日前發(fā)布的中東和非洲的光伏+儲能市場機會評估報告指出，光伏發(fā)電的成本比聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設施(CCGT)的成本要低得多。

 

　　WoodMackenziePower&Renewables公司高級儲能分析師RoryMcCarthy表示，在部署電池儲能系統(tǒng)之后，光伏+儲能項目的成本增加了126%，但仍然可以與高效天然氣發(fā)電廠進行競爭。

 

　　該公司的最新調查數(shù)據(jù)顯示，在中東和非洲五個國家：埃及、約旦、摩洛哥、南非、阿拉伯聯(lián)合酋長國，光伏+儲能的平均能源成本(LCOE)介于每兆瓦時60美元至100美元之間。

 

　　這使得摩洛哥的光伏+電池項目的電力價格與聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設施(CCGT)相同，其燃料成本為每百萬英熱單位6.90美元至9美元。而在約旦，其燃料成本為每百萬英熱單位5.60美元至6.80美元。相比之下，埃及電力部門的天然氣價格目前為每百萬英熱單位3美元。

 

　　報告指出，“對于像摩洛哥和約旦這樣的天然氣貧乏的國家，光伏+儲能項目將受到減少對昂貴的天然氣進口依賴需求的推動。”

 

　　到2023年，WoodMackenzie公司預測儲能的成本溢價將降至85%，光伏平均能源成本(LCOE)也將下降。

 

　　在這個調查報告中，南非是光伏發(fā)電成本最高的市場，WoodMackenzie預計其光伏平均能源成本(LCOE)從現(xiàn)在的每兆瓦時41.70美元下降到2023年的32.90美元。而阿聯(lián)酋的光伏發(fā)電成本最低，預計其光伏的電力價格從每兆瓦時25.70美元降至20美元。

 

　　這些成本降低意味著，到2023年，光伏+儲能項目的平均能源成本(LCOE)將降至每兆瓦時40至60美元。在調查中，除了埃及之外的其他國家光伏+儲能項目的價格都低于聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設施(CCGT)。由于埃及天然氣成本較低，該國的光伏+儲能仍將無法與聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設施(CCGT)競爭，預計從現(xiàn)在到2023年之間，埃及將成為天然氣凈出口國。

 

　　雖然在調查中，這4個國家的光伏+儲能項目具有成本競爭力，但分析師表示，由于儲能的持續(xù)時間限制，其需求不太可能出現(xiàn)大幅上漲的情況。WoodMackenzie公司的調查報告采用了光伏發(fā)電設施以及4小時鋰離子電池儲能系統(tǒng)的模型。

 

　　作為對比，調查報告還研究了摩洛哥、南非和阿聯(lián)酋的聚焦式光伏熱發(fā)電系統(tǒng)(CSP)的競爭力。

 

　　該報告指出，“聚焦式光伏熱發(fā)電系統(tǒng)(CSP)通常設計用于長時間的放電應用，最長可存儲15小時。如果招標設計用于長期儲能，可能會發(fā)現(xiàn)鋰離子儲能項目很難在這個級別進行競爭。然而，如果基于技術中立的方法對投標進行建模，那么在預期的4小時儲能系統(tǒng)成本降低后，光伏+儲能項目可以在平均能源成本(LCOE)基礎上進行競爭并取勝。”

 

　　分析師McCarthy指出，由于天然氣發(fā)電廠是為基本負荷運行而設計的，因此分析團隊并不打算將光伏+儲能與聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設施(CCGT)進行一一對比。相反，該研究的目的是分析光伏+儲能項目在中東和非洲競爭力方面取得的進展。

 

　　他指出，“聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設施(CCGT)可以說是目前最高效的化石燃料發(fā)電廠。”

 

　　不過，該報告指出，光伏+儲能項目雖然是一個昂貴的組合，但其電力價格將比最具成本效益的化石燃料發(fā)電廠還要低。這種情況在五年前不可想象，而在2019年將成為現(xiàn)實。不過，中東地區(qū)和非洲的政策制定者是否會注意到這一點仍有待觀察。

 

　　WoodMackenzie公司表示，雖然光伏發(fā)電的需求正在蓬勃發(fā)展，今年的產能預計將增加近一倍，但到目前為止，中東和非洲只部署了裝機容量為147MW的電網側儲能系統(tǒng)，其中共址部署的光伏發(fā)電設施和電池儲能系統(tǒng)的裝機容量大約為38MW。

 

　　報告指出，“由于許多市場基本面尚未推出，光伏+電儲能項目在該地區(qū)的增長模式不太可能與獨立部署的光伏發(fā)電設施相同。但在面臨高滲透可再生能源帶來的電網平衡問題或正在逐步取消天然氣補貼的市場中，光伏發(fā)電項目可能會越來越多地將電池儲能系統(tǒng)與電網服務相結合。”

 

　　調研機構WoodMackenziePower&Renewables的最新研究表明，摩洛哥和約旦部署的光伏+儲能項目在電力價格方面已經與目前十分高效的天然氣發(fā)電廠進行競爭。

