以推测出,至2020年,光热发电LCOE成本基本将稳定在60~100美元/MWh的价格范围内。
IRENA还指出,在2010-2020年期间,光热发电累计装机容量每增加一倍,光热电价将随之下降30%,相对而言,光伏电价随着装机容量的翻倍将产生35%的降幅,陆上风电与海上风电的降幅则分别为21%和14%。
同时,不同区域间光热电价的差距在扩大。这种扩大体现在两方面:一是智利与阿联酋等光热装机规模较小的国家光热项目之间的电价差距,二是这些国家与美国等光热装机量规模较大的国家之间的电价差距。
上述观点可由一组数据佐证。中东与北非光热发电知识与创新计划领导者Jonathan Walters指出,2017年,迪拜最低光热电价为73美元/MWh,澳大利亚为63美元/MWh,而智利则低于50美元/MWh。但同时,中国的光热电价还在180美元/MWh左右,其它国家的电价则更高一些。
美国国家可再生能源实验室NREL专门从事光热发电研究的高级工程师&研究员Craig Turchi则表示,根据NREL的预测,至2020年美国光热电价将约为100美元/MWh。而不同国家和地区之间光热电价的差异主因在于“低廉的劳动成本与优惠的融资条件”。当然还有自然资源条件的差异影响。
因此,鉴于光热发电工程的复杂性,单纯地从技术角度考量其电价下降潜力是不现实的,即便技术成熟度相当,放在不同地区开发同一个项目的电价成本也会有较大差异。
光热电价下降取决于四个方面因素
美国Solar Reserve公司曾在智利光热项目竞标(未中标)中投出了低于50美元/MWh的超低电价,同时还以63美元/MWh的低价成功中标澳大利亚Aurora项目。该公司CEO Kevin Smith指出,超低电价的产生需仰仗4个因素,分别为:劳动力成本、规模效益、光照资源以及当地经济与政策的稳定性。
Walters则认为,“规模效益是最为关键的因素,而固定上网电价体系造成的垄断阻碍了规模经济的实现。如今,ACWA Power中标的迪拜700MW光热发电项目完工后可将全球已建成光热总装机量增加14%,而中国则计划至2020年实现5GW的光热装机量。规模经济的壮大无疑将进一步降低光热成本。”
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CSPPLAZA光热发电网报道:近日,国际可再生能源署IRENA方面表示,从近期的光热电价竞标结果可以推测出,至2020年,光热发电LCOE成本基本将稳定在60~100美元/MWh的价格范围内。
IRENA还指出,在2010-2020年期间,光热发电累计装机容量每增加一倍,光热电价将随之下降30%,相对而言,光伏电价随着装机容量的翻倍将产生35%的降幅,陆上风电与海上风电的降幅则分别为21%和14%。
同时,不同区域间光热电价的差距在扩大。这种扩大体现在两方面:一是智利与阿联酋等光热装机规模较小的国家光热项目之间的电价差距,二是这些国家与美国等光热装机量规模较大的国家之间的电价差距。
上述观点可由一组数据佐证。中东与北非光热发电知识与创新计划领导者Jonathan Walters指出,2017年,迪拜最低光热电价为73美元/MWh,澳大利亚为63美元/MWh,而智利则低于50美元/MWh。但同时,中国的光热电价还在180美元/MWh左右,其它国家的电价则更高一些。
美国国家可再生能源实验室NREL专门从事光热发电研究的高级工程师&研究员Craig Turchi则表示,根据NREL的预测,至2020年美国光热电价将约为100美元/MWh。而不同国家和地区之间光热电价的差异主因在于“低廉的劳动成本与优惠的融资条件”。当然还有自然资源条件的差异影响。
因此,鉴于光热发电工程的复杂性,单纯地从技术角度考量其电价下降潜力是不现实的,即便技术成熟度相当,放在不同地区开发同一个项目的电价成本也会有较大差异。
光热电价下降取决于四个方面因素
美国Solar Reserve公司曾在智利光热项目竞标(未中标)中投出了低于50美元/MWh的超低电价,同时还以63美元/MWh的低价成功中标澳大利亚Aurora项目。该公司CEO Kevin Smith指出,超低电价的产生需仰仗4个因素,分别为:劳动力成本、规模效益、光照资源以及当地经济与政策的稳定性。
Walters则认为,“规模效益是最为关键的因素,而固定上网电价体系造成的垄断阻碍了规模经济的实现。如今,ACWA Power中标的迪拜700MW光热发电项目完工后可将全球已建成光热总装机量增加14%,而中国则计划至2020年实现5GW的光热装机量。规模经济的壮大无疑将进一步降低光热成本。”
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