近日，國際可再生能源機構(gòu)（IRENA）發(fā)布《2020年可再生能源發(fā)電成本報告》，指出得益于技術(shù)進步、規(guī)模經(jīng)濟、競爭性供應鏈和開發(fā)人員經(jīng)驗不斷改善，可再生能源電力成本持續(xù)下降。過去二十年，全球可再生能源裝機容量增長了3.7倍，從2000年的754吉瓦增長到2020年的2799吉瓦。大多數(shù)新投產(chǎn)的可再生能源電力成本已經(jīng)比最便宜的化石燃料發(fā)電成本要低。越來越低的可再生能源發(fā)電成本，使得采用可再生能源大規(guī)模代替煤炭發(fā)電成為可能。具體內(nèi)容如下：
一、2020年太陽能和風能發(fā)電成本持續(xù)下降，其中太陽能熱發(fā)電降幅最大
與2019年相比，2020年全球陸上風電新增裝機的平準化度電成本（LCOE）加權(quán)平均值降幅最大，達到13%，從0.045美元/千瓦時降至0.039美元/千瓦時，略高于2019年的降幅。同期，海上風能LCOE下降了9%，從0.093美元/千瓦時降至0.084美元/千瓦時。公用事業(yè)規(guī)模太陽能光伏（PV）的LCOE下降了7%，從0.061美元/千瓦時降至0.057美元/千瓦時，低于2019年13%的降幅。到2020年，公用事業(yè)規(guī)模的全球光伏裝機成本加權(quán)平均值下降了12%，僅為883美元/千瓦。新建太陽能熱發(fā)電（CSP）項目的LCOE同比下降了16%。
圖1 2019-2020年全球公共事業(yè)規(guī)模的太陽能和風能發(fā)電LCOE加權(quán)平均值變化趨勢
二、2010-2020年可再生能源發(fā)電成本顯著降低
過去十年，受政策支持與產(chǎn)業(yè)發(fā)展推動，以太陽能和風能為代表的可再生能源發(fā)電價格逐步降到了與化石燃料相當?shù)乃?，可再生能源在電力系統(tǒng)中的裝機規(guī)模越來越大。其中太陽能光伏（公共事業(yè)規(guī)模和屋頂分布式）的加權(quán)平均裝機成本大幅下降了81%，從2010年的4731美元/千瓦降至2020年的883美元/千瓦，全球累計裝機容量從2010年的42吉瓦增加到2020年的714吉瓦。陸上風電加權(quán)平均裝機成本從2010年的1971美元/千瓦降至2020年的1355美元/千瓦，累計裝機容量從從2010年的178吉瓦增加到2020年的699吉瓦。2010-2020年間，太陽能光伏發(fā)電的LCOE從0.381美元/千瓦時降至0.057美元/千瓦時，降幅達85%，成本的下降主要歸因于安裝成本下降。與之相比，陸上風力發(fā)電成本的下降更多是由于渦輪機價格下降和更高容量渦輪機的普及帶來的發(fā)電效率提升。海上風電新投產(chǎn)項目的LCOE從2010年的0.162美元/千瓦時降低到2020年的0.084美元/千瓦時，降幅高達48%，截至2020年底，海上風電累計裝機容量僅為34吉瓦，為陸上風電的二十分之一。2010-2020年間，CSP的LCOE從0.340美元/千瓦時降至0.108美元/千瓦時，降幅達68%，截至2020年底，CSP累計裝機容量僅為6.5吉瓦，不到太陽能光伏裝機規(guī)模的百分之一。2010-2020年，生物質(zhì)發(fā)電新增裝機60吉瓦，LCOE基本不變，2020年約為0.076美元/千瓦時，其中印度為0.057美元/千瓦時、中國為0.06美元/千瓦時、歐洲為0.087美元/千瓦時、北美為0.097美元/千瓦時。同期，水力發(fā)電新增裝機規(guī)模715吉瓦，LCOE增加18%，從0.038美元/千瓦時上升到0.044美元/千瓦時。此外，2010-2020年，全球地熱能發(fā)電LCOE從0.049美元/千瓦時增長到0.071美元/千瓦時，2020年新增裝機規(guī)模同比增加192兆瓦。
