1、十方方”先优成电户Q建展期则前言3一、发展基础及趋势4（一）发展基础4（二）存在问题5（三）发展趋势5二、发展形势分析8（一）光伏资源分析8（二）土地资源分析9（三）电力系统分析12（四）电网消纳分析18三、总体要求28（一）指导思想28（二）发展原则29（三）发展目标3O四、主要任务31（一）因地制宜推进集中式光伏开发31（二）积极稳妥推进分布式光伏开发34五、投资与建设用地规模匡算35（一）集中式光伏投资与建设用地规模35（二）分布式光伏投资规模41六、环境影响分析42七、建立光伏发电竞争性配置机制43（一）竞争性配置范围43（二）竞争性配置原则43（三）竞争性配置方式44（四）竞争性配
2、置方案44（五）竞争性配置管理45八、保障措施45（一）加强政府统筹引导45（二）强化光伏发电项目管理45（三）提升新能源消纳能力46、I、刖三2022年6月，国家发展改革委、国家能源局等9部门联合印发了“十五五”可再生能源发展规划，规划围绕2030年我国风电、太阳能发电总装机容量达到12亿千瓦以上的目标，对可再生能源发展提出了新任务、新要求。在“双碳”战略支撑下，国内可再生能源进入大规模跃进式发展新阶段。在供给端，可再生能源新增装机占比将进一步提高；在消费端，可再生能源由增量补充转为增量主体，在能源消费中的占比快速提升；在行业成长驱动力上，可再生能源将由政策驱动发展转为市场驱动发展；在行业发
3、展质量上，将兼顾规模开发、市场消纳、电力稳定可靠三方面，逐步成长为支撑经济社会发展的主力能源。市为太阳能资源丰富区，日照时间在全省处于中上水平，具有良好的可利用太阳能资源。为充分发挥市光伏资源优势，进一步规范光伏发电开发建设，促进光伏发电产业健康有序发展，实施可再生能源替代行动，推进能源革命和构建清洁低碳、安全高效能源体系，助力实现碳达峰、碳中和目标，根据省发展改革委关于规范集中式光伏发电项目管理有关事项的通知（粤发改能源函2022510号）、市国民经济和社会发展第十四个五年规划纲要市能源发展“十五五”规划等文件，编制本规划。一发展基础及趋势（一）发展基础自碳达峰、碳中和目标提出以来，市光伏发
4、电产业快速发展,装机规模、利用水平迈上新台阶，为光伏发电产业进一步高质量发展奠定了坚实基础。截至2022年6月，市已投产光伏电站装机602.5三,占发电总装机的11.65%。其中：地面集中式光伏电站装机460.1MW、分布式光伏电站装机142.4MW。市已投产光伏电站装机容量如下表：表1市光伏电站装机容量汇总表单位：MW序号电站名称县区装机容量1国华光伏电站东源县8.12天华阳光光伏电站东源县100.03老围村光伏电站东源县40.04鹿塘光伏电站紫金县40.05大湖一期光伏电站连平县22.06百叟光伏电站连平县40.07下洞光伏电站连平县10.08美达光伏电站东源县100.09石源光伏电站连平
5、县100.010分布式光伏电站源城区20.9411分布式光伏电站东源县37.4012分布式光伏电站紫金县19.2613分布式光伏电站龙川县42.6914分布式光伏电站和平县13.1915分布式光伏电站连平县8.88汇总602.5（二）存在问题市光伏发电已进入快速发展阶段，光伏发电项目备案规模急剧增长，20252026年集中式光伏发电项目备案近9000MW,与每年实际开工和新增并网规模差距巨大，并出现如下问题。一是光伏发电资源无序开发。光伏开发企业各自为战，存在多家企业争抢同一土地资源的现象，造成无序竞争，开发成本增大，影响整个光伏发电产业的健康发展。二是光伏发电项目进展缓慢。集中式光伏发电项目
6、采取备案制，项目立项较为容易，部分项目由于土地租赁、升压站建设用地手续不齐等问题，错过了项目开发的良好周期，造成大量的土地资源和前期费用的浪费，导致项目备案后进展缓慢，长期不能动工。三是电网消纳能力结构性缺陷。传统电网建设考虑的是用电需求，市电网主要用电负荷分布在南部，形成电网“南强北弱”的现状，而大量的集中式光伏发电项目落点在市北部区域，按现有光伏发电项目备案情况来看，新能源上送需求远超电网消纳能力。（三）发展趋势1 .光伏电站应用与产业融合发展随着光伏电站的大规模建设，优质的电站建设土地资源逐渐稀缺，电站综合收益需要提高，光伏电站将出现与第一产业融合的趋势。根据目前发展形式来看，主要有以下
