双碳目标下黄河流域水土风光资源一体化开发模式研究

谢遵党，唐梅英，王建利，杨 建，虎 珀

（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 双碳目标对黄河流域的要求

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。

据研究，实现碳中和要求减排CO2109亿t，其中能源生产需减排87亿t，占总减排量的80%，电力生产需减排38亿t，占能源生产减排量的44%［1］。实现双碳目标，能源是主战场，电力是主力军，能源结构调整是实现双碳目标的核心，大力发展风能、太阳能等新能源是关键。预计我国2030年一次能源需求总量为60亿t标煤，2060年低于60亿t标煤。考虑电力替代和电力制氢需求，预测2030年、2060年我国电能占终端能源消费比例分别为33%、66%。预测我国2030年能源总装机容量为38.0亿kW，其中清洁能源装机容量25.7亿kW、占比67.6%，清洁能源发电量5.8×104亿kW·h、占比52.5%；2060年能源总装机容量为80亿kW，其中清洁能源装机容量77亿kW、占比96%。2060年，光伏和风电装机容量占比78.6%，发电量占比70.0%；水电（含抽水蓄能）装机容量7.6亿kW、占比9.5%，发电量2.4×104亿kW·h、占比15%［2］。在以新能源为主体的新型电力系统中，水电将为新能源大规模消纳发挥不可替代的支撑作用，为实现双碳目标、保障国家能源安全做出重要贡献。

黄河流域是我国的“能源流域”，贡献了全国80%的原煤、33%的石油、35%的天然气和32%的发电量，是国家能源安全的支柱，有力地支撑了京津冀和华北华中地区的发展。2019年9月18日，习近平总书记主持召开黄河流域生态保护和高质量发展座谈会，黄河流域生态保护和高质量发展上升为重大国家战略；2021年10月，国务院印发的《黄河流域生态保护和高质量发展规划纲要》提出支持风能、太阳能丰富地区构建风光水多能互补系统，到2030年黄河流域可再生能源装机容量在全国占比大于13%的目标。由此，黄河流域2030年风电、光伏、常规水电、抽水蓄能等可再生能源装机容量至少3.33亿kW，其中水电装机容量0.34亿kW，风光等装机容量2.99亿kW。截至2020年，黄河流域可再生能源总装机容量为1.12亿kW，与2030年预测结果相比，装机容量缺口为2.21亿kW。

2 黄河流域的水风光土资源

黄河流域尤其是上中游地区的水能资源、煤炭、石油和天然气资源十分丰富，中游地区被列为我国西北地区十大矿产资源集中区之一。黄河流域水能资源理论蕴藏量为43 312.1 MW，年发电量为3 794亿kW·h［3］，在我国七大江河中居第二位。在全国已探明储量超过100亿t的26个煤田中，黄河流域有11个。黄河流域已探明的石油、天然气主要分布在胜利、中原、长庆和延长4个油区，其中胜利油田是我国的第二大油田。黄河流域亦是全国风光资源的富集区，风能资源、太阳能资源理论开发储量分别为1 435.94 GW和48.49×1014亿kW·h，占全国的44.5%和33.0%。我国西北地区的后备土地资源大部分位于黄河沿岸地区，仅河套平原和河西走廊地区已列入国家后备耕地资源范围内或完成灌区规划的土地面积即达533万hm2，利用条件稍加改善便可创造大量碳汇效益。

2.1 水能资源

黄河流域水能资源丰富。流域水能资源理论蕴藏量43 312.1 MW，干流理论蕴藏量32 827.0 MW、占全流域的75.79%，上中游理论蕴藏量31 167 MW、占黄河干流的94.94%。流域技术可开发的装机容量10 MW以上的水电站有144座，总装机容量36 350 MW，年发电量1 312亿kW·h。黄河是我国七大江河中水能资源开发利用程度较高的河流之一，干流规划水电梯级42座，总装机容量34 443 MW，其中已（在）建水电梯级33座，装机容量22 243 MW（占总装机容量的64.6%），规划新建水电梯级9座，装机容量12 200 MW。

黄河支流水能资源理论蕴藏量10 485 MW，年发电量919亿kW·h；可开发的装机容量10 MW以上的水电站91座，总装机容量2 167 MW，年发电量98亿kW·h。支流已（在）建水电站218座，总装机容量814 MW，年发电量39亿kW·h。与干流相比，黄河支流水能资源少，开发利用程度低。水能资源理论蕴藏量大于500 MW的支流有洮河、湟水、渭河和伊洛河等4条；100～500 MW的支流有切木曲、曲什安河、隆务河、大夏河、无定河、汾河和沁河等7条；其余支流蕴藏量小于100 MW，开发条件较差。