圖2 2010-2020年全球新投產(chǎn)的不同可再生能源電力的LCOE變化態(tài)勢
（單位：美元/千瓦時）
三、可再生能源發(fā)電成本的不斷降低將限制燃煤發(fā)電發(fā)展
自2010年以來，全球累計新增可再生能源裝機容量644吉瓦，在新興經(jīng)濟體中，可再生能源新增發(fā)電量累計達到534吉瓦，為這些國家電力系統(tǒng)累計節(jié)省320億美元開支。隨著太陽能光伏發(fā)電和陸上風力發(fā)電成本的下降，新的可再生能源發(fā)電成本不僅比新建化石燃料發(fā)電廠的電力成本更低，還將影響現(xiàn)有燃煤發(fā)電廠的運營成本。例如，2010-2020年間，印度燃煤電廠平均容量因子從78%下降到53%；同期，美國燃煤電廠平均容量因子從65%下降到40%左右，導致美國煤電裝機容量下降了近三分之一，從2011年峰值的318吉瓦降至2020年底的216吉瓦。由于燃煤電廠的固定運營成本較高，發(fā)電廠容量因子降低后，運行成本大幅上升，進一步削弱了燃煤電廠的競爭力。隨著新的可再生能源投產(chǎn)、能源效率提升以及一些地區(qū)使用天然氣，都將導致現(xiàn)有燃煤電廠產(chǎn)能下降，在未來燃煤發(fā)電收益不足以維持正常運營的情況下，燃煤電廠投資熱情將受到大幅抑制。總體而言，2020年有超過800吉瓦的燃煤發(fā)電廠運營成本高于新建的公共事業(yè)規(guī)模太陽能光伏和陸上風電。替換這些燃煤電廠，每年將最少節(jié)約320億美元的系統(tǒng)成本，以及減少約30億噸的CO2排放。
四、低成本的太陽能和風能制氫為電力部門提供了一條經(jīng)濟的脫碳途徑
目前，人們普遍認為，通過可再生能源制氫（綠氫）以及合成燃料和化學品等間接脫碳成本高昂，造成這種觀念的主要因素包括：第一，由于太陽能和風能容量因子較低，導致電解槽負荷時間較短，可再生能源電力成本較高；第二，制氫電解槽裝機成本較高，需要長時間可再生能源負荷運行才能生產(chǎn)低成本氫。就目前而言，低成本的太陽能光伏和陸上風能是可以實現(xiàn)的。研究表明，首先，即使在可再生能源生產(chǎn)成本顯著降低和電解槽性能改善之前，在特定市場（如太陽能光伏和陸上風能資源都很豐富的沙特阿拉伯）生產(chǎn)綠氫也能夠具有良好競爭力。其次，低成本的太陽能和風能制氫最初可能需要依賴于具有豐富太陽能和風能資源的地區(qū)，但中長期來看，隨著電解槽成本降低和性能改善，地理位置的限制作用會逐步減弱。
五、未來還應加快部署太陽能供熱技術(shù)以助力實現(xiàn)全球溫升控制在1.5℃之內(nèi)
在全球所有地區(qū)，太陽能供熱技術(shù)被用于為工業(yè)和建筑部門提供低溫熱能，目前仍處于發(fā)展早期階段。2018年太陽能供熱裝機容量僅為4吉瓦，為實現(xiàn)《巴黎氣候協(xié)定》以及全球溫升控制在1.5℃的目標，要求到2050年太陽能供熱的裝機容量達到1290吉瓦。而2020年，歐洲太陽能供熱的裝機容量僅增加3%，增長速度過于緩慢。丹麥的太陽能供熱裝機容量居全球首位，截至2020年底累計裝機規(guī)模達到1吉瓦。其中集中式太陽能熱電站加權(quán)LCOE從2010年的0.066美元/千瓦時降至2019年的0.045美元/千瓦時。并且，隨著供應鏈競爭的日益激烈以及開發(fā)經(jīng)驗的積累，丹麥太陽能供熱技術(shù)的平準化成本具有急劇下降的發(fā)展趨勢。其他國家也呈現(xiàn)下降趨勢，奧地利在2013-2020年間太陽能供熱的加權(quán)平均裝機成本下降了55%；德國在2014-2020年間下降了45%；墨西哥在2010-2020年間下降了17%。
