XX市“源网荷储”（市场化）一体化示范项目建设方案目录前言................................................................................................................51概述......................................................................................................51.1地理位置概况...............................................................................51.2社会经济发展概况.......................................................................61.3建设方案概述...............................................................................61.4示范意义.......................................................................................72方案总则..............................................................................................82.1“源网荷储一体化”建设必要性...................................................82.1.1发展趋势................................................................................82.1.2政策环境................................................................................92.1.3“源网荷储一体化”建设必要性..........................................102.2方案规划的原则与依据.............................................................112.2.1规划原则..............................................................................112.2.2规划依据..............................................................................122.3指导思想.....................................................................................122.4基本原则.....................................................................................133可再生能源资源情况........................................................................133.1风能资源.....................................................................................133.1.1区域风能资源......................................................................133.1.2XX市风能资源...................................................................163.2太阳能资源.................................................................................213.2.1区域太阳能资源..................................................................213.2.2XX市太阳能资源...............................................................224电网发展规划....................................................................................254.1电力系统现状.............................................................................254.1.1XX省电网现状...................................................................254.1.2XX地区电网现状...............................................................274.1.3XX市电网现状...................................................................284.2电网发展规划.............................................................................284.2.1电网发展规划......................................................................284.2.2电源装机规划......................................................................285电力消纳分析....................................................................................295.1电力负荷分析.............................................................................295.1.1XX市工业发展规划...........................................................295.1.2电能替代..............................................................................305.2新能源出力特性分析.................................................................315.2.1储能系统必要性..................................................................335.2.2储能系统选型......................................................................345.3调峰电源规划.............................................................................345.4消纳问题分析.............................................................................365.4.1XX市电力平衡分析...........................................................365.4.2XX市消纳问题分析...........................................................376建设方案布局....................................................................................426.1可再生能源项目方案.................................................................426.1.1方案选址原则......................................................................426.1.2示范项目建设模式..............................................................426.1.3建设项目选址......................................................................446.1.4建设方案..............................................................................446.1.5上网电量估算......................................................................506.2电网及接入系统建设方案.........................................................516.2.1加强电网结构方案..............................................................516.3初步接入方案设计.....................................................................526.3.1XX北部（多宝山220KV变电站区域）接入系统方案.526.3.2XX中部接入系统方案.......................................................536.3.3XX北部接入系统方案.......................................................536.4储能系统建设方案.....................................................................546.5建设条件分析.............................................................................556.5.1工程地质..............................................................................556.5.2交通运输条件......................................................................566.5.3施工安装条件......................................................................576.5.4主要建设方案......................................错误！未定义书签。6.5.5土地综合利用方案..............................错误！未定义书签。