7、方式：人造太阳多层高密度无土种植工厂，采用新型节能光源促进植物光合作用，采用多层叠加的立体植物提高土地的利用效率；光伏农业科技大棚，棚顶安装光伏电池或集热器，柔性透光，适合于某些农作物和经济作物生长，实现工业化和土地的高效产出；光伏与尾矿治理、废弃的采矿塌陷区循环经济建设和生态综合治理相结合，使得废弃土地得以实现生态环境的修复。2 .构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统在“双碳”目标下，可再生能源将进入大规模跃进式发展阶段。为响应国家号召，实现绿色发展，2026年3月，南方电网公司对外发布服务碳达峰、碳中和工作方案。方案提出，到2030年，将推动南方五省区新能源新增装机1亿千瓦，达到L5亿千瓦
8、到2030年，推动南方五省区新能源再新增装机1亿千瓦，达到2.5亿千瓦；非化石能源装机占比由2025年的56%提升至65%,发电量占比从2025年的53%提升至61%。新能源大规模接入将降低电力系统的抗扰动能力，使系统惯量降低、调频能力下降，导致频率变化加快、波动幅度增大、频率越限风险增加。随着新能源大规模开发、高比例并网，其波动性和随机性特征对电力系统的功率平衡、抗冲击能力等提出新挑战。新能源占比逐渐提高的新型电力系统的建设将改善传统新能源电源波动性和间歇性特征，增强源网荷储的融合与灵活性，提升电网接入和消纳的安全性和可靠性，最终通过开展用能信息广泛采集、能效在线分析，实现源网荷储互动、多
9、能协同互补、用能需求智能控制，构建新能源占比逐渐提高的新型电力系统。3 .打造光伏发电产业基地市地形以山地、丘陵为主，其中山地占53%、丘陵占36%、谷地和平原占11虬有三大台地平原：灯塔盆地位于东源县中部、连平县东南部、和平县西南部，面积1941平方公里；川南盆地位于龙川县南部、东源县东北部，面积H）OO平方公里；源城盆地位于源城区及紫金县西北部，面积1230平方公里，的丘陵主要分布在三大盆地四周。通过目前集中式光伏项目备案信息分析，集中式光伏项目集中在灯塔盆地周边区域、和平县南部区域及龙川中南部。由于北部电网目前较为薄弱，随着北部区域光伏项目的陆续投产，将超出北部输电网的送出能力，影响新能
10、源的送出与消纳。因此，随着光伏发电产业的发展，从消纳能力的需求以及接入系统方案经济性的考量，光伏发电项目通过汇集打包送出的需求将愈发迫切，最终在集中式光伏项目开发条件优越区域（灯塔盆地、和平南部区域、龙川中南部区域等区域）将逐步汇集成光伏基地,采用“点对网”专用线路接入电网或汇集升压到50OkV电压等级送入电网的主干网络。二发展形势分析（一）光伏资源分析市年平均气温20.7t3C,1月平均气温最低，为116cjC;7月平均气温最高，达28（C根据全市气象站50多年观测记录，全市极端最高气温为39.6。（2,出现于1990年7月10日的龙川；极端最低气温为-54t3C,出现于1963年1月15日
11、的连平。高温日数呈增加趋势，低温日数呈减少趋势。年平均日照时数1687.0小时,日照最多的年份为2552.2小时,最少的年份为1179.8小时,空间分布上自南向北逐渐减少。全年中24月的日照时数相对较少，7月的日照时数为全年最多，平均为207.4小时。根据GBT37526-2019太阳能资源评估方法，地区太阳能资源等级属于“丰富”，从资源利用的角度来讲，适合建设大型光伏电站工程。图2市太阳能资源分布（单位：MJm2）CWhmMj/nrP2100I7560200072001900I68401800IG4801700：6120160057601500540014005040130046801200
12、4320IlOO3960100O3600年均总辐射（二）土地资源分析市位于省东北部，地处东江中上游，东靠梅州市，南接惠州市，西连韶关市，北邻江西省赣州市。下辖源城区、东源县、和平县、龙川县、紫金县、连平县,设有国家高新区、江东新区、灯塔盆地国家现代农业示范区，有95个乡镇、6个街道办事处，1251个村委会、190个社区居委会，全市面积L57万平方公里，在省排名第四。市处于粤东北山区与珠江三角洲平原地区的结合部，地形以山地、丘陵为主，其中山地占53%,丘陵占36%,谷地和平原占ll%o全市山势分别向东江、新丰江倾斜，主要山脉有北西部九连山脉，斜贯中部的罗浮山脉及南东边缘的莲花山脉。东江、新丰江纵
