引言能源是人类社会生存发展的重要物质基础，关乎国计民生和国家战略竞争力。基于能源革命战略考虑，“十四五”时期将以建成“清洁低碳、安全高效”的能源体系作为长期目标。新能源电站建设符合可持续发展原则，是国家能源战略的重要体现[1]。风能和太阳能是可再生的清洁能源，其节能效益、环境效益和社会效益均十分显著。每年可减少大量的灰渣及烟尘排放，减少相应的废水排放，实现经济与环境的协调发展。该县域风能和太阳能资源十分丰富，开发建设风电、光伏和太阳能热发电等相关新能源项目，对促进当地乃至区域其他类型的新能源开发建设也有积极的作用。1规划现状及目标该县截至2015年已建成风电项目2个，总装机容量250 MW，光伏发电项目1个，总装机容量30 MW。“十三五”期间已核准风电项目2个，总装机容量300 MW，已备案光伏发电项目1个，总装机容量14 MW。本次规划在“十三五”新能源规划布局基础上，依据现有建设条件和限制因素，对各规划场址进行复核、调整、增补或剔除，确保规划的衔接性、持续性和可实施性。“十四五”期间该县计划在现有实际已建（含核准和备案）装机容量的基础上，新增约5 GW新能源开发容量。2资源分析和发电量估算2.1风力发电场根据该地区近30年气象资料统计，有效风能储量由西北向东南逐渐减少，风能丰富区年有效风能储量在800 kWh/m2以上，年平均有效风功率密度在150 W/m2以上，有效风速时数在6 000 h以上。该地区南部为祁连山脉，北部是北山山系，中部为平坦的沙漠戈壁，形成“两山夹一谷”地形，是东西风的通道，风能资源十分丰富。根据“十四五”规划目标，本次规划中风电部分采用全国9 km再分析数据集v3（C9A3）进行风能资源分析，结合该地区气象站近30年气象统计资料，最终选择A、B、C 3块区域作为本次风电规划的拟建场址，通过风资源软件分别计算出各区域场址中心点100 m高度处的空气密度、年平均风速、年平均风功率密度、威布尔参数（A、K值）、有效风速时数、主风向、50年一遇最大风速等指标，并依据《风电场工程风能资源测量与评估技术规范》[2]综合判定上述各区域的风功率密度等级。拟规划风电场各区域100 m高度处风资源分析结果如表1所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.04.005.T001表1各区域100 m高度处风资源分析结果项目A区B区C区空气密度/（kg/m³）0.9871.0071.019年平均风速/（m/s）6.936.936.30年平均风功率密度/（W/m2）354324238有效风速时数/h7 2427 3937 212主风向W、NNWW、ENE、EW、ENE50年一遇最大风速/（m/s）33.3334.6331.50风功率密度等级3级3级2级为进一步了解规划风电场发电量的大致水平，根据各区域风资源数据、拟选当地空气密度下WT3300D160机型的动态功率曲线和推力系数，采用WAsP12.0软件对各规划区域进行发电量计算。初步计算扣除尾流后理论发电量，综合折减系数取0.76，最终得到各风电场系统发电量，推算各风电场年等效利用时间等风能经济指标。经计算，A区第一、二风电场年等效满负荷时数在2 958 h~2 996 h之间，年发电量约595 329.60万kWh；A区域第三风电场年等效满负荷时间在3 221 h~3 279 h，年发电量约325 346.40万kWh；B区域年等效满负荷时间在3 316 h~3 363 h，年发电量约133 817.76万kWh；C区域年等效满负荷时间在2 880 h~2 927 h之间，年发电量约174 131.28 万kWh。根据目前风电场的前期工作进展情况、初步测风数据分析和发电量估算结果，结合各区域风能资源、交通运输、地形地质、施工安装条件、电力送出及投资效益等因素，初步确定风电规划开发容量为：A区3 000 MW、B区400 MW、C区600 MW，合计4 000 MW。2.2光伏电站该地区太阳能资源年辐射总量在5 899.4 MJ/m2～6 305.3 MJ/m2。北部地区辐射量较多，为6 305.3 MJ/m2；南部地区西部为6 204.9 MJ/m2。