6.6投资主体（联合体）概况.........................................................587规划目标及开发时序........................................................................587.1开发时序.....................................................................................588外部影响评价....................................................................................608.1环境影响初步评价.....................................................................608.1.1环境现状..............................................................................608.1.2环境影响分析与评价..........................................................638.1.3环境影响评价结论..............................................................708.2其他合规性评价.........................................................................708.2.1与XX省新能源政策的相符性..........................................708.2.2项目选址的合理桂..............................................................718.2.3与环境敏感目标的合规性分析..........................................718.2.4总结......................................................................................719投资匡算及效益初步分析................................................................719.1投资匡算.....................................................................................719.1.1编制依据..............................................................................719.1.2主要设备价格......................................................................729.1.3主要材料价格......................................................................729.1.4匡算指标..............................................................................729.1.5投资匡算表..........................................................................729.2初步财务评价.............................................................................739.2.1.................................................................................................7310结论与建议........................................................................................74前言我国政府已经把可持续发展作为基本国策和社会发展的基本战略。在高速增长的经济环境下，我国能源工业面临着经济增长与环境保护的双重压力，因此大力开发新能源是现阶段和未来我国能源发展战略的重要组成部分。2020年9月，第七十五届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话，指出：“中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。”的伟大愿景。2020年12月，在气候雄心峰会上进一步宣布：“到2030年，中国单位国内生产总值二氧化碳排放将比2005年下降65%以上，非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右，森林蓄积量将比2005年增加60亿立方米，风电、太阳能发电总装机容量将达到12亿千瓦以上。”的郑重承诺。为实现2030年碳达峰、2060年碳中和的发展战略，完成2030年风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标要求。XX省发展和改革委员会下发《关于规划可再生能源基地和优选开发建设方案的通知》。为响应XX省发改委号召，XX集团及旗下企业携手新能源产业链著名企业拟共同开发XX市百万千瓦综合能源基地，基地内包括光伏和风电电源项目，同时配套特色产业园区建设，力图打造XX市“源网荷储一体化”综合能源示范基地。1概述1.1地理位置概况XX省是中国位置最北、最东，纬度最高，经度最东的省份，西起121°11′E，东至135°05′E，南起43°26′N，北至53°33′N，东西跨14个经度，南北跨10个纬度，2个热量带；东西跨14个经度，3个湿润区。面积47.3万平方千米（含加格达奇区和松岭区）。北部和东部与俄罗斯相邻，边境线长3045千米，是亚洲与太平洋地区陆路通往俄罗斯远东地区和欧洲大陆的重要通道，西部与南部分别与内蒙古和吉林省相邻，东部近日本海。XX市位于XX省西北部，地跨东经124°44′30″—126°49′30″，北纬48°42′35″—51°00′05″。北依伊勒呼里山，与呼玛县交界；东接小兴安岭，与爱辉区、孙吴县、五大连池市毗邻；西邻XX，与内蒙古自治区莫力达瓦达斡尔族自治旗、鄂伦春自治旗隔江相望；南连松嫩平原，与讷河市接壤。总面积15109.2平方千米。XX源网荷储一体化示范项目所在位置示意图1.2社会经济发展概况2020年XX市全市地区生产总值达到2404602万元，同比增长4.5%（按可比价格计算）。其中：第一产业增加值1251543万元，同比增长4%。第二产业增加值324932万元，同比增长25%。第三产业增加值828127万元，同比增长-1.3%。全市人口为446920人，2020年城镇常住居民人均可支配收入27767元，同比增长1.4%；农村常住居民人均可支配收入17264元，同比增长8.2%。2019年末全市人口为461110人。2019年城镇常住居民人均可支配收入27383元，同比增长5.0%；农村常住居民人均可支配收入15962元，同比增长7.0%。2019年XX市工业生产实现快速增长，主要是有色金属采选业的XX多宝山铜业股份有限公司推进资源整合，自2019年2月份XXXX股份有限公司二期扩建项目试生产以来，就成为拉动我市规上工业经济增长的主动力。市属规模以上工业企业实现增加值同比增长50.0%。全口径规模以上工业企业利税实现同比增长34.0%。1.3建设方案概述风力发电、光伏发电是我国鼓励和支持开发的清洁能源。开发风能、太阳能资源是贯彻国家可持续发展要求的具体体现，对促进地方经济的发展和缓解地区环境保护压力，实现经济与环境的协调发展均具有十分重要的意义。XX公司XX源网荷储一体化示范项目的建设，可充分利用当地丰富的风能、太阳能资源，加快发展风、光发电，探索源网荷储一体化运营模式，既符合国家“多能互补”的能源政策，同时也可为XX省平价上网/竞价项目提供示范性。本项目规划容量为2160MW，场区选在XX市境内，风能、太阳能资源丰富，对外交通便利，并网条件好，开发条件优良，是建设新能源电站的理想场址。结合本工程的特点，开发任务主要有两个：一个主要以发电为主，所发电量供本地使用，同时促进地方相关产业发展等社会效益；另一个是以示范应用为目的，本项目为XX市首个源网荷储一体化示范项目，本次XX市源网荷储一体化项目的建设，有利于当地智慧能源项目的发展。1.4示范意义积极响应“2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和”的号召，按照技术水平国际领先、示范成果国内一流、具备全省推广效应为目标，以XX市为先行试点地区，依托当地丰富的新能源资源，以储能等新技术为突破口，按照统筹优化、集成创新的思路，发挥示范的综合效益，打造XX“源网荷储一体化”示范基地。XX市“源网荷储一体化”项目综合能源供应将充分利用各种资源多能互补，在能源供应端，实现多能供应互补构建分布式和集中式供应相协调的能源供应网络，实现可再生能源技术和清洁能源技术的集成优化，并通过信息控制技术实现能源全生命周期的转换和交互，优化能源供应系统资源配置，提升综合能效，提高可再生能源消纳能力，构建高效、清洁、智慧的能源系统，全面打造低碳城市，为2030年“碳达峰”、2060年“碳中和”助力。供能侧，分布式能源是智慧能源网的重要环节。结合XX市风电、太阳能、生物质、水电等资源优势，因地制宜，综合发展利用生物质发电、分布式光伏发电以及风电等清洁能源，构建多能互补、互通互联、集成优化的区域能源系统。用户侧，集成供能是区域能源发展的必然选择。改变以往能源供应技术单一、“一对一”的供能形态，根据用户业态不同，需求的能源品类多样、品质有别、时间不同，逐步实现区域内部能源输入和输出的绿色智慧平衡，满足多业态终端的电能、生物质能等能源需求。区域能源供应系统技术路线如图1.4所示。图1.4多能互补供应系统技术框图规划重点目标包括以下四方面：一是缓解供电缺口问题，为经济发展提供可靠保障；二是提升新能源消纳利用水平，促进经济清洁低碳转型；三是保持地区电价洼地，推动工商业持续发展；四是推动能源技术革命，培育能源经济增长新支柱。2方案总则2.1“源网荷储一体化”建设必要性2.1.1发展趋势近年来新能源行业发电技术快速发展，成为具有大规模开发和商业化发展前景的发电方式，世界风力发电装机以年均30%以上的速度增长，随着风电机组的日渐成熟，发电成本逐步降低，已成为公认的未来替代能源之一，开发大规模风力发电项目是实现能源可持续发展的重要举措。从国内形势看，新能源领域发展前景较为乐观。一方面国家能源局通过出台相关政策文件，进一步推进市场化交易机制，实施配额制和落实消费侧责任，推广绿色电力证书认购，利用跨区输电通道扩大新能源配置范围，促进新能源项目的建设和消纳，加快完善新能源市场体系。另一方面新能源补贴政策和消纳问题限制新能源的发展。补贴政策加剧了规模增速及行业盈利波动，导致补贴缺口持续积累，电站运营受到影响。随着配额制及竞价上网形式的推广，上述情况将得到缓解。技术进步带动成本下降将进一步推动新能源行业蓬勃发展。从全省发展形势看，新能源领域发展空间非常广阔。省政府印发的《全省推进清洁能源发展行动方案(2017-2020年)》,提出到2020年，全省可再生能源装机规模达到1785万千瓦，占全省电力装机比重超过38%。其中风电装机规模达到900万千瓦、光伏发电装机规模达到600万千瓦，清洁能源消费比重不断提高，可再生能源本地消纳量占全省全社会用电量比重达到30%左右，非化石能源占一次能源消费比重达到6.5%左右的目标，为XX市大力发展新能源提供有力政策支持。省发改委出台的《XX省清洁能源消纳专项行动方案(2018-2020年)》的实施，将大力提升电网调峰能力和可再生能源电力消纳能力，进一步推动我省积极构建清洁低碳、安全高效的能源体系。从全市形势看，XX市风电、光伏项目开发潜力较大。《XX市国民经济和社会发展十四五规划》（征求意见稿）提出，倡导绿色发展，依托本地区丰富的能源资源，加快发展风能、生物质能、太阳能等产业，结合智慧城市建设，积极探索微电网形式的资源利用，推动能源结构优化，逐步形成现代能源产业新体系。2.1.2政策环境我国是世界上最大的煤炭生产国和消费国，煤炭约占商品能源消费构成的76%,已成为我国大气污染的主要来源。大力开发太阳能、风能、生物质能、地热能和海洋能等新能源和可再生能源利用技术将成为减少环境污染的重要措施之一。能源是国民经济建设和社会发展以及人民生活的重要物质基础。我国既是能源生产的大国，同时又是能源消费的大国。而按人均计算,我国则是能源的贫国，消费水平仅为世界平均水平的1/3。能源供应与经济社会发展矛盾十分突出。风能等新能源是我国重要的能源组成部分。为加快新能源发展，国家已将新能源的开发利用作为能源战略的重要措施，相继出台了《可再生能源法》、《可再生能源中长期发展规划》等政策措施。党的十九大和十九届二中、三中、四中、五中全会指出全面贯彻生态文明思想，认真落实党中央、国务院决策部署，统筹推进“五位一体”总体布局和协调推进“四个全面”战略布局，牢固树立和贯彻落实新发展理念，坚持生态优先，科学有序推动新能源持续健康高质量发展。2019年5月，国家发展改革委、国家能源局正式印发《关于建立健全可再生能源电力消纳保障机制的通知》（发改能源〔2019〕807号，简称《通知》）。根据《通知》要求，对各省级行政区域设定了可再生能源电力消纳责任权重，包括总量消纳责任权重和非水电消纳责任权重。各地区消纳责任权重指标的确定，符合我国能源低碳转型、西电东送等国家战略，以及能源、电力、可再生能源等产业发展规划，将有效推动可再生能源消纳利用，促进可再生能源资源在全国范围内优化配置，为我国能源绿色高质量发展、完成非化石能源消费比重目标提供有力支撑。第75届联合国大会一般性辩论上发表重要讲话强调，中国将提高国家自主贡献力度，采取更加有力的政策和措施，风电、太阳能发电部分氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现碳中和。2020年08月27日，国家发改委、国家能源局发布了《国家发展改革委国家能源局关于开展“风光水火储一体化”“源网荷储一体化”的指导意见（征求意见稿）》强调“源网荷储一体化”侧重于围绕负荷需求开展，通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源要素，以储能等先进技术和体制机制创新为支撑，以安全、绿色、高效为目标，创新电力生产和消费模式，为构建源网荷高度融合的新一代电力系统探索发展路径，实现源、网、荷、储的深度协同，主要包括“区域（省）级源网荷储一体化”、“市（县）级源网荷储一体化”、“园区级源网荷储一体化”等具体模式。2.1.3“源网荷储一体化”建设必要性“源网荷储一体化”侧重于围绕负荷需求开展，通过优化整合本地电源侧、电网侧、负荷侧资源要素，以储能等先进技术和体制机制创新为支撑，以安全、绿色、高效为目标，创新电力生产和消费模式，为构建源网荷高度融合的新一代电力系统探索发展路径，实现源、网、荷、储的深度协同，主要包括“区域（省）级源网荷储一体化”“市（县）级源网荷储一体化”“园区级源网荷储一体化”等具体模式。充分发挥负荷侧的调节能力。依托“云大物移智链”等技术，进一步加强电源侧、电网侧、负荷侧、储能的多向互动，通过一体化管理模式聚合分布式电源、充电站和储能等负荷侧资源组成虚拟电厂，参与市场交易，为系统提供调节支撑能力。实现就地就近、灵活坚强发展。增加本地电源支撑，提升电源供电保障能力、调动负荷响应能力，推进局部电力就地就近平衡，降低对大电网电力调节支撑需求；构建多层次的电力安全风险防御体系，以坚强局部电网建设为抓手，提升重要负荷中心的应急保障能力；降低一次能源转化、输送、分配、利用等各环节的损耗，提高电力基础设施的利用效率。