太阳能发电解决局地“电荒”问题的建议

马胜红 孙李平

一 东部“电荒”及原因

从今年3月开始，我国华东、华中及华南部分地区出现了新一轮电力紧张。根据报道，缺电规模约3000万kW[1]，严重地影响了当地的生产和生活用电；按照产生10元/kWh产值、每天缺电8h估算，则GDP损失约8000亿元[2,3]；因缺电造成居民生活不便还会产生不良的社会反响。

专家分析导致电荒的原因主要包括:煤炭价格上涨，上网电价却未上调，发电亏损，许多电厂降低发电小时数；受干旱影响，水电出力减少；发电装机增长速度落后于用电增长速度。

我国处于社会经济快速发展时期，而目前人均用电量仅为3100kWh/年[3]，与工业化国家差距很大，社会总用电需求仍处于快速增加时期；随着煤炭需求增大，资源减少，今后煤炭价格仍将持续攀升；由于全球温室气体排放的累积效应，干旱、洪涝将更频繁出现，影响水电输出仍将经常出现。总之，“电荒”出现的根本原因在于我国供电能力发展落后于社会经济的发展，严重依赖火电的电力能源结构不可持续。

二 太阳光伏发电解决东部“电荒”的建议

解决东部“电荒”应寻求可持续发展的根本路径，并且能够尽快见效，应对当前困局。加大火电，增加煤炭消耗、增加排放、增加西煤东运压力，是不可持续的；核电由于日本福岛危机，面临困局，前途不明朗，而且建设周期很长；光伏发电由于技术成熟、建设周期短、无排放，是可持续发展又能尽快见效的好举措。

1 太阳光伏发电和远距离输送的资源和技术可行性

我国幅员辽阔，太阳能资源丰富，占国土面积2/3的地区日照时数超过2200h。据估算，我国陆地表面每年接受的太阳辐射能约为1.47×108亿kWh，相当于4.9万亿t标准煤，约相当于上万个三峡工程年发电量的总和[4]。我国丰富的太阳能资源，完全可以保障中华民族的繁衍生息和可持续发展。太阳能发电是未来电力体系中最重要的组成部分。由于我国人口众多，仍处于快速发展阶段，目前电源结构以煤为主，排放容量近于饱和，人均化石能源占有量很低；大力发展太阳能发电是保障我国电力安全和可持续发展的必由之路。

太阳能发电主要分为光伏发电和太阳能热发电两种发电方式。到2010年，全球光伏发电累计装机容量已达4000万kW，技术已经成熟，开始步入市场化发展[5]。近十年来，我国的光伏产业突飞猛进，目前组件产量已经超过全球总销量的50%；2010年，我国光伏组件的产量约为800万kW，生产能力仍以50%以上的速度跳跃发展。新技术和新产品日新月异，层出不穷。但目前95%的组件出口国外，我国光伏产业渴望国内市场早日建立。太阳能热发电站自上世纪80年代开始投入运行，已经证明了其技术的可行性和可靠性，但发展滞后于光伏发展。

太阳能发电的重要特征是一天中仅白天发电，而且中午时段输出功率最大，这一特征与通常的用电负荷非常吻合。

利用建筑屋顶等搞光伏微网工程能够提供一定电力，具有当地消纳，无需电力输送的优点；但由于东部地区土地资源紧张且昂贵，可利用面积有限，太阳辐射不强，对缓解供电紧张的贡献不可能很大。而我国西部地区有200多万km2的戈壁荒滩，太阳能资源富集，可以大规模建设太阳能发电站，就总量而言完全可以满足全国的用电量。其中河北西北部、 内蒙古中西部、宁夏北部、甘肃河西走廊距离负荷中心较近，适宜首先建设大规模太阳能发电基地；西藏、新疆、青海的太阳能资源更好，但距离东部负荷中心距离较远，是后续更大规模太阳能发电的战略区域。