2.2 风能资源

黄河流域尤其是上中游地区风能资源丰富。黄河流域八省（区）（不包括四川省，下同）风能资源理论开发储量1 435.94 GW，技术开发储量112.55 GW，均占全国的44.50%左右，具有巨大的开发潜力。黄河流域八省（区）中，内蒙古风能资源储量最大，占全国风能资源储量的24.39%；宁夏储量最小，占全国风能资源储量的0.59%。各省（区）风能资源储量及全国占比见表1。

表1 黄河流域各省（区）风能资源储量及全国占比

2.3 光能资源

我国太阳能资源十分丰富，但是资源分布不均衡，太阳能辐射值较高区域主要集中在青藏地区与西北地区。黄河流域光能资源非常丰富，主要分布在西北及华北地区［4］，年辐射值为5 890～65 300 MJ／m2，其中上中游的青海、甘肃、宁夏、内蒙古、山西大部分属I类地区和Ⅱ类地区。黄河流域八省（区）光能资源理论储量为48.49×1014亿kW·h，占全国陆上理论储量（147.25×1014亿kW·h）的32.93%，其中：内蒙古光能资源理论储量最高，占全国光能资源储量的12.06%；宁夏面积较小，理论储量只有全国的0.74%。各省（区）光能资源储量及全国占比见表2。

表2 黄河流域各省（区）光能资源储量及全国占比

通过分析不同地区年平均辐照度、日照时数及日照稳定性3个因素，对太阳能资源开发潜力进行综合等级划分：青海西部为极度优质区，甘肃北部、青海北部、宁夏、内蒙古中部属于优质区，内蒙古东部、甘肃中部、陕西北部、山西北部属于良好区［5］。

2.4 抽水蓄能资源

黄河流域上中游地区地域辽阔，地形起伏大，多山地，宁夏、甘肃、内蒙古、山西山地占比分别为20.92%、25.97%、20.90%、36.00%，陕西和青海山地占比更高，为抽水蓄能点优中选优提供了便利条件。西北地区地广人稀，且各类自然保护区及生态红线等禁止开发区域面积相对较小（其中：宁夏禁止开发区占比约9%；甘肃禁止开发区占比18%；青海分布有三江源自然保护区等较大范围的自然保护区，禁止开发区占比相对较多，为32%），为抽水蓄能选点提供了巨大的空间。另外，西北地区地广人稀，征地及拆迁问题相对较少，可大大降低工程建设成本。

目前，黄河流域上中游地区已建抽水蓄能装机容量240万kW，全国占比为7.40%；在建抽水蓄能装机容量530万kW，全国占比为9.60%；“十四五”及中长期规划储备站点装机容量7 775万kW，全国占比约27.77%［6］。黄河上中游六省（区）抽水蓄能电站装机容量见表3。

表3 黄河上中游六省（区）抽水蓄能电站装机容量万kW

2.5 土地资源

黄河流域土地资源丰富，土地面积79.5万km2（包括内流区面积4.2万km2），占全国国土面积的8.3%，其中：山地和丘陵分别占流域总面积的40%和35%，平原占流域面积的17%。地貌、气候和土壤的差异形成了复杂多样的土地利用类型。2016年年底，黄河流域内共有耕地0.13亿hm2，约占全国耕地面积（1.35亿hm2）的9.6%。据初步统计，全流域宜开垦的荒地约200万hm2，占全国宜农荒地总量（667万hm2）的30%，主要分布在黑山峡至河口镇区间的沿黄台地，是我国重要的后备耕地，若水资源条件具备，则开发潜力很大。

西北地区的后备土地资源中大部分位于黄河沿岸地区，仅河套平原和河西走廊地区已列入国家后备耕地资源范围内或完成灌区规划的土地面积就有533万hm2左右，其中黑山峡生态灌区400多万hm2、河西走廊133万hm2［7］。黄河流域共有沙漠沙地面积7.89万km2，占整个流域面积（包括内流区）的9.9%，共有6片，分别是毛乌素沙地、库布齐沙漠、乌兰布和沙漠、河东沙区、共和沙区、腾格里沙漠（腾格里沙漠在黄河流域的面积只有700 km2），其中面积最大的是毛乌素沙地，面积为4.22万km2。解决了水资源制约后，西北地区的土地资源潜力就可转化为现实可用的土地资源。

3 水风光再生能源一体化研究

能源的低碳、零碳转型是实现双碳目标的核心，以风电、光伏为代表的可再生能源必须在未来能源供给中承担主体作用，但其波动性和消纳问题的解决是关键。水电依托高坝大库，具有长周期调节与储能作用，既是一种主要的可再生能源，也是消纳风光等间歇式能源并网、电网稳定运行的重要保障。为达到双碳目标，梯级水电的功能亟待调整，实现由电量为主、调节为辅，向电量、调节并重及调节为主、电量为辅的格局转变。综合考虑零碳电力需求，梯级电站扩容增效和后续水电开发，黄河流域常规水电装机容量2025年可达0.21亿kW，2030年为0.22亿kW，2060年应超过0.34亿kW。围绕水电梯级主要从以下4方面提出黄河流域水风光再生能源一体化方案。

