索比光伏网讯:近年来，我国“电荒”周期性特征明显，涉及区域范围扩大，时间跨度也逐渐延伸至冬季。专家认为，我国大规模开发投资太阳能光伏发电具备可行性，应建设光伏发电基地和特高压输电工程，使太阳能作为我国能源供给重要补充。
据国家电网统计，2011年夏季，南方电网最大错峰负荷已达1120万千瓦，除海南省外，各省区均出现错峰限电情况；前三季度南方电网总体缺电8%以上，个别地区缺电20%以上。时值冬日，“电荒”则遭遇“煤荒”裹挟，电力缺口越拉越大。
据中国科学院电工研究所马胜红研究员介绍，目前我国“电荒”主要发生在华东、华中及华南部分地区，电力缺口约3000万千瓦时，每天缺电8小时，每度电产生经济效益10元，估计每年造成约8000亿元经济损失。“究其原因，一是电力装机增速低于需求增速，二是水电出力不足，三是火力发电成本上升，企业未能满负荷运行，四是高耗能企业导致电力负荷增加较快。”业内人士透露，目前购煤支出占火电企业运行成本已升至70%。截至11月8日，环渤海地区港口平仓发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格报收853元/吨，达到该指数运行一年多以来的最高水平。煤炭价格攀升导致大批火电企业亏损，煤电开工率不足，发电积极性严重受挫。
目前我国电力供应的煤炭依存度居高不下。2010年我国总发电量41413亿千瓦时，其中火电占比达80.3%，“煤荒”则“电荒”。此外，受燃料成本上升、财务费用加大等因素影响，2010年我国火电行业资产负债率上升，主营业务成本增加，利润下降，企业亏损面扩大。煤炭作为不可再生能源，从现实和政策层面看，都不可能为能源刚性增长需求提供长期强力支撑。
与此同时，我国未来电力需求仍将随经济增长、人们生活水平提高而保持快速增长。2000-2010年，我国人均用电量从1084千瓦时增长至3128千瓦时，年均增幅约11.2%，高于同期GDP增速。马胜红预计，2020年我国人均用电量将达到4770千瓦时，全社会用电量约为69150亿千瓦时。十二五期间，解决日益增长的电力需求与煤电发展瓶颈凸显、独木难支局面之间的矛盾，还需要发电渠道“多点开花”，需要为可再生能源发掘与应用打好坚实基础。
投资开发太阳能光伏发电具备可行性
专家认为，我国大规模开发投资太阳能光伏发电具备可行性，应在西部地区建设光伏发电基地和特高压输电工程，使太阳能作为我国能源供给重要补充。
首先，开发投资太阳能光伏发电经济效益良好。随着太阳能光伏发电系统规模化应用及技术进步，成本将进一步降低，总容量6000万千瓦总投资约6000亿元。特高压输电工程单位公里投资参考现有项目水平，平均输电距离1500公里，总投资1710亿元。马胜红认为，太阳能发电基地及输电工程总投资7710亿元，小于每年因缺电造成的8000亿元GDP损失。
其次，直流特高压输电工程有成功运行先例，西部地区具备建设可行性。目前，向家坝-上海800KW直流特高压输电工程输电容量额定值600万千瓦，最高值700万千瓦，输电距离达到1902公里，输电成本约0.1-0.2元/千瓦时，项目2010年8月已开始平稳运行。
以向家坝-上海之列特高压输电项目为例，我国西部地区建设直流特高压输电工程具备可行性:一是输电距离在1000-2000公里左右；二是建设条件较向家坝-上海项目条件简单；三是具备建设大型输电工程能力，研制了国际领先水平的特高压直流设备；四是我国已完整建立了特高压输电技术标准体系，在世界上首次研究形成了从系统成套、工程设计、设备制造、施工安装、调试试验到运行维护的全套技术标准和试验规范。
第三，可再生能源开发应用是大势所趋，太阳能发电基地建设意义重大。太阳能光伏发电规模开发将促进光伏技术进步，进一步降低光伏发电成本，逐步改善我国以煤炭为主的电力能源结构。据中科院电力研究所测算，开拓光伏市场，能带动相关产业增加值1-1.5万亿元，每年减排845万吨二氧化碳。马胜红表示，光电开发将有助于西部地区发展战略性新兴产业，改善东西部经济发展失衡局面。
