晋北采煤沉陷区大型风电光伏基地规划研究

国电电力大同发电有限责任公司 尹晓龙

1 引言

随着“碳达峰、碳中和”目标的提出，新能源电力将逐渐取代煤电成为未来的主要能源，煤电将逐渐向调节性、基础性转变。发展新能源产业是节能降碳、推动能源结构调整、建设安全高效能源体系不可或缺的一部分[1]。加大发展新能源的力度，持续提升非化石能源在一次能源消费的比重，是实现我国“碳达峰、碳中和”的必由之路和重要举措[2]。

为实现“双碳”目标，国家发展和改革委员会、国家能源局规划于“十四五”至“十五五”期间在沙漠、戈壁、荒漠及采煤沉陷区建设约4.5亿kW大型风电光伏基地。规划建设以大型风电光伏基地为基础、以其周边清洁高效先进节能的煤电为支撑、以稳定安全可靠的特高压输变电线路为载体的新能源供给消纳体系。截至2022年一季度，第一批约1亿kW的大型风电光伏基地项目已开工约8400万kW，涉及19个省份。与此同时，第二批大基地项目正在加快组织推进。在政策支持下，风光大基地建设将成为国家推动“双碳”战略落地的重要举措，将加速新能源成为我国能源的重要组成部分。本文聚焦风光资源丰富的山西北部地区，研究利用采煤沉陷区土地规划建设大型风电光伏基地项目，实现采煤沉陷区综合利用、生态治理，改善区域能源结构，进一步减碳、降碳，为类似大型风电光伏基地的规划与实施提供参考。

2 送受端电力市场分析

2.1 送端电力市场分析

晋北采煤沉陷区大型风电光伏基地（以下简称“晋北基地”），其送端为山西电网，该电网位于华北电网西部，是典型的送出型电网。分别通过特高压“三交一直”外送通道和4个500kV网对网通道、两个500kV点对网通道，向京津冀鲁、华中、江苏送电。

截至2021年年底，山西电网电源总装机容量11337.9万kW，其中煤电装机占60.72%，新能源装机占31.59%。2021年，山西净输出电量1234.7亿kWh，同比增长17.18%，其中省公司外送510.2亿kWh，同比增长0.87%。2021年，山西全社会用电量2607.9亿kWh，同比增长11.37%。全社会最大负荷3824.0万kW，同比增长4.97%。预测2025年省内自用最高发电负荷为4750万kWh，五年平均递增率5.5%。

截至2021年年底，山西在建煤电项目17项，装机容量1857万kW，核准停建项目4项，装机容量392万kW瓦；列入“十三五”规划未核准项目5项，装机容量544万kW。电力平衡结果显示，当考虑风电按5%参与平衡，到2022年富裕约540MW，到2025年富裕约5392MW。

2.2 受端电力市场分析

晋北基地主要受端电力市场为华北区域的京津唐电网，该电网已由传统的受端电网转变为受端与潮流转供电网。内部有1000kV张家口、廊坊站、海河站三个特高压落点及500kV京津唐双环网等。截至2020年年底，京津唐电网装机容量达10309万kW，其中统调口径装机容量达10139万kW，其中燃煤5542万kW，占比为54.8%；燃气1334万kW，占比为13.2%；水电122万kW，占比为1.2%；风电2035万kW，占比为19.9%；光伏1106万kW，占比为10.9%。

充分考虑当前我国的经济形势，结合华北电网“十四五”规划相关电力需求预测成果，2025年京津唐电网全社会用电量预计达5020亿kWh，“十四五”年均增长率约5.8%，2025年全社会最大负荷预计达95000MW，“十四五”年均增长率约6.0%。“十四五”期间，京津唐电网已核准的规划新增常规电源容量共7590MW。到2025年，京津唐电网风电规划总装机规模约48148MW，光伏规划总装机容量约35738MW。

根据负荷预测和装机安排，不考虑新能源，2025年京津唐电网仍有约6283MW的电力缺额。计入5%风电后，2025年京津唐电网电力缺额约4613MW。

3 晋北大型风电光伏基地规划方案研究

3.1 送出通道情况

为满足京津冀地区供电需求，“十四五”期间规划建设1000kV大同—怀来—天津北—天津南特高压输电通道（以下简称“大怀线”），通道起于山西大同特高压变电站，途经山西、冀北、北京、天津，送电至京津冀地区。

500kV电网初步考虑与新荣站和平城站相连，形成大同特—新荣、大同特—平城各双回500kV网架。初步规划1～2个煤电电源接入大同特高压站，煤电汇集200～400万kW。规划2～3个500kV新能源汇集站接入大同特高压站，新能源汇集600～800万kW。