激发市场活力，引导市场预期。以国家和地方相关规划为指导，发挥市场对资源优化配置的决定性作用，通过完善电价和市场交易机制，调动市场主体积极性，引导电源侧、电网侧、负荷侧要素主动作为、合理布局、优化运行，实现科学健康发展。2.2方案规划的原则与依据2.2.1规划原则发挥优势，统筹规划。充分发挥资源优势，综合考虑本市资源情况、土地类型、保护区、电网接入及消纳等因素，统筹规划新能源项目布局，引领本市新能源产业健康有序发展。守好红线，生态优先。坚持以生态优先、绿色发展为导向，统筹好能源发展和环境保护建设的关系，优化国土空间开发布局，调整本市能源产业布局，积极推广新能源开发利用新模式，培育壮大新能源产业。智慧赋能，高质量发展。积极推进规模化开发，加快新能源产业发展，促进新能源高质量发展。科学规划电源基地、充分利用输电通道、有效匹配用电负荷，利用市场化手段打破省、市间壁垒。多能互补，可持续发展。通过新能源开发利用模式的创新与变革，因地制宜、多措并举，促进新能源多元化应用，依据资源和电网条件，科学合理的推动风力发电、光伏发电有序平衡发展。2.2.2规划依据《中华人民共和国可再生能源法》《中华人民共和国节约能源法》《中华人民共和国草原法》《中华人民共和国林业法》《可再生能源中长期发展规划》《风电发展“十三五"规划》《太阳能发展“十三五”规划》《XX省能源发展“十三五”规划》《XX省国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》《XX县国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》《XX市国民经济和社会发展第十四个五年规划纲要》（征求意见稿）《风电场工程规划报告编制规程》NBT31098-2016《风电场场址选择技术规定》（发改能源[2003]1403号）《风电场风能资源评估方法》GB/T18710-2002《光伏发电工程规划报告编制规程》NB/T32046-2018《太阳能资源等级总辐射》GB/T31155-2014《太阳能资源评估方法》GB/T37526-2019XX市永久基本农田矢量数据XX市林保矢量数据XX市湿地矢量数据其它相关资料2.3指导思想深入贯彻生态文明思想，落实关于内蒙古工作的重要讲话精神，坚持新发展理念与生态优先、绿色发展的高质量发展道路，统筹经济发展和生态环境保护建设，协同推进经济高质量发展和生态环境高水平保护，紧跟能源技术革命新趋势，大力发展现代能源经济，将XX地区的能源资源优势转化为经济产业优势，实现能源清洁低碳转型，促进资源型产业高质量发展，带动地区经济社会全面发展，打造发展现代能源经济的排头兵。2.4基本原则坚持问题导向｡在充分摸清XX市新能源开发利用和电力供应瓶颈问题的基础上,系统研究针对施策,随着大工业用电企业的引进发展清洁能源供电｡坚持绿色发展｡结合XX市丰富的新能源资源,多措并举提升本地新能源消纳能力与清洁能源电力消费比重,推动地区能源转型与新能源产业稳步发展,形成绿色经济发展的典范｡坚持创新引领｡强化新能源开发以及负荷侧调节､源网荷一体化､电网侧储能等新兴技术的研究应用,建立源网荷高效互动机制,充分体现先进性和示范性｡创新投资运营商业模式,推动规划落地实施｡坚持经济可行｡通过技术经济综合比选确定总体方案,合理确定各项技术路线的实施规模与时序,在有效带动新能源开发利用与投资的同时,保持本地区具有竞争性的电价水平｡3可再生能源资源情况3.1风能资源3.1.1区域风能资源XX省属全国风能资源III、IV类的省区。XX省50米高风能资源潜力约为10.2亿千瓦，技术可开发量约为2.3亿千瓦。其中，风能资源丰富区，风功率密度在300瓦/平方米，且风速在6.4m/s以上，总面积为8.3万平方千米，风能资源潜力约为2.49亿千瓦；风能资源较丰富区，风功率密度在250W/m2，且风速在6.0m/s以上，面积约为16.9万平方千米，风能资源潜力约为4.22亿千瓦；风能资源一般区，风功率密度在200W/m2，且风速在5.6m/s以上，总面积约为17.5万平方千米，风能资源潜力约为3.51亿千瓦。XX省内全年盛行偏西风，松花江右岸地区盛行西南风，西部与北部盛行西北风。冬季多西北风，控制时间长达9个月（9月到翌年5月），属于西北季风；夏季南部多南风，属于东南季风，控制时间5月至9月；东北部盛行东北风，属东北季风，控制时间6月至8月。春秋风向相似，南部与中部多西南风，北部多西北风。XX省10m高年平均风速为3.0m/s，最小值在最北部的漠河，风速为1.9m/s，最大值为依兰，年平均风速4.0m/s。从季节变化看，春秋以及冬季风速较大，夏季风速最小。空间分布为东西部的三江平原、松嫩平原及松花江谷地较大，而北部的大小兴安岭、东南半山区及丘陵地带风速较小。从季节分布来看，XX省气候具有明显的季风气候特征，冬季风盛行时，寒冷、干燥，常有移动性的冷高压经过，在冷锋过后常伴有大风天气。春季是气旋活动最频繁的季节，常造成大风和沙尘天气。秋季是夏季向冬季的过渡季节，冬季风开始增强，10月以后，时有冷空气侵袭，天气特点已接近冬季。夏季风盛行时，气候温热、降水充沛，是全年风速最小的季节。全省大致是春秋风速最大，冬季次之，夏季最小。XX省100米高度年平均风速分布图、100米高年平均风功率分布见图3.1，图3.2。图3.1XX省100m年平均风速分布图图3.2XX省100m年平均风功率分布图3.1.2XX市风能资源根据中尺度数据分析，XX市全市平均风速在5.5〜8.0m/s之间,为了更有效地对规划项目风能资源情况进行分析，本次采用中尺度风资源数据成果，分析得出相关区域的风能资源数据成果。实际风能资源状况应在新建测风塔实测数据满足要求后进一步分析，作为风电场开展下一步工作的依据。图3.3XX市风资源分布图XX市地处松嫩平原连接大、小兴安岭山地的过渡地带，南部地区属松嫩平原区域，北部属大兴安岭山地区域。选取一个代表点进行分析。中尺度数据设置条件：Dataset:ERA5Latitude=50.129823Longitude=125.723419(1)长系列数据风速频率表3.1-12001～2020年中尺度数据历年平均风速(单位：m/s)年份平均风速(m/s)年份平均风速(m/s)20015.15920115.05420025.06820124.87720035.01420135.17820045.23520144.84720055.10420155.06920065.04020165.09220075.03520175.24620085.19320185.11420095.21520195.25320104.96820205.23210年平均5.09620年平均5.100图3.4ERA5数据年平均风速年际变化直方图以上图3.4，表3.1-1反映了中尺度数据20年(2001～2020年)的历年年平均风速变化情况。可看出，2011年～2020年的平均风速为5.096m/s；2001年～2020年的平均风速为5.100m/s；选取与多年平均风速相近的2016年数据进行风能资源分析及发电量计算。(2)长系列数据风向频率由REA5数据1998年～2020年20年资料统计得该地区各风向频率统计结果见表3.1-2及图3.5。根据该统计结果，主导风向主要集中于NNW、NW和SSW方向。表3.1-2风向频率统计结果（%）风向多年风向频率(%)风向多年风向频率(%)N8.68S6.13NNE6.52SSW9.18NE4.77SW7.49ENE3.72WSW6.26E3.16W6.03ESE3.14WNW7.27SE2.98NW10.10SSE3.65NNW10.93图3.5多年风向频率玫瑰图下图3.6为ERA5数据多年风能频率玫瑰图，其主导风能方向集中在SSW方向，次风能方向集中在NNW方向。图3.6多年风能频率玫瑰图（3）XX地区月风速及日风速变化趋势风速年内变化见下图3.7，中尺度数据以5月风速最大，以7月风速最小。图3.7中尺度数据100米高度风速和风功率密度年内变化曲线日变化曲线可以看出，中尺度数据风速较大值出现在11～20时，最小值出现在次日1-2时；100m高度风功率密度较大值出现在12～15时，最小值出现在次日2时。图3.8中尺度数据100米高度风速和风功率密度日变化曲线图3.2太阳能资源3.2.1区域太阳能资源XX省太阳能资源较为丰富，属II类资源区，年平均太阳能辐射量为1316kWh/m2，区域平均太阳能辐射量高于全国平均水平。全省太阳能资源潜力约为485200亿千瓦时，技术可开发量约为970.4亿千瓦时。XX省太阳能资源丰富，年太阳总辐射量4400～5028MJ/m2（相当于1222～1397kWh/m2），太阳总辐射空间分布趋势为西南部最大，中东部和北部地区相对较少。齐齐哈尔、大庆、绥化、XX以及哈尔滨部分地区年太阳总辐射值最大，在4800MJ/m2以上，其中齐齐哈尔市和泰来县太阳总辐射在5000MJ/m2以上，大兴安岭大部分地区、伊春和东部部分地区太阳总辐射低于4600MJ/m2，其它地区太阳能总辐射在4600～4800MJ/m2。XX省年日照时数在2242～2842小时之间，日照时间较长，利用太阳能资源的条件较好，其空间分布与太阳能总辐射分布基本一致，自西向东减少。年平均日照时数最大值主要分布在XX省的西部地区，其中年平均日照时数大于2600小时的地区主要分布在齐齐哈尔、大庆、绥化、XX和哈尔滨的部分地区；日照时数最少的地区在大兴安岭、佳木斯东部、伊春中部和鸡西的大部分地区，日照时数在2242～2400小时之间。XX省的春、夏季日照时数较多。图3.9XX省年水平面总辐照量分布图3.2.2XX市太阳能资源目前收集到XX市地区Meteonorm（以下简称“MN”）辐射数据。MN数据来源于全球能量平衡档案馆、世界气象组织和瑞士气象局等权威机构，包含有全球7750个气象站的辐射数据，中国有98个气象辐射观测站中的大部分均被该数据库收录。此外，该数据还提供其他无气象辐射观测资料的任意地点的通过插值等方法获得的多年平均各月的辐射量。本报告将釆用XX市地区MN辐射数据来分析该地区太阳能资源情况。图3.10XX年水平面总辐照量分布图整理收集到的XX市地区MN辐射数据，统计各月辐射量结果如下。表3.2-1XX市地区MN辐射数据各月辐射量统计表月份123456辐射量（MJ/nr2）208.8270.0460.8522.0622.8648.0月份789101112辐射量（MJ/n?）586.8511.2424.8295.2208.8162.0图3.11各月平均辐射量折线图通过以上可以看出，XX市地区各月辐射量呈四季变化特征，总辐射强度在6月份最大，为648.0MJ/m2，总辐射强度最低值出现在12月份，为162.0MJ/m2。多年平均辐射量为4921.20MJ/m2。进一步分析XX地区MN数据各月平均日辐射量，整理结果如下。表3.2-2XX地区MN数据各月平均日辐射量统计表月份123456辐射量（MJ/m?）6.749.6414.8617.4020.0921.60月份789101112辐射量（MJ/m2）18.9316.4914.169.526.965.23月份25可以看岀，XX市地区各月平均日辐射量呈现季节性变化特征,最大值出现在6月，为21.60MJ/m2,最小值出现在12月，为5.23MJ/m2,两者比值Rw=0.24。通过对项目所在地多年MN辐射数据的分析，工程所在地区多年年均辐射总量4921.20MJ/m2根据《太阳能资源等级总辐射》GB/T31155-2014、《太阳能资源评估方法》GB/T37526-2019,参照太阳能总辐射年辐照量等级表、稳定度等级表，评估项目所在地太阳总辐射等级为丰富（C）。最大值出现在6月，为21.6MJ/m2,最小值出现在12月，为5.23MJ/m2,两者比值Rw=0.24o评估项目所在地稳定度等级为欠稳定（D）表3.2-3年水平面总辐照量（GHR）等级等级名称分级阈值MJ/m²等级符号最丰富GHR≥6300A很丰富5040≤GHR＜6300B丰富3780≤GHR＜5040C一般GHR＜3780D表3.2-4太阳能自由直射比（DHRR）等级等级名称分级阈值等级符号等级说明很高DHRR≥0.6A直接辐射主导高0.5≤DHRR<0.6B直接辐射较多中0.35≤DHRR<0.5C散射辐射较多低DHRR<0.35D散射辐射主导4电网发展规划4.1电力系统现状4.1.1XX省电网现状XX电网位于东北电网东北部，按其地理位置可分为东、中、西三部分，东部电网与中部电网由3回500kV线路和4回220kV线路相连，中部电网与26西部电网通过3回500kV线路和3回220kV线路相连。XX电网通过4回500kV线路与吉林省电网相连，通过500kV华兴1、2号线与蒙东兴安盟电网相连，通过500kV伊冯甲、乙线、岭冯1、2线与蒙东呼伦贝尔电网相连，通过中俄500kV阿黑线与俄罗斯电网互联。XX电网共有500kV厂站22座（含500kV七台河厂，鹤岗B厂，双B厂，宝清厂），主变25组，运行容量为20416MVA。220kV变电站148座，主变工239台，运行容量为31866MVA；共有500kV线路51条，线路总长度7052.37km，220kV线路469条，线路总长度15528.77km；共运行电厂390座，总装机容量为32057.55MW。其中火电厂176座，总容量为22841.05MW，水电厂74座，总容量为1089.65MW，风电77座，总装机为6114MW，光伏电站63座，总装机为2012.85MW。全省供电量为893.2×108kWh。图4.1XX省500kV及以上电网地理位置现状图电力系统存在的主要问题:A.省间通道外送能力不足。目前，XX盈余电力主要通过吉黑4回500千伏线路和华兴2回500千伏线路送出，吉黑断面外送限额为320万千瓦，华民通道限额为220万千瓦，合计540万千瓦。“十四五”期间，在考虑蒙东送入50万千瓦、俄罗斯送入75万千瓦以及XX省内盈余电力，2025年冬大方式电力盈余将超过800万千瓦，冬腰、冬小方式电力盈余均将超过1600万千瓦，省间联络通道电力外送能力不足。