西部光电开发有助于绕开煤电缓减“电荒”
据中科院电工研究所测算，我国太阳能资源可开发潜力为1.7万亿吨标准煤；风能资源可开发潜力为10亿千瓦，可转换为80亿吨标准煤；水能资源经济可开发量4亿千瓦、技术可开发量5.4亿千瓦，可转换为48-64亿吨标准煤；包括生物质发电、液态燃料、沼气等在内的生物质能可转换约46亿吨标准煤；地热资源可开发约33亿吨标准煤。
马胜红表示，从能源数量及技术经济性来看，西部地区太阳能资源规模开发将有助于从根本上缓解华东、华中及华南部分地区周期性“电荒”难题。
一是我国太阳能资源丰富，主要分布在西北地区，西藏、青海、新疆、内蒙古西部、甘肃河西走廊等西部地区太阳能最为丰富，而内蒙古中西部、甘肃河西走廊、宁夏、陕西北部太阳能辐射大，距离负荷中心区域较近。华北电力大学太阳能研究中心数据显示，我国西藏、新疆、青海、甘肃、内蒙古、山西等地区年日照时数达3000小时，年辐射量达160万千卡每平米。此外，这些地区广袤的荒漠资源为太阳能资源规模开发提供优越条件。
二是太阳能光伏发电遇政策利好，并网光伏发电盈利空间大。根据2011年8月1日国家发改委有关规定，目前我国绝大多数地区上网电价标准为1.15元/千瓦时，2012年以后为1元/千瓦时。由工信部编制的《太阳能光伏产业十二五发展规划》意见稿提出了十二五时期我国光伏产业发展目标，10GW装机容量提振了市场信心。据马胜红预计，光伏发电降价潜力明显，预计未来5-10年，将降低至0.5-0.7元每千瓦时，相对火电优势更加明显。目前，火电发电总成本为0.62元/千瓦时，其中发电成本0.277，发电外部成本为0.343；光伏发电初始投资1.8万元/kWp，年有效小时数达1500小时，光伏发电与火力发电成本将在2013年交汇，成本均为0.72元/千瓦时。
三是太阳能光伏发电在欧美地区有逾20年运行经验，技术成熟。工信部信息司副巡视员、中国光伏产业联盟秘书长王勃华表示，与其他诸多产业不同，我国太阳能发光伏发电技术水平并不落后，包括中科院、皇明太阳能集团、河海大学等在内的多家企业与学术机构取得了一批科研成果和实用化技术。
据国家电网统计，2011年夏季，南方电网最大错峰负荷已达1120万千瓦，除海南省外，各省区均出现错峰限电情况；前三季度南方电网总体缺电8%以上，个别地区缺电20%以上。时值冬日，“电荒”则遭遇“煤荒”裹挟，电力缺口越拉越大。
据中国科学院电工研究所马胜红研究员介绍，目前我国“电荒”主要发生在华东、华中及华南部分地区，电力缺口约3000万千瓦时，每天缺电8小时，每度电产生经济效益10元，估计每年造成约8000亿元经济损失。“究其原因，一是电力装机增速低于需求增速，二是水电出力不足，三是火力发电成本上升，企业未能满负荷运行，四是高耗能企业导致电力负荷增加较快。”业内人士透露，目前购煤支出占火电企业运行成本已升至70%。截至11月8日，环渤海地区港口平仓发热量5500大卡市场动力煤的综合平均价格报收853元/吨，达到该指数运行一年多以来的最高水平。煤炭价格攀升导致大批火电企业亏损，煤电开工率不足，发电积极性严重受挫。
目前我国电力供应的煤炭依存度居高不下。2010年我国总发电量41413亿千瓦时，其中火电占比达80.3%，“煤荒”则“电荒”。此外，受燃料成本上升、财务费用加大等因素影响，2010年我国火电行业资产负债率上升，主营业务成本增加，利润下降，企业亏损面扩大。煤炭作为不可再生能源，从现实和政策层面看，都不可能为能源刚性增长需求提供长期强力支撑。
与此同时，我国未来电力需求仍将随经济增长、人们生活水平提高而保持快速增长。2000-2010年，我国人均用电量从1084千瓦时增长至3128千瓦时，年均增幅约11.2%，高于同期GDP增速。马胜红预计，2020年我国人均用电量将达到4770千瓦时，全社会用电量约为69150亿千瓦时。十二五期间，解决日益增长的电力需求与煤电发展瓶颈凸显、独木难支局面之间的矛盾，还需要发电渠道“多点开花”，需要为可再生能源发掘与应用打好坚实基础。
投资开发太阳能光伏发电具备可行性
