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2014下半年智利太陽能市場展望報告

來源：彭博新能源財經(jīng) | 0評論 | 6448查看 | 2015-01-27 09:52:00

　　智利電網(wǎng)由四個系統(tǒng)組成: SING、SIC、Aysén 及 Magallanes。Sistema Interconectado NorteGrande (SING) 與 Sistema Interconectado Central (SIC) 是該國兩個主要的電網(wǎng)系統(tǒng)。SING 與智利的XV、I 及II 區(qū)域相對應(yīng)，橫跨阿里卡至安托法加斯塔。SIC 包含II 區(qū)域局部，經(jīng)X 區(qū)域橫跨塔爾塔爾至奇洛埃。Sistema de Aysén（XI 區(qū)域）及Sistema de Magallanes（XII 區(qū)域）在該國電網(wǎng)中的占比為1%。

　　煤電是SING 系統(tǒng)中的主要發(fā)電來源。于2014 年上半年，煤占發(fā)電總量（11.6 TWh）的近80%。風(fēng)能及太陽能比重有所增加，不過僅占2014 年上半年發(fā)電總量的1%。我們預(yù)計碳稅一旦實施，煤電發(fā)電量將會下降；天然氣發(fā)電及可再生能源或?qū)⑻娲弘姟?/div>

　　水電存在高波動性—占2014 年月發(fā)電總量的30% 至56%。天然氣及柴油發(fā)電作為水電的儲備容量。風(fēng)能及太陽能比重有所增加，不過僅占2014 年上半年發(fā)電總量的2%。

　　電力需求總量過去四年按5% 的速度增長（年復(fù)合增長率）。工業(yè)及采礦業(yè)用電占智利電力需求總量的60% 以上。政策性保障用電市場（Regulated market）為第二大消費群體，約占30%。

　　可再生能源的發(fā)電成本正逐漸向與成本較低的常規(guī)發(fā)電靠攏。在大多數(shù)大型并網(wǎng)規(guī)模的光伏電站項目造價已下降至$1.5-2.0/W。光伏平準化能源成本范圍大，介于$87/MWh 至$237/MWh。范圍下限（$87/MWh）可與拉丁美洲的天然氣發(fā)電成本旗鼓相當(dāng)。大部分配備儲能系統(tǒng)的新型太陽能熱力發(fā)電（STEG）設(shè)施已落成，可作為調(diào)峰電源。范圍介乎$222/MWh至$460/MWh的高平準化能源成本，反映了與僅在高峰期發(fā)電的調(diào)峰電廠相一致的低產(chǎn)能因素。

　　目前，烏拉圭能夠在美洲以$88/MWh 的價格建造低成本光伏發(fā)電站，這歸功于該國光照充足，經(jīng)濟穩(wěn)定允許高負債率。這與國內(nèi)最新簽訂的$91.25/MWh購電合同價格非常接近—盡管購電合同可以享受企業(yè)稅收獎勵。

　　巴西光伏平準化能源成本為$94/MWh ，高于最新拍賣價-- $87/MWh 。巴西光照充足，實行項目拍賣已經(jīng)使得股本回報率下降至8%左右。然而，該拍賣價也反映補貼資助，補貼的主要形式為巴西國家發(fā)展銀行提供的低利率貸款。

　　智利緊隨其后，光伏平準化能源成本為$95/MWh 。國內(nèi)阿塔卡馬沙漠是世界上光照最充足的地區(qū)之一，智利相比該地區(qū)其他國家擁有相對優(yōu)惠的融資。智利是正在開發(fā)太陽能商業(yè)化項目的寥寥幾個國家之一。智利正在開發(fā)的大多數(shù)項目處于平準化能源成本范圍下限。

　　在智利，最廉價的電源為天然氣發(fā)電，其平準化能源成本低到$56/MWh （上限為$72/MWh ，假定氣價為$6-8/MMbtu）。而天然氣目前供應(yīng)有限，且氣價為本分析中所采用數(shù)值的兩倍。

