黃河干流水風光一體化能源綜合開發研究

唐梅英，張 權，姚 帥，姜 勃

（1.黃河勘測規劃設計研究院有限公司，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

實現碳達峰、碳中和，是以習近平同志為核心的黨中央統籌國內國際兩個大局作出的重大戰略決策，是著力解決資源環境約束突出問題、實現中華民族永續發展的必然選擇，是構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是我國水風光資源最為豐富的地區，黃河上游水電基地是我國十三大水電基地之一，上中游地區風電、光伏發電（以下簡稱光電）已成為第二和第三大電源，未來可建設數個千萬千瓦級清潔能源基地。 風電、光電具有間歇性、隨機性、波動性等不穩定特點，需要配置一定規模調節電源。水電具有啟動靈活、調節速度快、調峰能力強的特點，可以提高電網對風光發電的消納能力，減少棄風、棄光。 流域梯級水電站群具有較好的調節性能，特別是具有多年調節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的靈活性，有利于促進風電、光電等新能源消納，為實現水風光能源一體化融合發展，建設綠色、多功能的流域可再生能源綜合開發基地奠定基礎。

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

2 黃河流域水風光資源及特點

2.1 水電基地及送出通道

黃河干流全長5 464 km，河口鎮以上為上游河段（長3 472 km），河口鎮至桃花峪為中游（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］。 結合黃河流域綜合規劃對黃河治理開發與保護的主要任務的定位，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，規劃梯級水電站38 座，總裝機規模32 093 MW，其中：已（在）建梯級水電站30 座，裝機規模19 893 MW；規劃新建梯級水電站8 座，裝機規模12 200 MW［2-3］。 尼那水電站為拉西瓦水電站的反調節水庫電站，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節能力，本研究不予考慮。 用于黃河水風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，2025 年生效電站將達27 座、裝機規模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指標

2.2 基地風光資源及開發潛力

依據研究河段開發任務及水電站的調節能力將研究河段再細分為瑪曲—龍羊峽、龍羊峽—河口鎮及河口鎮—禹門口3 個河段。

2.2.1風資源

依據風資源圖譜及中尺度數據進行分析：瑪曲—龍羊峽河段，120 m 高度風速5.36 ～5.89 m／s，考慮生態紅線，以及風電場建設地形條件等因素，初步規劃風電項目5 個，總裝機規模1 060 MW；龍羊峽—河口鎮河段，120 m 高度風速5.48～5.68 m／s，風資源較好，初步規劃風電項目17 個，主要集中在黃河北部戈壁灘，平均海拔1 600 m 左右，總裝機規模13 210 MW；河口鎮—禹門口河段，120 m 高度風速5.02 ～5.48 m／s，初步規劃風電項目11 個，總裝機規模9 380 MW。

共規劃風電項目33 個，總裝機規模23 650 MW。

2.2.2光資源

根據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，初步規劃光電項目12 個，總裝機規模2 707 MW；龍羊峽—河口鎮河段，光資源強度1 825 ～1 493 kW·h／m2，為太陽能資源二類、三類地區，初步規劃光電項目32 個，總裝機規模22 030 MW；河口鎮—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，初步規劃光電項目17 個，總裝機規模2 530 MW。

共規劃光電項目61 個，總裝機規模27 267 MW。

3 綜合開發特性研究

3.1 水風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，總調節庫容31.09 億m3。 其中，規劃的寧木特、茨哈峽及在建的瑪爾擋水電站具有年調節能力或者季調節能力，相應調節庫容28.5 億m3，占瑪曲—龍羊峽河段梯級水電站總調節庫容的91.7%。 寧木特、爾多、茨哈峽投產前后，瑪曲—龍羊峽河段水電梯級出力過程不同，投產前、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—河口鎮河段：利用梯級電站23 座，總調節庫容292.4 億m3。 該河段調節能力較強的水庫為龍羊峽、劉家峽和黑山峽水庫，相應調節庫容286.4 億m3，占龍羊峽—河口鎮河段梯級水電站總調節庫容的97.9%。 其他水電站20 座，相應調節庫容僅6.0 億m3，除海勃灣水庫為季調節外，其他均只有日調節能力。 龍羊峽水利樞紐工程具有多年調節性能，為黃河上游河段的“龍頭”水庫，調節庫容193.5 億m3，占龍羊峽—河口鎮河段梯級水電站總調節庫容的66.2%。 黑山峽、磧口、古賢水庫生效前、后，龍羊峽—河口鎮河段水電站豐水年、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、黑山峽等調節能力強的水庫，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—河口鎮河段梯級水電站承擔防凌任務，在11 月—翌年3 月凌汛期需按照防凌流量穩定下泄，不進行調峰運用；在黑山峽水利樞紐工程生效以后，黑山峽—河口鎮河段梯級水電站凌汛期承擔防凌任務，不進行調峰運用。