我国已于2010年建成了直流特高压输电示范线路，经一年实际运行证明其技术是先进可靠的，经济是切实可行的；我国已经掌握了直流特高压输电关键设备制造及线路施工的技术，只要国家安排，国内企业完全有能力在两年内建成输电线路。西部的大规模太阳能电力可采用直流特高压输电方式输送到中东部负荷中心，满足高峰时段电力需求，起到削峰的作用。

综上所述，现在在西部建设大规模太阳能发电基地，通过直流特高压向东部缺电省市输送白天高峰电力的资源和技术条件是充分可行的。

2 太阳光伏西电东送的经济可行性

在国家扶持下，我国光伏制造技术高速发展，系统成本快速下降。2010年通过招标得出的西部并网光伏发电电价为0.7～0.9元/kWh，预期通过技术进步和大规模市场拉动可以使光伏发电电价进一步下降20%～30%左右，即达到0.5～0.7元/kWh左右；采用特高压输电1500km的输电成本约为0.1～0.2元/kWh[6]；则西部光伏电力送抵东中部负荷中心的电价可降到0.6～0.9元/kWh左右，作为高峰时段的电力已经具有经济可行性。

由于缺电，东部地区的峰值电价较高，江苏省高峰时段最高电价为1.557元/kWh[7]，浙江省高峰时段最高电价为1.418元/kWh[8]，湖北、湖南和山东等省的最高商业电价均超过0.9元/kWh[9]。这些省区工商业是完全可以承受高峰时段的太阳能发电电价的。

目前太阳能热发电在我国尚处于起步阶段，第一个5万kW电站通过招标将于今年在内蒙古开建，招标电价0.94元/kWh，随着应用规模的扩大和国产化率提高，度电成本也将会快速降低，而且由于其发电稳定，可提供无功以及储能和调峰的优势，是电网欢迎的电源。

结论:目前在西部建设大规模太阳能发电基地缓解东部“电荒”已经完全具备了经济可行性。

3 工程方案构思

以满足东部地区3000万kW的电力缺口为目标，考虑到光伏发电的年满发1500h左右，规划建设6000万kW的光伏发电基地。按照建设光伏系统3万kW/km2计算，需要土地约2000 km2。第一阶段太阳能发电基地可以先选址太阳能资源丰富，土地成本低，距离负荷中心相对较近的河北、内蒙古，宁夏，陕北及河西走廊的荒漠区域。根据目前及未来几年的光伏发电系统成本变化的预测，光伏发电系统的单位造价按照1万元/kW测算，光伏系统投资约6000亿元。

售电地区为京津、上海、山东、江苏、浙江等省市，连接太阳能发电基地与负荷中心特高压输电线路的容量约为向家坝－上海特高压工程输电容量的10倍，输电容量6000万kW，平均输送距离为1500km，特高压投资约为1710亿元[10]。

光伏发电基地与特高压输电工程的投资合计约7710亿元，小于东部地区每年因缺电而损失的8000亿元GDP产值。

4 该方案的不足及解决措施

尽管在目前条件下，实施大规模光伏西电东送项目已经具备了资源、技术和经济可行性，但是由于光伏发电的特点，存在下述不足:

(1)光伏系统夏季只能在8:00～17:00左右时段提供电力，即该项目只能在白天提供呈正态分布的电力，而17:00～24:00和0:00～7:00约15h电力输送走廊处于不送电状态，因此就电力输送的经济性而言，有至少约75%的潜力可发掘利用。冬季供电时段还会减少2～3h(还存在东西部时差因素，不详述)，可挖掘潜力更大。可考虑采取的措施有:安排适度规模的太阳能热发电，配置储热系统，主要在18:00～22:00 时段发电，为晚高峰提供电力。另外还可考虑在这个电力体系中安排如抽水蓄能电站、压缩空气储能电站、机械储能电站、风力发电等以填补空载时段。

(2)因多云天气造成短时出力波动较大。可考虑采取的措施有:系统配置适度规模的化学储能系统、燃气调峰电站、抽水蓄能电站、压缩空气储能电站、机械储能电站等快速反应电源，以削峰填谷。

