近年來，我國“電荒”周期性特征明顯，涉及區(qū)域范圍擴大，時間跨度也逐漸延伸至冬季。專家認(rèn)為，我國大規(guī)模開發(fā)投資太陽能光伏發(fā)電具備可行性，應(yīng)建設(shè)光伏發(fā)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(jù)國家電網(wǎng)統(tǒng)計，2011年夏季，南方電網(wǎng)最大錯峰負(fù)荷已達1120萬千瓦，除海南省外，各省區(qū)均出現(xiàn)錯峰限電情況；前三季度南方電網(wǎng)總體缺電8%以上，個別地區(qū)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(jù)中國科學(xué)院電工研究所馬勝紅研究員介紹，目前我國“電荒”主要發(fā)生在華東、華中及華南部分地區(qū)，電力缺口約3000萬千瓦時，每天缺電8小時，每度電產(chǎn)生經(jīng)濟效益10元，估計每年造成約8000億元經(jīng)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(fā)電成本上升，企業(yè)未能滿負(fù)荷運行，四是高耗能企業(yè)導(dǎo)致電力負(fù)荷增加較快。”業(yè)內(nèi)人士透露，目前購煤支出占火電企業(yè)運行成本已升至70%。截至11月8日，環(huán)渤海地區(qū)港口平倉發(fā)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(shù)運行一年多以來的最高水平。煤炭價格攀升導(dǎo)致大批火電企業(yè)虧損，煤電開工率不足，發(fā)電積極性嚴(yán)重受挫。
目前我國電力供應(yīng)的煤炭依存度居高不下。2010年我國總發(fā)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(wù)費用加大等因素影響，2010年我國火電行業(yè)資產(chǎn)負(fù)債率上升，主營業(yè)務(wù)成本增加，利潤下降，企業(yè)虧損面擴大。煤炭作為不可再生能源，從現(xiàn)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(jīng)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(yù)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(fā)展瓶頸凸顯、獨木難支局面之間的矛盾，還需要發(fā)電渠道“多點開花”，需要為可再生能源發(fā)掘與應(yīng)用打好堅實基礎(chǔ)。
投資開發(fā)太陽能光伏發(fā)電具備可行性
專家認(rèn)為，我國大規(guī)模開發(fā)投資太陽能光伏發(fā)電具備可行性，應(yīng)在西部地區(qū)建設(shè)光伏發(fā)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(fā)投資太陽能光伏發(fā)電經(jīng)濟效益良好。隨著太陽能光伏發(fā)電系統(tǒng)規(guī)模化應(yīng)用及技術(shù)進步，成本將進一步降低，總?cè)萘?000萬千瓦總投資約6000億元。特高壓輸電工程單位公里投資參考現(xiàn)有項目水平，平均輸電距離1500公里，總投資1710億元。馬勝紅認(rèn)為，太陽能發(fā)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(qū)具備建設(shè)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(wěn)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(qū)建設(shè)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(shè)條件較向家壩-上海項目條件簡單；三是具備建設(shè)大型輸電工程能力，研制了國際領(lǐng)先水平的特高壓直流設(shè)備；四是我國已完整建立了特高壓輸電技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)體系，在世界上首次研究形成了從系統(tǒng)成套、工程設(shè)計、設(shè)備制造、施工安裝、調(diào)試試驗到運行維護的全套技術(shù)標(biāo)準(zhǔn)和試驗規(guī)范。
第三，可再生能源開發(fā)應(yīng)用是大勢所趨，太陽能發(fā)電基地建設(shè)意義重大。太陽能光伏發(fā)電規(guī)模開發(fā)將促進光伏技術(shù)進步，進一步降低光伏發(fā)電成本，逐步改善我國以煤炭為主的電力能源結(jié)構(gòu)。據(jù)中科院電力研究所測算，開拓光伏市場，能帶動相關(guān)產(chǎn)業(yè)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(fā)將有助于西部地區(qū)發(fā)展戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)，改善東西部經(jīng)濟發(fā)展失衡局面。
西部光電開發(fā)有助于繞開煤電緩減“電荒”
據(jù)中科院電工研究所測算，我國太陽能資源可開發(fā)潛力為1.7萬億噸標(biāo)準(zhǔn)煤；風(fēng)能資源可開發(fā)潛力為10億千瓦，可轉(zhuǎn)換為80億噸標(biāo)準(zhǔn)煤；水能資源經(jīng)濟可開發(fā)量4億千瓦、技術(shù)可開發(fā)量5.4億千瓦，可轉(zhuǎn)換為48-64億噸標(biāo)準(zhǔn)煤；包括生物質(zhì)發(fā)電、液態(tài)燃料、沼氣等在內(nèi)的生物質(zhì)能可轉(zhuǎn)換約46億噸標(biāo)準(zhǔn)煤；地?zé)豳Y源可開發(fā)約33億噸標(biāo)準(zhǔn)煤。
馬勝紅表示，從能源數(shù)量及技術(shù)經(jīng)濟性來看，西部地區(qū)太陽能資源規(guī)模開發(fā)將有助于從根本上緩解華東、華中及華南部分地區(qū)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(qū)，西藏、青海、新疆、內(nèi)蒙古西部、甘肅河西走廊等西部地區(qū)太陽能最為豐富，而內(nèi)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(fù)荷中心區(qū)域較近。華北電力大學(xué)太陽能研究中心數(shù)據(jù)顯示，我國西藏、新疆、青海、甘肅、內(nèi)蒙古、山西等地區(qū)年日照時數(shù)達3000小時，年輻射量達160萬千卡每平米。此外，這些地區(qū)廣袤的荒漠資源為太陽能資源規(guī)模開發(fā)提供優(yōu)越條件。
二是太陽能光伏發(fā)電遇政策利好，并網(wǎng)光伏發(fā)電盈利空間大。根據(jù)2011年8月1日國家發(fā)改委有關(guān)規(guī)定，目前我國絕大多數(shù)地區(qū)上網(wǎng)電價標(biāo)準(zhǔn)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(chǎn)業(yè)十二五發(fā)展規(guī)劃》意見稿提出了十二五時期我國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展目標(biāo)，10GW裝機容量提振了市場信心。據(jù)馬勝紅預(yù)計，光伏發(fā)電降價潛力明顯，預(yù)計未來5-10年，將降低至0.5-0.7元每千瓦時，相對火電優(yōu)勢更加明顯。目前，火電發(fā)電總成本為0.62元/千瓦時，其中發(fā)電成本0.277，發(fā)電外部成本為0.343；光伏發(fā)電初始投資1.8萬元/kWp，年有效小時數(shù)達1500小時，光伏發(fā)電與火力發(fā)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(fā)電在歐美地區(qū)有逾20年運行經(jīng)驗，技術(shù)成熟。工信部信息司副巡視員、中國光伏產(chǎn)業(yè)聯(lián)盟秘書長王勃華表示，與其他諸多產(chǎn)業(yè)不同，我國太陽能發(fā)光伏發(fā)電技術(shù)水平并不落后，包括中科院、皇明太陽能集團、河海大學(xué)等在內(nèi)的多家企業(yè)與學(xué)術(shù)機構(gòu)取得了一批科研成果和實用化技術(shù)。
|