3.2 晋北地区新能源资源情况

3.2.1 太阳能资源情况

山西地处华北西部的黄土高原东翼，全年日照约3000h，是太阳能资源较丰富的地区之一。全省太阳能总辐射年总量在5020～6130MJ/m2，高于同纬度的河北、北京、东北和山西以南各市，其中晋北地区的光资源最为丰富。以大同市为例，年平均总辐射在5600～5830MJ/m2，即使在辐射量最低的年份，年总辐射量也大于5040MJ/m2，日照小时数大于2600h，属于B类“很丰富带”，平均利用小时数为1550h，适合大型光伏电站的建设。

图6对消息中的名词进行了标注，后面有/n、/nr、/ns、/ng的都是名词，已经被标注出来，nr是人名，ns是地名，ng是名词性语素。

3.2.2 风能资源情况

山西各地年平均风速基本在1.0～4.0m/s，大多数地区则在1.5～2.5m/s。其中，晋北区域的风能资源比较丰富，风向稳定，有效风力持续时间长，气象灾害少。以大同市为例，风速的分布受地形影响较大，呈现出山区的风速高于盆地，相对而言，大同县的风速较低。灵丘县南、北两侧的山区，浑源县东南部的山区，广灵县西部与南部的山区，天镇县东南部山区，阳高县、大同县与新荣区三地交界处，左云县西北、东南等区域的山区，风资源条件较好，100m高度处的年平均风速在5.5m/s以上。浑源县东南部山区、广灵县与灵丘县交界处、天镇县与河北省的交界处等区域100m高度处的年平均风速在7.5m/s以上。

3.2.3 采煤沉陷区土地资源情况

晋北地区地貌地形复杂多样，山地、丘陵、盆地、平川兼备。采煤沉陷区主要分布在大同市范围内，共有约80处，涉及责任主体煤矿约80座，沉陷区总面积约100万亩，其中核心区总面积6万余亩。朔州市也有一定规模的采煤沉陷区适合开发建设光伏项目。初步估算，晋北采煤沉陷区土地资源总量能够支撑约600万kW新能源项目建设的用地需求，但部分呈分散化特征。新能源场站选址时需对照国土部门三调图排除林地、土地、生态保护红线等颠覆性因素，并根据地形地貌、向阳向背等情况进一步排查建设条件。

3.3 新能源场址选择方案

新能源场站以采煤沉陷区为重点进行场址选择。避让生态红线、基本农田、军事设施、已建或待建项目场址等限制性因素，满足国家和地方对新能源建设场址的相关要求。优先选择集中连片，适合新能源集中布局、规模化开发的场址，不搞碎片化。坚持统筹推进，充分考虑配套煤电电源支撑作用，推动煤炭和新能源的优化组合。坚持系统观念，充分考虑网架结构、系统安全与经济高效，优化新能源规模与协同组织，保障新能源高效利用。

结合晋北地区风光资源分析，晋北基地光伏电站初步选择在大同市云冈区、云州区、左云县、阳高县、浑源县、灵丘县以及朔州市平鲁区、右玉县6个地区，主要位于光资源较好的区域；风电场初步选择在朔州市右玉县、大同市阳高县2个地区。

3.4 配套煤电选择方案

结合核准、纳规以及山西省煤电“上大压小”项目进展情况，基地煤电备选项目共三个：国电电力大同湖东电厂2×100万kW项目、大唐中煤大同2×100万kW“上大压小”项目、晋控电力同热三期2×100万kW“上大压小”项目。其中，湖东电厂已核准、开工，其余两个项目均处于前期阶段，尚未核准。本文考虑将比较成熟的湖东电厂2×100万kW火电机组作为配套煤电调节电源进行研究。

3.5 电源配比方案

根据晋北三市风光资源条件，在对周边土地资源进行调研的基础上，结合新能源场站建设条件，本文初步考虑在晋北基地规划风电1000MW，光伏5000MW。

为了缓解电网的调峰压力，减少弃光弃风电量，本基地规划在光伏、风电系统设计的基础上，增加装机容量15%的储能系统，利用储能的充放电特性，结合光伏逆变器、风能变流器的输出功率，提高新能源利用效率和经济效益。加入储能后相对于常规光伏、风电来说将具有更友好的并网特性、更高质量的电力输出，更高精度的预测水平、更高效的资源利用率[3]。本基地拟配置900MW/1800MWh电化学储能。晋北基地电源容量分配表见表1。

表1 晋北基地电源容量分配表

按照上述电源容量分配，基地运行时一方面最大限度地满足山西网、京津唐电网负荷需求，另一方面通过互补调节提高送出电量中的新能源电量占比。配套新能源电源小发情况下，调节电源（火电及储能）提高出力满足送电需要；配套新能源大发情况下，调节电源（火电及储能）进入向下调峰运行模式，保障新能源电量送出。

