唐梅英，張 權(quán)，姚 帥，姜 勃

（1.黃河勘測規(guī)劃設(shè)計研究院有限公司，河南 鄭州 450003；2.水利部黃河流域水治理與水安全重點實驗室（籌），河南 鄭州 450003）

1 研究背景及意義

實現(xiàn)碳達峰、碳中和，是以習(xí)近平同志為核心的黨中央統(tǒng)籌國內(nèi)國際兩個大局作出的重大戰(zhàn)略決策，是著力解決資源環(huán)境約束突出問題、實現(xiàn)中華民族永續(xù)發(fā)展的必然選擇，是構(gòu)建人類命運共同體的莊嚴承諾。

黃河流域尤其是上中游地區(qū)是我國水風(fēng)光資源最為豐富的地區(qū)，黃河上游水電基地是我國十三大水電基地之一，上中游地區(qū)風(fēng)電、光伏發(fā)電（以下簡稱光電）已成為第二和第三大電源，未來可建設(shè)數(shù)個千萬千瓦級清潔能源基地。 風(fēng)電、光電具有間歇性、隨機性、波動性等不穩(wěn)定特點，需要配置一定規(guī)模調(diào)節(jié)電源。水電具有啟動靈活、調(diào)節(jié)速度快、調(diào)峰能力強的特點，可以提高電網(wǎng)對風(fēng)光發(fā)電的消納能力，減少棄風(fēng)、棄光。 流域梯級水電站群具有較好的調(diào)節(jié)性能，特別是具有多年調(diào)節(jié)能力的龍羊峽水庫等龍頭水庫電站，可以大幅提高電力系統(tǒng)的靈活性，有利于促進風(fēng)電、光電等新能源消納，為實現(xiàn)水風(fēng)光能源一體化融合發(fā)展，建設(shè)綠色、多功能的流域可再生能源綜合開發(fā)基地奠定基礎(chǔ)。

水風(fēng)光一體化能源綜合開發(fā)基地是以流域干流梯級水電電源為依托，規(guī)劃配置一定規(guī)模的風(fēng)光電，通過水風(fēng)光能源一體化建設(shè)，由梯級水電站帶動周圍風(fēng)光資源發(fā)展，借助水電靈活調(diào)節(jié)能力平抑新能源發(fā)電出力波動，更大程度上促進新能源消納。 一體化能源基地建成后，將持續(xù)輸送大規(guī)模清潔能源，在能源增量替代、存量替代中發(fā)揮重要作用，是我國能源轉(zhuǎn)型的重要支撐。

2 黃河流域水風(fēng)光資源及特點

2.1 水電基地及送出通道

黃河干流全長5 464 km，河口鎮(zhèn)以上為上游河段（長3 472 km），河口鎮(zhèn)至桃花峪為中游（長1 206 km），小浪底以下河谷逐漸變寬、由山區(qū)進入平原。 黃河流域水力資源理論蘊藏量43 312 MW，其中干流32 827 MW（占全流域75.8%），上中游31 167 MW（占全流域72.0%）［1］。 結(jié)合黃河流域綜合規(guī)劃對黃河治理開發(fā)與保護的主要任務(wù)的定位，本文以黃河上中游的瑪曲—禹門口河段為研究對象，該河段干流長度3 016 km，平均比降0.1%，水力資源理論蘊藏量25 387 MW，規(guī)劃梯級水電站38 座，總裝機規(guī)模32 093 MW，其中：已（在）建梯級水電站30 座，裝機規(guī)模19 893 MW；規(guī)劃新建梯級水電站8 座，裝機規(guī)模12 200 MW［2-3］。 尼那水電站為拉西瓦水電站的反調(diào)節(jié)水庫電站，河口、天橋水電站為徑流式電站，三盛公水利樞紐未裝機，均不具備多能互補調(diào)節(jié)能力，本研究不予考慮。 用于黃河水風(fēng)光一體化基地的梯級水電站34 座（見表1），其中：瑪爾擋、羊曲2 座水電站在建，寧木特、爾多、茨哈峽、黑山峽、磧口、古賢、禹門口7 座水電站未建，其余25 座電站均已建成投產(chǎn)，2025 年生效電站將達27 座、裝機規(guī)模18 339 MW。 流域梯級水電站電量消納分本地消納和外送消納，本地消納主要是在青海、甘肅、寧夏、內(nèi)蒙古、陜西和山西，外送消納主要是浙江、安徽、河南。

