近年來，我國“電荒”周期性特征明顯，涉及區域范圍擴大，時間跨度也逐漸延伸至冬季。專家認為，我國大規模開發投資太陽能光伏發電具備可行性，應建設光伏發電基地和特高壓輸電工程，使太陽能作為我國能源供給重要補充。
據國家電網統計，2011年夏季，南方電網最大錯峰負荷已達1120萬千瓦，除海南省外，各省區均出現錯峰限電情況；前三季度南方電網總體缺電8%以上，個別地區缺電20%以上。時值冬日，“電荒”則遭遇“煤荒”裹挾，電力缺口越拉越大。
據中國科學院電工研究所馬勝紅研究員介紹，目前我國“電荒”主要發生在華東、華中及華南部分地區，電力缺口約3000萬千瓦時，每天缺電8小時，每度電產生經濟效益10元，估計每年造成約8000億元經濟損失。“究其原因，一是電力裝機增速低于需求增速，二是水電出力不足，三是火力發電成本上升，企業未能滿負荷運行，四是高耗能企業導致電力負荷增加較快。”業內人士透露，目前購煤支出占火電企業運行成本已升至70%。截至11月8日，環渤海地區港口平倉發熱量5500大卡市場動力煤的綜合平均價格報收853元/噸，達到該指數運行一年多以來的最高水平。煤炭價格攀升導致大批火電企業虧損，煤電開工率不足，發電積極性嚴重受挫。
目前我國電力供應的煤炭依存度居高不下。2010年我國總發電量41413億千瓦時，其中火電占比達80.3%，“煤荒”則“電荒”。此外，受燃料成本上升、財務費用加大等因素影響，2010年我國火電行業資產負債率上升，主營業務成本增加，利潤下降，企業虧損面擴大。煤炭作為不可再生能源，從現實和政策層面看，都不可能為能源剛性增長需求提供長期強力支撐。
與此同時，我國未來電力需求仍將隨經濟增長、人們生活水平提高而保持快速增長。2000-2010年，我國人均用電量從1084千瓦時增長至3128千瓦時，年均增幅約11.2%，高于同期GDP增速。馬勝紅預計，2020年我國人均用電量將達到4770千瓦時，全社會用電量約為69150億千瓦時。十二五期間，解決日益增長的電力需求與煤電發展瓶頸凸顯、獨木難支局面之間的矛盾，還需要發電渠道“多點開花”，需要為可再生能源發掘與應用打好堅實基礎。
投資開發太陽能光伏發電具備可行性
專家認為，我國大規模開發投資太陽能光伏發電具備可行性，應在西部地區建設光伏發電基地和特高壓輸電工程，使太陽能作為我國能源供給重要補充。
首先，開發投資太陽能光伏發電經濟效益良好。隨著太陽能光伏發電系統規模化應用及技術進步，成本將進一步降低，總容量6000萬千瓦總投資約6000億元。特高壓輸電工程單位公里投資參考現有項目水平，平均輸電距離1500公里，總投資1710億元。馬勝紅認為，太陽能發電基地及輸電工程總投資7710億元，小于每年因缺電造成的8000億元GDP損失。
其次，直流特高壓輸電工程有成功運行先例，西部地區具備建設可行性。目前，向家壩-上海800KW直流特高壓輸電工程輸電容量額定值600萬千瓦，最高值700萬千瓦，輸電距離達到1902公里，輸電成本約0.1-0.2元/千瓦時，項目2010年8月已開始平穩運行。
以向家壩-上海之列特高壓輸電項目為例，我國西部地區建設直流特高壓輸電工程具備可行性:一是輸電距離在1000-2000公里左右；二是建設條件較向家壩-上海項目條件簡單；三是具備建設大型輸電工程能力，研制了國際領先水平的特高壓直流設備；四是我國已完整建立了特高壓輸電技術標準體系，在世界上首次研究形成了從系統成套、工程設計、設備制造、施工安裝、調試試驗到運行維護的全套技術標準和試驗規范。
第三，可再生能源開發應用是大勢所趨，太陽能發電基地建設意義重大。太陽能光伏發電規模開發將促進光伏技術進步，進一步降低光伏發電成本，逐步改善我國以煤炭為主的電力能源結構。據中科院電力研究所測算，開拓光伏市場，能帶動相關產業增加值1-1.5萬億元，每年減排845萬噸二氧化碳。馬勝紅表示，光電開發將有助于西部地區發展戰略性新興產業，改善東西部經濟發展失衡局面。
西部光電開發有助于繞開煤電緩減“電荒”
據中科院電工研究所測算，我國太陽能資源可開發潛力為1.7萬億噸標準煤；風能資源可開發潛力為10億千瓦，可轉換為80億噸標準煤；水能資源經濟可開發量4億千瓦、技術可開發量5.4億千瓦，可轉換為48-64億噸標準煤；包括生物質發電、液態燃料、沼氣等在內的生物質能可轉換約46億噸標準煤；地熱資源可開發約33億噸標準煤。
馬勝紅表示，從能源數量及技術經濟性來看，西部地區太陽能資源規模開發將有助于從根本上緩解華東、華中及華南部分地區周期性“電荒”難題。
一是我國太陽能資源豐富，主要分布在西北地區，西藏、青海、新疆、內蒙古西部、甘肅河西走廊等西部地區太陽能最為豐富，而內蒙古中西部、甘肅河西走廊、寧夏、陜西北部太陽能輻射大，距離負荷中心區域較近。華北電力大學太陽能研究中心數據顯示，我國西藏、新疆、青海、甘肅、內蒙古、山西等地區年日照時數達3000小時，年輻射量達160萬千卡每平米。此外，這些地區廣袤的荒漠資源為太陽能資源規模開發提供優越條件。
二是太陽能光伏發電遇政策利好，并網光伏發電盈利空間大。根據2011年8月1日國家發改委有關規定，目前我國絕大多數地區上網電價標準為1.15元/千瓦時，2012年以后為1元/千瓦時。由工信部編制的《太陽能光伏產業十二五發展規劃》意見稿提出了十二五時期我國光伏產業發展目標，10GW裝機容量提振了市場信心。據馬勝紅預計，光伏發電降價潛力明顯，預計未來5-10年，將降低至0.5-0.7元每千瓦時，相對火電優勢更加明顯。目前，火電發電總成本為0.62元/千瓦時，其中發電成本0.277，發電外部成本為0.343；光伏發電初始投資1.8萬元/kWp，年有效小時數達1500小時，光伏發電與火力發電成本將在2013年交匯，成本均為0.72元/千瓦時。
三是太陽能光伏發電在歐美地區有逾20年運行經驗，技術成熟。工信部信息司副巡視員、中國光伏產業聯盟秘書長王勃華表示，與其他諸多產業不同，我國太陽能發光伏發電技術水平并不落后，包括中科院、皇明太陽能集團、河海大學等在內的多家企業與學術機構取得了一批科研成果和實用化技術。
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