太陽能發電解決局地“電荒”問題的建議

馬勝紅 孫李平

一 東部“電荒”及原因

從今年3月開始，我國華東、華中及華南部分地區出現了新一輪電力緊張。根據報道，缺電規模約3000萬kW[1]，嚴重地影響了當地的生產和生活用電；按照產生10元/kWh產值、每天缺電8h估算，則GDP損失約8000億元[2,3]；因缺電造成居民生活不便還會產生不良的社會反響。

專家分析導致電荒的原因主要包括:煤炭價格上漲，上網電價卻未上調，發電虧損，許多電廠降低發電小時數；受干旱影響，水電出力減少；發電裝機增長速度落后于用電增長速度。

我國處于社會經濟快速發展時期，而目前人均用電量僅為3100kWh/年[3]，與工業化國家差距很大，社會總用電需求仍處于快速增加時期；隨著煤炭需求增大，資源減少，今后煤炭價格仍將持續攀升；由于全球溫室氣體排放的累積效應，干旱、洪澇將更頻繁出現，影響水電輸出仍將經常出現。總之，“電荒”出現的根本原因在于我國供電能力發展落后于社會經濟的發展，嚴重依賴火電的電力能源結構不可持續。

二 太陽光伏發電解決東部“電荒”的建議

解決東部“電荒”應尋求可持續發展的根本路徑，并且能夠盡快見效，應對當前困局。加大火電，增加煤炭消耗、增加排放、增加西煤東運壓力，是不可持續的；核電由于日本福島危機，面臨困局，前途不明朗，而且建設周期很長；光伏發電由于技術成熟、建設周期短、無排放，是可持續發展又能盡快見效的好舉措。

1 太陽光伏發電和遠距離輸送的資源和技術可行性

我國幅員遼闊，太陽能資源豐富，占國土面積2/3的地區日照時數超過2200h。據估算，我國陸地表面每年接受的太陽輻射能約為1.47×108億kWh，相當于4.9萬億t標準煤，約相當于上萬個三峽工程年發電量的總和[4]。我國豐富的太陽能資源，完全可以保障中華民族的繁衍生息和可持續發展。太陽能發電是未來電力體系中最重要的組成部分。由于我國人口眾多，仍處于快速發展階段，目前電源結構以煤為主，排放容量近于飽和，人均化石能源占有量很低；大力發展太陽能發電是保障我國電力安全和可持續發展的必由之路。

太陽能發電主要分為光伏發電和太陽能熱發電兩種發電方式。到2010年，全球光伏發電累計裝機容量已達4000萬kW，技術已經成熟，開始步入市場化發展[5]。近十年來，我國的光伏產業突飛猛進，目前組件產量已經超過全球總銷量的50%；2010年，我國光伏組件的產量約為800萬kW，生產能力仍以50%以上的速度跳躍發展。新技術和新產品日新月異，層出不窮。但目前95%的組件出口國外，我國光伏產業渴望國內市場早日建立。太陽能熱發電站自上世紀80年代開始投入運行，已經證明了其技術的可行性和可靠性，但發展滯后于光伏發展。

太陽能發電的重要特征是一天中僅白天發電，而且中午時段輸出功率最大，這一特征與通常的用電負荷非常吻合。

利用建筑屋頂等搞光伏微網工程能夠提供一定電力，具有當地消納，無需電力輸送的優點；但由于東部地區土地資源緊張且昂貴，可利用面積有限，太陽輻射不強，對緩解供電緊張的貢獻不可能很大。而我國西部地區有200多萬km2的戈壁荒灘，太陽能資源富集，可以大規模建設太陽能發電站，就總量而言完全可以滿足全國的用電量。其中河北西北部、 內蒙古中西部、寧夏北部、甘肅河西走廊距離負荷中心較近，適宜首先建設大規模太陽能發電基地；西藏、新疆、青海的太陽能資源更好，但距離東部負荷中心距離較遠，是后續更大規模太陽能發電的戰略區域。

