光伏 风电 核电“三驾马车”谁执牛耳

     从今年政协的1号提案，到政府报告中的“要大力发展新能源、新材料、节能环保”，新能源概念成为今年两会炙手可热的话题。

     国家能源局曾公开表示，按到2020年我国能源消费总量达到45亿吨标准煤计算，为实现非化石能源达到15%的目标，水电应达到3.5亿千瓦，风电应达到1.5亿千瓦，太阳能发电应达到2000万千瓦，生物质发电应达到3000万千瓦，核电应达到8000万千瓦左右。

      而从目前的产业发展速度来看，核电、风电、光伏发电则无疑在新能源领域中成三足鼎立之势。在国家大力发展新能源的基调下，三支新能源新秀谁能率先脱颖而出，成为中国新能源领域的主力军，两会上的委员代表给出了答案。

　　光伏：

　　在政策迷雾中冲锋

     太阳能发电，可能是最早进入中国老百姓家中的新能源技术了。然而，2009年一场多晶硅的过剩论战也让光伏产业成为新能源领域中第一个蒙上发展阴影的行业。

示范区:青海图谋国家级太阳能发电基地

     拥有全年平均日照时间3000-3500小时的青海显然对光伏产业情有独钟。全国人大代表、青海省副省长骆玉林向中国证券报记者表示，青海发展光伏产业的优势不仅体现在日照时间长这一个方面，同时由于青海省的紫外线强度大，太阳能光伏的转换率就比其他地区高出10-15%，甚至20%。更为重要的是，青海是在用全国最廉价的水电资源生产多晶硅，多晶硅的生产成本是全国最低的，再加上水电拥有极好的调峰能力，能够有效解决新能源上网的电量不均衡问题。

    更让骆玉林看中的还有发展光伏产业的关联效应。“太阳能发电板架在我们的荒漠上可以有效较少土壤水分的蒸发，在太阳能板下面撒上草种同时还可以治理荒漠。”骆玉林介绍道，青海省已经完成了本省的光伏产业发展规划，计划到2020年，形成7500兆瓦的并网太阳能发电装机容量，使光伏发电占全省的发电总量达到至少1/3。

    青海优势的太阳能资源和水电资源确实招来了“金凤凰”。中国华电集团公司在格尔木10兆瓦太阳能项目已经获批；尚德电力控股有限公司也在青海拥有生产基地。据介绍，目前青海已经吸引了5、6家光伏发电企业的投资，普遍的发电规模在10兆瓦、20兆瓦。

    “既然太阳能是我们的优势，我们就应该把整条产业链都吸引过来。”骆玉林表示，西宁市已经把新材料、太阳能光伏材料方面的招商引资作为2010年的招商重点。而将青海建设成为“国家级太阳能发电示范基地”也将在今年两会上形成议案，报送国家发改委批复。

　难点：光伏上网电价难产

    “现在很多大企业已经到青海来了，把地都划走了，就等着国家出台光伏电价了。”骆玉林表示，在青海发展光伏产业，企业的积极性很高，根本不愁出现社会投资不到位、需要政府扶持补贴的情况。但是，迟迟不能出台的光伏电价，让众多企业只能伺机而动，不愿急于出手开建。

    作为全国太阳能发电成本最低的省区，青海的光伏发电成本大概在1元左右，这与目前传统能源的发电成本有着0.5-0.6元的差距，这个差距正是政府需要出手补贴的环节。而对于光伏发电《上网电价法》何时出台，国家却始终没有明确表态，这让众多新能源企业相当着急。全国政协委员，通威集团董事局主席刘汉元就表示，光伏产业目前发展的核心瓶颈就是要解决上网电价的问题，上网电价一天不出，国内的多晶硅企业就只能一天依靠出口，产能过剩、行业利润低就只能成为必然。

    “核心问题还是国家愿意出多少钱补贴光伏的发展。”骆玉林表示，目前来看，国家对太阳能发电的整体规划仍未出台，总体的发展规模要做多大直接决定了补贴扶持力度。他建议以试点区域起步太阳能发电的上网，对全国的光伏产业政策不要“一刀切”。

