唐梅英，张 权，姚 帅，姜 勃

（1.黄河勘测规划设计研究院有限公司，河南 郑州 450003；2.水利部黄河流域水治理与水安全重点实验室（筹），河南 郑州 450003）

1 研究背景及意义

实现碳达峰、碳中和，是以习近平同志为核心的党中央统筹国内国际两个大局作出的重大战略决策，是着力解决资源环境约束突出问题、实现中华民族永续发展的必然选择，是构建人类命运共同体的庄严承诺。

黄河流域尤其是上中游地区是我国水风光资源最为丰富的地区，黄河上游水电基地是我国十三大水电基地之一，上中游地区风电、光伏发电（以下简称光电）已成为第二和第三大电源，未来可建设数个千万千瓦级清洁能源基地。 风电、光电具有间歇性、随机性、波动性等不稳定特点，需要配置一定规模调节电源。水电具有启动灵活、调节速度快、调峰能力强的特点，可以提高电网对风光发电的消纳能力，减少弃风、弃光。 流域梯级水电站群具有较好的调节性能，特别是具有多年调节能力的龙羊峡水库等龙头水库电站，可以大幅提高电力系统的灵活性，有利于促进风电、光电等新能源消纳，为实现水风光能源一体化融合发展，建设绿色、多功能的流域可再生能源综合开发基地奠定基础。

水风光一体化能源综合开发基地是以流域干流梯级水电电源为依托，规划配置一定规模的风光电，通过水风光能源一体化建设，由梯级水电站带动周围风光资源发展，借助水电灵活调节能力平抑新能源发电出力波动，更大程度上促进新能源消纳。 一体化能源基地建成后，将持续输送大规模清洁能源，在能源增量替代、存量替代中发挥重要作用，是我国能源转型的重要支撑。

2 黄河流域水风光资源及特点

2.1 水电基地及送出通道

黄河干流全长5 464 km，河口镇以上为上游河段（长3 472 km），河口镇至桃花峪为中游（长1 206 km），小浪底以下河谷逐渐变宽、由山区进入平原。 黄河流域水力资源理论蕴藏量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］。 结合黄河流域综合规划对黄河治理开发与保护的主要任务的定位，本文以黄河上中游的玛曲—禹门口河段为研究对象，该河段干流长度3 016 km，平均比降0.1%，水力资源理论蕴藏量25 387 MW，规划梯级水电站38 座，总装机规模32 093 MW，其中：已（在）建梯级水电站30 座，装机规模19 893 MW；规划新建梯级水电站8 座，装机规模12 200 MW［2-3］。 尼那水电站为拉西瓦水电站的反调节水库电站，河口、天桥水电站为径流式电站，三盛公水利枢纽未装机，均不具备多能互补调节能力，本研究不予考虑。 用于黄河水风光一体化基地的梯级水电站34 座（见表1），其中：玛尔挡、羊曲2 座水电站在建，宁木特、尔多、茨哈峡、黑山峡、碛口、古贤、禹门口7 座水电站未建，其余25 座电站均已建成投产，2025 年生效电站将达27 座、装机规模18 339 MW。 流域梯级水电站电量消纳分本地消纳和外送消纳，本地消纳主要是在青海、甘肃、宁夏、内蒙古、陕西和山西，外送消纳主要是浙江、安徽、河南。

表1 黄河干流玛曲至禹门口段梯级水电站主要技术指标

2.2 基地风光资源及开发潜力

依据研究河段开发任务及水电站的调节能力将研究河段再细分为玛曲—龙羊峡、龙羊峡—河口镇及河口镇—禹门口3 个河段。

2.2.1风资源

依据风资源图谱及中尺度数据进行分析：玛曲—龙羊峡河段，120 m 高度风速5.36 ～5.89 m／s，考虑生态红线，以及风电场建设地形条件等因素，初步规划风电项目5 个，总装机规模1 060 MW；龙羊峡—河口镇河段，120 m 高度风速5.48～5.68 m／s，风资源较好，初步规划风电项目17 个，主要集中在黄河北部戈壁滩，平均海拔1 600 m 左右，总装机规模13 210 MW；河口镇—禹门口河段，120 m 高度风速5.02 ～5.48 m／s，初步规划风电项目11 个，总装机规模9 380 MW。