我國已于2010年建成了直流特高壓輸電示范線路，經一年實際運行證明其技術是先進可靠的，經濟是切實可行的；我國已經掌握了直流特高壓輸電關鍵設備制造及線路施工的技術，只要國家安排，國內企業完全有能力在兩年內建成輸電線路。西部的大規模太陽能電力可采用直流特高壓輸電方式輸送到中東部負荷中心，滿足高峰時段電力需求，起到削峰的作用。

綜上所述，現在在西部建設大規模太陽能發電基地，通過直流特高壓向東部缺電省市輸送白天高峰電力的資源和技術條件是充分可行的。

2 太陽光伏西電東送的經濟可行性

在國家扶持下，我國光伏制造技術高速發展，系統成本快速下降。2010年通過招標得出的西部并網光伏發電電價為0.7～0.9元/kWh，預期通過技術進步和大規模市場拉動可以使光伏發電電價進一步下降20%～30%左右，即達到0.5～0.7元/kWh左右；采用特高壓輸電1500km的輸電成本約為0.1～0.2元/kWh[6]；則西部光伏電力送抵東中部負荷中心的電價可降到0.6～0.9元/kWh左右，作為高峰時段的電力已經具有經濟可行性。

由于缺電，東部地區的峰值電價較高，江蘇省高峰時段最高電價為1.557元/kWh[7]，浙江省高峰時段最高電價為1.418元/kWh[8]，湖北、湖南和山東等省的最高商業電價均超過0.9元/kWh[9]。這些省區工商業是完全可以承受高峰時段的太陽能發電電價的。

目前太陽能熱發電在我國尚處于起步階段，第一個5萬kW電站通過招標將于今年在內蒙古開建，招標電價0.94元/kWh，隨著應用規模的擴大和國產化率提高，度電成本也將會快速降低，而且由于其發電穩定，可提供無功以及儲能和調峰的優勢，是電網歡迎的電源。

結論:目前在西部建設大規模太陽能發電基地緩解東部“電荒”已經完全具備了經濟可行性。

3 工程方案構思

以滿足東部地區3000萬kW的電力缺口為目標，考慮到光伏發電的年滿發1500h左右，規劃建設6000萬kW的光伏發電基地。按照建設光伏系統3萬kW/km2計算，需要土地約2000 km2。第一階段太陽能發電基地可以先選址太陽能資源豐富，土地成本低，距離負荷中心相對較近的河北、內蒙古，寧夏，陜北及河西走廊的荒漠區域。根據目前及未來幾年的光伏發電系統成本變化的預測，光伏發電系統的單位造價按照1萬元/kW測算，光伏系統投資約6000億元。

售電地區為京津、上海、山東、江蘇、浙江等省市，連接太陽能發電基地與負荷中心特高壓輸電線路的容量約為向家壩－上海特高壓工程輸電容量的10倍，輸電容量6000萬kW，平均輸送距離為1500km，特高壓投資約為1710億元[10]。

光伏發電基地與特高壓輸電工程的投資合計約7710億元，小于東部地區每年因缺電而損失的8000億元GDP產值。

4 該方案的不足及解決措施

盡管在目前條件下，實施大規模光伏西電東送項目已經具備了資源、技術和經濟可行性，但是由于光伏發電的特點，存在下述不足:

(1)光伏系統夏季只能在8:00～17:00左右時段提供電力，即該項目只能在白天提供呈正態分布的電力，而17:00～24:00和0:00～7:00約15h電力輸送走廊處于不送電狀態，因此就電力輸送的經濟性而言，有至少約75%的潛力可發掘利用。冬季供電時段還會減少2～3h(還存在東西部時差因素，不詳述)，可挖掘潛力更大。可考慮采取的措施有:安排適度規模的太陽能熱發電，配置儲熱系統，主要在18:00～22:00 時段發電，為晚高峰提供電力。另外還可考慮在這個電力體系中安排如抽水蓄能電站、壓縮空氣儲能電站、機械儲能電站、風力發電等以填補空載時段。

(2)因多云天氣造成短時出力波動較大。可考慮采取的措施有:系統配置適度規模的化學儲能系統、燃氣調峰電站、抽水蓄能電站、壓縮空氣儲能電站、機械儲能電站等快速反應電源，以削峰填谷。