 

　　日前發(fā)布的中東和非洲的光伏+儲能市場機會評估報告指出，光伏發(fā)電的成本比聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設施(CCGT)的成本要低得多。

 

　　WoodMackenziePower&Renewables公司高級儲能分析師RoryMcCarthy表示，在部署電池儲能系統(tǒng)之后，光伏+儲能項目的成本增加了126%，但仍然可以與高效天然氣發(fā)電廠進行競爭。

 

　　該公司的最新調查數(shù)據(jù)顯示，在中東和非洲五個國家：埃及、約旦、摩洛哥、南非、阿拉伯聯(lián)合酋長國，光伏+儲能的平均能源成本(LCOE)介于每兆瓦時60美元至100美元之間。

 

　　這使得摩洛哥的光伏+電池項目的電力價格與聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設施(CCGT)相同，其燃料成本為每百萬英熱單位6.90美元至9美元。而在約旦，其燃料成本為每百萬英熱單位5.60美元至6.80美元。相比之下，埃及電力部門的天然氣價格目前為每百萬英熱單位3美元。

 

　　報告指出，“對于像摩洛哥和約旦這樣的天然氣貧乏的國家，光伏+儲能項目將受到減少對昂貴的天然氣進口依賴需求的推動。”

 

　　到2023年，WoodMackenzie公司預測儲能的成本溢價將降至85%，光伏平均能源成本(LCOE)也將下降。

 

　　在這個調查報告中，南非是光伏發(fā)電成本最高的市場，WoodMackenzie預計其光伏平均能源成本(LCOE)從現(xiàn)在的每兆瓦時41.70美元下降到2023年的32.90美元。而阿聯(lián)酋的光伏發(fā)電成本最低，預計其光伏的電力價格從每兆瓦時25.70美元降至20美元。

 

　　這些成本降低意味著，到2023年，光伏+儲能項目的平均能源成本(LCOE)將降至每兆瓦時40至60美元。在調查中，除了埃及之外的其他國家光伏+儲能項目的價格都低于聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設施(CCGT)。由于埃及天然氣成本較低，該國的光伏+儲能仍將無法與聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設施(CCGT)競爭，預計從現(xiàn)在到2023年之間，埃及將成為天然氣凈出口國。

 

　　雖然在調查中，這4個國家的光伏+儲能項目具有成本競爭力，但分析師表示，由于儲能的持續(xù)時間限制，其需求不太可能出現(xiàn)大幅上漲的情況。WoodMackenzie公司的調查報告采用了光伏發(fā)電設施以及4小時鋰離子電池儲能系統(tǒng)的模型。

 

　　作為對比，調查報告還研究了摩洛哥、南非和阿聯(lián)酋的聚焦式光伏熱發(fā)電系統(tǒng)(CSP)的競爭力。

 

　　該報告指出，“聚焦式光伏熱發(fā)電系統(tǒng)(CSP)通常設計用于長時間的放電應用，最長可存儲15小時。如果招標設計用于長期儲能，可能會發(fā)現(xiàn)鋰離子儲能項目很難在這個級別進行競爭。然而，如果基于技術中立的方法對投標進行建模，那么在預期的4小時儲能系統(tǒng)成本降低后，光伏+儲能項目可以在平均能源成本(LCOE)基礎上進行競爭并取勝。”

 

　　分析師McCarthy指出，由于天然氣發(fā)電廠是為基本負荷運行而設計的，因此分析團隊并不打算將光伏+儲能與聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設施(CCGT)進行一一對比。相反，該研究的目的是分析光伏+儲能項目在中東和非洲競爭力方面取得的進展。

 

　　他指出，“聯(lián)合循環(huán)燃氣發(fā)電設施(CCGT)可以說是目前最高效的化石燃料發(fā)電廠。”

 

　　不過，該報告指出，光伏+儲能項目雖然是一個昂貴的組合，但其電力價格將比最具成本效益的化石燃料發(fā)電廠還要低。這種情況在五年前不可想象，而在2019年將成為現(xiàn)實。不過，中東地區(qū)和非洲的政策制定者是否會注意到這一點仍有待觀察。

 

　　WoodMackenzie公司表示，雖然光伏發(fā)電的需求正在蓬勃發(fā)展，今年的產能預計將增加近一倍，但到目前為止，中東和非洲只部署了裝機容量為147MW的電網側儲能系統(tǒng)，其中共址部署的光伏發(fā)電設施和電池儲能系統(tǒng)的裝機容量大約為38MW。

 

　　報告指出，“由于許多市場基本面尚未推出，光伏+電儲能項目在該地區(qū)的增長模式不太可能與獨立部署的光伏發(fā)電設施相同。但在面臨高滲透可再生能源帶來的電網平衡問題或正在逐步取消天然氣補貼的市場中，光伏發(fā)電項目可能會越來越多地將電池儲能系統(tǒng)與電網服務相結合。”