13、贯全境，山岭与盆地相间，在山间和东江边分布着冲积小平原和宽广的谷地。土地利用现状分类（GB/T21010-2017）,采用一级、二级两个层次的分类体系，共分12个一级类，57个二级类，其中一级类包括耕地、园地、林地、草地、商服用地、工矿仓储用地、住宅用地、公共管理与公共服务用地、特殊用地、交通运输用地、水域及水利设施用地、其他土地。根据关于支持新产业新业态发展促进大众创业万众创新用地的意见（国土资规（2015）5号）、国家林业局关于光伏电站建设使用林地有关问题的通知（林资发2015153号）等相关文件规定，结合市实际，符合现行集中式光伏电站用地政策的主要土地类型如下:表2适合建设集中式光伏电站
14、的土地类型表一级类二级类三大类备注类别编号类别名称类别编号类别名称02园地023其它园地农用地指种植桑树、橡胶、可可、咖啡、油棕、胡椒、药材等其它多年生作物的园地。04草地043其他草地农用地指树木郁闭度0.1,表层为土质，生长草本植物为主，不用于畜牧业的草地。11水域及水利设施用地114坑塘水面农用地指人工开挖或天然形成的蓄水量10万立方米的坑塘常水位岸线所围成的水面。12其他土地121空闲地未利用地指城镇、村庄、工矿内部尚未利用的土地。122设施农用地农用地指直接用于经营性养殖的畜禽舍、工厂化作物栽培或水产养殖的生产设施用地及其相应附属用地，农村宅基地以外的晾晒场等农业设施用地。125沼泽
15、地未利用地主要指耕地中南方宽度NLO米、北方宽度N2.0米的地坎。126沙地未利用地指表层盐碱聚集，生长天然耐盐碱植物的土地。127裸地未利用地指经常积水或渍水，一般生长沼生、湿生植物的土地。根据土地调查结果，市符合集中式光伏电站用地政策的土地约44.3万亩，土地类型主要为其他草地（面积15.4万亩，占比34.69%）,其他园地（面积14.5万亩，占比32.83%）、坑塘水面（面积11.2万亩,占比25.26%）。河源市符合光伏用地政策的各类型土地占比经调查研究市符合集中式光伏电站用地政策的土地按县（区）统计，东源县约12.1万亩，占比27.3%；龙川县约9.3万亩，占比20.9%；和平县约8
16、6万亩，占比19.4%；紫金县约5.5万亩，占比12.5%；连平县4.4万亩，占比9.9%；源城区约2.2万亩，占比5.0%；江东新区约2.2万亩，占比5.0%。如下表：表3各县（区）符合光伏电站用地政策土地汇总表单位：亩镇名坑塘水面空闲地裸土地其他草地其他园地设施农用地沙地沼泽地土地总面积源城区3851219721398324428730022141东源县364446639025307924124333300120949和平县6262840011693257400110953685769龙川县2628856333323390368601917696092539紫金县160922134382
17、364395012708131355429连平县14404481775145791055623540043716江东新区853610328801445269270022342合计111878230177481536191454091322176119442884（三）电力系统分析1 .电力需求预测市年总用电量、供电负荷预测结果详见下表。预计2030年、2030年，市最高供电负荷分别为2962MW、3875MW,“十五五”年均增长率为8.92%,“十五五”年均增长率为5.52%。表4市全社会电力电量需求预测表单位：亿kW-h、MW、%、h分区项目2026（实绩）2022（预测）2023（预测）2
18、024（预测）2030（预测）2030（预测）市全社会用电量117.1114.5139.1150.6161.4213.2增长率16.6%-2.2%21.4%8.3%7.2%5.73%供电最高负荷218521642571277429623875增长率12.0%-0.9%18.8%7.9%6.8%5.52%最大负荷利用小时数5288523153435382538554762 .电源装机现状截至2022年6月底，市电源装机总容量517.1万千瓦（含省调机组375.50万千瓦）。其中：水电装机容量126.31万千瓦（含省调机组55.50万千瓦、地调机组70.81万千瓦）、火电装机容量320万千瓦（省调