(3)因沙塵暴、大范圍連續陰天等極端天氣原因，造成光伏系統較長時間連續不發電。這種情況在西部發生幾率很小；一旦該類情況發生，可考慮采取的措施有:建立準確的天氣預報系統，供電部門提前準備，按照預案切斷次要負荷，保證供電安全。

5 工程建設進度建議

項目在十二五期間啟動并實施，2011～2012年完成前期規劃設計；2013～2020年實施，其中2013～2015年完成2000～3000萬kW光伏裝機及相應的直流超高壓輸電線路。2015～2017年完成其余容量，累計裝機達到6000萬kW及相應的直流超高壓輸電線路。建議制定政策，鼓勵東部省市與西部省區合作建設大規模光伏電站及配套設施，鼓勵缺電省市同電網公司合作建設直流超高壓輸電線路，如此，會大大加快項目的進程，在解決東部電荒的同時，加速西部大開發的進程，取得雙贏。

三 實施該項目的意義

(1)可望用3～5年左右時間基本緩解東部省市的“電荒”問題。如加大規模，可望根本解決“電荒”問題。

(2)大規模太陽能發電是解決“電荒”的“綠色”途徑，不增加煤炭消耗和運輸量，不增加任何排放。

(3)6000萬kW光伏將產生巨大的市場拉動效應，從根本上改變中國光伏產品主要依賴出口的格局，使中國成為世界光伏生產和應用的大國和強國。這個市場必然有力地推動光伏產業技術革新，大幅提高系統效率并大幅降低生產成本。

(4)為太陽能發電實質性進入我國電力能源體系并規模化發展奠定基礎，為改善我國以煤為主的不良電力能源體系做出貢獻，為建立我國可持續發展的能源體系奠定基礎。

(5)為西部大開發做出重要貢獻，為我國新興產業大發展拓寬路徑，加大馬力。

(6)6000萬kW光伏發電將每年減少二氧化碳排放超過845萬t，充分展現我國負責任大國的形象，使我國在后京都協議談判處于主動有利的位置。

(7)開拓了大規模的光伏市場，相關產業帶動效應明顯，增加產值約1～1.5萬億元，約占國內生產總值的2%～3%。

(8)大規模光伏電站及特高壓輸電工程的建設及相關產業的發展，預計增加就業崗位近60萬個。

[1]中電聯統計信息部.全國電力供需與經濟運行形勢分析預測報告(2011年第一季度)[EB/OL]. http://tj.cec.org.cn/fenxiyuce/yunxingfenxi/gongxufenxiyuce/2011-04-28/53469.html

[2]《電力監管年度報告（2010）》[EB/OL]. http://www.serc.gov.cn/zwgk/jggg/201105/t20110505_14630.htm

[3]《中華人民共和國2010年國民經濟和社會發展統計公報》[EB/OL]. http://www.stats.gov.cn/tjgb/ndtjgb/qgndtjgb/t20110228_402705692.htm

[4]加速開拓中國國內光伏市場的政策及建議報告[R],中國科學院電工研究所可再生能源發電咨詢與培訓中心,2009.

[5]《全球可再生能源現狀報告2011》[R], 21世紀可再生能源網絡報告, 2011.

[6]黃怡, 王智冬, 劉建琴, 張琳等. 國網北京經濟技術研究院.特高壓直流輸送風電的經濟性分析[J].電力建設, 2011, 32(5).

[7]江蘇省電力公司執行的電價標準[S].蘇價工[2009]366號. 江蘇省電力公司. http://www.12398.gov.cn/html/information/134766570/134766570201000003.shtml.

[8]浙江省電力公司執行的電價表[S].浙價電[2009]32. 浙江省電力公司. http://www.12398.gov.cn/html/information/142911635/142911635201000005.shtml.

[9]中國電力信息公開網[EB/OL]. http://www.12398.gov.cn/index.shtml.

[10]國家電網特高壓專欄[EB/OL]. http://www.sgcc.com.cn/ztzl/tgyzl.