　　突围之道：渐进式确立光伏上网电价

     对于解决光伏电价的确立问题，全国政协委员、德意志银行集团中国董事长张红力就建议考虑中央与地方政府结合制定以各省为基准的补贴方案，以确保有效地利用各省日照和经济资源；同时，他建议将光伏电价的确立由基本补贴价格和市场竞标相结合的机制共同形成；此外，他认为应鼓励更多的私营企业参与投资太阳能发电项目，以便在竞争中降低光伏发电的成本。

    “事实证明，哪个国家率先制定了新能源的上网电价和补贴政策，哪个国家的新能源领域的发展就会快速发展。”刘汉元建议渐进性的制定光伏上网电价，初期的上网电价可定为1.2-1.5元/千瓦时，然后随着光伏技术的发展成熟，逐年下调光伏电价，“这样，10年后光伏电价就可以降至0.5-1元/千瓦时。”

核电：内陆渗透大突围

    由于光伏、风电都受到电网调峰瓶颈的限制，这也使得核电成为新能源领域的重头。而从目前的电源结构看，煤电的比例长期在75%左右，核电仅占1.1%，与全球核电占总发电量16%的比例相去甚远。

示范区：江西领衔核电内陆转移

     中国证券报记者在两会期间采访了江西省发改委主任姚木根，他表示，国家原计划是在江西设两家核电站，可见江西在内陆省份中是毋庸置疑的核电发展重点省，而位于彭泽的核电站则很有可能成为国内内陆核电的先锋。

    《核电中长期发展规划(2005-2020)》显示，到2020年，核电运行装机容量争取达到4000万千瓦，在建核电容量应保持在1800万千瓦左右。而实际上，这个规划显然是过于谨慎了。业内人士普遍认为，到2020年，我国的核电运行装机容量将达到6000万千瓦，同时在建的核电装机容量在1000多万千瓦左右。

     于是，一场关于谁将成为中国内陆核电第一站的争夺正在悄然展开。中电投江西核电有限公司2月23日表示，争取省内的彭泽核电项目成为中国内陆首座开工建设核电站，并在年内实现获得项目核准并开工建设。对此，姚木根表示，江西确实是内陆核电发展的一个重点，这主要是江西的地理位置决定的。由于距离长三角、珠三角的距离较近，在江西布局核电可以为周边地区的供电起到保障和调节的作用，即保障江西的用电，又能供应广州、上海、厦门等东部沿海城市；再加上江西本身的煤炭资源紧张，70%的煤需要依靠外购。

    姚木根介绍道，目前江西省80%以上的电力供给都是依靠火电，只有300多万千瓦的水电装机容量，由于分布分散，发挥能效也不高。按照规划，到2025年后，核电将取代目前的常规火电，成为江西省能源供给的主要来源。

　难点：受制于技术研发水平

   “核电发展的最主要的困境在于技术储备不足。”全国政协委员、原大唐电力集团前总经理翟若愚这样告诉中国证券报记者，他认为，我国现有6座核电厂11台机组，却有5种堆型，影响了技术研发水平和设备制造能力的提高，增加了运行管理成本。相比与我国同时开始发展核电的韩国，已经开始在海外拿核电建设项目，我国的核电技术水平还过分的依赖于国外技术。

　解决之道：竞争与统筹兼顾

    有意思的是，同样是对国内核电技术对外依存过高的担心，不同的人却给出了不同的建议。翟若愚认为，投资主体太少，形成行业垄断，导致我国的核电技术进步缓慢、造价居高不下。“缺乏竞争自然会造成核电建设运营体系封闭，市场化、专业化程度极低。”翟若愚建议对特大型发电集团放开核电控股投资权，实现核电控股业主多元化。同时打破核电的封闭体制，推进核电产业的市场化和专业化，实现核电设计、工程和研发业务与核电站经营分开，尽快形成两、三家中立的、不隶属于任何发电集团的、专注于核电设计研发的核能工程技术开发与总承包公司，为核电运营企业提供专业化的设计、工程和其他服务。