B.XX省委省政府落实“煤头电尾”要求，将绿色火电、新能源开发作为推动东部四煤城（鸡西、鹤岗、七台河和双鸭山）转型发展的重要举措之一，“十四五”期间，东部煤电和新能源电源建设规模极可能大于现有预期。需要加强东部断面，提高外送能力。C.XX省即使采取通过省间电力互济和调峰辅助服务等措施，弃风也不可避免。按照XX省委省政府计划安排，“十四五”期间清洁能源将高速发展，预计到2025年，风电和光伏发电装机将由目前的884.9万千瓦增长到2550万千瓦，亟待拓展省内、省外新能源消纳空间和加快增强电网调峰手段。274.1.2XX地区电网现状XX电网位于XX电网北部，供电范围包括XX市、北安市、五大连池市、XX市、克山县、克东县、依安县、拜泉县、孙吴县和逊克县等3市7县。北部通过500kV阿黑线和XX换流站与俄罗斯电网互联，通过220kV多加线、呼黑线与大兴安岭电网相连；南部通过500kV兴黑线和220kV海北线与绥化电网相连；通过220kV冯乌线(乌拉线)、冯拉甲线与齐齐哈尔电网相连；XX市区电网和俄电工业园电网与主网解列，分别经220kV布爱甲乙线、110kV布黑线由俄罗斯电网供电。2018年XX供电区供电量39.78亿千瓦时,2018年最大供电负荷为714.8MW。表4.1-1XX供电区历史负荷电量统计表项目20112012201320142015201620172018年均增长率网供电量33.6335.6339.1841.1140.8636.0636.4239.782.43%年增长率5.95%9.96%4.93%-0.61%-11.75%1.00%9.23%网供负荷554610686749749731665714.83.71%年增长率10.11%12.46%9.18%0.00%-2.40%-9.03%7.49%截止到2018年底，XX电网共有500kV换流站1座，变电容量360MVA+750MVA；220kV变电站9座，220kV主变15台，容量1920MVA；XX调度管辖110kV变电站31座，主变50台，容量1512MVA；共有500kV线路1条，线路长度为410.7km；220kV线路16条，线路长度1442.95km。供电区内各变电站2018年容量组成与最大负荷情况见下表:表4.1-2供电区现有220kV及以上变电站变电容量与负荷统计裏(MVA/MW)序号变电站名称主变容量(MVA)最大负荷(MW)负載率1北安变2x180=36023966.39%2克山变2x90=180157.887.67%3孙吴变9046.551.67%4嫩东变90109.3121.44%5XX变120+180=30032.510.83%6多宝山变2x180=360115.832.17%7爱辉变2x90=18031.217.33%8锦江变2x120=2406225.83%289宝翠变12027.623.00%4.1.3XX市电网现状XX电网内共有调度管辖110kV变电所3座，容量189MVA，35kV变电所局属16座、容量73.8MVA，配网变压器公用变1083台、专用变887台。110kV线路4条、总长160.774KM，35kV线路14条、总长429.872km，10kV线路90条，其中公用线路59条，专用线路31条；总长度2034.702km，光缆线路全长550km。4.2电网发展规划4.2.1电网发展规划根据《XX电网“十四五”发展规划报告》“十四五”XX省500kV电网主要建设项目有：XX集贤～庆云500千伏线路工程。XX松北500千伏变电站主变扩建工程。XX安北～大庆500千伏输变电工程。XX安北-XX换流站500千伏线路工程。XX兴福500千伏主变扩建工程。XX林海500千伏变电站主变扩建工程。XX清源500千伏变电站主变扩建工程XX通河200万千瓦风电送出工程XX前进500千伏变电站主变输变电扩建工程XX新区500千伏输变电工程XX大兴安岭500千伏输变电工程XX鸡西～林海500千伏线路工程2025年XX省500kV及以上电网地理位置规划图如下图所示。图4.22025年XX省500kV电网地理位置规划图4.2.2电源装机规划根据现阶段地区运行电源统计及己评审的项目规划，并结合XX地区电网电源发展的实际情况，XX地区电源装机情况详见下表。预计到2025年XX地29区装机将达到893.4MW（不考虑未来新能源的装机）。表4.2-1XX供电区电源装机单位：MW序号项目2018年2019年2020年2025年2030年一火电3473963963961021XX供电区远期规划有XX电厂600MW,暂按2030年投产估算,但2025年之前规划均为小容量电厂。5电力消纳分析5.1电力负荷分析5.1.1XX市工业发展规划2021年铜山铜矿为新纳入规上企业，生产形势趋稳，预计实现产值6亿元，同比增长42.9%。翔河油脂预计加工大豆1.5万吨，实现产值0.5亿元，同比增加480万元。多宝山铜矿二期达产铜价高位运行，预计产铜10.5万吨，实现产值39亿元，同比增长11.4%。因多铜的铜产量增加，分选的金、银、钼的产量相应增加，其中钼产值预计增长66.7%，金产值增长20.9%。金山河绿色食品积极开拓市场，生产经营形势好于上年，预计实现产值0.2亿元，是2020的39倍。绿芳化工销售形势趋好，预计实现产值0.8亿元，同比增长60%。综上所述增长因素，全年累计可实现工业总产值70.5亿元，同比增长20.9%;工业增加值34.2亿元，司比增长22%。2022年，在多铜公司继续增长的情况下，华民钢球、国维星光煤矿、红石砬水电站和多铜钼冶炼等投达产并纳入规上，全年预计累计实现工业总产值88.9亿元，司比增长26.1%;工业增加值40.9亿元，同比增长22.2%。2023年，福建新华都工程有限责任公司XX分公司和福建兴万祥建设集团有限公司XX分公司转为法入单位、二道坎银多金属矿、成功金矿、协和风电等项目投达产并纳入规上，全年预计累计实现工业总产值119亿元，同比增长16.1%;工业增加值56.5亿元，同比增长22.3%2024年，隆信豆制品加工项目、粤旺大豆加工项目、纳米硅肥、广拓硅藻页岩、鑫鑫矿业、德朗福、新XX春搬迁、协和多宝山风光一体化等项目投达产并纳入规上，2024年全年预计累计实现工业总产值143.4亿元，同比增长21%;工业增加值67.2亿元，同比增长22%。随着新项目的引进落地，2025年预计累30计实现工业总产值163亿元，同比增长13.2%;工业增加值72亿元，同比增长22%。根据工业规划增产情况，工业用电量预测表如下：表5.1-1工业用电量预测表单位：亿kWh序号工业项目2021年2022年2023年2024年2025年5.1.2电能替代2019年我国煤炭消费比重达到58%，碳排放总量占全球比重达到29%，人均碳排放量比世界平均水平高46%。目前我国化石能源占一次能源比重为85%，产生的碳排放约为每年98亿吨，占全社会碳排放总量的近90%。解决碳排放问题关键要减少能源碳排放，治本之策是转变能源发展方式，加快推进清洁替代和电能替代（“两个替代”），彻底摆脱化石能源依赖，从源头上消除碳排放。XX位于XX省，地处我国最北部省份，气候寒冷，主要产业为矿业与农业，能源需求与供热需求巨大，氢能作为未来可替代化石燃料的清洁能源之一，其具有巨大的开发前景。氢能被称为21世纪的“终极能源”。我国氢能资源丰富，可以通过氢能燃料电池技术整合成为电、热、气一体化的能源利用方式，是实现电网和气网互联互通的重要手段。其中燃料电池是将氢气的化学能直接转化为电能的装置，具有转换效率高、零排放等特点，是最佳的氢能利用技术。近年来，燃料电池技术的不断完善带动了以燃料电池为核心的新兴产业的快速发展，其中，氢燃料电池汽车、分布式发电、氢燃料电池叉车以及应急电源的应用已接近产业化。氢燃料电池汽车可以实现真正的零排放、零污染，是传统的重卡的替代品，也是氢能清洁利用31的主要方式。在XX当地农矿产业对于化石燃料的需求进行能源结构改进，用氢能燃料电池替代原有化石燃料，改善能源结构，促进能源发展。利用电解水制氢技术，制1Nm3氢气约消耗5.14kW•h电能，若当地农业、矿业运输采用的柴油动力重卡均替换为氢能燃料，可有效解决环保问题，使运输车辆排放零污染。燃料电池物流车具备高载重、长续航和加氢快等优势，适用于城市支干线运输和城际运输场景，在环保日益严格情况下燃料电池物流车是燃油车的完美替代者。据统计氢燃料重卡每百公里用氢气8kg，每辆车每万公里运输制氢用电约4.61万kwh，若XX市采用氢燃料电池车作为运输主要用车，则利用本次规划的新能源项目发电进行电解制氢可满足需求，当新能源电力出力较高时进行制氢，也可对过多电能进行消耗，减少弃电并达到调峰的目的。对于北方长时的冬季供暖需求，以燃料电池为主的分布式发电可以满足大部分需求，XX地区采用燃烧煤炭，暖气通入户来进行供暖，而家用燃料电池热电联供则提供了一种更清洁的供暖方式，清洁能源电热供暖可以解决新能源出力不稳定的问题，并实现电能替代的作用。5.2新能源出力特性分析从风电、光伏发电项目的月度出力特性来看，风电春季冬季大风期为大发时段，夏季6-10月出力较小；光伏相反，春季冬季由于日照条件相对较差为低出力时段，4-10月期间出力较高。从日内出力特性来看，风电和光伏发电整体上也具有一定的出力互补特性。其中，风电在午间出力整体较低，光伏在中午时段出力较高，二者整体具有一定的互补性。32图5.1地区风电典型月出力曲线图5.2地区光伏典型月出力曲线图5.3地区风电典型日出力曲线图5.4地区光伏典型日出力曲线335.2.1储能系统必要性新能源出力具有随机性、波动性特征，传统运行模式无法为系统提供充足的顶峰容量。可以通过配置一定规模的储能来提供顶峰容量，同时减少弃电。储能规模配置具有边际效应递减的特点，且储能成本现阶段需要与电源一并疏导，因此需要研究合理的储能配置规模。储能技术可再生能源接入、分布式发电、微网系统等发展必不可少的支撑技术之一。储能系统能够将电能转换为化学能、势能、电磁能等形式进行储存，并在需要时重新转换为电能予以释放。在电网中采用储能系统能够有效实现需求侧管理，消除峰谷差，平滑负荷，提高电网运行的可靠性和稳定性。新能源场站并网发生的电压稳定问题主要出现在新能源发电单元涉网性能差、新能源场站有功/无功动态调节能力弱、新能源发电单元汇集线路和场站送出较长且并网地区网架较为薄弱的情况。XX市源网荷储一体化项目将从新能源发电设备选型、新能源场站无功电压控制两个层级保障新能源场站并网的电压安全稳定。1.在新能源发电设备层级，XX市源网荷储一体化项目将按照国家和行业相关标准严选具备满足高/低电压穿越能力和其他相关涉网性能的新型风电机组，在场站或大电网遭受有功/无功扰动的时候能够利用新能源发电单元层级的暂态控制能力，避免发生无功电压问题导致的大规模脱网事故。2.在新能源场站无功电压控制层级，电储能的变流器（PCS）一般具有有功和无功解耦控制的能力，实现功率因数连续可调，在容量范围内输出或吸收无功功率，实现系统无功补偿，具备替代场站SVG或SVC的功能。同时考虑建立多单元模块的场站级无功电压协调控制系统，通过建立多级无功电压闭环控制策略，充分协调场站内风电机组、光伏逆变器和电储能系统的快速无功调节能力，保障在稳态和暂态扰动下电站电压稳定。新能源出力分钟级随机性、波动性特征增加了电力系统调频需求。传统机组AGC调频能够满足目前调频要求，但存在调节延迟、超调、欠调等现象。储能具有优于常规机组的快速调节能力，比传统机组更适合平抑新能源出力波动，保持系统频率稳定。根据美国西北太平洋国家实验室研究结论，储能调频效果是水电机组的1.7倍、是燃气机组的2.5倍、是燃煤机组的20倍以上。34储能对以燃煤机组为主的蒙西电网而言是十分优质的调频资源。本项目配置储能规模达到了风电容量的1/3，通过优化控制策略，完全可以平抑“新能源+储能”示范电站分钟级的出力波动，减少电网调频需求。此外，示范项目可探讨采用虚拟同步机技术，用储能系统做能量缓冲，通过算法控制其整体出力特性，模拟常规同步发电机组的运行特性、阻尼特性。虚拟同步机控制参数可以灵活改变，实现根据电网电压和频率的变化自动追踪调节。通过虚拟同步机技术，可以保持电压频率稳定，实现示范电站并网友好。5.2.2储能系统选型不同储能技术特点不同，在电力系统中取得了不同程度的应用。电能可以转化为多种形式的能量进行存储，如机械能、化学能、势能、电磁能等。根据电能转化后的形态，可以将储能分为机械、电化学、电磁三大类。机械储能主要指抽水蓄能、压缩空气储能和飞轮储能三种形式；电化学储能主要指电池储能，主要有铅酸电池、锂离子电池、全钒液流电池和钠硫电池四种类型；电磁储能包括超级电容储能和超导储能两种形式。本项目采用电化学储能。并入电网的储能电池需要具备良好的充放电快速响应能力及较高的充放电转换效率。磷酸铁锂电池是目前产业重点推广的电池类型，是将来储能电池的主流技术路线，具备高效率、长寿命、节约用地等优势。本工程采用磷酸铁锂电池技术。储能电站分为厂房式和预制舱式两类。为缩短工程土建施工、电池接线和安装调试的工期，储能电池现场安装采用预制舱式的设计方案。可以考虑1个储能子系统为2.5MW/5MWh，包括2个电池集装箱和1个逆变器集装箱。5.3调峰电源规划根据XX市土地类型及建设条件情况，规划生物质项目5处，水电站2处作为调峰电源，规划总装机容量为190MW。(1)XXX40MW生物质项目XXX40MW生物质项目位于多宝山镇西北侧，所用区域为XXX及其附近。评估本生物质项目规划容量40MWo省道S208位于场区西部，交通便利。图5.5XXX40MW生物质项目位置示意图35(2)XXX40MW生物质项目XXX40MW生物质项目位于矿山村西北侧，所用区域为多宝山镇及其附近。评估本生物质项目规划容量40MWo省道S208位于场区西部，省道S310经过厂区南侧，交通便利。图5.6XXX40MW生物质项目位置示意图(3)XXX30MW生物质项目XXX30MW生物质项目位于XX市区东北侧，距离XX市区大约8公里。评估本生物质项目规划容量30MWo省道S208位于场区北部，省道S310经过厂区南侧，西侧通过国道G111，交通便利。图5.7XXX30MW生物质项目位置示意图(4)XXX40MW生物质项目XXX40MW生物质项目位于XX市区西南侧，距离XX市区约2.8公里。评估本生物质项目规划容量40MWo国道G111路过厂区东南侧，交通便利。