3.1 利用存量水电站带动周边的风光开发，形成水风光一体化能源综合开发基地

水风光一体化能源综合开发基地是以已（在）建和规划的黄河干流梯级水电为依托，规划配置一定规模的风光电，通过水风光一体化建设，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，更大程度上促进新能源消纳。一体化基地建成后，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。

黄河干流玛曲—花园口河段，河道长度3 514 km，平均比降0.094%，规划水电梯级42座，总装机容量34 443 MW，其中已（在）建33座、装机容量22 243 MW。考虑到尼那、河口、天桥三电站调节能力有限，三盛公、桃花峪水库不进行水电开发，尔多、大河家、直岗拉卡、积石峡附近风光资源条件一般，可纳入黄河水风光一体化基地的水电梯级33座，2025年生效电站27座、装机容量20 689 MW，2035年生效电站33座、装机容量31 529 MW。综合考虑水电送出通道限制、水电站周边风光资源禀赋、生态红线及地类限制、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、基地建设经济指标等，开展水风光一体化配置。

2025年情景及价格水平下，利用黄河干流已（在）建的存量水电站开展水风光基地建设，基地总装机容量45 213 MW，其中：水电站27座、装机容量20 689 MW，风电装机容量4 962 MW，光伏装机容量19 562 MW，水电与风光配比为1∶1.19。

2035年情景及价格水平下，黄河流域水风光基地总装机容量70 770 MW，其中：水电站33座、装机容量31 529 MW，风电装机容量9 131 MW，光伏装机容量30 110 MW，水电与风光配比为1∶1.24。

3.2 充分挖掘梯级电站调节潜力，对梯级电站进行扩容增效

黄河干流已建梯级电站规划较早，以增发电量为主要目标，还存在挖掘调节潜力的空间。

一方面，可扩大梯级水电装机容量，缩减利用小时数。当前大型梯级水电站以提供电量为主，水电利用小时数总体呈增加趋势。初步分析选取黄河流域已建大型梯级（装机容量20万kW以上）龙羊峡、拉西瓦、李家峡、公伯峡、苏只、积石峡、盐锅峡、八盘峡、青铜峡、班多、小浪底水电站为研究对象，分析水电年利用小时数在2010年至2020年的变化趋势。这11座电站装机容量总计1 343.3万kW，2011年至2017年平均年利用小时数在3 375 h上下浮动，2018年起稳定增长，2018年为4 225 h，2019年为4 874 h，2020年为5 139 h。目前，龙羊峡至青铜峡河段已建梯级电站多年平均利用小时数在3 300 h以上，其中龙羊峡为4 697 h，刘家峡为3 692 h，盐锅峡、八盘峡年均为5 000 h左右。通过增加水电装机容量，合理缩减利用小时数，可充分发挥水电的容量作用，更好满足电力系统调峰、新能源消纳的需求。黄河流域已建电站装机容量经扩机改造后，至少增加1 800万kW，可带动新能源消纳3 000万kW以上。

另一方面，可动态控制梯级水库水位，充分挖掘其可利用库容。在不降低防洪标准的前提下，提高洪水资源利用率，充分挖掘调度潜力、抬高发电水头以增加发电量。如：通过龙羊峡汛限水位研究，使其汛限水位提高2 m，年发电量增加0.08亿kW·h；汛限水位从2 588 m提升至2 594 m（设计汛限水位），多年平均来水情况下，龙羊峡水库年发电量可增加0.8亿kW·h，梯级电站年发电量可增加2.8亿kW·h（上游梯级增加2.2亿kW·h，中下游梯级增加0.6亿kW·h）［8］，显著提高黄河干流梯级电站发电效益。

3.3 充分发挥龙头电站作用，建设水风光储四位一体清洁能源基地

按照黄河流域综合规划的有关成果，截至2020年，黄河干流玛曲以下河段已（在）建常规水电装机容量2 224万kW，规划未建电站装机容量1 220万kW，未建装机容量占规划总装机容量的35.4%，加上玛曲以上的5座梯级电站，尚有较大的开发潜力。

充分利用上中游具有龙头作用的电站，如上游宁木特、茨哈峡、龙羊峡、黑山峡，中游古贤、碛口、小浪底等水电站，总库容达909.81亿m3，调节库容达406.29亿m3，常规水电装机容量可达1 944万kW，考虑抽蓄装机容量可超5 674万kW，将极大地带动新能源开发消纳，发挥巨大效益。以龙头电站为依托可形成7个相对独立的清洁能源基地，总装机容量19 254万kW，总发电量超过3 200亿kW·h，相当于节约1.31亿t标煤，减少碳排放3.27亿t。