专家认为，我国大规模开发投资太阳能光伏发电具备可行性，应在西部地区建设光伏发电基地和特高压输电工程，使太阳能作为我国能源供给重要补充。
首先，开发投资太阳能光伏发电经济效益良好。随着太阳能光伏发电系统规模化应用及技术进步，成本将进一步降低，总容量6000万千瓦总投资约6000亿元。特高压输电工程单位公里投资参考现有项目水平，平均输电距离1500公里，总投资1710亿元。马胜红认为，太阳能发电基地及输电工程总投资7710亿元，小于每年因缺电造成的8000亿元GDP损失。
其次，直流特高压输电工程有成功运行先例，西部地区具备建设可行性。目前，向家坝-上海800KW直流特高压输电工程输电容量额定值600万千瓦，最高值700万千瓦，输电距离达到1902公里，输电成本约0.1-0.2元/千瓦时，项目2010年8月已开始平稳运行。
以向家坝-上海之列特高压输电项目为例，我国西部地区建设直流特高压输电工程具备可行性:一是输电距离在1000-2000公里左右；二是建设条件较向家坝-上海项目条件简单；三是具备建设大型输电工程能力，研制了国际领先水平的特高压直流设备；四是我国已完整建立了特高压输电技术标准体系，在世界上首次研究形成了从系统成套、工程设计、设备制造、施工安装、调试试验到运行维护的全套技术标准和试验规范。
第三，可再生能源开发应用是大势所趋，太阳能发电基地建设意义重大。太阳能光伏发电规模开发将促进光伏技术进步，进一步降低光伏发电成本，逐步改善我国以煤炭为主的电力能源结构。据中科院电力研究所测算，开拓光伏市场，能带动相关产业增加值1-1.5万亿元，每年减排845万吨二氧化碳。马胜红表示，光电开发将有助于西部地区发展战略性新兴产业，改善东西部经济发展失衡局面。
西部光电开发有助于绕开煤电缓减“电荒”
据中科院电工研究所测算，我国太阳能资源可开发潜力为1.7万亿吨标准煤；风能资源可开发潜力为10亿千瓦，可转换为80亿吨标准煤；水能资源经济可开发量4亿千瓦、技术可开发量5.4亿千瓦，可转换为48-64亿吨标准煤；包括生物质发电、液态燃料、沼气等在内的生物质能可转换约46亿吨标准煤；地热资源可开发约33亿吨标准煤。
马胜红表示，从能源数量及技术经济性来看，西部地区太阳能资源规模开发将有助于从根本上缓解华东、华中及华南部分地区周期性“电荒”难题。
一是我国太阳能资源丰富，主要分布在西北地区，西藏、青海、新疆、内蒙古西部、甘肃河西走廊等西部地区太阳能最为丰富，而内蒙古中西部、甘肃河西走廊、宁夏、陕西北部太阳能辐射大，距离负荷中心区域较近。华北电力大学太阳能研究中心数据显示，我国西藏、新疆、青海、甘肃、内蒙古、山西等地区年日照时数达3000小时，年辐射量达160万千卡每平米。此外，这些地区广袤的荒漠资源为太阳能资源规模开发提供优越条件。
二是太阳能光伏发电遇政策利好，并网光伏发电盈利空间大。根据2011年8月1日国家发改委有关规定，目前我国绝大多数地区上网电价标准为1.15元/千瓦时，2012年以后为1元/千瓦时。由工信部编制的《太阳能光伏产业十二五发展规划》意见稿提出了十二五时期我国光伏产业发展目标，10GW装机容量提振了市场信心。据马胜红预计，光伏发电降价潜力明显，预计未来5-10年，将降低至0.5-0.7元每千瓦时，相对火电优势更加明显。目前，火电发电总成本为0.62元/千瓦时，其中发电成本0.277，发电外部成本为0.343；光伏发电初始投资1.8万元/kWp，年有效小时数达1500小时，光伏发电与火力发电成本将在2013年交汇，成本均为0.72元/千瓦时。
三是太阳能光伏发电在欧美地区有逾20年运行经验，技术成熟。工信部信息司副巡视员、中国光伏产业联盟秘书长王勃华表示，与其他诸多产业不同，我国太阳能发光伏发电技术水平并不落后，包括中科院、皇明太阳能集团、河海大学等在内的多家企业与学术机构取得了一批科研成果和实用化技术。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/201111/15/264633.html
