“下面，我們有請國務院參事、住建部原副部長仇保興作主旨報告，報告的題目是《沙漠太陽能計劃（Desertec Industrial Initiative，DII）的中國版可行性初探》。”

10月27日，在一場國際清潔能源會議上，主持人話音剛落，記者就聽到了身旁觀眾的陣陣私語：

“沙漠太陽能？在國內建嗎？那不就是在西北嗎？”

“西北現在還能建大光伏電站？風電、光伏發電都‘窩電’這么多年了，還能建？”

“現在光伏、風電的開發重心不是向東南部轉移了嗎？這是又要西移嗎？”

“這是說還要大規模‘西電東送’？”

當前正值“十四五”能源電力發展規劃醞釀制定之際，上述一連串疑問也折射出行業對光伏發電、風電等新能源未來發展布局，以及電力能源行業未來發展走勢的關注。

“投標企業報出的電價已經低于當地的燃煤標桿電價”“這就是我們為什么要沿著‘沙漠太陽能計劃’這個道路走下去的原因”

“今天我跟大家一起討論的就是中國版DII計劃的可行性——如果中國在青藏高原建三個超級太陽能發電站，可行性怎么樣？”

仇保興口中的DII計劃始于2009年，是一項聚焦摩洛哥、突尼斯和阿爾及利亞等國的可再生能源開發項目。“實質上就是在撒哈拉沙漠里建設一個巨大的太陽能發電站，然后將電能輸送到其他國家。同時DII也做了很詳細的電網規劃，預計到2025年，整個電站可以滿足歐洲用電總需求的15%。”

2014年底，這個由德國企業發起的項目陷入了僵局，大多數成員公司紛紛選擇退出。仇保興認為，DII計劃夭折的原因除了北非、中東地區出現的政治動蕩，還有技術層面的“超預期”。“當時的DII計劃把路線定在了光熱發電上，但完全沒有想到，十幾年來，光熱發電的成本并沒有下降多少，光伏發電的成本卻下降了90%左右。特別是今年8月，在內蒙古一個光伏項目的招標上，投標企業報出的電價已經低于當地的燃煤標桿電價，而且，我相信這個差額會越來越大。這就是我們為什么要沿著DII這個道路走下去的原因。”

仇保興還指出：“我國青海和西藏太陽能資源豐富，平均輻照強度大，同時具備相對豐富的水資源條件，因此青海和西藏更具備規模化開發‘光伏+光熱’清潔能源基地的條件。”

除了電源側的成本、資源稟賦問題外，西部清潔能源大規模開發還面臨著電力消納問題。實際上，“消納難”目前已成為西部清潔能源開發的最大“短板”，這在一定程度上促成了相關能源主管部門“嚴控”甚至“叫停”多地新能源開發。

對此，西北電力設計院副總工楊攀峰指出，目前西北地區的存量電站，特別是新疆、甘肅等地的棄電率已經在快速下降。“也就是說棄光、棄風的問題很快就能解決，到2020年就不會出現消納困難的問題。那時如果新能源還能做到平價上網，不再需要國家補貼，把西北的新能源電力送到華中、華東地區還是很有優勢的，這樣西北地區還是具備開發價值的。”

楊攀峰還表示，目前國家對于火電項目的開發也有些許“松綁”跡象。“如果要在西北新建大型煤電基地，那么單獨外送煤電可能并不合適，還是要打捆一定的可再生能源去輸送，如此一來，在西北一些地區也還是有開發新能源集中式電站的空間。”

仇保興表示，結合我國“十四五”能源發展預測，“基本判斷，到2030年中東部地區完全具備接受3000萬千瓦清潔電力的能力”；從促進“一帶一路”亞歐陸上通道和孟中印緬經濟走廊發展的角度出發，“還可以考慮將1000萬千瓦清潔電力送到南亞的印度或者孟加拉”。換言之，中國版的“沙漠太陽能”可以通過“東送”為主、“外送”為輔的方式消納。

“光伏等可再生能源是清潔的能源，但說它是廉價能源，絕對是誤導”

低電價帶來的信心能否支撐“DII中國版”的啟動呢？在西部地區建設超級規模新能源電站的設想能否引起行業的共鳴？

“新能源電價低是一種誤區，‘光伏等可再生能源是廉價能源’的觀點是錯誤的。”中國工程院院士、新能源電力系統國家重點實驗室主任劉吉臻直言不諱，“現在還不是談光伏等可再生能源價格優勢的時候。我們現在需要解決人類共同面臨的氣候變化、環境污染等問題，這些都是要付出代價的，甚至要付出高昂代價。天下沒有免費的午餐，新能源當前的低電價并不是全成本價格。因為我們生產這么多的可再生能源，要適應用戶的需求，光伏等間歇性強的能源要配套一定的儲能或者調峰電源，這都應算作成本。同時，我們建一個電廠去發電，有建設成本、發電成本，輸電的過程中有輸電成本，此外還有企業的合理利潤、稅收等，綜合這些因素才能得出合理的電價水平。”

