晉北采煤沉陷區大型風電光伏基地規劃研究

國電電力大同發電有限責任公司 尹曉龍

1 引言

隨著“碳達峰、碳中和”目標的提出，新能源電力將逐漸取代煤電成為未來的主要能源，煤電將逐漸向調節性、基礎性轉變。發展新能源產業是節能降碳、推動能源結構調整、建設安全高效能源體系不可或缺的一部分[1]。加大發展新能源的力度，持續提升非化石能源在一次能源消費的比重，是實現我國“碳達峰、碳中和”的必由之路和重要舉措[2]。

為實現“雙碳”目標，國家發展和改革委員會、國家能源局規劃于“十四五”至“十五五”期間在沙漠、戈壁、荒漠及采煤沉陷區建設約4.5億kW大型風電光伏基地。規劃建設以大型風電光伏基地為基礎、以其周邊清潔高效先進節能的煤電為支撐、以穩定安全可靠的特高壓輸變電線路為載體的新能源供給消納體系。截至2022年一季度，第一批約1億kW的大型風電光伏基地項目已開工約8400萬kW，涉及19個省份。與此同時，第二批大基地項目正在加快組織推進。在政策支持下，風光大基地建設將成為國家推動“雙碳”戰略落地的重要舉措，將加速新能源成為我國能源的重要組成部分。本文聚焦風光資源豐富的山西北部地區，研究利用采煤沉陷區土地規劃建設大型風電光伏基地項目，實現采煤沉陷區綜合利用、生態治理，改善區域能源結構，進一步減碳、降碳，為類似大型風電光伏基地的規劃與實施提供參考。

2 送受端電力市場分析

2.1 送端電力市場分析

晉北采煤沉陷區大型風電光伏基地（以下簡稱“晉北基地”），其送端為山西電網，該電網位于華北電網西部，是典型的送出型電網。分別通過特高壓“三交一直”外送通道和4個500kV網對網通道、兩個500kV點對網通道，向京津冀魯、華中、江蘇送電。

截至2021年年底，山西電網電源總裝機容量11337.9萬kW，其中煤電裝機占60.72%，新能源裝機占31.59%。2021年，山西凈輸出電量1234.7億kWh，同比增長17.18%，其中省公司外送510.2億kWh，同比增長0.87%。2021年，山西全社會用電量2607.9億kWh，同比增長11.37%。全社會最大負荷3824.0萬kW，同比增長4.97%。預測2025年省內自用最高發電負荷為4750萬kWh，五年平均遞增率5.5%。

截至2021年年底，山西在建煤電項目17項，裝機容量1857萬kW，核準停建項目4項，裝機容量392萬kW瓦；列入“十三五”規劃未核準項目5項，裝機容量544萬kW。電力平衡結果顯示，當考慮風電按5%參與平衡，到2022年富裕約540MW，到2025年富裕約5392MW。

2.2 受端電力市場分析

晉北基地主要受端電力市場為華北區域的京津唐電網，該電網已由傳統的受端電網轉變為受端與潮流轉供電網。內部有1000kV張家口、廊坊站、海河站三個特高壓落點及500kV京津唐雙環網等。截至2020年年底，京津唐電網裝機容量達10309萬kW，其中統調口徑裝機容量達10139萬kW，其中燃煤5542萬kW，占比為54.8%；燃氣1334萬kW，占比為13.2%；水電122萬kW，占比為1.2%；風電2035萬kW，占比為19.9%；光伏1106萬kW，占比為10.9%。

充分考慮當前我國的經濟形勢，結合華北電網“十四五”規劃相關電力需求預測成果，2025年京津唐電網全社會用電量預計達5020億kWh，“十四五”年均增長率約5.8%，2025年全社會最大負荷預計達95000MW，“十四五”年均增長率約6.0%。“十四五”期間，京津唐電網已核準的規劃新增常規電源容量共7590MW。到2025年，京津唐電網風電規劃總裝機規模約48148MW，光伏規劃總裝機容量約35738MW。

根據負荷預測和裝機安排，不考慮新能源，2025年京津唐電網仍有約6283MW的電力缺額。計入5%風電后，2025年京津唐電網電力缺額約4613MW。

3 晉北大型風電光伏基地規劃方案研究

3.1 送出通道情況

為滿足京津冀地區供電需求，“十四五”期間規劃建設1000kV大同—懷來—天津北—天津南特高壓輸電通道（以下簡稱“大懷線”），通道起于山西大同特高壓變電站，途經山西、冀北、北京、天津，送電至京津冀地區。

500kV電網初步考慮與新榮站和平城站相連，形成大同特—新榮、大同特—平城各雙回500kV網架。初步規劃1～2個煤電電源接入大同特高壓站，煤電匯集200～400萬kW。規劃2～3個500kV新能源匯集站接入大同特高壓站，新能源匯集600～800萬kW。