共规划风电项目33 个，总装机规模23 650 MW。

2.2.2光资源

根据太阳能辐照度图谱进行分析：玛曲—龙羊峡河段，光资源强度1 720 ～1 835 kW·h／m2，按全国辐照度等级划分为太阳能资源二类、一类地区，初步规划光电项目12 个，总装机规模2 707 MW；龙羊峡—河口镇河段，光资源强度1 825 ～1 493 kW·h／m2，为太阳能资源二类、三类地区，初步规划光电项目32 个，总装机规模22 030 MW；河口镇—禹门口河段，光资源强度1 626～1 382 kW·h／m2，为太阳能资源二类、三类地区，初步规划光电项目17 个，总装机规模2 530 MW。

共规划光电项目61 个，总装机规模27 267 MW。

3 综合开发特性研究

3.1 水风光能源出力特性分析

3.1.1水电出力特性

玛曲—龙羊峡河段：利用梯级电站6 座，总调节库容31.09 亿m3。 其中，规划的宁木特、茨哈峡及在建的玛尔挡水电站具有年调节能力或者季调节能力，相应调节库容28.5 亿m3，占玛曲—龙羊峡河段梯级水电站总调节库容的91.7%。 宁木特、尔多、茨哈峡投产前后，玛曲—龙羊峡河段水电梯级出力过程不同，投产前、后丰水年、平水年、枯水年丰枯出力比分别为3.8、4.1、3.2 和3.8、3.0、2.7。

龙羊峡—河口镇河段：利用梯级电站23 座，总调节库容292.4 亿m3。 该河段调节能力较强的水库为龙羊峡、刘家峡和黑山峡水库，相应调节库容286.4 亿m3，占龙羊峡—河口镇河段梯级水电站总调节库容的97.9%。 其他水电站20 座，相应调节库容仅6.0 亿m3，除海勃湾水库为季调节外，其他均只有日调节能力。 龙羊峡水利枢纽工程具有多年调节性能，为黄河上游河段的“龙头”水库，调节库容193.5 亿m3，占龙羊峡—河口镇河段梯级水电站总调节库容的66.2%。 黑山峡、碛口、古贤水库生效前、后，龙羊峡—河口镇河段水电站丰水年、平水年、枯水年的丰枯出力比分别为2.7、1.6、1.3 和2.6、1.2、1.2。 该河段有龙羊峡、刘家峡、黑山峡等调节能力强的水库，河段汛枯差异小，梯级水电站丰枯出力比较小。 同时，由于宁蒙河段存在防凌防洪问题，因此在黑山峡水利枢纽工程生效以前，刘家峡—河口镇河段梯级水电站承担防凌任务，在11 月—翌年3 月凌汛期需按照防凌流量稳定下泄，不进行调峰运用；在黑山峡水利枢纽工程生效以后，黑山峡—河口镇河段梯级水电站凌汛期承担防凌任务，不进行调峰运用。

河口镇—禹门口河段：利用梯级电站5 座，总调节库容70.11 亿m3。 该河段调节能力较强的水库为碛口和古贤水库，相应调节库容62.51 亿m3，占河口镇—禹门口河段梯级水电站总调节库容的89.2%。 其他水电站3 座，分别为已建的万家寨、龙口和规划新建的禹门口水电站，相应调节库容仅7.6 亿m3（占比10.8%），除万家寨水库为季调节外，其他均只有日调节能力。 黑山峡、碛口、古贤水库生效前后，河口镇—禹门口河段水电站丰水年、平水年、枯水年丰枯出力比分别为4.6、3.4、3.4 和3.1、2.0、1.5。 由于黑山峡、古贤、碛口水库调节能力强，生效调节后将使汛枯差异减小，因此梯级水电站丰枯出力比减小。