(3)因沙尘暴、大范围连续阴天等极端天气原因，造成光伏系统较长时间连续不发电。这种情况在西部发生几率很小；一旦该类情况发生，可考虑采取的措施有:建立准确的天气预报系统，供电部门提前准备，按照预案切断次要负荷，保证供电安全。

5 工程建设进度建议

项目在十二五期间启动并实施，2011～2012年完成前期规划设计；2013～2020年实施，其中2013～2015年完成2000～3000万kW光伏装机及相应的直流超高压输电线路。2015～2017年完成其余容量，累计装机达到6000万kW及相应的直流超高压输电线路。建议制定政策，鼓励东部省市与西部省区合作建设大规模光伏电站及配套设施，鼓励缺电省市同电网公司合作建设直流超高压输电线路，如此，会大大加快项目的进程，在解决东部电荒的同时，加速西部大开发的进程，取得双赢。

三 实施该项目的意义

(1)可望用3～5年左右时间基本缓解东部省市的“电荒”问题。如加大规模，可望根本解决“电荒”问题。

(2)大规模太阳能发电是解决“电荒”的“绿色”途径，不增加煤炭消耗和运输量，不增加任何排放。

(3)6000万kW光伏将产生巨大的市场拉动效应，从根本上改变中国光伏产品主要依赖出口的格局，使中国成为世界光伏生产和应用的大国和强国。这个市场必然有力地推动光伏产业技术革新，大幅提高系统效率并大幅降低生产成本。

(4)为太阳能发电实质性进入我国电力能源体系并规模化发展奠定基础，为改善我国以煤为主的不良电力能源体系做出贡献，为建立我国可持续发展的能源体系奠定基础。

(5)为西部大开发做出重要贡献，为我国新兴产业大发展拓宽路径，加大马力。

(6)6000万kW光伏发电将每年减少二氧化碳排放超过845万t，充分展现我国负责任大国的形象，使我国在后京都协议谈判处于主动有利的位置。

(7)开拓了大规模的光伏市场，相关产业带动效应明显，增加产值约1～1.5万亿元，约占国内生产总值的2%～3%。

(8)大规模光伏电站及特高压输电工程的建设及相关产业的发展，预计增加就业岗位近60万个。

[1]中电联统计信息部.全国电力供需与经济运行形势分析预测报告(2011年第一季度)[EB/OL]. http://tj.cec.org.cn/fenxiyuce/yunxingfenxi/gongxufenxiyuce/2011-04-28/53469.html

[2]《电力监管年度报告（2010）》[EB/OL]. http://www.serc.gov.cn/zwgk/jggg/201105/t20110505_14630.htm

[3]《中华人民共和国2010年国民经济和社会发展统计公报》[EB/OL]. http://www.stats.gov.cn/tjgb/ndtjgb/qgndtjgb/t20110228_402705692.htm

[4]加速开拓中国国内光伏市场的政策及建议报告[R],中国科学院电工研究所可再生能源发电咨询与培训中心,2009.

[5]《全球可再生能源现状报告2011》[R], 21世纪可再生能源网络报告, 2011.

[6]黄怡, 王智冬, 刘建琴, 张琳等. 国网北京经济技术研究院.特高压直流输送风电的经济性分析[J].电力建设, 2011, 32(5).

[7]江苏省电力公司执行的电价标准[S].苏价工[2009]366号. 江苏省电力公司. http://www.12398.gov.cn/html/information/134766570/134766570201000003.shtml.

[8]浙江省电力公司执行的电价表[S].浙价电[2009]32. 浙江省电力公司. http://www.12398.gov.cn/html/information/142911635/142911635201000005.shtml.

[9]中国电力信息公开网[EB/OL]. http://www.12398.gov.cn/index.shtml.

[10]国家电网特高压专栏[EB/OL]. http://www.sgcc.com.cn/ztzl/tgyzl.