jbo综合app一方认为新能源开发成本已经很低，应在资源优势突出的西部地区兴建超级规模新能源电站；另一方认为新能源真实电价并不低，开发重心应贴近消费中心，转向中东部地区。“十四五”能源电力发展规划正在酝酿制定之际，新能源开发“东西部之争”再起......
“下面，我们有请国务院参事、住建部原副部长仇保兴作主旨报告，报告的题目是《沙漠太阳能计划（DesertecIndustrialInitiative，DII）的中国版可行性初探》。”
当前正值“十四五”能源电力发展规划酝酿制定之际，上述一连串疑问也折射出行业对光伏发电、风电等新能源未来发展布局，以及电力能源行业未来发展走势的关注。
“投标企业报出的电价已经低于当地的燃煤标杆电价”“这就是我们为什么要沿着‘沙漠太阳能计划’这个道路走下去的原因”
“今天我跟大家一起讨论的就是中国版DII计划的可行性——如果中国在青藏高原建三个超级太阳能发电站，可行性怎么样？”
仇保兴口中的DII计划始于2009年，是一项聚焦摩洛哥、突尼斯和阿尔及利亚等国的可再生能源开发项目。“实质上就是在撒哈拉沙漠里建设一个巨大的太阳能发电站，然后将电能输送到其他国家。同时DII也做了很详细的电网规划，预计到2025年，整个电站可以满足欧洲用电总需求的15%。”
2014年底，这个由德国企业发起的项目陷入了僵局，大多数成员公司纷纷选择退出。仇保兴认为，DII计划夭折的原因除了北非、中东地区出现的动荡，还有技术层面的“超预期”。“当时的DII计划把路线定在了光热发电上，但完全没有想到，十几年来，光热发电的成本并没有下降多少，光伏发电的成本却下降了90%左右。特别是今年8月，在内蒙古一个光伏项目的招标上，投标企业报出的电价已经低于当地的燃煤标杆电价，而且，我相信这个差额会越来越大。这就是我们为什么要沿着DII这个道路走下去的原因。”
仇保兴还指出：“我国青海和太阳能资源丰富，平均辐照强度大，同时具备相对丰富的水资源条件，因此青海和更具备规模化开发‘光伏+光热’清洁能源基地的条件。”
除了电源侧的成本、资源禀赋问题外，西部清洁能源大规模开发还面临着电力消纳问题。实际上，“消纳难”目前已成为西部清洁能源开发的最大“短板”，这在一定程度上促成了相关能源主管部门“严控”甚至“叫停”多地新能源开发。
对此，西北电力设计院副总工杨攀峰指出，目前西北地区的存量电站，特别是新疆、甘肃等地的弃电率已经在快速下降。“也就是说弃光、弃风的问题很快就能解决，到2020年就不会出现消纳困难的问题。那时如果新能源还能做到平价上网，不再需要国家补贴，把西北的新能源电力送到华中、华东地区还是很有优势的，这样西北地区还是具备开发价值的。”
杨攀峰还表示，jbo入口目前国家对于火电项目的开发也有些许“松绑”迹象。“如果要在西北新建大型煤电基地，那么单独外送煤电可能并不合适，还是要打捆一定的可再生能源去输送，如此一来，在西北一些地区也还是有开发新能源集中式电站的空间。”
仇保兴表示，结合我国“十四五”能源发展预测，“基本判断，到2030年中东部地区完全具备接受3000万千瓦清洁电力的能力”；从促进“一带一路”亚欧陆上通道和孟中印缅经济走廊发展的角度出发，“还可以考虑将1000万千瓦清洁电力送到南亚的印度或者孟加拉”。换言之，中国版的“沙漠太阳能”可以通过“东送”为主、“外送”为辅的方式消纳。
低电价带来的信心能否支撑“DII中国版”的启动呢？在西部地区建设超级规模新能源电站的设想能否引起行业的共鸣？
“新能源电价低是一种误区，‘光伏等可再生能源是廉价能源’的观点是错误的。”中国工程院院士、新能源电力系统国家重点实验室主任刘吉臻直言不讳，“现在还不是谈光伏等可再生能源价格优势的时候。我们现在需要解决人类共同面临的气候变化、环境污染等问题，这些都是要付出代价的，甚至要付出高昂代价。天下没有免费的午餐，新能源当前的低电价并不是全成本价格。因为我们生产这么多的可再生能源，要适应用户的需求，光伏等间歇性强的能源要配套一定的储能或者调峰电源，这都应算作成本。同时，我们建一个电厂去发电，有建设成本、发电成本，输电的过程中有输电成本，此外还有企业的合理利润、税收等，综合这些因素才能得出合理的电价水平。”