　　風(fēng)電平準化能源成本范圍介乎$77-129/MWh 。該范圍反映了狹長國家多變的風(fēng)能資源。容量系數(shù)介乎20-36%；高平準化能源成本是因輸電線路容量有限導(dǎo)致。

　　光伏平準化能源成本范圍介乎$95-172/MWh ，容量系數(shù)介乎18-21% 也因光照資源分布不均。太陽能光伏在SIC 系統(tǒng)中已經(jīng)具備競爭力，因為SIC 現(xiàn)貨價格于年初徘徊在$165/MWh的平均水平。在SING 系統(tǒng)中，光伏尚無競爭力，因為于2014 年上半年，現(xiàn)貨價格平均為$88/MWh 。

　　智利是全球范圍內(nèi)其光伏項目按純商業(yè)化模式發(fā)展的第一個國家，主要是因為電力現(xiàn)貨價格較高。尤其是在SIC系統(tǒng)，對應(yīng)的電價更高。

　　高現(xiàn)貨價格將繼續(xù)是光伏項目發(fā)展的動因。而從長期來看，SIC 及SING系統(tǒng)一旦聯(lián)網(wǎng)，如此良機恐怕一去不復(fù)返。聯(lián)網(wǎng)計劃于2018 年進行但很有可能會被推遲。

智利太陽能利用需求預(yù)測

　　短期而言，SING 電價預(yù)計會上漲，從而使得光伏發(fā)電成為北部系統(tǒng)中具有成本競爭力的替代能源。中長期而言，SIC-SING 聯(lián)網(wǎng)將穩(wěn)定電力現(xiàn)貨價格以及直購電項目的發(fā)展停滯。因此，我們預(yù)期，到 2016 年，安裝數(shù)量達到高峰，此后數(shù)年內(nèi)上線項目將減少。達到2016年高峰的前提是 2018 年和 2019 年間的 SIC-SING 聯(lián)網(wǎng)。如出現(xiàn)延期，則達到裝機峰值的時間也會有變。

　　一般而言，項目招標會吸引很多項目投資。但因為招標價格預(yù)計不會很高，所以商業(yè)化項目投資即使參與招標，但規(guī)模有限。另外，項目業(yè)主還將繼續(xù)與礦業(yè)公司等用電大戶簽訂直供電合同，但預(yù)期規(guī)模增長也不會很快。

　　我們預(yù)期智利的 STEG 項目發(fā)展緩慢。其中熱力供應(yīng)為主要的需求點。配備儲能設(shè)施的STEG項目的平準化能源成本為 $222-$460/MWh之間，這對于電力供應(yīng)而言過于昂貴。相反，光伏與柴油發(fā)電結(jié)合的項目將更具成本優(yōu)勢。但熱能的高效率利用技術(shù)將使少數(shù)STEG項目在未來五年得到開發(fā)。另外我們預(yù)計這些STEG項目最終直供給礦業(yè)及化工業(yè)。2016 年新增裝機激增是因為 Abengoa 開發(fā)的 110 兆瓦 Cerro Dominador 項目完工。目前，項目開發(fā)需要2-3 年，儲備項目容量有限。

　　目前，智利的固定軸光伏電站項目造價與全球領(lǐng)先水平一致。資本開支范圍介乎 $1.56/W -$1.98/W 。我們預(yù)期未來 10 年價格不會大幅下跌。我們預(yù)計，2014 年至 2025 年的項目造價將減少 39%。電池成本方面將出現(xiàn)大幅價格下跌。于 2025 年，成本應(yīng)為目前成本的一半。

　　運行與維修成本包括：檢測；定期維修；安保；不定期維修；管理及財務(wù)費用。我們預(yù)期未來 10 年內(nèi)的運行與維修成本將下降約 4%。在智利，定期及不定期維修由于高昂的勞務(wù)費而可能會產(chǎn)生巨額成本。這兩個要素通常占合同最終價格的 60%。

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