3.6 接入系统方案

根据基地规模及周边电网规划情况，基地接入系统方案可初步规划为以下两套方案。

初步接入方案一：湖东电厂以1回1000kV线路接入大同特高压站，新能源项目新建3座500kV汇集站和12座220kV升压站，相关新能源项目通过220kV升压站升压后，每座220kV升压站新建1回220kV线路接入500kV汇集站，3座500kV汇集站分别以2回500kV线路接入大同特高压500kV侧。如图1所示。

初步接入方案二：湖东电厂以2回500kV线路接入大同特高压站，新能源项目新建3座500kV汇集站和12座220kV升压站，相关新能源项目通过220kV升压站升压后，每座220kV升压站新建1回220kV线路接入500kV汇集站，其中汇集左云、云冈项目的500kV汇集站以2回500kV线路接入大同特高压500kV侧，汇集右玉、平鲁项目的500kV汇集站以2回500kV线路接入大同特高压500kV侧，汇集阳高、浑源项目的500kV汇集站以2回500kV线路接入湖东电厂500kV母线，与湖东电厂打捆送出至大同特高压站。如图2所示。

3.7 采煤沉陷区生态治理

山西北部是我国重要的煤炭工业基地之一，过度开发给晋北地区带来了严重的自然生态环境问题[4]。近年来，国家对生态环境格外重视，独立工矿区、采煤沉陷区的转型发展任务艰巨。在采煤沉陷区建设光伏电站，可以实现采煤沉陷区的土地复垦、地灾治理、生态恢复等综合治理，恢复和改善采煤沉陷区生态环境。2016年，国家计划建设550万kW光伏领跑基地，其中有450万kW结合了采煤沉陷区治理[5]。

一方面在采煤沉陷区建设光伏电站，可以利用居民搬迁后的闲置土地及生态脆弱区域，采用林光互补、农光互补、牧光互补等开发模式，通过对低附加值土地的综合利用解决光伏项目用地难的问题；另一方面，在采煤沉陷区生态脆弱区域铺设光伏组件，可以有效降低土壤水分蒸发量，组件定期清洗的水分可以提高土壤含水率，改善土壤质量，有利于地表修复。组件支架可选用对环境影响较小的钢柱式或圆柱形水泥墩固定列阵支架、柔性光伏支架结构等，最低安装高度高于当地灌木平均高度，加宽阵列间距，并种植易成活植物，带动沉陷区生态治理。

4 综合效益分析

4.1 经济效益

按照国家相关定额标准、省级政策法规，参考2022年1～2月大同地区价格水平，太阳能电池板按1.8元/瓦（含税现场价），按照中国水电工程顾问集团公司、北京木联能软件技术有限公司编制的《CGD光伏发电工程-经济评价软件V2.0.1（SEE）》进行计算。晋北基地新能源部分的总投资约为330亿元，单位投资约为5500元/kW。资本金按总投资的20%，上网电价取晋北地区某外送京津唐电网火电厂3年平均综合上网电价0.34488元/kW进行测算，本基地投资财务内部收益率（税前）约6.83%，资本金财务内部收益率约8.12%。从上述测算分析可以看出，明该项目盈利能力能够满足行业要求。

4.2 社会效益和环境效益

晋北基地的规划建设可有效拉动当地投资，增加就业，促进地方发展。发出的绿电直送津京唐电网可缓解首都地区的用电压力，风光火储多能互补的模式可充分利用输电线路资源，减轻受端调节压力。晋北基地新能源部分规划装机600万kW，25年规划运行期内年平均上网电量约95亿kWh，每年可节约发电标煤约290万t。初步测算，在25年运行期内，晋北基地可节省标煤约7300万t，每年可减轻排放温室效应气体CO2约730万t，减少排放大气污染气体SO2约1780t、NOx约1860t、烟尘约360t。

5 结语

对于大型风电光伏基地，经调研显示技术可开发比重占全国的60%以上，在沙漠、戈壁、荒漠和采煤沉陷区建设大型风电光伏基地，可以充分发挥这些地区风能、太阳能资源富集、建设条件好的优势，是着力筑牢国家能源安全屏障、推进能源绿色低碳转型的重要举措。

晋北采煤沉陷区大型风电光伏基地的规划和实施，可以充分利用晋北丰富的风能、太阳能资源以及在建煤电机组的调节能力，实现“风光火储”多能互补，减轻受端电网压力。规模化、集约化、一体化的开发模式，有利于节约土地资源、减少环境污染，节约煤炭等一次能源及水资源，降低煤电机组的运行成本，有着良好的经济效益、社会效益和环境效益。