刘吉臻表示，目前在很多可再生能源招标中，中标价格的形成受到多方因素影响，“有时一些企业甚至明知是亏本生意也愿意做，其中的原因应该是很复杂的。所以我们应该看到，一方面随着技术的发展，国家补贴在逐步退坡，可再生能源的竞争优势在逐步增强；但从另一个方面来讲，并不能拿某个项目的具体价格来代表行业整体水平。”
刘吉臻说：“总体来讲，光伏等可再生能源是清洁的能源，但说它是廉价能源，绝对是误导，这是不利于推动我国可再生能源发展的，也不利于整体的能源转型。”
“东部应把能源自给和西电东送相结合，不应坐等西部供应东部，而应转变思路，进行能源自产自销，持续提高能源自给比例”
刘吉臻指出，为了将西部能源向东部负荷中心输送，必然要配套建设大规模的电网，其间特高压输电技术以及特高压电网发挥了重要作用。对于中国而言，大规模能源通道的建设是重要的国家战略。“最近一段时期，学界出现了一些声音，质疑甚至否定了能源通道的建设。我个人认为，这是不符合中国国情的，在我国西部大开发乃至整个能源布局上，西电东送都扮演着非常关键的角色。目前，我国更宜采取‘集中式开发、远距离输送与分布式开发、就地消纳并举’的策略，要两个拳头共同出击。当然，这后面还有一个句话，中东部地区应以分布式新能源开发利用为主。”
中国工程院院士、中国工程院原副院长杜祥琬对此深有同感：“中国的能源消耗和能源负荷区主要在东部地区，这决定了西电东送是长期国情。但我国东部地区城市应优先开发和使用‘身边来’的能源，同时再加上西电东送等‘远方来’的能源，东部应把能源自给和西电东送相结合，不应坐等西部供应东部，而应转变思路，进行能源自产自销，持续提高能源自给比例。”
据杜祥琬介绍，截至2018年底，我国光伏发电累计装机1.74亿千瓦，其中大型集中式电站占比71.17%，分布式光伏占比29.09%，而在世界其他国家则主要以分布式发电为主，分布式光伏可占光伏发电系统总容量的80%以上。“据统计，中东部地区已开发利用的太阳能及风能资源不足资源总量的10%。同时，与集中式远距离传输相比，分布式能源就地消纳由于不存在输电成本与损耗而具有一定的经济优势，以宁东-浙江特高压直流输电线路为例，浙江地区分布式光伏的发电成本即为供电成本，供电成本为0.42元/千瓦时，宁夏地区集中式光伏电站的发电成本为0.23元/千瓦时，特高压直流线路与送受端电网的输电成本为0.26元/千瓦时，在不考虑送端配套火电建设与调峰成本的情况下，供电成本已达到0.49元/千瓦时，高于受端分布式光伏成本。”
因此，杜祥琬建议，能源与电力“十四五”规划应重点关注中东部地区能源发展战略目标的转变，由能源消费者逐步成为能源产销者。
“如果到2035年，我们能开发一亿千瓦的海上风电，就相当于这些年来西电东送大开发、大输送的电量总和。”
杜祥琬指出，在考虑低风速区域的情况下，我国中东部地区陆上风能资源技术可开发量共8.96亿千瓦。水深在5-20米范围内的海上风电可开发量约2.1亿千瓦，陆上和海上风电可开发资源量共计约11亿千瓦。
“近年来，已经有实践项目证明，我国海上风电的运行小时数有些甚至可以超过4000小时，效益非常好。海上风电离我们的负荷中心很近，基本不存在弃风问题。”刘吉臻看好我国海上风电的发展前景，“中国是海洋大国，如果到2035年，我们能开发1亿千瓦的海上风电，就相当于这些年来西电东送大开发、大输送的电量总和。这将对中国能源版图的变革以及全社会的能源转型起到重大作用。所以，海上风电技术包括海上风电场规划设计、施工、集电系统、并网以及运维成套关键技术应该是未来风电发展的主要方向之一。”
另外，杜祥琬还建议，“十四五”期间应鼓励中东部地区分布式光伏发电建设，将光伏建筑一体化（BuildingIntegratedPV，BIPV）列入建筑标准，提高建筑物的自发电能力，同时配置储能设备，发展大数据等信息技术的智能管理，建设工业园区、居民小区及企业级微网，改进我国能源和电力系统的空间格局和产业模式；因地制宜开展中东部地区分散式、低风速风电建设；加快生物质能、地热能、海洋能及工业余热的综合开发利用，构建多元化的清洁能源供给体系。
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