2021年光伏发电度电成本「阳光电源目标价2021」

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2010年至2021年间，聚光太阳能发电（CSP）工厂的电力成本下降了68%

2010年至2021年间，聚光太阳能发电厂（CSP）的全球加权平均平均平准化电力成本（LCOE）下降了68%，从0.358美元/千瓦时（kWh）降至0.114美元/千瓦时。

2010年至2020年间，全球加权平均平准化度电成本下降了70%，降至0.107美元/千瓦时。这主要是由于总安装成本下降（下降64%），更高的容量因素（增长17%），较低的运营和维护（O&M）成本（下降10%）以及加权平均资本成本的降低（下降9%）。
在2010年至2020年期间，CSP的全球平均总安装成本下降了一半，降至4 746美元/千瓦（kW）。这是在项目储能能力不断增加的环境中实现的。
然而，在2021年，这些总安装成本增加到9090美元/千瓦，仅比2010年低4%。然而，应该谨慎解释这一价值，因为全球只有一个项目在2021年上线。Cerro Dominador项目位于智利的阿塔卡马沙漠，拥有17.5小时的存储时间。这是CSP项目有史以来最高的存储容量，也是该项目高昂的总安装成本的部分原因（尽管这也是其竞争性平准化度电成本的原因）。
随着技术的进步，新投产的光热电站的全球加权平均产能系数从2010年的30%增加到2020年的42%，热能储存成本下降，委托项目的平均储存小时数增加。
Cerro Dominador CSP项目所在地的优质太阳能资源意味着2021年的容量因子值非常高，为80%。

CSP系统通过使用镜子集中太阳光线以产生热量，在高（通常高于2 000 kW / m2 /年）直接法向辐照度（DNI）的区域工作。在当今的大多数系统中，以这种方式产生的热量被传递到传热介质中 - 通常是导热油或熔盐。然后通过热力学循环产生电力 - 例如，通过使用传热流体产生蒸汽，然后发电，就像传统的朗肯循环火力发电厂一样。

如今，CSP工厂几乎完全包括低成本和长寿命的蓄热系统。
这使得CSP在调度方面具有更大的灵活性，并能够在电力市场的高成本时期实现目标输出。事实上，这通常也是获得最低成本和最高价值电力的途径，因为热能储存现在是提高CSP容量因素的一种经济有效的方法。最常见的是，使用双罐熔盐存储系统，但设计各不相同。
可以根据太阳能集热器集中太阳辐射的机制对CSP系统进行分类。这种系统要么是“线集中”，要么是“点集中”，这些术语指的是聚光镜的排列。
如今，大多数CSP项目使用称为抛物线槽式集热器（PTC）的线路集中系统。通常，单个PTC由一个保持结构组成，该结构具有单独的聚焦曲线镜线，一个热接收器管和带塔架的基础。集热器将太阳辐射集中在热接收管（也称为吸收管）上，该管是放置在集热器焦线上的热效率组件。许多PTC传统上以“回路”连接，传热介质通过该回路循环并有助于实现规模化。
线集中系统依靠单轴跟踪器来保持全天的能量吸收，通过在收集器的孔径区域上产生有利的太阳光线入射角来提高产量。
特定的PTC配置必须考虑该位置的太阳能资源以及聚光器和传热流体的技术特性。该流体通过热交换系统产生过热蒸汽，从而驱动传统的朗肯循环涡轮机发电。
另一种类型的线性聚焦CSP工厂虽然部署较少，但使用菲涅耳收集器。这种类型的植物依赖于一系列几乎平坦的镜子，这些镜子将太阳光线集中在镜面阵列上方的高架线性接收器上。与抛物面槽系统不同，在菲涅耳集热器系统中，接收器不连接到集热器，而是位于主镜场上方几米处的固定位置。
太阳能塔（ST），有时被称为“电力塔”，是最广泛部署的焦点CSP技术，尽管此类系统仅占2020年底CSP总部署的五分之一左右（SolarPACES，2021）。在意法半导体的系统中，数以千计的定日镜以圆形或半圆形模式排列在一个大型中央接收塔周围，以将太阳光线重定向到它。每个定日镜都单独控制以跟踪太阳，在两个轴上不断定向，以优化位于塔顶的接收器上的太阳辐射浓度。中央接收器通过传热介质吸收热量，并将其转化为电能 - 通常通过水 - 蒸汽热力学循环。然而，一些ST设计取消了传热介质，蒸汽直接在接收器产生。

在册部落可以达到非常高的太阳浓度系数（超过1 000个太阳），因此在比PTC更高的温度下运行。这可以为意法半导体系统带来优势，因为更高的工作温度会带来更高的蒸汽循环和功率模块效率。较高的接收器温度也释放了更高的功率，导致熔盐罐内的存储密度更大，这是由冷储罐和热储罐之间更大的温差驱动的。这两个因素都降低了发电成本，并允许更高的容量因素。
2010年至2020年间，全球累计CSP装机容量增长了五倍多，到该时期结束时达到约6.5吉瓦（GW）。打破过去五年的情况，在2016年和2017年的适度活动之后 - 每年增加约100兆瓦（MW） - 全球CSP市场在2018年和2019年增长。在那些年里，越来越多的项目在中国、摩洛哥和南非上线。然而，与其他可再生能源发电技术相比，新增容量总体上仍然相对较低，2018年为每年860兆瓦，2019年为550兆瓦。2020年，全球仅投入使用150兆瓦，所有这些都在中国上线。2021年增长的希望没有实现，尽管110兆瓦（全部来自Cerro Dominador项目）在智利投入使用。与此同时，美国太阳能发电系统（SEGS）工厂的约265兆瓦 - 自20世纪80年代末开始运营 - 已退役。这使得到2021年底，CSP的全球累计装机容量约为6.4吉瓦。
该行业乐观地认为，中国在国内扩大该技术的计划将为该行业提供动力，并将部署提升到新的水平。然而，事实证明，中国建设20座商业规模的工厂以扩大各种技术解决方案、发展供应链和获得运营经验的政策进展比预期的更具挑战性。开发人员一直在苦苦挣扎，一些项目一直滞后，而另一些项目则找到了新的开发人员，有些项目似乎不太可能完成。
然而，2022/2023年的前景要光明一些，中国和阿拉伯联合酋长国可能会投产近1.4吉瓦的新产能。西班牙已经启动了一场包括200兆瓦CSP容量的拍卖，但结果尚未公布。CSP项目管道包括一个100兆瓦的太阳能塔项目，预计到2024年在南非上线12小时。博茨瓦纳矿产资源，绿色技术和能源安全部已启动资格预审程序，以参与200兆瓦CSP招标，而纳米比亚已宣布计划在2022年启动CSP招标，以50兆瓦至130兆瓦的CSP容量。除此之外，一个300兆瓦的项目计划于2025年在中国青海上线。
一些欧盟成员国的国家能源和气候计划（NECPs）显示并表明了未来CSP项目管道的潜在发展。例如，西班牙计划到2030年增加5吉瓦和意大利880兆瓦的新CSP容量。

https://www.irena.org/publications/2022/Jul/Renewable-Power-Generation-Costs-in-2021