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(qū)出現(xiàn)了新一輪電力緊張。根據(jù)報(bào)道，缺電規(guī)模約3000萬kW[1]，嚴(yán)重地影響了當(dāng)?shù)氐纳a(chǎn)和生活用電；按照產(chǎn)生10元/kWh產(chǎn)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(huì)產(chǎn)生不良的社會(huì)反響。

專家分析導(dǎo)致電荒的原因主要包括:煤炭價(jià)格上漲，上網(wǎng)電價(jià)卻未上調(diào)，發(fā)電虧損，許多電廠降低發(fā)電小時(shí)數(shù)；受干旱影響，水電出力減少；發(fā)電裝機(jī)增長速度落后于用電增長速度。

我國處于社會(huì)經(jīng)濟(jì)快速發(fā)展時(shí)期，而目前人均用電量僅為3100kWh/年[3]，與工業(yè)化國家差距很大，社會(huì)總用電需求仍處于快速增加時(shí)期；隨著煤炭需求增大，資源減少，今后煤炭價(jià)格仍將持續(xù)攀升；由于全球溫室氣體排放的累積效應(yīng)，干旱、洪澇將更頻繁出現(xiàn)，影響水電輸出仍將經(jīng)常出現(xiàn)。總之，“電荒”出現(xiàn)的根本原因在于我國供電能力發(fā)展落后于社會(huì)經(jīng)濟(jì)的發(fā)展，嚴(yán)重依賴火電的電力能源結(jié)構(gòu)不可持續(xù)。

二 太陽光伏發(fā)電解決東部“電荒”的建議

解決東部“電荒”應(yīng)尋求可持續(xù)發(fā)展的根本路徑，并且能夠盡快見效，應(yīng)對(duì)當(dāng)前困局。加大火電，增加煤炭消耗、增加排放、增加西煤東運(yùn)壓力，是不可持續(xù)的；核電由于日本福島危機(jī)，面臨困局，前途不明朗，而且建設(shè)周期很長；光伏發(fā)電由于技術(shù)成熟、建設(shè)周期短、無排放，是可持續(xù)發(fā)展又能盡快見效的好舉措。

1 太陽光伏發(fā)電和遠(yuǎn)距離輸送的資源和技術(shù)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(qū)日照時(shí)數(shù)超過2200h。據(jù)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(dāng)于4.9萬億t標(biāo)準(zhǔn)煤，約相當(dāng)于上萬個(gè)三峽工程年發(fā)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(xù)發(fā)展。太陽能發(fā)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(fā)展階段，目前電源結(jié)構(gòu)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(fā)展太陽能發(fā)電是保障我國電力安全和可持續(xù)發(fā)展的必由之路。

太陽能發(fā)電主要分為光伏發(fā)電和太陽能熱發(fā)電兩種發(fā)電方式。到2010年，全球光伏發(fā)電累計(jì)裝機(jī)容量已達(dá)4000萬kW，技術(shù)已經(jīng)成熟，開始步入市場(chǎng)化發(fā)展[5]。近十年來，我國的光伏產(chǎn)業(yè)突飛猛進(jìn)，目前組件產(chǎn)量已經(jīng)超過全球總銷量的50%；2010年，我國光伏組件的產(chǎn)量約為800萬kW，生產(chǎn)能力仍以50%以上的速度跳躍發(fā)展。新技術(shù)和新產(chǎn)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(chǎn)業(yè)渴望國內(nèi)市場(chǎng)早日建立。太陽能熱發(fā)電站自上世紀(jì)80年代開始投入運(yùn)行，已經(jīng)證明了其技術(shù)的可行性和可靠性，但發(fā)展滯后于光伏發(fā)展。

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

利用建筑屋頂?shù)雀愎夥⒕W(wǎng)工程能夠提供一定電力，具有當(dāng)?shù)叵{，無需電力輸送的優(yōu)點(diǎn)；但由于東部地區(qū)土地資源緊張且昂貴，可利用面積有限，太陽輻射不強(qiáng)，對(duì)緩解供電緊張的貢獻(xiàn)不可能很大。而我國西部地區(qū)有200多萬km2的戈壁荒灘，太陽能資源富集，可以大規(guī)模建設(shè)太陽能發(fā)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(nèi)蒙古中西部、寧夏北部、甘肅河西走廊距離負(fù)荷中心較近，適宜首先建設(shè)大規(guī)模太陽能發(fā)電基地；西藏、新疆、青海的太陽能資源更好，但距離東部負(fù)荷中心距離較遠(yuǎn)，是后續(xù)更大規(guī)模太陽能發(fā)電的戰(zhàn)略區(qū)域。

我國已于2010年建成了直流特高壓輸電示范線路，經(jīng)一年實(shí)際運(yùn)行證明其技術(shù)是先進(jìn)可靠的，經(jīng)濟(jì)是切實(shí)可行的；我國已經(jīng)掌握了直流特高壓輸電關(guān)鍵設(shè)備制造及線路施工的技術(shù)，只要國家安排，國內(nèi)企業(yè)完全有能力在兩年內(nèi)建成輸電線路。西部的大規(guī)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(fù)荷中心，滿足高峰時(shí)段電力需求，起到削峰的作用。