图5.8XXX40MW生物质项目位置示意图(5)XXX40MW生物质项目XXX40MW生物质项目位于跃进农场西北侧。评估本生物质项目规划容量40MWo国道G111途径厂区西侧，交通便利。图5.9XXX40MW生物质项目位置示意图36(6)XXX河水电站175MW项目XXX河水电站位于XX市最西侧，建边农场西北侧约12.9公里。省道S208途经水电站东侧，交通便利。图5.10XXX河水电站位置示意图(6)XXX水电站24MW项目XXX水电站位于XX市最西侧，建边农场西北侧约21.5公里。省道S208途经水电站东侧，西侧经过国道G111，交通便利。图5.11XXX水电站位置示意图5.4消纳问题分析5.4.1XX市电力平衡分析以上述负荷预测、电源装机规划为基础，进行XX供电区电力平衡。大负荷方式主要分析地区电力缺额，故按照冬季风电与水电停发、常规火电热电与生物质满发，夏季风电停发、生物质与水电满发、常规火电满发热电停发考虑；小负荷方式主要分析地区电力盈余，故按照冬季风电与水电停发、常规火电热电与生物质满发、风电60%有效出力，夏季风电停发、生物质与水电满发、常规火电满发热电停发、风电60%有效出力考虑。结果如下表所示：表5.4-1电力电量平衡表项目2018年2019年2020年2025年1.供电负荷（冬大）7157567991095（冬小）429455484574（夏大）586607645765（夏小）3783944194972.统调装机686.5866.5896.5896.5其中：火电、347396396396水电141.5182.5182.5182.5风电19819819819837生物质能090120,120项目2018年2019年2020年2025年3.备用容量1291361441974.供电出力（冬大）192303320273（冬小）305415433386（夏大）142256281456（夏小）2543693945695.电力盈亏（冬大）-523-453M79-822（冬小）-124-40-51-188（夏大）-445-351-364-309（夏小）-124-25-2572由上述电力平衡可知，XX地区属于受端系统，随着负荷的增长电力缺口进一步增大，每年用电企业情况：XX多宝山铜业10亿千瓦时、成功金矿2千瓦时、二道坎银矿6亿千瓦时、硅藻页岩2亿千瓦时、北方水泥用电3亿千瓦时、其他工业用电3亿千瓦时。随着XX新能源发展规划中各新能源项目的实施与投产以及远景年XX电厂2X300MW机组投产后，电力缺额有所缓解，由于本次规划的新能源项目容量较大，部分电力需要通过外送进行消纳。5.4.2XX市消纳问题分析统计XX市2020年用电量情况如下表5.4-2，可以看出年用电量约为1.683亿kwh。表5.4-22020年电量明细表XXX2020年电量情况明细表（千瓦时）大工业商业农业合计382020年XX市企业用电量情况见下表，可以看出XX市北部企业用电量约为11.516亿kwh，XX市中部的工业园区企业用电量为0.183亿kwh，南部的九三开发区企业用电量为0.134亿kwh，XX市2020年企业用电量共为11.83亿kwh。表5.4-32020北部山区企业用电量表2020年北部山区企业用电量39根据2019年XX市发展公报，XX市年发电量为1.787亿kwh。此外，目前XX市自发电源主要有XXX热电及光伏扶贫项目，盛烨热电电源2020年上网电量统计表如下，电厂自用电0.4亿kwh，余电上网，根据统计年上网电量约1.525亿kwh。表5.4-4XXX热电2020年上网电量统计表XXX热电2020年上网电量统计表月电量（千瓦时）备注140503760228647960318512560404965272010994840010月上网电量与11月一起结算111245208240合计152473640根据统计，XX市光伏扶贫项目接入XX电网总负荷为7451.9kW，根据XX市光伏出力情况，年发电量约0.7亿kwh。表5.4-5XX市用电情况及电源统计表序号接入变电站名称辖属供电所接入变电站总负荷（kW）接入线路单线路接入总负荷（kW）单项目接入负荷（kW）1234567891011121314411516171819202122232425262728根据目前XX市用电量及电源情况统计，目前XX市电网自用电占比较低，企业用电仍需电网下电，用电需求较大，根据XX市十四五工业规划情况，XX市2021-2025年各规划项目工业用电情况表如下。可以看出，XX市自发电量无法满足城市工业用电量，需新增电源发电，建设XX市“源网荷储”一体化示范项目，新增的新能源电源将减少XX市对电网的负荷需求，电力可在本地进行消纳，配置储能可减少光伏、风电发电规模化建设对电网带来的波动性影响。表5.4-6XX市2021-2025年各规划项目工业用电情况表单位：亿kWh序号工业项目2021年2022年2023年2024年2025年12342456789106建设方案布局6.1可再生能源项目方案6.1.1方案选址原则(1)风电、光伏项目规划应贯彻统一规划、综合平衡、讲求效益、合理开发、保护资源的原则，同国民经济发展规划及电力发展规划保持一致，并与土地利用和环境保护等相协调。(2)各规划场址应空旷、开阔，具有一定的场址面积，地质结构稳定；未压覆已查明的重要矿产资源，不占用基本农田、基本草原、军事用地，选址应符合国家有关国土、林业、环境保护、畜牧、旅游、矿产等规定。(3)根据场址资源条件、地质条件、接入系统、交通运输及施工安装等条件初步估算装机容量。(4)场址开发布局兼顾资源、电网、场址前期工作等综合建设条件，合理开发利用资源，确保场址建设的科学有序开展。(5)本规划主要以中尺度数据资料为参考，收集相关资料进行分析计算，初步对当地的资源特征做出分析和评价。(6)根据地方政府推荐的具有开发潜力的有关场址情况和目前已掌握的资料，拟选规划场区范围。6.1.2示范项目建设模式6.1.2.1建设优化储能配置的新一代电网友好型新能源示范电站示范模式：此项目拟建设电网友好型新一代“新能源+储能”电站，通过优化储能容量设计和运行模式，保障新能源高效消纳利用，降低公网调峰和容量支撑压力，项目确保技术优化、经济可行。电网企业与电源企业签订长期购电协议，电源企业承诺高峰时段保障顶峰容量，按照电网调度提供调43峰服务，电网企业保障新能源发电全额收购。示范推广性：项目通过优化储能配置，实现间歇性新能源提供地区高峰供电保障，保障自身消纳同时为电网提供一定调峰能力，不占用电网新能源消纳空间。技术先进性：新能源和储能同场一体化模块设计示范，通过功率预测、人工智能技术及先进监测控制技术，实现风、光、储协同优化、智能高效运行。6.1.2.2构建源网荷储一体化绿色供电的新型工业园区示范模式：建设“风光储”电站，通过专线向大工业负荷供电，作为工业负荷的绿色电能补充，大工业负荷高峰主动降低公网供电需求，缓解地区主网供电压力，减少企业限电风险。通过建设清洁能源供电专线，并单独核定输配电价，降低输电环节成本。示范推广性：此项目通过专线供电，降低输电中间环节成本和损耗，为高耗能工业负荷提供长期低价稳定的绿色电力供应，有利于推动工业园区绿色发展。技术先进性：在园区建设变电站、储能站和数据中心站三站合一的智能化供电站。通过在电源侧和负荷侧配置新型储能和先进电力电子设备，满足工业企业的供电质量要求。通过优化设计规模和方案，实现满足技术指标下成本最优。6.1.2.3布局关键节点的电网侧储能系统示范模式：电网侧配置储能是提高电网供电保障水平，提升系统综合利用效率的重要方式。在XX市电网选取关键220千伏变电站节点开展示范。项目由电网企业为主投资建设，并允许XX集团等社会资本参与投资。初期由电网企业承担运行维护费用。后期可研究由储能接入站区范围内的新能源企业、电力用户分摊建设运行费用。示范推广性：此项目将是XX市首个电网侧储能示范项目，可推动电网基础设施升级革新。技术先进性：项目按照电网关键节点储能布局优化设计，采用变电站内储能一体化设计，智能化运行。446.1.3建设项目选址XX市风电项目拟选场址在境内的低山丘陵地带，尽量不用或少用牧草地、林地等农业用地，在开发利用风能资源的同时节省土地资源。根据风电场的区域面积、风能资源特征、安装条件、交通运输条件、地形条件，结合相关中尺度数据的资料等，同时考虑风电场建设的经济性、可行性，集中式风电项目规划装机容量为1450MW,规划项目拟在2021-2025年期间开发建设，由于客观因素不满足建设条件，规划项目建设时间可调整。在风能资源可开发量方面，XX市属于全国风能资源较丰富地区,具有一定的资源优势，结合当前风电机组制造技术的提高，XX市可用作建设风电场的场址较多，综合开发潜力巨大。利用已收集的资料及当地气候及环境条件开展风电机组初选，同时充分考虑市域内自然保护区、生态红线区、村庄、基本农田、已开展的重大项目以及场区周边项目影响等限制性因素，对XX市场区进行项目规划。本报告主要通过拟建风电场规划区域分布、地形地貌、风能资源、接入系统、交通及施工等条件，确定各区域内规划场区位置及其装机容量。XX市集中式风电项目规划场区7处，规划总装机容量为1450MWXX市因受地形条件、土地类型等多方面因素的制约，可规划开发建设集中式光伏发电项目的区域较少。现阶段根据资料、交通运输条件、地形条件，结合相关地类资料等，同时考虑光伏电站建设的经济性、可行性，集中式光伏项目规划装机容量为710MW,未来随着土地类型调整及当地的开发建设进度，应及时调整规划装机容量。图6.1规划场址布局图6.1.4建设方案XX市风电、光伏等新能源资源丰富，通过新能源与储能结合，缓解本地区高峰时段的电力缺口问题，同时减少弃风弃光。此项目拟建设电网友好型新一代“新能源+储能”电站，通过优化储能容量设计和运行模式，保障新能源高效消纳利用，降低公网调峰和容量支撑压力，项目确保技术优化、经济可行，不需要国家补贴。电网企业与电源企业签订长期购电协议，电源企业承诺高峰时段保障顶峰容量，按照电网调度提供调峰服45务，电网企业保障新能源发电全额收购。风光一体化模式设想图图6.2风光一体化模式顶峰示意图考虑到XX市本地大工业负荷增长较快，结合储能等新技术示范应用，可大幅提升新能源就地开发利用水平，实现新能源为大工业负荷提供稳定可靠、清洁低价的电力供应，同时缓解本地区高峰时段的电力缺口问题。项目基本运营模式如下：建设“风光储”电站，通过专线向工业园负荷供电，作为工业负荷的绿色电能补充，大工业负荷高峰主动降低公网供电需求，缓解46地区主网供电压力，减少企业限电风险。项目通过建设清洁能源供电专线，并单独核定输配电价，降低输电环节成本，为高耗能工业负荷提供长期低价稳定的绿色电力供应，有利于推动工业园区绿色发展。该项目模式实施后，将主要产生以下三方面的明显效益：一是通过通过新能源与储能的协同优化运行，为本地大工业负荷提供可靠的绿色电力供应，大幅提升XX地区新能源就地开发利用水平，打造新能源与工业负荷结合的就地消纳利用的新模式。二是优化配置新能源与储能规模，利用储能削峰填谷，通过储能调峰并同时与电网和负荷用户签订长期购电协议，保障新能源项目的高效消纳利用，降低发电成本和大工业企业的综合用电成本，为经济社会发展提供低价电力供应保障。三是利用储能存储的新能源弃电量，保障大工业负荷在晚高峰时段的可靠电力供应，主动降低高峰时段大电网供电需求，兼顾缓解XX地区的短时高峰供电缺口问题，减少晚高峰时段的限电压力。项目模式实施后，可同时保障新能源企业、公网电力公司和大工业负荷的协同共赢，实现新能源开发利用与工业产业的协同创新发展，将为XX地区经济社会发展提供清洁可靠低价的电力供应保障。6.1.4.1集中式风电项目集中式风电场规划区域主要为一般农用地、一般林地，避让国家公益林、天然林、矿区、自然保护区、风景名胜区以及军事、文物区等敏感性因素，场区范围内有部分村庄、基本农田，后期施工阶段机位禁止占用基本农田、不可用林地，避让房屋等敏感性因素距离必须满足规范要求。根据XX市土地类型及建设条件情况，规划集中式风电项目场区7处，规划总装机容量为1450MW。图6.3规划风电场位置示意图(1)XX风电场XX风电场规划选址区域在XX市北部多宝山镇境内，距离XX城区约111km。规划场区为低山丘陵地形，整体海拔高度在380~520m之间，场区土地利用类型为一般农用地、林地和未利用地。经初步布置风电机组,建议本风电场规划装机容量200MW。省道S310、省道S208横穿场区，交通便利。47图6.4XX风电场规划选址范围示意图(2)XX风电场XX风电场规划选址区域在XX市北部建边农场境内，距离XX城区约84km。规划场区为低山丘陵地形，整体海拔高度在300~410m之间，场区土地利用类型为一般农用地、林地和未利用地。经初步布置风电机组，建议本风电场规划装机容量150MW，省道S208横穿场区南北，交通便利。图6.5建边风电场规划选址范围示意图(3)XX风电场XX风电场规划选址区域在XX市北部嫩北农场境内，距离XX城区约38km。规划场区为低山丘陵地形，整体海拔高度在250-160m之间，场区土地利用类型为一般农用地、林地和未利用地。经初步布置风电机组，建议本风电场规划装机容量300MW。省道S208紧邻场区西侧，交通便利。图6.6XX风电场规划选址范围示意图（4）XX风电场XX风电场规划选址区域在XX市东北部塔溪乡境内，距离XX城区约77km。规划场区为低山丘陵地形，整体海拔高度在350~550m之间，场区土地利用类型为一般农用地、林地和未利用地。经初步布置风电机组，建议本风电场规划装机容量150MW。省道S301横穿场区东西，交通便利。图6.7XX风电场规划选址范围示意图(5)XX风电场XX风电场规划选址区域在XX市东部科洛镇境内，距离XX城区约37km。规划场区为低山丘陵地形，整体海拔高度在250〜420m之间，场区土地利用类型为一般农用地、林地和未利用地。经初步布置风电机组，建议本风电场规划装机容量150MW。省道S301横穿场区东西，交通便利。图6.8XX风电场规划选址范围示意图48(6)XX风电场XX风电场规划选址区域在XX市东南部XX农场境内，距离嫩江城区约40km。规划场区为低山丘陵地形，整体海拔高度在260〜380m之间，场区土地利用类型为一般农用地、林地和未利用地。经初步布置风电机组,建议本风电场规划装机容量300MWo省道S303横穿场区东西，交通便利。