    而全国政协委员、广东省核电集团董事长钱智民则认为，解决核电技术落后的关键在于国家的核电产业形成的合力不够。他建议，国家在制定“能源及新能源发展规划”的同时还应同时制定“能源及新能源创新规划”，并设立国家级的能源研发机构，更好的利用好现有的研发机构。他介绍道，目前国内从事能源领域研发的有11万人，从事核电的研发单位有20多家，相互之间缺乏沟通、没能形成一致的研究方向是中国核电技术落后于人的根本。他同时表示，由于中国目前拥有新能源最大的市场，且在全球的新能源领域尚没有一个公认的强国，所以在未来的10-15年将是中国成为新能源创新强国的历史机遇期。

风电：“风火打捆”中单边成长

     风电技术恐怕是目前相对成熟的新能源技术了，我国西部地区多风，对于风能的开发已成为西部诸省“抢食”的蛋糕。然而，单边跃进的风电机组，相比与之相配备的调峰电源和电网容量，未免显得过于“茁壮”了。

示范区：内蒙古欲打造“风电三峡”

    8.98亿千瓦的风能资源总量，1.5亿千瓦的技术可开发利用量，让内蒙古自治区成为全国风能的第一大省，被确定为“风电三峡”基地。

    “三峡的水电规模不到2000万千瓦，而内蒙古的‘风电三峡’规模将达到3000万千瓦。”内蒙古自治区主席巴特尔谈到区内的风能资源显得相当自信。根据2005年出台的《内蒙古自治区“十一五”风力发电发展规划及2020年远景目标》，内蒙古将被划分为26个风能区，并在2010年实现风电装机500万千瓦的规划目标。截至2009年，在内蒙古电网覆盖范围内已取得风能资源配置的风电装机容量1520万千瓦，已通过国家和自治区核准的风电装机容量达705万千瓦，已并网运行199.2万千瓦，已开工在建和已完成吊装工程具备并网运行条件的风电装机容量325.4万千瓦。

    “大量的风能资源是内蒙古低碳化发展的基础之一。”巴特尔表示，作为传统能源的富集区，如何更好的利用风能、太阳能将是内蒙古经济转型的一大亮点。同时，企业投资的热情也相当高。截至目前，五大发电集团、神华、中广核等多家大型能源公司都已经开始在内蒙古布局风电产能，内蒙古的风电企业已经超过了60家。

　难点：电网输送瓶颈

    据巴特尔介绍，虽然内蒙古的风能资源丰富，但风电占内蒙古整体的电力能源比例不超过15%，这主要是由于受到目前电网的技术水平限制，采取“风火打捆”的方式调峰，致使区内的风电场无法满负荷运转。

    电网的输送能力不足是目前很多风力大省所面临的发展困境。甘肃省酒泉市委书记李建华向中国证券报记者介绍道，以甘肃风电场为例，按照规划，2010年该基地风电装机规模将达到516万千瓦，2015年则将达到1271万千瓦。但由于风电场内的电网建设严重滞后于电源开发、其他调峰电源建设也落后于风电开发，这直接导致了风电机组的空转，无法接入电网发挥作用。

解决之道：发展火电配套调峰

     李建华建议，发展风电的地区需要配套的调峰电源，而现在最可靠的调峰电源仍然是火电。“在人口密集的地区发展火电，不如在风电电源地发展火电。这样最大的好处是减少煤炭运输，就地消化，煤炭运输本身也是耗能的、排碳的，就地建设是相对低碳的。”李建华表示，解决风电不稳定的问题关键在解决调峰电源。

    李建华进一步建议道，因为风电源地的矿产资源比较丰富，所以可以考虑布局一些高载能产业，这样可以减少电的外运，减少电外运中的损耗。“这就涉及到产业布局，考虑到产业布局的合理性和当地经济发展，更要有利于国家整体的产业布局和减少碳排放。”(