3.1.2风电出力特性

玛曲—龙羊峡河段：年内逐月出力存在较大波动。11 月—翌年2 月出力较大，出力系数为0.50 ～0.57；6—8 月出力较小，出力系数仅0.13～0.14。 整体呈现冬季出力较大、夏秋季节出力小的特点。 一天内出力系数变化较大，基本为中午较高、夜间较低。 风力发电站出力主要集中在白天，冬季风力发电出力远大于其他三季。

龙羊峡—河口镇河段：年内4 月、5 月、9 月出力较大，出力系数为0.43～0.48；1 月、12 月出力较小，出力系数为0.28～0.29。 整体呈现春秋季出力大、夏冬季出力较小的特点。 日出力特性为下午较低、夜间较高。 风力发电站出力主要集中在夜间，春秋季比其他两季略大。

河口镇—禹门口河段：年内3 月至5 月出力较大，出力系数为0.41～0.45；7—9 月出力较小，出力系数为0.27～0.28。 整体呈现春冬季出力大、夏季出力较小的特点。 日出力特性与龙羊峡—河口镇河段相似。

3.1.3光电出力特性

玛曲—龙羊峡河段：年内出力呈现季节性变化，冬夏季出力差别较大。 光伏电站年内月平均出力系数在0.12～0.27 之间，冬季太阳能辐射量较小、出力系数在0.12～0.15之间，夏季出力系数在0.25～0.27 之间。 光伏电站各月日内出力变化趋势一致，一般在13：00—14：00 达到峰值，18：00 至次日6：00 出力为0，昼夜出力差异较大。

龙羊峡—河口镇河段：年内月平均出力系数在0.09～0.24 之间，冬季太阳能辐射量较小、出力系数在0.09～0.10 之间，夏季出力系数在0.22～0.24 之间。 日内出力特性与玛曲—龙羊峡河段相似。

河口镇—禹门口河段：年内出力特性与龙羊峡—河口镇河段相似，月平均出力系数在0.08 ～0.23 之间，冬季太阳能辐射量较小、出力系数在0.08 ～0.10 之间，夏季出力系数在0.22～0.23 之间。 日内出力特性与上游两河段相似。

3.2 水风光能源出力互补研究

3.2.1年内互补

玛曲—龙羊峡河段：风电出力一般11 月—翌年2月较大，3—10 月较小。 光电出力全年平稳，整体呈现与风电相反的特点，与风电有一定的年内互补关系。水电站的出力根据来水情况分为汛期、枯期，7—10 月来水量大、发电量多，11 月—翌年6 月来水量少、发电量少，水电在丰、平、枯三个水平年均与风电具有相对较好的互补关系，也与光电有一定的年内互补关系，见图1。

图1 玛曲—龙羊峡河段水电与风电、光电年内出力变化过程对比

龙羊峡—河口镇河段：丰水年风电与水电出力具有相对较好的互补关系，平水年和枯水年风电与水电出力具有弱互补关系。 光电的年内各月差异较小，但与水电也呈现一定的年内互补关系。

河口镇—禹门口河段：丰水年和平水年风电与水电出力具有相对较好的互补关系，枯水年风电与水电出力具有弱互补关系。 光电与水电具有一定的年内互补关系。

3.2.2日内互补

风电、光电日内出力具有天然波动性，而水电站利用自身的蓄水可进行日内出力调节，在一定程度上抑制风电、光电的短期波动，但枯期水电可调配电量有限，不能完全平抑风光电出力波动。 水风光能源互补运行前、后典型日互补出力过程见图2。

图2 水风光能源互补运行前、后典型日互补出力过程

3.3 水风光一体化能源配置及运行研究

综合考虑送出通道限制、水电站在电力系统中的作用、水电站的调节性能和互补能力、水电站周边风光资源禀赋、风电和光电开发经济性、风电和光电对电力系统的影响等，并以资本金财务基准收益率大于8%为准则选择项目。 经分析，尔多、大河家水电站附近风光资源不足，直岗拉卡、积石峡水电站附近新能源项目资本金财务基准收益率均小于8%，此4 座水电站不纳入本次研究。 因此，本次研究的水电站共计30 座，其中2025 年生效水电站24 座、2035 年30 座水电站全部生效。