图6.9XX风电场规划选址范围示意图(7)XX风电场XX风电场规划选址区域在XX市南部双山镇境内，距离XX城区约23km。规划场区为低山丘陵地形，整体海拔高度在240~330m之间，场区土地利用类型为一般农用地、林地和未利用地。经初步布置风电机组，建议本风电场规划装机容量200MW。国道G231横穿场区南北，交通便利。图6.10XX风电场规划选址范围示意图6.1.4.2集中式光伏项目本次规划光伏电站选址区域共6块区域，分别为：（1）XX风光一体化项目本项目为风光互补项目，其中光伏规划区域位于多宝山镇东侧,所用区域为多宝山矿区，地形受到人工破坏，场区内多为大小不一的凹陷区，部分区域为积水区。现阶段采用535Wp单晶硅双面光伏组件，固定支架系统，评估本项目中的光伏电站规划容量50MW。省道S310位于场区北部，交通便利。后续开发利用时应确定该地区的地质条件，评估项目风险。图6.11XXX风光一体化项目规划选址范围示意图（2）废弃矿区治理光伏发电项目本项目位于霍龙门镇北侧，所用区域为沙金过采区，地形受到人工破坏，场区内多为条状积水沟。现阶段米用535Wp单晶硅双面光伏组件，固定支架系统，评估本光伏电站规划容量80MW。省道S208位于场区西部，交通便利。本项目所用区块较为分散，且部分地块中涉及基本农田、林地等敏感性因素，应严格按照国家、当地土地利用政策，在满足要求的前提下进行开发建设，后49续开发利用时应确定该地区的地质条件，评估项目风险。图6.12废弃矿区治理光伏发电项目规划选址范围示意图（3）XXX光伏发电项目本项目位于多宝山镇西北侧，所用区域为XXX及其附近，部分地形受到人工破坏。现阶段釆用535Wp单晶硅双面光伏组件，固定支架系统，评估本光伏电站规划容量100MWo省道S208位于场区西部，交通便利。后续开发利用时应确定该地区的地质条件，评估项目风险。图6.13XXX光伏发电项目规划选址范围示意图（4）XXXX水面光伏发电项目本项目位于大西江农场西南侧，所用区域为西江水库水面，根据卫星图像，该水库水位较为稳定，水域面积变化较小。现阶段釆用535Wp单晶硅光伏组件，漂浮式光伏系统，评估本光伏电站规划容量120MW。场址附近分布乡道，交通便利。后续开发利用时应收集水库的水文资料，根据水库的实际情况，选择合适的光伏阵列运行方式。图6.14XXX水面光伏发电项目规划选址范围示意图（5）水面光伏发电项目本项目位于跃进农场南侧，所用区域为局直水库水面。根据卫星图像，该水库水位较为稳定，水域面积变化较小。现阶段釆用535Wp单晶硅光伏组件，漂浮式光伏系统，评估本光伏电站规划容量120MWo省道S19位于场区西侧，交通便利。后续开发利用时应收集水库的水文资料，根据水库的实际情况，选择合适的光伏阵列运行方式。图6.15XXX水库水面光伏发电项目规划选址范围示意图（6）XX水库水面光伏发电项目本项目位于七星泡农场东侧，所用区域为东风水库水面。根据卫星图像，该水库水位较为稳定，水域面积变化较小。现阶段釆用535Wp单晶硅光伏组件，漂浮式光伏系统，评估本光伏电站规划容量250MW。省道S303位于场50区西侧，交通便利。后续开发利用时应收集水库的水文资料，根据水库的实际情况，选择合适的光伏阵列运行方式。图6.16XXXX水面光伏发电项目规划选址范围示意图6.1.5上网电量估算6.1.5.1风电场上网电量估算风电场风电机组机位需要考虑具体地形地貌、主导风向与主导风能方向、地面障碍物等影响因素。由于风电机组把风能转化为电能,风通过风轮后，风速下降且产生湍流，需要一定的距离才能恢复，条件允许的情况下，在主导风能方向上尽量增大风电机组之间的距离，减少风电机组之间的相互影响。但是风轮间距的大小也将影响单位面积内风力发电机组布置的数量、集电线路与进场和巡视道路的长短，适当考虑充分利用场地的相对集中布置。具体布置时因地制宜，根据风电场地形条件、建设规模、风力发电机组的型号及装机的台数进行优化布置，实现在有限的场区范围内达到最大的上网发电量和最低成本的目标。目前各规划风电场区内暂无实测风资源数据，本次发电量估算采用中尺度数据成果，利用WindFarm5.2.11将风电机组标准空气密度下功率曲线修正到风电场海拔高度处空气密度下功率曲线并利用WAsP10.0软件估算风电场理论发电量。风电场理论发电量扣除控制和湍流影响、叶片污染影响、风电机组利用率、功率曲线折减、场用电线损等能量损耗、气候影响停机、周围风电场影响和软件计算误差等即为风电场年上网电量，本阶段上述影响因素造成的发电量损失暂取25%。根据各风电场风资源状况、地形地貌条件、建设条件、交通运输条件和接入电力系统条件等，估算场区发电量。本风电场发电量估算以单机容量4MW机组进行。经初步估算，以100MW风电场为例，项目场区可利用小时数在2800-3300小时，年上网电量为280000~330000MWh。本次计算发电量仅代表当前风电技术水平，同时考虑中尺度数据与实际情况存在一定误差会导致发电量估算结果与实际情况存在差异；建议尽快在规划风电场区域建立测风塔开展测风工作，发电量估算应以实测数据计算值为准。516.1.5.2光伏电站上网电量估算本次规划根据收集到的资料，结合当地纬度、太阳能资源情况,并考虑各方面损失进行发电量估算。光伏组件每年所发电力主要受以下几方面的影响：光伏阵列在能量转换与传输过程中的损失包括：表面灰尘遮挡损失；不可利用的太阳辐射损失；方阵前后遮挡损失；组件匹配损失；直流线路损失；系统不可利用损失(故障、维修)；温度损失。逆变器损失；逆变器超配损失。交流线路损失；变压器损失。根据太阳能资源分析数据、安装规模及形式,考虑以上影响因素,本次规划的各集中式光伏发电项目的系统总效率在85%以上。根据现阶段釆用的光伏组件标称功率以及收集到的MN辐射数据，分别估算各项目发电量估算情况统计如下。表6.1-1各项目发电量估算表项目名称规划容量(MW)首年发电量(MWh)首年发电小时数(h)年平均发电量(MWh)年平均发电小时数(h)多宝山风光一体化项目50848501697796691593废弃矿区治理光伏发电项目8013576016971274691593三矿沟光伏发电项目10016970016971593371593西江水库水面光伏发电项目12016992014161595431329局直水库水面光伏发电项目12016992014161595431329东风水库水面光伏发电项目250354000141633238113296.2电网及接入系统建设方案6.2.1加强电网结构方案6.2.1.1XX220KV电网架构现状XX220kV电网构架图如下图所示，可以看出XX市220kv站有多宝山变52（180x2）及嫩东变（90+120）。图6.17XX220kv电网架构图根据变电站负荷情况统计表可以看出，由于九三工业园区用电量快速增长，现有嫩东220KV站（容量90+120MVA）远远不能满足需求，且目前的负载率已经高达121%，根据XX市发展情况，大工业用电需求大，建设增量配电网是解决电网问题的关键。工业园区类增量配电业务供电区域内用户能源消费密度大，用户综合能源服务驱动力强，增量配电企业开展综合能源服务，可以用户生产与需求为核心，健全技术支持手段，完善营销与管理策略，打造企业品牌，构建源-网-荷-售-储-金融等综合能源服务生态圈，能源服务由单一转换为综合。配电网，是“源网荷储一体化”落地发展和分布式能源高效利用的最佳“试验田”，也是构建新一代新能源电力系统不可或缺的主要载体。6.2.1.2XX中部和北部拟建变电站站址选择在XX市中部和南部负荷中心区域，分别建设一座220kV升压站，具体位置大致如下图，中部建设变电站位置在霍龙门乡附近，南部变电站在跃进农场附近。6.3初步接入方案设计6.3.1XX北部（多宝山220KV变电站区域）接入系统方案6.3.1.1XX北部接入系统外部条件分析多宝山220KV变电站位于本工程东侧，现有2台180MVA主变，最大负荷为115.8MW，下辖多宝山铜业自建的110KV变电站一座供给企业用电。图6.18多宝山变谷歌位置图6.3.1.2XX北部接入系统方案电源外送部分：53多宝山150MW风电新建一座新建1座220kV升压站，以1回220kV线路接入220kV多宝山变；建变风电场150MW新建一座新建1座220kV升压站，以1回220kV线路接入220kV多宝山变；三矿沟100MW光伏项目新建一座220KV升压站，以1回220kV线路接入220kV多宝山变。就地消纳部分：建设多宝山50MW光伏和50MW风电项目，新建110KV升压站以1回110kV线路接入原有110KV变电站6.3.2XX中部接入系统方案6.3.2.1XX中部接入系统外部条件分析XX中部暂无220KV变电站，而此区域工业负荷急剧增长，且附近风光资源优越，本方案拟在霍龙门乡新建220KV变电站。6.3.2.2XX中部接入系统方案电源外送部分：嫩北300MW风电新建一座新建1座220kV升压站，以1回220kV线路接入220kV拟建变电站；塔西150MW风电项目新建一座220KV升压站，以1回220kV线路接入220kV拟建变电站。就地消纳部分：拟建220KV变电站附近建设110KV变电站供给矿区用电；建设废弃矿区治理两个40MW光伏项目，新建110KV升压站以1回110kV线路接入110KV变电站。6.3.3XX北部接入系统方案6.3.3.1XX南部接入系统外部条件分析XX南部暂无220KV变电站，而此区域九三工业园区用电负荷急剧增长，且附近风光资源优越，本方案拟在九三工业园区附近新建220KV变电站。6.3.3.2XX南部接入系统方案电源外送部分：54山河150MW风电项目新建一座新建1座220kV升压站，以1回220kV线路接入220kV拟建变电站；前进200MW风电项目新建一座220KV升压站，以1回220kV线路接入220kV拟建变电站。就地消纳部分：拟建220KV变电站附近建设110KV变电站供给九三工业园区用电；建设两个50MW光伏项目，新建110KV升压站以1回110kV线路接入110KV变电站。6.4储能系统建设方案新能源出力具有随机性、波动性特征，传统运行模式无法为系统提供充足的顶峰容量。可以通过配置一定规模的储能来提供顶峰容量，同时减少弃电。储能规模配置具有边际效应递减的特点，且储能成本现阶段需要与电源一并疏导，因此需要研究合理的储能配置规模。随着储能方案的技术水平更为成熟和经济水平更为合理，在新能源项目中配套储能系统已经成为较为广泛的选择。储能系统能够缓解风电、光伏发电项目在电网端的不稳定性，同时也是增加风电、光伏发电项目二次调频辅助服务能力的新模式探索。增加一定比例的储能系统，能够缓解电网的调峰压力，减少新能源电源的弃风和弃光电量，利用储能的充放电特性，能够提高新能源电源的利用效率和经济效益。加入储能系统后，新能源电源具有更为友好的并网特性，能够输出更高质量的电力能源，拥有更高精度的输出预测水平，实现更高效的资源利用。采用磷酸铁锂电池储能，本项目储能电池设计规模初步考虑按照装机容量5%左右，电池放电小时数为2小时进行储能系统配置，因此储能电池总设计规模为108MWh。根据目前市面上主流电池效率情况，本项目储能电池全周期平均充放电效率按照0.85考虑，充放次数按照5000次考虑。根据本项目用电负荷特性，储能电池按照每日一充一放考虑。556.5建设条件分析6.5.1工程地质6.5.1.1地形地貌XX市地处松嫩平原连接大、小兴安岭山地的过渡地带，在黑龙江省五大地貌区域中，南部地区属松嫩平原区域，北部属大兴安岭山地区域。在地质构造、火山活动、冰川搬运、融冻过程等作用下，形成了变化复杂、起伏较大、切割分散、相间交错的地貌特征。山前常见冲积扇。东部紧靠小兴安岭，地势由东北向西南倾没。市内地势的总特点是北高南低、东高西低，XX由北向南流，XX左岸各支流均由东向西流，河岸北陡南缓、东陡西缓。全市最高处为黑岩峰西北的729.7高地，海拔高729.7m。市内地貌分属两大区域、两个地区和三个区。门鲁河以南属松嫩平原区域，次级属小兴安岭西侧山前冲积洪积台地地区，再次级分属XX中上游强起伏台地区和科洛火山群丘陵状台地区；门鲁河以北属大兴安岭山地区域，次级属大兴安岭北部中度寒冻剥蚀低山丘陵地区，再次级属XX上游左岸低山丘陵区。6.5.1.2区域地质构造XX市内北部低山丘陵区属新华夏系第三褶皱隆起带北段大兴安岭隆起的北端，南部台地区位于新华夏系第二沉降带松辽中拗陷的北部边缘。在隆起带中，有下元古界、古生界、中生界和新生界地层出露，生成多种金属、非金属及能源矿产。在中拗陷内，沉积有侏罗系、白垩系、第三系和第四系地层，形成较丰富的非金属矿产。本区第四系较为发育，广大平原区大都被第四系沉积物覆盖。6.5.1.2.1古生界泥盆系（D）:该系区内发育较全，主要出露于XX、泥酬河。泥餓河组（Di）：上部以中酸性火山岩为主；下部为强度粉细砂岩、炭质页岩、板岩、千枚岩及绢云母砂质片岩等。金水组（Di）：由粉砂质片岩、泥质片岩及砂质页岩等组成。6.5.1.2.2中生界白垩系（K）：56下白垩统上兴安岭火山岩组（Ki）：出露较广。由酸性及中性火山岩及其碎屑岩组成。本组不整合于上侏罗统下兴安岭火山岩组、木耳气含煤组之上。厚约400〜1300m。下白垩统伏龙泉组（Ki）：自XX以北沿丘陵前缘至德都一带出露，主要为一套灰绿、灰黑色的泥岩、砂质泥岩、泥页岩夹多层砂岩、砂砾岩，且夹有少量紫红色泥岩，岩相变化较大。其中较普遍的夹一层灰黑、黑色泥页岩层，富含叶肢介、介形虫化石，厚一般6〜15m,厚者达20~30mo6.5.1.2.3新生界（1）第三系上第三系依安组（Ni）：主要分布于XX以南的九三农场至讷河一带。由灰、灰黑色相杂褐黄色泥岩，砂质泥岩夹砂岩、砂砾岩组成，有的见薄煤层。（2）第四系（Q）全新统冲积层（Q4）：即为组成各主要河流漫滩之堆积物。上部一般分布有2〜3m厚的黄色、褐黄色亚粘土层，下部为黄褐色砂、砂砾卵石层，夹粘土透镜体。XX漫滩厚一般20~40m,最厚达50m。上更新统冲积层（Q3）：XX及其支流堆积阶地，上部为黄土状亚粘土层，厚3〜10m；下部为灰白、灰黄色砂砾卵石层，夹粘土透镜体，厚一般10〜30m。上更新统至全新统冲积层（Q3）：为黄色，褐黄色黄土状亚粘土或亚粘土层，含档粒及铁镒结核、厚4〜20m,组成冰水洪积平原上部堆积物。