按照青海省长期规划，到2020年全省光伏发电装机容量将达到1000万千瓦，光伏发电形成全国最大规模。由于光伏发电具有很强的间歇性、波动性和随机性的特点，因此，如何在现有政策条件下把青海建设成为国内大型并网光伏发电示范基地成为一大挑战。针对这一问题，记者采访了中国水电顾问集团西北勘测设计研究院院长马海晨。

　　记者：规划引领产业发展，青海光伏产业发展也强调了规划先行，光伏发电园区规划建设有何重要意义？

　　马海晨：由于现阶段太阳能发电的成本相对还比较高，我国对大型光伏并网发电项目的支持政策以发电补贴为主，资金来源于可再生能源电价附加，但每年国家能够提供的补贴资金是有限的，所以，国家能源局在太阳能发电“十二五”规划中对各省总的开发规模都作出了明确规定。同时，要求各省在制定发展规划时，要拿出具体的实施方案，把项目落在实处，要通过规划来指导和约束项目的开发，使有限的补贴资金能够充分的发挥作用，推动我国太阳能光伏产业的发展。

　　随着光伏上网电价的出台，青海会吸引越来越多的开发商到此投资。在已发布的《青海柴达木盆地千万千瓦级光伏发电基地规划（2010～2030年）》中，每一场址规划的装机容量都在几百兆瓦以上。受国内技术经验和投资成本的控制，国家目前核准的光伏项目装机容量相对较小，通常为10兆瓦～50兆瓦，在每一个场址区都会有多个开发商共同进行项目开发。所以，要认真做好各个光伏场址实施规划的编制工作，把每一个场址都建设成为一个具有示范意义的光伏发电园区。要按照“统一规划，分步实施”的原则，对园区总体布局、道路交通、供水供电等公用设施进行统一的考虑。根据园区内光伏发电项目的进展情况，分步实施公用设施的配套建设工作，避免出现公用设施重复建设的现象发生。要做好发电园区规划和当地电力发展规划的协调工作，为实现光伏发电项目“就近接入，当地消纳”创造条件。

　　记者：为什么要在青海开展“水光互补”技术研究？基于哪些条件？

　　马海晨：虽然水力、阳光因其自身资源的特殊性各有不足，但如果将两者结合起来考虑，夏季干旱缺水的时候，水力资源不足，但是天气晴朗，太阳能资源相对丰富，空气洁净度高，这对太阳能光伏发电非常有利，所以若将太阳能光伏电站与具有水库调节能力的水电站并网互补运行，为更多、更有效地利用清洁可再生能源等资源提供了新途径。

　　青海电网水电比重较大，约占全网总装机容量的70%，网内黄河上游河段是我国十三大水电基地之一，黄河上游龙羊峡至青铜峡河段水电梯级总装机容量约17000兆瓦，已开发梯级装机容量

　　占总装机容量的80%。“龙头”水库龙羊峡为多年调节水库，正常蓄水位以下库容247亿立方米，刘家峡为年调节水库。

　　通过龙、刘两库的联合补偿运行，使黄河上游梯级水电站具备了多年调节的能力，具有强大的补偿调节能力。因此，结合黄河上游已建及在建的水电项目，在有条件的水电站附近开展“水光互补”示范项目建设工作，实现水电与光电联合运行，降低太阳能发电对电网运行的不利影响。

　　记者：大规模乃至千万千瓦级目标的开发，当地电网难以消纳时，就需要考虑远距离送出模式，以求在更大市场范围内消纳，这一问题如何解决？

　　马海晨：柴达木盆地千万千瓦级光伏发电基地目标的实现指日可待。

　　随着光伏发电成本的降低及技术的发展，远期大规模开发建设及送出是必然的。这种大规模远距离送出模式如果单纯输送光电，其线路利用率相对较低，经济性较差，为了提高输电经济性，在送端电网系

　　统研究相应配置抽水蓄能电源的必要性。抽水蓄能电站是世界公认的可靠调峰电源及备用电源，在应急响应和适应负荷变化等方面具有显著优势，跟踪负荷的能力相当于火电机组的5～7倍，已成为当今电网管理的有效工具。

　　柴达木盆地距青海电网负荷中心西宁约800千米，距黄河龙羊峡水电站直线距离约500千米，距离负荷中心及水电基地均较远，且光电年利用小时比风电还低，在光伏发电基地附近建设抽水蓄能电站，与光伏发电配套组合后，在消纳同等的光伏发电规模情况下，可以节省一半左右的送出线路投资，提高线路利用率；同时对光电超过并网容量部分的出力进行“蓄余补缺”调节补偿运行，可以将电能质量差且不能起到有效容量作用的光伏发电转化为可调度的有效容量，消减其瞬时波动对电网的影响，提高电网安全稳定性。

　　而且青海风能资源也主要集中在柴达木盆地周边，其远期也有大规模开发的构想。因此，可通过进一步研究该地区风电与光伏发电特性，以及抽水蓄能电站与光伏电、风电的配合运行，实现柴达木盆地的多能互补以及柴达木盆地千万千瓦级光伏发电基地的目标，推动柴达木盆地循环经济试验区可持续发展。