经水风光一体化能源配置分析，2025 年情景及价格水平下，黄河干流玛曲—禹门口河段水风光一体化能源基地总规模40 200 MW，水电与风光电配比为1 ∶1.19；2035 年情景及价格水平下，水风光一体化能源基地总规模65 760 MW，水电与风光电配比为1 ∶1.25。

水风光一体化能源基地运行后，2025 年总体弃电率（弃风光率）为4.28%，水电通道的年利用小时数增加2 421 h，增幅为27.6%；2035 年总体弃电率（弃风光率）为3.87%，水电通道的年利用小时数增加2 549 h，增幅为29.10%。

3.4 水风光能源接入及送出方案

黄河流域已（在）建及规划的30 座梯级水电站发电量主要送出方案有外送和本地消纳两种。 在建的玛尔挡及规划的宁木特、茨哈峡、黑山峡水电站发电量采用外送方案，其他均采用本地消纳方案。 其中：宁木特、玛尔挡水电站拟采用2 回330 kV 电压等级输电线路将电量送出至750 kV 变电站，再通过±1 100 kV 直流外送通道将电量打捆外送，规划送至浙江；茨哈峡水电站拟采用2 回330 kV 电压等级输电线路将电量送出至750 kV 变电站，再通过±800 kV 直流外送通道将电量外送，规划送至安徽；黑山峡水电站拟采用2 回330 kV 电压等级输电线路将电量送出至750 kV 变电站，再通过±800 kV 直流外送通道将电量外送，规划送至江西。 具体电力系统接入情况待下一阶段研究论证后方可确定。

水风光一体化能源基地项目主要利用已（在）建及规划水电站的开关站，考虑利用备用出线间隔或扩建间隔，通过低压到高压逐级分别汇集到已（在）建水电站的开关站后，与水电站发电量一起打捆送至本地电网或外送消纳。

4 经济性研究

经济分析主要包括水风光能源项目的上网电价分析、输电通道利用和输电成本分析及市场竞争力分析。其中：已建水电站电价执行交易市场电价，规划水电站电价根据资本金财务内部收益率8%测算；风光电项目上网电价根据资本金财务内部收益率8%测算；一体化能源基地综合电价按基地中水风光各类电量对应的上网电价加权平均计算。

市场竞争力分析，主要结合基地综合上网电价，对比本地火电标杆电价，分析一体化能源基地在本地的市场竞争力。 结合基地综合上网电价、输电电价、配套费等，计算基地外送的落地电价，并与受端地区火电标杆电价进行对比。

按以上原则和方法建立黄河流域水风光一体化能源基地经济模型，其中2025 年有关计算结果见表2、表3［4］。

表2 黄河流域水风光一体化能源基地综合上网电价（2025 年）

表3 梯级电站互补前、后输电通道年利用小时数（2025 年）

5 结 论

黄河流域尤其是上中游地区是我国水风光资源最为丰富的地区，黄河上游水电基地是我国十三大水电基地之一，上中游地区风电、光电已成为第二和第三大电源。 水风光一体化能源综合开发基地是以黄河干流梯级水电电源为依托，由梯级水电站带动周围风光资源开发，借助水电灵活调节能力平抑新能源发电出力波动，促进新能源消纳。 经水风光一体化能源配置分析，按经济较优的原则，2025 年情景及价格水平下，黄河流域干流玛曲—禹门口河段一体化开发水电站24座，水风光能源基地总规模40 200 MW，水电与风光电配比为1 ∶1.19；2035 年情景及价格水平下，黄河流域干流玛曲—禹门口河段一体化开发水电站30 座，水风光能源基地总规模65 760 MW，水电与风光电配比为1 ∶1.25。