表1 黃河干流瑪曲至禹門口段梯級水電站主要技術(shù)指標

2.2 基地風(fēng)光資源及開發(fā)潛力

依據(jù)研究河段開發(fā)任務(wù)及水電站的調(diào)節(jié)能力將研究河段再細分為瑪曲—龍羊峽、龍羊峽—河口鎮(zhèn)及河口鎮(zhèn)—禹門口3 個河段。

2.2.1風(fēng)資源

依據(jù)風(fēng)資源圖譜及中尺度數(shù)據(jù)進行分析：瑪曲—龍羊峽河段，120 m 高度風(fēng)速5.36 ～5.89 m／s，考慮生態(tài)紅線，以及風(fēng)電場建設(shè)地形條件等因素，初步規(guī)劃風(fēng)電項目5 個，總裝機規(guī)模1 060 MW；龍羊峽—河口鎮(zhèn)河段，120 m 高度風(fēng)速5.48～5.68 m／s，風(fēng)資源較好，初步規(guī)劃風(fēng)電項目17 個，主要集中在黃河北部戈壁灘，平均海拔1 600 m 左右，總裝機規(guī)模13 210 MW；河口鎮(zhèn)—禹門口河段，120 m 高度風(fēng)速5.02 ～5.48 m／s，初步規(guī)劃風(fēng)電項目11 個，總裝機規(guī)模9 380 MW。

共規(guī)劃風(fēng)電項目33 個，總裝機規(guī)模23 650 MW。

2.2.2光資源

根據(jù)太陽能輻照度圖譜進行分析：瑪曲—龍羊峽河段，光資源強度1 720 ～1 835 kW·h／m2，按全國輻照度等級劃分為太陽能資源二類、一類地區(qū)，初步規(guī)劃光電項目12 個，總裝機規(guī)模2 707 MW；龍羊峽—河口鎮(zhèn)河段，光資源強度1 825 ～1 493 kW·h／m2，為太陽能資源二類、三類地區(qū)，初步規(guī)劃光電項目32 個，總裝機規(guī)模22 030 MW；河口鎮(zhèn)—禹門口河段，光資源強度1 626～1 382 kW·h／m2，為太陽能資源二類、三類地區(qū)，初步規(guī)劃光電項目17 個，總裝機規(guī)模2 530 MW。

共規(guī)劃光電項目61 個，總裝機規(guī)模27 267 MW。

3 綜合開發(fā)特性研究

3.1 水風(fēng)光能源出力特性分析

3.1.1水電出力特性

瑪曲—龍羊峽河段：利用梯級電站6 座，總調(diào)節(jié)庫容31.09 億m3。 其中，規(guī)劃的寧木特、茨哈峽及在建的瑪爾擋水電站具有年調(diào)節(jié)能力或者季調(diào)節(jié)能力，相應(yīng)調(diào)節(jié)庫容28.5 億m3，占瑪曲—龍羊峽河段梯級水電站總調(diào)節(jié)庫容的91.7%。 寧木特、爾多、茨哈峽投產(chǎn)前后，瑪曲—龍羊峽河段水電梯級出力過程不同，投產(chǎn)前、后豐水年、平水年、枯水年豐枯出力比分別為3.8、4.1、3.2 和3.8、3.0、2.7。