该县年均日照2 800 h～3 300 h，日照百分率67%～75%，适宜建设大型并网光伏电站。据省气象台站分布及观测范围，距规划区域最近且有太阳辐射量观测业务的气象站直线距离约46 km，同属温带大陆干旱性气候区，气候特点类似，年太阳总辐射量接近，该气象站数据，可以作为本次评估依据。规划拟选的D区近30年太阳辐射分布年际变化较稳定，在5 990 MJ/m2～6 600 MJ/m2。平均太阳总辐射量为6 306.92 MJ/m2，可以作为本次太阳能规划依据；根据中华人民共和国国家标准GB∕T 37526—2019《太阳能资源评估方法》[3]，以太阳总辐射年总量为指标，场址处太阳能资源丰富程度等级为资源最丰富，开发利用价值很高。根据以上数据分析并结合区域现状条件，本次光伏发电规划拟建设规模1 000 MW，容量较大，按分片、分期、连续性开发的原则实施。根据规划区域地形，结合区域光资源情况，以及规划配套电网建设进程，光伏电站分期建设规模：规划2021年～2022年新增装机容量500 MW，2023年～2025年新增装机容量500 MW。经初步测算，本阶段年均可利用时间按2 000 h计，光伏电站年均发电量约20 亿kWh。2.3太阳能热发电站该县太阳能热发电站规划场址拟选在E区。选用卫星数据，Meteonorm查得该县气象站近30年平均法向直接辐射量约2 028 kWh/(m2·a)，SolarGIS查得的规划区DNI大于2 000 kWh/(m2·a)，太阳能热发电条件优越。太阳能热发电站用地面积与储热时长、当地的光资源水平、单机装机规模、镜场布置形式等有关[4]。规划总装机容量300 MW。规划阶段的用地面积充分考虑集热方式、安装方式、土地利用率、电站管理用地等因素。占地面积约15 km2。规划2021年～2022年新增装机容量100 MW，2023年～2025年新增装机容量200 MW。经初步估算，该县E区太阳能热发电电站的年利用小时数平均约为4 500 h。截至2025年底，太阳能热发电装机容量将达到300 MW，年上网电量约13.5 亿kWh。3电力送出规划“十三五”期间，该县新建750 kV和配套330 kV送变电工程；同时，逐步形成以330 kV电网向各个负荷区域辐射的电力输送网络，提高县域内风、光、水电等清洁能源内部供给和向外输送的稳定性。根据各发电基地的装机规模、场站布置及设备特点等因素，综合考虑各基地电力系统应遵循的主要设计原则，制定各规划新能源电站电力送出方案。3.1风电场送出规划方案拟在A区新建3座容量1 080 MVA（3×360 MVA）的330 kV升压站，在B区、C区各新建1座容量600 MVA（360 MVA+240 MVA）的330 kV升压站，各330 kV升压站电压比均为345±8×1.5%/121/35 kV，330 kV升压站共5座。各330 kV升压站以330 kV架空线路接入拟规划新建的750 kV变电站及较近的750 kV变电站，再通过区域的特高压直流±800 kV输电线路外送通道，实现与电网的连接和风电送出。3.2光伏基地送出规划方案分别在一期500 MW和二期500 MW光伏工程基地内，新建1座330 kV升压变电站和3座110 kV升压汇集站。330 kV升压变电站规划装机容量600 MVA（360 MVA+240 MVA），额定电压比345±8×1.5%/121/35 kV；3座110 kV升压汇集站规划装机容量分别为2座150 MVA（3×50 MVA）及1座200 MVA（2×100 MVA）额定电压比121±8×2.5%/35 kV。110 kV升压汇集站采用110 kV架空线路送出至新建330 kV升压变电站，330 kV升压汇集站采用330 kV架空线路送至750 kV变电站。3.3太阳能热发电站送出规划方案拟新建330 kV升压变电站1座，主变容量360 MVA，于2022年末完成，通过330 kV线路送入750 kV变电站，再通过区域的特高压直流±800 kV输电线路外送通道实现与电网的连接和光热发电送出。根据本阶段各新能源电站规划目标，以就近消纳并兼顾其他省份为原则，送出规划方案（接入系统规划方案）最终以电网主管部门审批的各规划光伏电站输电规划方案及光伏发电项目接入系统专题设计方案为准。