3.2 晉北地區新能源資源情況

3.2.1 太陽能資源情況

山西地處華北西部的黃土高原東翼，全年日照約3000h，是太陽能資源較豐富的地區之一。全省太陽能總輻射年總量在5020～6130MJ/m2，高于同緯度的河北、北京、東北和山西以南各市，其中晉北地區的光資源最為豐富。以大同市為例，年平均總輻射在5600～5830MJ/m2，即使在輻射量最低的年份，年總輻射量也大于5040MJ/m2，日照小時數大于2600h，屬于B類“很豐富帶”，平均利用小時數為1550h，適合大型光伏電站的建設。

圖6對消息中的名詞進行了標注，后面有/n、/nr、/ns、/ng的都是名詞，已經被標注出來，nr是人名，ns是地名，ng是名詞性語素。

3.2.2 風能資源情況

山西各地年平均風速基本在1.0～4.0m/s，大多數地區則在1.5～2.5m/s。其中，晉北區域的風能資源比較豐富，風向穩定，有效風力持續時間長，氣象災害少。以大同市為例，風速的分布受地形影響較大，呈現出山區的風速高于盆地，相對而言，大同縣的風速較低。靈丘縣南、北兩側的山區，渾源縣東南部的山區，廣靈縣西部與南部的山區，天鎮縣東南部山區，陽高縣、大同縣與新榮區三地交界處，左云縣西北、東南等區域的山區，風資源條件較好，100m高度處的年平均風速在5.5m/s以上。渾源縣東南部山區、廣靈縣與靈丘縣交界處、天鎮縣與河北省的交界處等區域100m高度處的年平均風速在7.5m/s以上。

3.2.3 采煤沉陷區土地資源情況

晉北地區地貌地形復雜多樣，山地、丘陵、盆地、平川兼備。采煤沉陷區主要分布在大同市范圍內，共有約80處，涉及責任主體煤礦約80座，沉陷區總面積約100萬畝，其中核心區總面積6萬余畝。朔州市也有一定規模的采煤沉陷區適合開發建設光伏項目。初步估算，晉北采煤沉陷區土地資源總量能夠支撐約600萬kW新能源項目建設的用地需求，但部分呈分散化特征。新能源場站選址時需對照國土部門三調圖排除林地、土地、生態保護紅線等顛覆性因素，并根據地形地貌、向陽向背等情況進一步排查建設條件。

3.3 新能源場址選擇方案

新能源場站以采煤沉陷區為重點進行場址選擇。避讓生態紅線、基本農田、軍事設施、已建或待建項目場址等限制性因素，滿足國家和地方對新能源建設場址的相關要求。優先選擇集中連片，適合新能源集中布局、規模化開發的場址，不搞碎片化。堅持統籌推進，充分考慮配套煤電電源支撐作用，推動煤炭和新能源的優化組合。堅持系統觀念，充分考慮網架結構、系統安全與經濟高效，優化新能源規模與協同組織，保障新能源高效利用。

結合晉北地區風光資源分析，晉北基地光伏電站初步選擇在大同市云岡區、云州區、左云縣、陽高縣、渾源縣、靈丘縣以及朔州市平魯區、右玉縣6個地區，主要位于光資源較好的區域；風電場初步選擇在朔州市右玉縣、大同市陽高縣2個地區。

3.4 配套煤電選擇方案

結合核準、納規以及山西省煤電“上大壓小”項目進展情況，基地煤電備選項目共三個：國電電力大同湖東電廠2×100萬kW項目、大唐中煤大同2×100萬kW“上大壓小”項目、晉控電力同熱三期2×100萬kW“上大壓小”項目。其中，湖東電廠已核準、開工，其余兩個項目均處于前期階段，尚未核準。本文考慮將比較成熟的湖東電廠2×100萬kW火電機組作為配套煤電調節電源進行研究。

3.5 電源配比方案

根據晉北三市風光資源條件，在對周邊土地資源進行調研的基礎上，結合新能源場站建設條件，本文初步考慮在晉北基地規劃風電1000MW，光伏5000MW。

為了緩解電網的調峰壓力，減少棄光棄風電量，本基地規劃在光伏、風電系統設計的基礎上，增加裝機容量15%的儲能系統，利用儲能的充放電特性，結合光伏逆變器、風能變流器的輸出功率，提高新能源利用效率和經濟效益。加入儲能后相對于常規光伏、風電來說將具有更友好的并網特性、更高質量的電力輸出，更高精度的預測水平、更高效的資源利用率[3]。本基地擬配置900MW/1800MWh電化學儲能。晉北基地電源容量分配表見表1。

表1 晉北基地電源容量分配表

按照上述電源容量分配，基地運行時一方面最大限度地滿足山西網、京津唐電網負荷需求，另一方面通過互補調節提高送出電量中的新能源電量占比。配套新能源電源小發情況下，調節電源（火電及儲能）提高出力滿足送電需要；配套新能源大發情況下，調節電源（火電及儲能）進入向下調峰運行模式，保障新能源電量送出。