龍羊峽—河口鎮(zhèn)河段：利用梯級電站23 座，總調(diào)節(jié)庫容292.4 億m3。 該河段調(diào)節(jié)能力較強的水庫為龍羊峽、劉家峽和黑山峽水庫，相應(yīng)調(diào)節(jié)庫容286.4 億m3，占龍羊峽—河口鎮(zhèn)河段梯級水電站總調(diào)節(jié)庫容的97.9%。 其他水電站20 座，相應(yīng)調(diào)節(jié)庫容僅6.0 億m3，除海勃灣水庫為季調(diào)節(jié)外，其他均只有日調(diào)節(jié)能力。 龍羊峽水利樞紐工程具有多年調(diào)節(jié)性能，為黃河上游河段的“龍頭”水庫，調(diào)節(jié)庫容193.5 億m3，占龍羊峽—河口鎮(zhèn)河段梯級水電站總調(diào)節(jié)庫容的66.2%。 黑山峽、磧口、古賢水庫生效前、后，龍羊峽—河口鎮(zhèn)河段水電站豐水年、平水年、枯水年的豐枯出力比分別為2.7、1.6、1.3 和2.6、1.2、1.2。 該河段有龍羊峽、劉家峽、黑山峽等調(diào)節(jié)能力強的水庫，河段汛枯差異小，梯級水電站豐枯出力比較小。 同時，由于寧蒙河段存在防凌防洪問題，因此在黑山峽水利樞紐工程生效以前，劉家峽—河口鎮(zhèn)河段梯級水電站承擔(dān)防凌任務(wù)，在11 月—翌年3 月凌汛期需按照防凌流量穩(wěn)定下泄，不進行調(diào)峰運用；在黑山峽水利樞紐工程生效以后，黑山峽—河口鎮(zhèn)河段梯級水電站凌汛期承擔(dān)防凌任務(wù)，不進行調(diào)峰運用。

河口鎮(zhèn)—禹門口河段：利用梯級電站5 座，總調(diào)節(jié)庫容70.11 億m3。 該河段調(diào)節(jié)能力較強的水庫為磧口和古賢水庫，相應(yīng)調(diào)節(jié)庫容62.51 億m3，占河口鎮(zhèn)—禹門口河段梯級水電站總調(diào)節(jié)庫容的89.2%。 其他水電站3 座，分別為已建的萬家寨、龍口和規(guī)劃新建的禹門口水電站，相應(yīng)調(diào)節(jié)庫容僅7.6 億m3（占比10.8%），除萬家寨水庫為季調(diào)節(jié)外，其他均只有日調(diào)節(jié)能力。 黑山峽、磧口、古賢水庫生效前后，河口鎮(zhèn)—禹門口河段水電站豐水年、平水年、枯水年豐枯出力比分別為4.6、3.4、3.4 和3.1、2.0、1.5。 由于黑山峽、古賢、磧口水庫調(diào)節(jié)能力強，生效調(diào)節(jié)后將使汛枯差異減小，因此梯級水電站豐枯出力比減小。

3.1.2風(fēng)電出力特性

瑪曲—龍羊峽河段：年內(nèi)逐月出力存在較大波動。11 月—翌年2 月出力較大，出力系數(shù)為0.50 ～0.57；6—8 月出力較小，出力系數(shù)僅0.13～0.14。 整體呈現(xiàn)冬季出力較大、夏秋季節(jié)出力小的特點。 一天內(nèi)出力系數(shù)變化較大，基本為中午較高、夜間較低。 風(fēng)力發(fā)電站出力主要集中在白天，冬季風(fēng)力發(fā)電出力遠大于其他三季。

龍羊峽—河口鎮(zhèn)河段：年內(nèi)4 月、5 月、9 月出力較大，出力系數(shù)為0.43～0.48；1 月、12 月出力較小，出力系數(shù)為0.28～0.29。 整體呈現(xiàn)春秋季出力大、夏冬季出力較小的特點。 日出力特性為下午較低、夜間較高。 風(fēng)力發(fā)電站出力主要集中在夜間，春秋季比其他兩季略大。

河口鎮(zhèn)—禹門口河段：年內(nèi)3 月至5 月出力較大，出力系數(shù)為0.41～0.45；7—9 月出力較小，出力系數(shù)為0.27～0.28。 整體呈現(xiàn)春冬季出力大、夏季出力較小的特點。 日出力特性與龍羊峽—河口鎮(zhèn)河段相似。

3.1.3光電出力特性

瑪曲—龍羊峽河段：年內(nèi)出力呈現(xiàn)季節(jié)性變化，冬夏季出力差別較大。 光伏電站年內(nèi)月平均出力系數(shù)在0.12～0.27 之間，冬季太陽能輻射量較小、出力系數(shù)在0.12～0.15之間，夏季出力系數(shù)在0.25～0.27 之間。 光伏電站各月日內(nèi)出力變化趨勢一致，一般在13：00—14：00 達到峰值，18：00 至次日6：00 出力為0，晝夜出力差異較大。