4投资效益分析该县“十四五”期间，暂按新增风电总装机4 000 MW和新增光伏发电装机1 000 MW两部分进行项目投资效益分析。依据现行有关文件规定、费用定额、费率标准和当地价格水平等因素进行投资匡算和财务评价计算，从盈利能力、偿债能力、财务生存能力等方面衡量均可行，同时规划项目落地实施也将给地区发展带来良好经济效益和社会效益[5]。平价上网条件下拟规划风电场开发后预期主要财务指标如表2所示，平价上网条件下光伏电站开发后预期主要财务指标如表3所示，风电场和光伏电站实施后投资企业的纳税情况如表4所示。10.3969/j.issn.1004-7948.2021.04.005.T002表2拟规划风电场主要财务指标汇总项目A区第一、二风电场A区第三风电场B区风电场C区风电场装机容量/MW2 0001 000400600多年平均发电量/万kWh432 685.55236 461.7697 258.75126 558.61单位容量静态投资/(元/kW)5 500.005 500.005 500.005 500.00单位容量动态投资/(元/kW)6 195.236 195.235 952.075 952.07上网电价(元/kWh)0.307 80.307 80.307 80.307 8投资回收期（所得税后）/a8.507.727.518.78全部投资财务内部收益率（所得税后）/%10.6312.2112.6710.10资本金财务内部收益率/%25.2132.3436.7025.0510.3969/j.issn.1004-7948.2021.04.005.T003表3拟规划光伏电站主要财务指标汇总项目一期指标二期指标装机容量/MW500500多年平均发电量/(万kWh)89 100.0089 100.00单位容量静态投资/(元/kW)3 800.003500.00单位容量动态投资/(元/kW)3 952.353640.32上网电价/(元/kWh)0.307 80.307 8投资回收期（所得税后）/a9.758.88全部投资财务内部收益率（所得税后）/%9.3810.62资本金财务内部收益率/%22.2828.1610.3969/j.issn.1004-7948.2021.04.005.T004表4风电场和光伏电站实施后的纳税情况项目A区第三风电场A区第一、二风电场B区风电场C区风电场D区一期光伏D区二期光伏合计单位千瓦投资/元5 5005 5005 5005 5003 8003 500—装机容量/MW1 0002 0004006005005005 000含税电价/（元/kWh）0.307 80.307 80.307 80.307 80.307 80.307 81.846 8年缴纳增值税/万元5 710.7310 959.262 484.683 301.742 289.302 289.3027 035.00年城市维护建设税/万元285.54547.96124.23165.09114.46114.461 351.75年教育费附加/万元171.32328.7874.5499.0568.6868.68811.05年地方教育附加/万元114.21219.1949.6966.0345.7945.79540.70年企业所得税/万元10 081.3918 512.214 748.175 603.51922.941 147.9441 016.15企业缴税总额/万元16 363.1930 567.397 481.319 235.423 441.163 666.1670 754.645结语本次规划新增风电装机4 000 MW，到2025年底，风电装机容量将达到4 550 MW；新增光伏发电装机1 000 MW，到2025年底光伏发电装机容量将达到1 044 MW；新增太阳能热发电装机容量300 MW。综上，本次规划主要以风电场、光伏电站和太阳能热发电站等新能源利用方式为核心，为该县“十四五”期间规划5.3 GW开发容量。本规划不仅使得该地区能源供应得到有效补充，同时对促进地区经济持续健康发展起到积极作用，社会效益显著。然而，大规模新能源消纳问题和电力送出制约条件尚不完善，后续还需从区域规划、行业规划等更高层面积极推动规划方案有效实施。