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）

在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。

在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。