龍羊峽—河口鎮(zhèn)河段：年內(nèi)月平均出力系數(shù)在0.09～0.24 之間，冬季太陽能輻射量較小、出力系數(shù)在0.09～0.10 之間，夏季出力系數(shù)在0.22～0.24 之間。 日內(nèi)出力特性與瑪曲—龍羊峽河段相似。

河口鎮(zhèn)—禹門口河段：年內(nèi)出力特性與龍羊峽—河口鎮(zhèn)河段相似，月平均出力系數(shù)在0.08 ～0.23 之間，冬季太陽能輻射量較小、出力系數(shù)在0.08 ～0.10 之間，夏季出力系數(shù)在0.22～0.23 之間。 日內(nèi)出力特性與上游兩河段相似。

3.2 水風(fēng)光能源出力互補研究

3.2.1年內(nèi)互補

瑪曲—龍羊峽河段：風(fēng)電出力一般11 月—翌年2月較大，3—10 月較小。 光電出力全年平穩(wěn)，整體呈現(xiàn)與風(fēng)電相反的特點，與風(fēng)電有一定的年內(nèi)互補關(guān)系。水電站的出力根據(jù)來水情況分為汛期、枯期，7—10 月來水量大、發(fā)電量多，11 月—翌年6 月來水量少、發(fā)電量少，水電在豐、平、枯三個水平年均與風(fēng)電具有相對較好的互補關(guān)系，也與光電有一定的年內(nèi)互補關(guān)系，見圖1。

圖1 瑪曲—龍羊峽河段水電與風(fēng)電、光電年內(nèi)出力變化過程對比

龍羊峽—河口鎮(zhèn)河段：豐水年風(fēng)電與水電出力具有相對較好的互補關(guān)系，平水年和枯水年風(fēng)電與水電出力具有弱互補關(guān)系。 光電的年內(nèi)各月差異較小，但與水電也呈現(xiàn)一定的年內(nèi)互補關(guān)系。

河口鎮(zhèn)—禹門口河段：豐水年和平水年風(fēng)電與水電出力具有相對較好的互補關(guān)系，枯水年風(fēng)電與水電出力具有弱互補關(guān)系。 光電與水電具有一定的年內(nèi)互補關(guān)系。

3.2.2日內(nèi)互補

風(fēng)電、光電日內(nèi)出力具有天然波動性，而水電站利用自身的蓄水可進行日內(nèi)出力調(diào)節(jié)，在一定程度上抑制風(fēng)電、光電的短期波動，但枯期水電可調(diào)配電量有限，不能完全平抑風(fēng)光電出力波動。 水風(fēng)光能源互補運行前、后典型日互補出力過程見圖2。

圖2 水風(fēng)光能源互補運行前、后典型日互補出力過程

3.3 水風(fēng)光一體化能源配置及運行研究

綜合考慮送出通道限制、水電站在電力系統(tǒng)中的作用、水電站的調(diào)節(jié)性能和互補能力、水電站周邊風(fēng)光資源稟賦、風(fēng)電和光電開發(fā)經(jīng)濟性、風(fēng)電和光電對電力系統(tǒng)的影響等，并以資本金財務(wù)基準收益率大于8%為準則選擇項目。 經(jīng)分析，爾多、大河家水電站附近風(fēng)光資源不足，直崗拉卡、積石峽水電站附近新能源項目資本金財務(wù)基準收益率均小于8%，此4 座水電站不納入本次研究。 因此，本次研究的水電站共計30 座，其中2025 年生效水電站24 座、2035 年30 座水電站全部生效。

經(jīng)水風(fēng)光一體化能源配置分析，2025 年情景及價格水平下，黃河干流瑪曲—禹門口河段水風(fēng)光一體化能源基地總規(guī)模40 200 MW，水電與風(fēng)光電配比為1 ∶1.19；2035 年情景及價格水平下，水風(fēng)光一體化能源基地總規(guī)模65 760 MW，水電與風(fēng)光電配比為1 ∶1.25。