劉吉臻表示，目前在很多可再生能源招標中，中標價格的形成受到多方因素影響，“有時一些企業甚至明知是虧本生意也愿意做，其中的原因應該是很復雜的。所以我們應該看到，一方面隨著技術的發展，國家補貼在逐步退坡，可再生能源的競爭優勢在逐步增強；但從另一個方面來講，并不能拿某個項目的具體價格來代表行業整體水平。”

劉吉臻說：“總體來講，光伏等可再生能源是清潔的能源，但說它是廉價能源，絕對是誤導，這是不利于推動我國可再生能源發展的，也不利于整體的能源轉型。”

記者在會議現場采訪的多位與會者均表達了與劉吉臻類似的觀點。

“東部應把能源自給和西電東送相結合，不應坐等西部供應東部，而應轉變思路，進行能源自產自銷，持續提高能源自給比例”

那么，未來西部地區清潔能源開發到底該怎么干？全國又該如何布局？

劉吉臻指出，為了將西部能源向東部負荷中心輸送，必然要配套建設大規模的電網，其間特高壓輸電技術以及特高壓電網發揮了重要作用。對于中國而言，大規模能源通道的建設是重要的國家戰略。“最近一段時期，學界出現了一些聲音，質疑甚至否定了能源通道的建設。我個人認為，這是不符合中國國情的，在我國西部大開發乃至整個能源布局上，西電東送都扮演著非常關鍵的角色。目前，我國更宜采取‘集中式開發、遠距離輸送與分布式開發、就地消納并舉’的策略，要兩個拳頭共同出擊。當然，這后面還有一個句話，中東部地區應以分布式新能源開發利用為主。”

中國工程院院士、中國工程院原副院長杜祥琬對此深有同感：“中國的能源消耗和能源負荷區主要在東部地區，這決定了西電東送是長期國情。但我國東部地區城市應優先開發和使用‘身邊來’的能源，同時再加上西電東送等‘遠方來’的能源，東部應把能源自給和西電東送相結合，不應坐等西部供應東部，而應轉變思路，進行能源自產自銷，持續提高能源自給比例。”

據杜祥琬介紹，截至2018年底，我國光伏發電累計裝機1.74億千瓦，其中大型集中式電站占比71.17%，分布式光伏占比29.09%，而在世界其他國家則主要以分布式發電為主，分布式光伏可占光伏發電系統總容量的80%以上。“據統計，中東部地區已開發利用的太陽能及風能資源不足資源總量的10%。同時，與集中式遠距離傳輸相比，分布式能源就地消納由于不存在輸電成本與損耗而具有一定的經濟優勢，以寧東-浙江特高壓直流輸電線路為例，浙江地區分布式光伏的發電成本即為供電成本，供電成本為0.42元/千瓦時，寧夏地區集中式光伏電站的發電成本為0.23元/千瓦時，特高壓直流線路與送受端電網的輸電成本為0.26元/千瓦時，在不考慮送端配套火電建設與調峰成本的情況下，供電成本已達到0.49元/千瓦時，高于受端分布式光伏成本。”

因此，杜祥琬建議，能源與電力“十四五”規劃應重點關注中東部地區能源發展戰略目標的轉變，由能源消費者逐步成為能源產銷者。

“如果到2035年，我們能開發一億千瓦的海上風電，就相當于這些年來西電東送大開發、大輸送的電量總和”

那么，東部地區又該選擇哪些“身邊來”的能源呢？

杜祥琬指出，在考慮低風速區域的情況下，我國中東部地區陸上風能資源技術可開發量共8.96億千瓦。水深在5-20米范圍內的海上風電可開發量約2.1億千瓦，陸上和海上風電可開發資源量共計約11億千瓦。

“近年來，已經有實踐項目證明，我國海上風電的運行小時數有些甚至可以超過4000小時，效益非常好。海上風電離我們的負荷中心很近，基本不存在棄風問題。”劉吉臻看好我國海上風電的發展前景，“中國是海洋大國，如果到2035年，我們能開發1億千瓦的海上風電，就相當于這些年來西電東送大開發、大輸送的電量總和。這將對中國能源版圖的變革以及全社會的能源轉型起到重大作用。所以，海上風電技術包括海上風電場規劃設計、施工、集電系統、并網以及運維成套關鍵技術應該是未來風電發展的主要方向之一。”

另外，杜祥琬還建議，“十四五”期間應鼓勵中東部地區分布式光伏發電建設，將光伏建筑一體化（Building Integrated PV，BIPV）列入建筑標準，提高建筑物的自發電能力，同時配置儲能設備，發展大數據等信息技術的智能管理，建設工業園區、居民小區及企業級微網，改進我國能源和電力系統的空間格局和產業模式；因地制宜開展中東部地區分散式、低風速風電建設；加快生物質能、地熱能、海洋能及工業余熱的綜合開發利用，構建多元化的清潔能源供給體系。