綜上所述，現(xiàn)在在西部建設(shè)大規(guī)模太陽能發(fā)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(shù)條件是充分可行的。

2 太陽光伏西電東送的經(jīng)濟(jì)可行性

在國家扶持下，我國光伏制造技術(shù)高速發(fā)展，系統(tǒng)成本快速下降。2010年通過招標(biāo)得出的西部并網(wǎng)光伏發(fā)電電價(jià)為0.7～0.9元/kWh，預(yù)期通過技術(shù)進(jìn)步和大規(guī)模市場(chǎng)拉動(dòng)可以使光伏發(fā)電電價(jià)進(jìn)一步下降20%～30%左右，即達(dá)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(fù)荷中心的電價(jià)可降到0.6～0.9元/kWh左右，作為高峰時(shí)段的電力已經(jīng)具有經(jīng)濟(jì)可行性。

由于缺電，東部地區(qū)的峰值電價(jià)較高，江蘇省高峰時(shí)段最高電價(jià)為1.557元/kWh[7]，浙江省高峰時(shí)段最高電價(jià)為1.418元/kWh[8]，湖北、湖南和山東等省的最高商業(yè)電價(jià)均超過0.9元/kWh[9]。這些省區(qū)工商業(yè)是完全可以承受高峰時(shí)段的太陽能發(fā)電電價(jià)的。

目前太陽能熱發(fā)電在我國尚處于起步階段，第一個(gè)5萬kW電站通過招標(biāo)將于今年在內(nèi)蒙古開建，招標(biāo)電價(jià)0.94元/kWh，隨著應(yīng)用規(guī)模的擴(kuò)大和國產(chǎn)化率提高，度電成本也將會(huì)快速降低，而且由于其發(fā)電穩(wěn)定，可提供無功以及儲(chǔ)能和調(diào)峰的優(yōu)勢(shì)，是電網(wǎng)歡迎的電源。

結(jié)論:目前在西部建設(shè)大規(guī)模太陽能發(fā)電基地緩解東部“電荒”已經(jīng)完全具備了經(jīng)濟(jì)可行性。

3 工程方案構(gòu)思

以滿足東部地區(qū)3000萬kW的電力缺口為目標(biāo)，考慮到光伏發(fā)電的年滿發(fā)1500h左右，規(guī)劃建設(shè)6000萬kW的光伏發(fā)電基地。按照建設(shè)光伏系統(tǒng)3萬kW/km2計(jì)算，需要土地約2000 km2。第一階段太陽能發(fā)電基地可以先選址太陽能資源豐富，土地成本低，距離負(fù)荷中心相對(duì)較近的河北、內(nèi)蒙古，寧夏，陜北及河西走廊的荒漠區(qū)域。根據(jù)目前及未來幾年的光伏發(fā)電系統(tǒng)成本變化的預(yù)測(cè)，光伏發(fā)電系統(tǒng)的單位造價(jià)按照1萬元/kW測(cè)算，光伏系統(tǒng)投資約6000億元。

售電地區(qū)為京津、上海、山東、江蘇、浙江等省市，連接太陽能發(fā)電基地與負(fù)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(fā)電基地與特高壓輸電工程的投資合計(jì)約7710億元，小于東部地區(qū)每年因缺電而損失的8000億元GDP產(chǎn)值。

4 該方案的不足及解決措施

盡管在目前條件下，實(shí)施大規(guī)模光伏西電東送項(xiàng)目已經(jīng)具備了資源、技術(shù)和經(jīng)濟(jì)可行性，但是由于光伏發(fā)電的特點(diǎn)，存在下述不足:

(1)光伏系統(tǒng)夏季只能在8:00～17:00左右時(shí)段提供電力，即該項(xiàng)目只能在白天提供呈正態(tài)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(tài)，因此就電力輸送的經(jīng)濟(jì)性而言，有至少約75%的潛力可發(fā)掘利用。冬季供電時(shí)段還會(huì)減少2～3h(還存在東西部時(shí)差因素，不詳述)，可挖掘潛力更大?？煽紤]采取的措施有:安排適度規(guī)模的太陽能熱發(fā)電，配置儲(chǔ)熱系統(tǒng)，主要在18:00～22:00 時(shí)段發(fā)電，為晚高峰提供電力。另外還可考慮在這個(gè)電力體系中安排如抽水蓄能電站、壓縮空氣儲(chǔ)能電站、機(jī)械儲(chǔ)能電站、風(fēng)力發(fā)電等以填補(bǔ)空載時(shí)段。