水風(fēng)光一體化能源基地運行后，2025 年總體棄電率（棄風(fēng)光率）為4.28%，水電通道的年利用小時數(shù)增加2 421 h，增幅為27.6%；2035 年總體棄電率（棄風(fēng)光率）為3.87%，水電通道的年利用小時數(shù)增加2 549 h，增幅為29.10%。

3.4 水風(fēng)光能源接入及送出方案

黃河流域已（在）建及規(guī)劃的30 座梯級水電站發(fā)電量主要送出方案有外送和本地消納兩種。 在建的瑪爾擋及規(guī)劃的寧木特、茨哈峽、黑山峽水電站發(fā)電量采用外送方案，其他均采用本地消納方案。 其中：寧木特、瑪爾擋水電站擬采用2 回330 kV 電壓等級輸電線路將電量送出至750 kV 變電站，再通過±1 100 kV 直流外送通道將電量打捆外送，規(guī)劃送至浙江；茨哈峽水電站擬采用2 回330 kV 電壓等級輸電線路將電量送出至750 kV 變電站，再通過±800 kV 直流外送通道將電量外送，規(guī)劃送至安徽；黑山峽水電站擬采用2 回330 kV 電壓等級輸電線路將電量送出至750 kV 變電站，再通過±800 kV 直流外送通道將電量外送，規(guī)劃送至江西。 具體電力系統(tǒng)接入情況待下一階段研究論證后方可確定。

水風(fēng)光一體化能源基地項目主要利用已（在）建及規(guī)劃水電站的開關(guān)站，考慮利用備用出線間隔或擴建間隔，通過低壓到高壓逐級分別匯集到已（在）建水電站的開關(guān)站后，與水電站發(fā)電量一起打捆送至本地電網(wǎng)或外送消納。

4 經(jīng)濟性研究

經(jīng)濟分析主要包括水風(fēng)光能源項目的上網(wǎng)電價分析、輸電通道利用和輸電成本分析及市場競爭力分析。其中：已建水電站電價執(zhí)行交易市場電價，規(guī)劃水電站電價根據(jù)資本金財務(wù)內(nèi)部收益率8%測算；風(fēng)光電項目上網(wǎng)電價根據(jù)資本金財務(wù)內(nèi)部收益率8%測算；一體化能源基地綜合電價按基地中水風(fēng)光各類電量對應(yīng)的上網(wǎng)電價加權(quán)平均計算。

市場競爭力分析，主要結(jié)合基地綜合上網(wǎng)電價，對比本地火電標桿電價，分析一體化能源基地在本地的市場競爭力。 結(jié)合基地綜合上網(wǎng)電價、輸電電價、配套費等，計算基地外送的落地電價，并與受端地區(qū)火電標桿電價進行對比。

按以上原則和方法建立黃河流域水風(fēng)光一體化能源基地經(jīng)濟模型，其中2025 年有關(guān)計算結(jié)果見表2、表3［4］。

表2 黃河流域水風(fēng)光一體化能源基地綜合上網(wǎng)電價（2025 年）

表3 梯級電站互補前、后輸電通道年利用小時數(shù)（2025 年）

5 結(jié) 論

黃河流域尤其是上中游地區(qū)是我國水風(fēng)光資源最為豐富的地區(qū)，黃河上游水電基地是我國十三大水電基地之一，上中游地區(qū)風(fēng)電、光電已成為第二和第三大電源。 水風(fēng)光一體化能源綜合開發(fā)基地是以黃河干流梯級水電電源為依托，由梯級水電站帶動周圍風(fēng)光資源開發(fā)，借助水電靈活調(diào)節(jié)能力平抑新能源發(fā)電出力波動，促進新能源消納。 經(jīng)水風(fēng)光一體化能源配置分析，按經(jīng)濟較優(yōu)的原則，2025 年情景及價格水平下，黃河流域干流瑪曲—禹門口河段一體化開發(fā)水電站24座，水風(fēng)光能源基地總規(guī)模40 200 MW，水電與風(fēng)光電配比為1 ∶1.19；2035 年情景及價格水平下，黃河流域干流瑪曲—禹門口河段一體化開發(fā)水電站30 座，水風(fēng)光能源基地總規(guī)模65 760 MW，水電與風(fēng)光電配比為1 ∶1.25。