下更新统冰水沉积层（Q1）：主要为灰白、灰黄、锈黄色的砂、砂砾石层，其中夹粘土透镜体，局部地区相变为含砂砾石的亚粘土层。厚度一般为20〜30m,砾石大者达10cm,呈多面状，构成冰水洪积平原下部堆积物。6.5.2交通运输条件XX市位于XX省西北部，处于进入大兴安岭地区、通往对外开放口岸XX57市、连接内蒙古东部的重要交通要道汇合处，齐加铁路、齐黑公路、111国道、嫩呼公路穿境而过，距齐齐哈尔、XX两个民航机场均为250km,距五大连池机场120km,距哈尔滨4小时车程，齐加铁路跨境而过直达大连港口。规划风电场和光伏电站均位于XX城区周边，主要有国道G111、国道G231、省道S208、省道S301、对外交通方便，大大减少道路工程的投资。风电场和光伏电站总体规划和对外交通见下图：图6.19规划风电场、光伏电站对外交通图6.5.3施工安装条件6.5.3.1风电场施工安装条件XX地区场区内交通条件较好，基本能满足大件运输要求；植被发育，多为林地，少部分为农田。风电场区域施工区范围较大，施工点多而且分散。施工所需的水、电、砂石骨料、水泥、混凝土等拟采用以下方式供应：1）供水：施工用水和生活用水可釆用水车从附近村庄获得。2）供电：就近从附近输电线路T接，并配置柴油发电机。3）砂石骨料和水泥：砂石骨料，水泥等可从XX及周边釆购。4）混凝土：釆用移动式搅拌站就近拌制供应，考虑到工程距离县城较近，且交通运输条件较好，混凝土可从当地购买商品混凝土或自建搅拌站。发电机组吊装设备拟采用主、辅吊车各一台。针对安装现场的地形、场内道路规划等条件，场址宜选择单机容量为3000千瓦以上的风电机组。6.5.3.2光优电站施工安装条件（1）安装施工条件光伏发电站发电单元对安装条件的要求不高，本次规划光伏项目场区地势平缓，可满足安装施工要求。（2）建筑材料来源主要建筑物材料来源充足，工程施工所需砂石料、油料、钢材、水泥等从XX市釆购，由汽车运至现场。58（3）施工期供水、供电来源本工程施工水源用水罐车、水箱运输或采用水管引接到施工现场;施工临时电源采用柴油发电机进行供电。（4）施工期通信设施施工现场的对外通信釆用“永临结合”的方式。光伏发电单元施工现场的对外通信，拟采用手机及多部无线电对讲机的通信方式。6.6投资主体（联合体）概况中国水电工程顾问集团受委托，进行百万千瓦综合能源基地建设方案编制工作。依托当地丰富的新能源资源，以储能、智慧电网等新技术为突破口，按照统筹优化、集成创新的思路，设计“源—网—荷—储”多维度、多组合方案，发挥示范的综合效益。本建设方案针对XX市源网荷储一体化就地开发利用方案开展全面研究，以缓解XX地区电力缺口和促进清洁能源消纳为主要目标，提出优化储能配置的新一代电网友好型新能源示范电站、源网荷储一体化绿色供电的新型工业园区、源荷互动的绿色大数据中心等示范项目设计方案，并提出相关项目方案、加强电网架构方案、商业模式，开展投资估算与效益分析。中国电力建设集团有限公司（简称：XX），是国务院国有资产监督管理委员会直接管理的中央企业。XX是全球能源电力、水资源与环境、基础设施及房地产领域提供全产业链集成、整体解决方案服务的综合性特大型建筑集团，主营业务范围遍及全球90多个国家和地区。形成了以亚洲、非洲为主，辐射美洲、大洋洲和东欧的国际化、多元化市场格局。涉及水利水电、路桥、机场、城市和基础设施建设、能源和矿产资源开发等领域，成功建设了许多被所在国称之为“地标”的大型、超大型公共基础设施项目，以其高技术含量和建设难度，令世界瞩目。2020年集团公司生产经营再创历史新高，全年实现营业收入5350亿元，世界500强排名157位。7规划目标及开发时序本次规划共包括7个风电项目，6个光伏发电项目，两个水电项目，5个7.1规划目标生59物质项目，合计总装机容量为2620MW。本次规划共包含7个风电项目，分别为多宝山风电场，规划容量200MW；建边风电场，规划容量150MW；嫩北风电场，规划容量300MW；塔溪风电场，规划容量150MW；山河风电场，规划容量150MW；XX风电场，规划容量300MW；前进风电场，规划容量200MW，风电项目总规划容量1450MW。光伏项目规划有6个分别为多宝山风光一体化项目，规划容量50MW；废弃矿区治理光伏发电项目，规划容量为80MW；三矿沟光伏项目，规划容量100MW；西江水库水面光伏发电项目，预计规划容量120MW；局直水库水面光伏发电项目，规划容量120MW;东风水库水面光伏发电项目，规划容量250MW，光伏发电项目共计720MW。水电项目共计2个分别为规划容量175MW的固固河水电站以及24MW的九寨水电站，合计199MW。生物质项目共5个，分别为三矿沟40MW生物质项目，153矿区40MW生物质项目，凯迪30MW生物质项目，前进镇40MW生物质项目，九三40MW生物质热电联产生物质项目，合计190MW。7.2开发时序本次规划按照“统筹规划、合理布局、科学建设、分步实施”的原则，确定本区域风电场的开发建设。项目开发顺序则根据各项目所在地的前期资源条件、工程地质条件、交通运输条件、施工安装条件以及风电外送通道的规划建设情况、当地社会经济条件等因素，综合考虑确定，同时适当考虑各地区的项目平衡。XX市源网荷储一体化示范项目基地规划容量及开发顺序汇总见表7-1。本次规划提出的开发顺序只是根据目前前期工作进展情况而提出的初步方案，在今后实际开发建设过程中，可根据各项工作的进展情况，外送电网建设情况成果对项目的开发顺序和开发范围可适当调整。表7-1XX市源网荷储一体化示范项目基地规划容量及开发顺序时间场区预计新增容量（MW）602021年2022年2023年2024年2025年8外部影响评价8.1环境影响初步评价8.1.1环境现状8.1.1.1自然环境1）地形地貌XX市地处松嫩平原连接大、小兴安岭山地的过渡地带，在黑龙江省五大地貌区域中，南部地区属松嫩平原区域，北部属大兴安岭山地区域。在地质构造、火山活动、冰川搬运、融冻过程等作用下，形成了变化复杂、起伏较大、切割分散、相间交错的地貌特征。2）气候气象XX市气候属温带大陆性季风气候。全市历年平均气温在-0.4〜3.2。（3,南北温差为3.6。（3,历年平均降水量为472〜547mm,最多风向为静风，其次是南风和北风。冬季寒冷、漫长、干燥，常有暴雪、寒潮天气出现；夏季雨热同季，多洪涝；春季气温变幅大，干燥、多风、少雨、易旱；秋季干燥，昼夜温差大，61易发森林火灾。3）河流水系XX市内河流均属XX水系。XX为松花江北源，全长1370km,流域面积24.39万3,XX市内XX干流长度为404km。XX在嫩江市内的主要支流有科洛河、门鲁河、卧都河、固固河。XX在XX市内较大的次支流有科洛河支流沐河、门鲁河支流泥輙河。8.1.1.2生态资源1）土壤资源XX市内土壤介于湿润海洋性土壤地带谱与干旱内陆性土壤地带谱之间，土类以暗棕壤和黑土为主。受成土条件的影响，土壤种类较多，土壤分布的水平地带性较明显，亦具垂直地带性。境内土壤共分为6个土类、18个亚类、33个土属、64个土种。2）林业资源全市林业总经营面积730075.9hm2。其中全市林业用地总面积628483.9hm2,非林业用地面积101592hm2。全市有林地面积464361.7hm2,疏林地面积2102.4hm2，灌木林地面积432.3hm2；未成林造林地面积5937.9hm2；苗圃面积36.9hm2。无林地面积155612.7hm2。全市森林覆盖率63.66%,全市活立木总蓄积30099823m3。3）植物资源XX市地处兴安针阔叶混交植被区与松嫩平原草甸草原植被区的过渡地带。主要木本植物有兴安落叶松、樟子松、蒙古柞、黑桦、白桦、山杨等10余种；灌木有平榛、毛榛、胡枝子、笃斯越桔等几十种；草本植物以小叶章和苔草为主，其中野生药用植物有黄芷、桔梗、苦参、一轮贝、黄苓、白鲜皮等150多种；菌类有黑木耳、猴头、蘑菇等。由于地域辽阔，森林分布广，山产品十分丰富。4）自然保护区XX市目前有XX中央站黑嘴松鸡国家级自然保护区、XX门鲁河省级自然保护区和XX科洛河市级自然保护区3处市级及以上自然保护地。628.1.1.3场区环境敏感因素XX市本次规划的7个风电场和6个光伏电站场址均已避开黑龙江中央站黑嘴松鸡国家级自然保护区、XX门鲁河省级自然保护区和XX科洛河市级自然保护区3处市级及以上自然保护地。风电项目中，仅建边风电场场区范围不涉及生态红线，其他风电场范围均涉及基本农田、天然林、生态红线、湿地和天然草原等环境敏感区域，但是初步风机布置已避开。光伏项目中，3个水面光伏项目已避开已避开基本农田、天然林、生态红线、湿地和天然草原等环境敏感区域，多宝山风光一体化项目场区范围涉及少量天然草原，废弃矿区治理光伏发电项目涉及少量基本农田、天然林和天然草原。新能源项目建设应按照“生态优先、绿色发展”的原则，要求风机布置、组件布置、线路选线、道路规划避让基本农田、生态红线、天然林、湿地、基本草原等环境敏感因素，严格执行环境准入。表9.2XX市规划风电和光优项目场区范围涉及环境敏感因素初步统计表类型场区编号规划项目名称基本农田生态红线天然林湿地天然草原自然保护区风电1234567光伏12345663（注：表中“为涉及敏感因素）8.1.2环境影响分析与评价风电、光伏项目建设对生态环境的影响大部分发生在施工期，主要是施工废水、施工扬尘、施工噪声、固体废物、水土流失影响等。运行期对环境的影响主要是风机噪声、电磁辐射和景观影响。8.1.2.1水环境影响1）施工期施工期废水包括生活污水和施工废水。施工废水包括机械、车辆冲洗废水，产生量较小，废水成份单一，主要污染因子为SS。施工废水经沉淀池澄清处理后用于车辆冲洗及施工场地洒水抑尘。生活污水主要污染物有BOD5、CODo在施工生活区设置旱厕，粪便定期清理可用于周围农田/林地施肥，其他生活盥洗水可收集用于施工场地、道路洒水降尘。待施工期结束后，将旱厕进行拆除。2)运行期运行期产生的废水主要为电站运维人员生活污水、光伏组件清洗用水。生活污水主要污染物有BOD5、COD,可配置一套化粪池+生活污水处理设备，出水达到《城市污水再生利用城市杂用水水质》(GB/T18920-2002)城市绿化标准后用于站区绿化，不外排。项目冬季污水不排放，储存于清水池内，待第二年春天进行绿化。化粪池污泥则定期清掏，清掏出的污泥收集后运至当地生活垃圾处理场进行处理。严禁将未处理的生活污水直接排入地表。光伏组件清洗用水为局部间断性用水，釆取人工操作喷雾式水枪进行清洗。清洗废水主要含SS,无其他污染物，且光伏组件下的地面不硬化或为水面，为自然状态，故将清洗废水直接自然流至地面/水面蒸发。8.1.2.2环境空气影响1)施工期施工期大气污染物主要来源于车辆运输、基础开挖产生的扬尘和施工车辆尾气等，产生的污染物主要为颗粒物、NOx等，会对施工场区和运输道路附近建议采取的保护措施如下：64施工场地周围设置施工屏障；合理安排施工计划，尽量减少土石方开挖和运输调用，减少扬尘产生量；项目材料堆场、表土临时堆场等釆取防尘网苫盖、拦挡等措施，防治扬尘产生；a运输车辆装载量适当，运输分散状物料必须采用密闭车斗运输,在运输途中不得遗洒、飘散载运物；b加强机械养护，每日对机械发动机等燃油机械设备进行检查，定期对机械进行保养，在正规加油站添加优质燃油，防止劣质燃油影响发动机工作及尾气排放。c合理规划施工运输车辆行车路线，出入料场的道路、未铺装的道路等经常洒水，以减少粉尘污染；d做好运输车辆保洁工作及车辆限速措施，降低交通扬尘对周边环境影响。2）运行期风电项目运行期产生的废气主要为食堂油烟。采用油烟净化设备对油烟进行净化处理，油烟排放浓度满足标准要求后从屋顶排放。8.1.2.3声环境影响1）施工期施工期噪声主要为施工机械噪声、施工作业噪声和运输车辆噪声。施工机械噪声由施工机械所造成，如挖土机械等，多为点声源；施工作业噪声主要指一些零星的敲打声、装卸建材的撞击声、拆装模板的撞击声等，多为瞬间噪声;商品混凝土输送泵、空压机为持续噪声源；运输车辆的噪声属于交通噪声。建议采取的措施如下：a合理安排施工现场①结合施工机械噪声预测结果，合理科学地布局施工现场，施工现场的固定噪声源相对集中放置，采取入棚措施，以减轻对环境的影响。②施工现场设置施工标志，并将施工计划报交通管理部门，以便做好车辆的疏通工作，保证交通的安全、畅通。b合理安排施工设备作业时间和施工时间。65距沿线声环境敏感点较近的施工区域禁止昼间12:00〜14:00和夜间22：00-6:00进行施工。c合理设计运输路线施工单位应合理设计建筑材料等运输路线，尽可能绕开居民点、学校等敏感建筑物。施工运输车辆在经过近距离声环境敏感点时应控制车速、禁鸣。选用低噪声、低振动的施工机械设备，采取一定的消声或减振等措施，加强设备的维护保养。d采取噪声控制措施施工现场靠近声环境敏感点一侧设置不低于2.0m高的硬质围挡，减少对周围声环境的影响。加强施工机械的保养维护，使其处于良好的运行状态。做好宣传工作，倡导科学管理和文明施工。2)运行期运行期噪声源主要来自风机运转噪声、升压站内主变、水泵等设备。风机运转噪声跟风机的容量有关，目前国内3TMW风机噪源强在107〜111db之间，按照点声源模式预测，在距离风机360〜570m处的噪声满足《声环境质量标准》(GB3096-2008)1类功能区夜间45dB(A)限值。为不影响附近居民生活，风机布置时，要按照环评预测结果避让村庄一定距离。升压站内主变、水泵等设备噪声源强较小，在釆取了基础减震、密闭建筑隔音等措施后，在升压站围墙处噪声即可满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》1类标准昼间55dB(A)标准的要求。因此变压器和水泵的噪音对周围环境影响较小。建议采取的降噪措施如下：a设备安装时注意保持平衡，合理固定，并采取减振隔声消声措施。b升压站内的断路器、电抗器、变压器、火花及电晕等产生较高的连续电磁性和机械性噪声的设备，采取隔声减噪措施。c加强场区绿化，利用绿化来阻隔噪声的传播。8.1.2.4固体废物影响1）施工期项目施工期产生的固体废物主要是场地平整、基础开挖产生的土石方、建66筑垃圾、施工人员产生的生活垃圾。开挖土石方大部分可在施工结束后原地回填，剩余土方用于风机底座平台平整，风机底座平台相对较高，可消纳剩余土方，挖填方量基本保持平衡，无多余弃土方。施工人员生活垃圾经收集后，定期送当地环卫部门指定地点进行处理。