根据研究，青海河段（玛曲—积石峡）利用规划的宁木特（包括在建的玛尔挡、规划的尔多）、茨哈峡及已建的龙羊峡，构建青海省优势互补的高质量、清洁能源区，形成“一廊三区”水风光储多能互补清洁能源基地整体布局，3个基地总装机容量8 200万kW，其中水电装机容量2 710万kW、新能源装机容量5 490万kW［9］。

“几”字弯河段以黑山峡水利枢纽为中心和主电源，通过对现状及规划的水风光抽蓄边界条件分析，厘清研究区域可利用的能源特性及分布情况，提出多能互补清洁能源基地布局方案，构建“一点一廊两区”的黑山峡河段多能互补清洁能源基地格局，形成“一点”支撑“一廊”带动“两区”、多地联动（宁夏、甘肃、华中、华东）、整合区域、辐射全国的黑山峡河段清洁能源发展新态势。总装机容量6 170万kW，其中水电装机容量1 720万kW，新能源装机容量4 450万kW。

中游河段围绕碛口、古贤、小浪底打造3个千万千瓦级的水风光储清洁能源基地，总装机容量4 884万kW，年发电量894亿kW·h。

黄河流域水风光储四位一体多能互补清洁能源基地规模见表4，布局见图1。

表4 黄河流域水风光储四位一体多能互补清洁能源基地规模

图1 黄河流域水风光储四位一体多能互补清洁能源基地布局

3.4 与跨流域调水结合，利用广袤的荒漠土地进行碳汇

黄河流域在进行生态建设的同时，可通过碳循环与捕集利用消除CO2，在固碳端助力双碳目标的实现，具有相当大的潜力。

南水北调西线工程是从长江上游干支流调水至黄河上游的重大跨流域调水工程，是解决我国西北地区干旱缺水的重大战略工程，是我国水资源“四横三纵”总体格局的重要组成部分。依据2002年12月国务院批复的《南水北调工程总体规划》，南水北调西线工程年调水总量170亿m3，如果80亿m3用于黄河上中游生活、工业和河道内补水，90亿m3中20亿m3用于河西走廊和新疆生活、工业用水需求，剩余70亿m3用于生态建设，那么碳储量增加1.75亿t。

有关部门还研究了南水北调西线的延伸工程即西部调水工程，从雅鲁藏布江干支流、怒江、澜沧江、金沙江、雅砻江、大渡河等河流自流调水，年调水量450亿m3。其中一期年调水170亿m3与西线一致，80亿m3补充黄河，40亿m3供河西走廊，50亿m3供新疆；后期年调水总量达450亿m3，分别向黄河、河西、新疆供水160亿、130亿、160亿m3。

远期450亿m3年调水量中，170亿m3满足生活和工业用水需求，剩余的280亿m3满足生态建设用水需求［10］。考虑森林、设施农业的固碳潜力［11］及用水定额等情况，宜农则农、宜林则林、宜牧则牧，优化种植结构，设施农业、农田、林、草的种植比例分别为2∶3∶2∶3，开发667万hm2，用水量280亿m3，则碳储量增加7亿t。

4 结 论

大力发展可再生能源已经成为全球能源转型和应对气候变化的重大战略方向和一致宏大行动。习近平总书记高瞻远瞩、审时度势，作出我国2030年前碳达峰、2060年前碳中和的庄严承诺，明确要求到2030年非化石能源占一次能源消费比重为25%，风电和太阳能发电总装机容量在12亿kW以上。黄河流域是我国的“能源流域”，具有丰富的水土风光资源，本研究以此为基础，依托流域的水电开发，充分利用水电灵活调节能力和水风光的出力互补特性，搭配具备调节能力的抽蓄，提出水电与新能源结合的3种方案：一是利用存量水电站带动周边的风光综合开发，形成水风光一体化能源基地，匹配的新能源利用现有的水电通道，该项目应尽快落地实施；二是充分挖掘梯级电站调节潜力，对梯级电站进行扩容增效，该项目可在“十四五”和“十五五”落地实施；三是充分发挥龙头水电站作用，与抽水蓄能电站相结合，建设水风光储四位一体清洁能源基地，可在黄河流域至少建成七大超千万千瓦级的清洁能源基地，总规模可达19 254万kW，加上其他再生能源装机容量，基本可解决黄河流域2.21亿kW可再生能源的缺口。初步匡算每年可减少碳排放3.27亿t，按42元／t计算，年减碳效益约137亿元。这3种方案可相互结合，分步实施。同时提出与跨流域调水结合，利用广袤的荒漠土地进行碳汇的思路。