3.6 接入系統方案

根據基地規模及周邊電網規劃情況，基地接入系統方案可初步規劃為以下兩套方案。

初步接入方案一：湖東電廠以1回1000kV線路接入大同特高壓站，新能源項目新建3座500kV匯集站和12座220kV升壓站，相關新能源項目通過220kV升壓站升壓后，每座220kV升壓站新建1回220kV線路接入500kV匯集站，3座500kV匯集站分別以2回500kV線路接入大同特高壓500kV側。如圖1所示。

初步接入方案二：湖東電廠以2回500kV線路接入大同特高壓站，新能源項目新建3座500kV匯集站和12座220kV升壓站，相關新能源項目通過220kV升壓站升壓后，每座220kV升壓站新建1回220kV線路接入500kV匯集站，其中匯集左云、云岡項目的500kV匯集站以2回500kV線路接入大同特高壓500kV側，匯集右玉、平魯項目的500kV匯集站以2回500kV線路接入大同特高壓500kV側，匯集陽高、渾源項目的500kV匯集站以2回500kV線路接入湖東電廠500kV母線，與湖東電廠打捆送出至大同特高壓站。如圖2所示。

3.7 采煤沉陷區生態治理

山西北部是我國重要的煤炭工業基地之一，過度開發給晉北地區帶來了嚴重的自然生態環境問題[4]。近年來，國家對生態環境格外重視，獨立工礦區、采煤沉陷區的轉型發展任務艱巨。在采煤沉陷區建設光伏電站，可以實現采煤沉陷區的土地復墾、地災治理、生態恢復等綜合治理，恢復和改善采煤沉陷區生態環境。2016年，國家計劃建設550萬kW光伏領跑基地，其中有450萬kW結合了采煤沉陷區治理[5]。

一方面在采煤沉陷區建設光伏電站，可以利用居民搬遷后的閑置土地及生態脆弱區域，采用林光互補、農光互補、牧光互補等開發模式，通過對低附加值土地的綜合利用解決光伏項目用地難的問題；另一方面，在采煤沉陷區生態脆弱區域鋪設光伏組件，可以有效降低土壤水分蒸發量，組件定期清洗的水分可以提高土壤含水率，改善土壤質量，有利于地表修復。組件支架可選用對環境影響較小的鋼柱式或圓柱形水泥墩固定列陣支架、柔性光伏支架結構等，最低安裝高度高于當地灌木平均高度，加寬陣列間距，并種植易成活植物，帶動沉陷區生態治理。

4 綜合效益分析

4.1 經濟效益

按照國家相關定額標準、省級政策法規，參考2022年1～2月大同地區價格水平，太陽能電池板按1.8元/瓦（含稅現場價），按照中國水電工程顧問集團公司、北京木聯能軟件技術有限公司編制的《CGD光伏發電工程-經濟評價軟件V2.0.1（SEE）》進行計算。晉北基地新能源部分的總投資約為330億元，單位投資約為5500元/kW。資本金按總投資的20%，上網電價取晉北地區某外送京津唐電網火電廠3年平均綜合上網電價0.34488元/kW進行測算，本基地投資財務內部收益率（稅前）約6.83%，資本金財務內部收益率約8.12%。從上述測算分析可以看出，明該項目盈利能力能夠滿足行業要求。

4.2 社會效益和環境效益

晉北基地的規劃建設可有效拉動當地投資，增加就業，促進地方發展。發出的綠電直送津京唐電網可緩解首都地區的用電壓力，風光火儲多能互補的模式可充分利用輸電線路資源，減輕受端調節壓力。晉北基地新能源部分規劃裝機600萬kW，25年規劃運行期內年平均上網電量約95億kWh，每年可節約發電標煤約290萬t。初步測算，在25年運行期內，晉北基地可節省標煤約7300萬t，每年可減輕排放溫室效應氣體CO2約730萬t，減少排放大氣污染氣體SO2約1780t、NOx約1860t、煙塵約360t。

5 結語

對于大型風電光伏基地，經調研顯示技術可開發比重占全國的60%以上，在沙漠、戈壁、荒漠和采煤沉陷區建設大型風電光伏基地，可以充分發揮這些地區風能、太陽能資源富集、建設條件好的優勢，是著力筑牢國家能源安全屏障、推進能源綠色低碳轉型的重要舉措。

晉北采煤沉陷區大型風電光伏基地的規劃和實施，可以充分利用晉北豐富的風能、太陽能資源以及在建煤電機組的調節能力，實現“風光火儲”多能互補，減輕受端電網壓力。規模化、集約化、一體化的開發模式，有利于節約土地資源、減少環境污染，節約煤炭等一次能源及水資源，降低煤電機組的運行成本，有著良好的經濟效益、社會效益和環境效益。