建筑垃圾应回收利用，对不能回收利用的应及时清运至建筑垃圾指定倾倒地点，由市政部门集中处理。2）运行期运行产生的固体废物主要是生活垃圾、废电池、变压器检修废油和废弃电池组件等。生活垃圾设置垃圾收集箱，定期送当地环卫部门指定地点进行处理。废电池属危险废物，集中收集在升压站内的危废暂存间，定期交由有危险废物处置资质的单位进行回收和处置。变压器下设置事故油池，事故油池釆取防水防渗措施。变压器油属于《国家危险废物名录》中确定的危险废物，应先向当地主管环境保护部门进行申报登记，环保部门同意后按照《危险废物转移联单管理办法》填写危险废物转移五联单，由有危险废物处置资质的单位进行回收和处置。废弃电池组件属于危险废物，由供应商统一回收利用，不在场内储存。8.1.2.5电磁辐射影响电磁辐射源主要是升压站主变、配电装置和导线，电磁辐射的衰减和升压站周围环境、升压站本身的防护措施和防护方案由很大的关系。国内多项研究表明，升压站厂界工频电场、工频磁场远低于《电磁环境控制限值》(GB8702-2014)中相关标准要求，对周围环境影响不大。8.1.2.6生态环境影响1)施工期风电、光伏项目的生态环境影响主要集中在施工期间，施工过程中将进行土石方的填挖，包括风机基础施工、支架基础施工、箱变基础施工、公用设施施工、场内检修/进站道路的修建、临时便道修建等工程，不仅需要动用土石方，而且有大量的施工机械及人员活动。施工期对区域生态环境的影响主要表现在土67壤扰动后，随着地表植被的破坏，可能造成土壤的侵蚀及水土流失。工程占地对土地利用结构的影响工程建设对土地的影响分为永久占地和施工期临时占地。永久占地包括升压站用地、进站道路用地、风机箱变基础用地、支架基础用地等，将使土地丧失其原有的功能，对整体的土地生产力产生一定的影响。施工期临时占地包括施工临建用地、设备安装场地用地、电缆埋设路径用地和其他施工过程中所需临时用地等，对土地利用仅为短期影响，施工结束后可通过治理措施恢复其原有功能。对于临时用地,主要影响是风机、箱变、建筑材料等设备运输、安装、堆放时对施工占地的碾压，有效的解决措施是在安装施工结束后，及时实施土地整治，并选择合适草种或灌木进行恢复性种植。临时占地中的土地一般经过1~3年即可恢复原有生态，高原地区需要更长时间。(1)道路施工的生态影响1在道路施工过程中，道路两侧少量的植被将遭受施工人员和施工机械的破坏。这种影响是暂时的，当施工结束后，道路两侧的植被可恢复破坏前的地貌。2道路建设占用的土地随着项目的建设改变了原有的功能。道路建设会对土壤进行压实，改变了原有土地的排水条件，容易发生水土流失。3道路直接占用土地将完全损毁原有的植被，由于施工人员不可避免的践踏沿线周围的植物，因此施工相邻区域的植被也将受到一定程度的损毁，但施工结束后践踏问题会消失。工程施工过程中如不注意洒水抑尘，大量扬尘将在植物表面形成覆盖层，遮挡光线，影响植物的光合作用。(2)对野生动物影响分析施工机械噪声和人类活动噪声是影响野生动物的主要因素，各种施工机械如电钻、运输车辆等均可能产生较强的噪声，虽然施工机械属非连续性间歇排放，但由于噪声源相对集中，且多为裸露声源，故其辐射范围和影响程度较大。(3)对土壤影响分析工程建设对土壤的影响主要是建设和占地对原有土地结构的影响，其次是对土壤环境的影响。对土壤结构的影响主要集中在地基开挖、回填过程中。工程68在施工时进行开挖、堆放、回填、人工踩踏、施工机械夯实或碾压等施工操作，这些物理过程对土壤最大的影响是破坏土壤结构、扰乱表层土壤。土壤结构是经过较长的历史时期形成的，一旦遭到破坏，短期内难以恢复。在施工过程中，对表层土的影响最为严重。但对临时占地而言，这种影响是短期的、可逆的，施工结束后，经过2〜3年的时间可以恢复。(4)对植被影响分析风电、光伏项目建设对植被的影响主要集中在风机基础、支架基础、箱变基础、升压站、道路、电缆沟、塔基等施工过程中，表现为地表开挖造成植被破坏、埋压等。此外施工临时办公、仓库等临时建筑也需要占地，破坏地表植被。施工过程中，施工范围内的植被地上部分与根系均被铲除，同时还伤及附近植物的根系；施工带内植被由于挖掘出的土方堆放、人员践踏、施工车辆和机械碾压等，会造成地上部分破坏甚至去除，但根系仍然保留。这些将会造成施工区域植被的破坏，影响区域植被覆盖度及植物群落组成和数量分布，使区域植被生产能力降低。(5)对景观的影响项目建设会造成地表扰动，破坏原有的景观，使景观的自然性和和谐性大打折扣。2)运行期项日建成后将对区域的景观和生态环境产生一定影响。3)生态环境防治措施工程施工期间因场地开挖扰动地表、损坏植被，使地表抗蚀性、抗冲性降低，易造成水土流失；工程施工中临时堆置的土石方，由于改变了原有的结构状态，成为松散体，同时压埋原有植被，易造成水土流失。因此施工过程中土石方的开挖填筑应尽量避开风季，加强区间土方调配，做到边开挖边回填，土方回填后及时夯实，减少土石方堆放时间。施工期生态环境保护措施如下：(1)土地利用保护措施1建设过程中应精心规划用地，合理安排施工，尽量减少施工开挖面积69和临时性占地。2加强施工人员生态保护教育，施工过程中尽量减少植被破坏，各种施工活动应严格控制在施工区域内，并将临时占地面积控制在最低限度，以免造成植被不必要的破坏。3临时开挖土应该实行分层堆放与分层回填，表层土应分开堆放并标注清楚。平整填埋时，也应分层回填，尽可能保持原有的生长环境、土壤肥力和生产能力不变，以利于运行期植被的恢复。4升压站、风电场、光伏电站集约布置，减少永久占地面积。(2)野生动物保护措施合理安排施工时间，早晨、黄昏和正午避免高噪声作业，禁止夜间施工。(3)植被保护措施1施工期应制定详细的植被恢复方案，在施工作业完成后，应尽快按生长季节特点种植适宜的植物，及时进行植被恢复。2植被恢复要有专项资金保证，并做到专款专用。(4)景观恢复措施为减小和缓解工程施工过程对景观的影响，应釆取预防和恢复措施保护自然景观。施工单位必须按照工程设计和施工规范进行施工,施工场地和营地应规范有序。施工后的恢复应达到与周边自然环境的协调、和谐为基本原则，主体工程结束后，应及时对料场、开挖处进行平整，对施工临建和施工场地进行清理，根据周边环境决定釆取工程或植物措施。(5)环境管理措施1加强对施工人员进行野生动植物资源和生态环境的保护意识的宣传教育，以提高施工人员在施工过程中的生态环境保护意识。2应设置专门的生态环境监理机构，负责生态环境保护和生态环境恢复重建的监督管理工作。运行期生态环境保护措施如下：施工结束后，按照植被恢复方案有计划的实施植被恢复，形成规模，使风电场区形成一个结构合理、系统稳定的生态环境。708.1.2.7特殊环境影响XX市本次规划的7个风电场和6个光伏电站场址均已避开XX中央站黑嘴松鸡国家级自然保护区、XX门鲁河省级自然保护区和XX科洛河市级自然保护区3处市级及以上自然保护地。风电项目中，仅建边风电场场区范围不涉及生态红线，其他风电场范围均涉及基本农田、天然林、生态红线、湿地和天然草原等环境敏感区域，但是初步风机布置已避开。光伏项目中,3个水面光伏项目已避开已避开基本农田、天然林、生态红线、湿地和天然草原等环境敏感区域，多宝山风光一体化项目场区范围涉及少量天然草原，废弃矿区治理光伏发电项目涉及少量基本农田、天然林和天然草原。工程施工必须严格落实批复的环境保护措施，环境保护工程必须和主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。8.1.3环境影响评价结论工程建设运行会产生废水、废气、扬尘、噪声、固体废弃物等污染物，通过设置沉淀池、化粪池+污水处理设备、道路洒水降尘、固体废弃物分类回收处理等防治措施，以及合理安排施工计划、加强施工管理等管理措施，可将对环境的不利影响降到最小程度。经过分析，风电场、光伏电站建设对周围环境的影响较小，从环保的角度考虑，本次规划项目建设可行。8.2其他合规性评价8.2.1与XX省新能源政策的相符性《XX省国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》提出，要加快发展新能源和可再生能源，提高清洁能源比重。合理发展风电，打造国家级大型风电基地。《XX市国民经济和社会发展第十三个五年规划纲要》指出，“十三五”期间，要培育新能源等战略新兴产业。加快发展新能源装备、新材料、新医药、交通运输和专用机械设备五大新型制造业，打造风能、水能、太阳能和生物质能等清洁能源开发基地。71因此，项目开发符合XX省和XX市国民经济和社会发展总体规划。8.2.2项目选址的合理桂在本阶段规划选址时，充分考虑了对XX市境内诸多生态环境敏感区域的避让，风电场、光伏电站场址均已避开XX中央站黑嘴松鸡国家级自然保护区、XX门鲁河省级自然保护区和XX科洛河市级自然保护区3处市级及以上自然保护地。8.2.3与环境敏感目标的合规性分析根据规划风电场、光伏电站场址地形地貌，初步判断规划项目范围涉及基本农田、天然林、生态红线、湿地、基本草原等环境敏感区域，因此，要求风机布置、组件布置、线路选线、道路规划避让环境敏感因素。因此，项目选址与基本农田、天然林、生态红线、湿地、基本草原的要求相符。8.2.4总结考虑保护地等环境敏感区未来的区域范围调整等，为避免对保护地生态功能产生巨大影响，规划项目在实施阶段需征询环保、林业和国土等部门意见。工程施工时必须执行严格的施工管理措施，严格落实批复的环境保护措施，做到环境保护工程和主体工程同时设计、同时施工、同时投产使用。9投资匡算及效益初步分析9.1投资匡算9.1.1编制依据本规划匡算依据国家相关部门现行文件的规定和相关费用定额、费率标准以及项目建设条件、规划建设内容进行编制。1）国家能源局发布的《陆上风电场工程设计概算编制规定及费用标准》（NB/T31011—2019）。2）3）（NB/T32027—2016）国家能源局发布的《陆上风电场工程概算定额》（NB/T31010—2019）。国家能源局发布的《光伏发电工程设计概算编制规定及费用标准》；724）国家能源局发布的《光伏发电工程概算定额》（NB/T32035—2016）；5）《关于建筑业营业税改增值税后光伏发电工程计价依据调整实施意见》（可再生定额[2019]61号）；6）《关于调整水电工程、风电场工程及光伏发电工程计价依据中建筑安装工程增值税税率及相关系数的通知》（可再生定额[2019]14号）。9.1.2主要设备价格主要设备价格根据现行市场价格确定，风电机组价格按3200元/千瓦（含运费）计列；塔筒按10000元/吨（含运费）计列；组件按1.6元/Wp计列。9.1.3主要材料价格主要材料原价价格釆用2021年XX信息价，同时结合现行市场价格，以不含增值税价格计算，主要材料预算价为：材料预算价格=【材料原价+运输保险费+（运杂费材料毛重系数）】（1+采购及保管费率）：表9.1-1材料预算表编号材料名称单位预算价格1钢筋元/t38082普通硅酸盐水泥32.元/t3853普通硅酸盐水泥42.元/t4204碎石元//1025砂元/m，929.1.4匡算指标本项目投资匡算主要由施工辅助工程、发电场设备及建安工程、集电线路设备及建安工程、升压站设备及建安工程、交通工程、其他费用以及基本预备费构成。投资匡算不含送出工程费用。基本预备费按设备及建安投资的3%计列。9.1.5投资匡算表资合计约初步估算，项目XX市规划建设集中式风电项目总容量为1450MW,光伏项目容量为720MW,投为124.7亿元。其中风电项目投资97.4亿元，光伏73项目投资27.3亿元。表9.1-2投资匡算表序号名称容量（MW）投资框算（亿元）一风电场项目1多宝山风电场20013.42建边风电场15010.23嫩北风电场30020.04塔溪风电场15010.25山河风电场15010.26XX风电场30020.07前进风电场20013.4合计145097.4光伏项目1多宝山风光一体化项目501.62废弃矿区治理光伏发电项803.03三矿沟光伏发电项目1003.74西江水库水面光伏发电项1204.75局直水库水面光伏发电项1204.76东风水库水面光伏发电项2509.6合计72027.39.2初步财务评价财务评价是在国家现行财税制度和价格体系的前提下，从项目的角度出发，计算项目范围内的财务效益和费用，分析项目的盈利能力和清偿能力，评价项目在财务上的可行性。总投资的20%为项目资本金，其余总投资的80%利用国内银行贷款解决。贷款利率按4.90%计算。贷款期限15年，还款方式等额本息。项目测算按XX省燃煤标杆电价0.374元/千瓦・h计取,考虑送出工程费用。选取200MW风电项目、100MW地面光伏项目和120MW水面光伏发电项目进行电价反推。水面光伏发电项目待设备成本下降、规模化生产、技术进一步成熟后可以降低投资和提高发电量，以满足项目平价上网要求。表10.2投资匡算表序号项目年平均发电小时数项目总投资（含送出）全投资财务内部收益率电价741200MW风电项目2800h13.7亿元8%0.37元/千瓦时2100MW地面光伏项目1593h3.9亿元8%0.36元/千瓦时3120MW水面光伏发电项目1330h4.8亿元8%0.39元/千瓦时10结论与建议10.1结论根据XX市的规划用电情况，规划建设源网荷储一体化项目，由风电、光伏发电和储能系统，以及配套建设的变电站和集电线路组成。本次规划共包含7个风电项目，风电项目总规划容量1450MW，光伏项目规划有6个光伏发电项目共计720MW。同时配置储能系统。储能装置功率暂定总规划容量的5%考虑，充放电时间暂定2h，配置储能电池容量为108MWh。通过采用源网荷储一体化方案，本项目风力、光伏发电用于XX市供电，主要作为XX市工业、产业园等大功率用电企业负荷的绿色电能补充，大工业负荷高峰主动降低公网供电需求，缓解地区主网供电压力，减少企业限电风险。通过建设清洁能源供电专线，并单独核定输配电价，降低输电环节成本。10.2工作建议（1）建议收集并分析XX市主要工业企业用电负荷，深入调研生产组织运行方式，并结合远期建设规模、投产计划和对生产组织方式的优化设想，进一步完善典型日负荷曲线。（2）建议尽快开展风电场的测风工作，收集风电场区、光伏场区的相关资料，开展前期工作。（3）适时与电网公司对接，了解综合能源项目接网要求等有关事宜。（4）本项目财务可行且具有一定的盈利能力，经济效益良好，应尽快立项建设，减少化石能源消耗。