河口鎮—禹門口河段：利用梯級電站5 座，總調節庫容70.11 億m3。 該河段調節能力較強的水庫為磧口和古賢水庫，相應調節庫容62.51 億m3，占河口鎮—禹門口河段梯級水電站總調節庫容的89.2%。 其他水電站3 座，分別為已建的萬家寨、龍口和規劃新建的禹門口水電站，相應調節庫容僅7.6 億m3（占比10.8%），除萬家寨水庫為季調節外，其他均只有日調節能力。 黑山峽、磧口、古賢水庫生效前后，河口鎮—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、磧口水庫調節能力強，生效調節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風電出力特性

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

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

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

3.1.3光電出力特性

瑪曲—龍羊峽河段：年內出力呈現季節性變化，冬夏季出力差別較大。 光伏電站年內月平均出力系數在0.12～0.27 之間，冬季太陽能輻射量較小、出力系數在0.12～0.15之間，夏季出力系數在0.25～0.27 之間。 光伏電站各月日內出力變化趨勢一致，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—河口鎮河段：年內月平均出力系數在0.09～0.24 之間，冬季太陽能輻射量較小、出力系數在0.09～0.10 之間，夏季出力系數在0.22～0.24 之間。 日內出力特性與瑪曲—龍羊峽河段相似。

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

3.2 水風光能源出力互補研究

3.2.1年內互補

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

圖1 瑪曲—龍羊峽河段水電與風電、光電年內出力變化過程對比

龍羊峽—河口鎮河段：豐水年風電與水電出力具有相對較好的互補關系，平水年和枯水年風電與水電出力具有弱互補關系。 光電的年內各月差異較小，但與水電也呈現一定的年內互補關系。

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

3.2.2日內互補

風電、光電日內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出力調節，在一定程度上抑制風電、光電的短期波動，但枯期水電可調配電量有限，不能完全平抑風光電出力波動。 水風光能源互補運行前、后典型日互補出力過程見圖2。

圖2 水風光能源互補運行前、后典型日互補出力過程

3.3 水風光一體化能源配置及運行研究

綜合考慮送出通道限制、水電站在電力系統中的作用、水電站的調節性能和互補能力、水電站周邊風光資源稟賦、風電和光電開發經濟性、風電和光電對電力系統的影響等，并以資本金財務基準收益率大于8%為準則選擇項目。 經分析，爾多、大河家水電站附近風光資源不足，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。

經水風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—禹門口河段水風光一體化能源基地總規模40 200 MW，水電與風光電配比為1 ∶1.19；2035 年情景及價格水平下，水風光一體化能源基地總規模65 760 MW，水電與風光電配比為1 ∶1.25。

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

3.4 水風光能源接入及送出方案

黃河流域已（在）建及規劃的30 座梯級水電站發電量主要送出方案有外送和本地消納兩種。 在建的瑪爾擋及規劃的寧木特、茨哈峽、黑山峽水電站發電量采用外送方案，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，規劃送至江西。 具體電力系統接入情況待下一階段研究論證后方可確定。

水風光一體化能源基地項目主要利用已（在）建及規劃水電站的開關站，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）建水電站的開關站后，與水電站發電量一起打捆送至本地電網或外送消納。

4 經濟性研究

經濟分析主要包括水風光能源項目的上網電價分析、輸電通道利用和輸電成本分析及市場競爭力分析。其中：已建水電站電價執行交易市場電價，規劃水電站電價根據資本金財務內部收益率8%測算；風光電項目上網電價根據資本金財務內部收益率8%測算；一體化能源基地綜合電價按基地中水風光各類電量對應的上網電價加權平均計算。

市場競爭力分析，主要結合基地綜合上網電價，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。 結合基地綜合上網電價、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光一體化能源基地經濟模型，其中2025 年有關計算結果見表2、表3［4］。

表2 黃河流域水風光一體化能源基地綜合上網電價（2025 年）

表3 梯級電站互補前、后輸電通道年利用小時數（2025 年）

5 結 論

黃河流域尤其是上中游地區是我國水風光資源最為豐富的地區，黃河上游水電基地是我國十三大水電基地之一，上中游地區風電、光電已成為第二和第三大電源。 水風光一體化能源綜合開發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光資源開發，借助水電靈活調節能力平抑新能源發電出力波動，促進新能源消納。 經水風光一體化能源配置分析，按經濟較優的原則，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水電站24座，水風光能源基地總規模40 200 MW，水電與風光電配比為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水電站30 座，水風光能源基地總規模65 760 MW，水電與風光電配比為1 ∶1.25。