(2)因多云天氣造成短時(shí)出力波動(dòng)較大?？煽紤]采取的措施有:系統(tǒng)配置適度規(guī)模的化學(xué)儲(chǔ)能系統(tǒng)、燃?xì)庹{(diào)峰電站、抽水蓄能電站、壓縮空氣儲(chǔ)能電站、機(jī)械儲(chǔ)能電站等快速反應(yīng)電源，以削峰填谷。

(3)因沙塵暴、大范圍連續(xù)陰天等極端天氣原因，造成光伏系統(tǒng)較長時(shí)間連續(xù)不發(fā)電。這種情況在西部發(fā)生幾率很??；一旦該類情況發(fā)生，可考慮采取的措施有:建立準(zhǔn)確的天氣預(yù)報(bào)系統(tǒng)，供電部門提前準(zhǔn)備，按照預(yù)案切斷次要負(fù)荷，保證供電安全。

5 工程建設(shè)進(jìn)度建議

項(xiàng)目在十二五期間啟動(dòng)并實(shí)施，2011～2012年完成前期規(guī)劃設(shè)計(jì)；2013～2020年實(shí)施，其中2013～2015年完成2000～3000萬kW光伏裝機(jī)及相應(yīng)的直流超高壓輸電線路。2015～2017年完成其余容量，累計(jì)裝機(jī)達(dá)到6000萬kW及相應(yīng)的直流超高壓輸電線路。建議制定政策，鼓勵(lì)東部省市與西部省區(qū)合作建設(shè)大規(guī)模光伏電站及配套設(shè)施，鼓勵(lì)缺電省市同電網(wǎng)公司合作建設(shè)直流超高壓輸電線路，如此，會(huì)大大加快項(xiàng)目的進(jìn)程，在解決東部電荒的同時(shí)，加速西部大開發(fā)的進(jìn)程，取得雙贏。

三 實(shí)施該項(xiàng)目的意義

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

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

(3)6000萬kW光伏將產(chǎn)生巨大的市場(chǎng)拉動(dòng)效應(yīng)，從根本上改變中國光伏產(chǎn)品主要依賴出口的格局，使中國成為世界光伏生產(chǎn)和應(yīng)用的大國和強(qiáng)國。這個(gè)市場(chǎng)必然有力地推動(dòng)光伏產(chǎn)業(yè)技術(shù)革新，大幅提高系統(tǒng)效率并大幅降低生產(chǎn)成本。

(4)為太陽能發(fā)電實(shí)質(zhì)性進(jìn)入我國電力能源體系并規(guī)?；l(fā)展奠定基礎(chǔ)，為改善我國以煤為主的不良電力能源體系做出貢獻(xiàn)，為建立我國可持續(xù)發(fā)展的能源體系奠定基礎(chǔ)。

(5)為西部大開發(fā)做出重要貢獻(xiàn)，為我國新興產(chǎn)業(yè)大發(fā)展拓寬路徑，加大馬力。

(6)6000萬kW光伏發(fā)電將每年減少二氧化碳排放超過845萬t，充分展現(xiàn)我國負(fù)責(zé)任大國的形象，使我國在后京都協(xié)議談判處于主動(dòng)有利的位置。

(7)開拓了大規(guī)模的光伏市場(chǎng)，相關(guān)產(chǎn)業(yè)帶動(dòng)效應(yīng)明顯，增加產(chǎn)值約1～1.5萬億元，約占國內(nèi)生產(chǎn)總值的2%～3%。

(8)大規(guī)模光伏電站及特高壓輸電工程的建設(shè)及相關(guān)產(chǎn)業(yè)的發(fā)展，預(yù)計(jì)增加就業(yè)崗位近60萬個(gè)。

[1]中電聯(lián)統(tǒng)計(jì)信息部.全國電力供需與經(jīng)濟(jì)運(yùn)行形勢(shì)分析預(yù)測(cè)報(bào)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(jiān)管年度報(bào)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(jīng)濟(jì)和社會(huì)發(fā)展統(tǒng)計(jì)公報(bào)》[EB/OL]. http://www.stats.gov.cn/tjgb/ndtjgb/qgndtjgb/t20110228_402705692.htm

[4]加速開拓中國國內(nèi)光伏市場(chǎng)的政策及建議報(bào)告[R],中國科學(xué)院電工研究所可再生能源發(fā)電咨詢與培訓(xùn)中心,2009.

[5]《全球可再生能源現(xiàn)狀報(bào)告2011》[R], 21世紀(jì)可再生能源網(wǎng)絡(luò)報(bào)告, 2011.

[6]黃怡, 王智冬, 劉建琴, 張琳等. 國網(wǎng)北京經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院.特高壓直流輸送風(fēng)電的經(jīng)濟(jì)性分析[J].電力建設(shè), 2011, 32(5).

[7]江蘇省電力公司執(zhí)行的電價(jià)標(biāo)準(zhǔn)[S].蘇價(jià)工[2009]366號(hào). 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(zhí)行的電價(jià)表[S].浙價(jià)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(wǎng)[EB/OL]. http://www.12398.gov.cn/index.shtml.

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