19、机组）、光伏机组装机容量60.3万千瓦（地调机组）、风电机组装机容量9.90万千瓦（地调机组）、沼气发电机组O.66万千瓦（地调机组）。目前市的电源装机以火电和水电为主，仅1座大型火电厂一源和电厂，总装机3200MW。其中：源和电厂一期2台600MW机组,采用220kV电压等级接入电网，二期2台100OMW机组,采用500kV电压等级接入上寨站。市已投产的电源装机容量如下表：表5电源装机容量汇总表单位：MW、三p序号电站名称并网区域2025年2026年2022年-220kV以上水电电源5555555551新丰江水电站源城区3553553552枫树坝水电站龙川县200200200二22OkV及以
20、上火电电源1200320032001源和电厂一期源城区1200120012001源和电厂二期源城区020002000三IIOkV水电电源203.6203.6203.61风光电站源城区3636362木京电站东源县3030303蓝口富源电站东源县22.0522.0522.054黄田电站东源县2020205柳城电站东源县22.0522.0522.056斗晏电站龙川县37.537.537.57稔坑电站龙川县2121218苏雷坝水电站龙川县151515四35kV及以下水电电源504.48504.48504.481源城区合计源城区8.228.228.222东源县合计东源县96.1396.1396.133龙
21、川县合计龙川县98.3798.3798.374连平县合计连平县151.24151.24151.245和平县合计和平县70.1970.1970.196紫金县合计紫金县80.3380.3380.33五风电电源9999991蝉子顶风电场东源县49.549.549.52山门前风电场龙川县49.549.549.5六光伏电站339379602.51国华光伏电站东源县8.18.18.12天华阳光光伏电站东源县1001001003老围村光伏电站东源县4040404鹿塘光伏电站紫金县040405大湖一期光伏电站连平县2222226百叟光伏电站连平县4040407下洞光伏电站连平县1010108美达光伏电站东源县
22、001009石源光伏电站连平县0010010分布式光伏电站118.9118.9142.4七余热发电6.66.66.6汇总2907.74947.75171.23 .电网结构现状50OkV电网是电网粤东片网架，是粤东电力外送的北通道，目前通过敬上甲乙线双回、上渡甲乙线双回，共4回50OkV线路与主网互联。220kV电网基本上形成以500kV上寨站为供电中心的电网；与周边地区22OkV电网联系较为紧密，目前通过枫兴线单回与梅州22OkV电网联络，升仰甲乙线双回、仰联线单回、桥塘牵引线与惠州22OkV电网联络,共5回22OkV线路与区外220kV电网联络。IlOkV电网以分片分区的方式供电，整个电网主
23、要分成十二个片区，以220kV.联禾、方红、升平、热水、奎阁、塔岭、和平、龙川、霍山、九连山、越王山变电站为电源点供电。地区高压配电网接线形式多采用双侧电源不完全双回链,其中35kV电压等级存在部分采用单回辐射接线形式的站点，总体目标网架接线形式为链式结构。全南县。麻布岗侦优肝植。热水救百连平县。内莞第eMihM。濡荒慎。公白Hl林嘉娥P用心慎大潮Wb龙川县新丰县。华江植9M灯塔镇愁IMMH熊市。叶潭城GftWtA龙门县Q中坝钠敬梓除瓦溪做e水单械。d九和泊趣开越KW图3市220kV及以上电网现状地理接线示意图截至2022年6月，全网运行的35kV及以上公用变电站共有109座，主变198台，容
24、量1236.5万千伏安，线路254回（含35kV以上用户线路)，长度4528.38千米。其中：(1) 50OkV公用变电站2座(含1座50OkV开关站),主变2台,容量200万千伏安，线路10回(含用户线路)，长度478.11千米。(2) 22OkV公用变电站12座，主变26台，容量465万千伏安,线路47回(含用户线路)，长度1176.52千米。(3) IlokV公用变电站63座，主变122台，容量531.1万千伏安；线路152回(含用户线路)，长度2203.38千米；(4) 35kV公用变电站27座,主变48台,容量40.35万千伏安,线路45回(含用户线路)，长度670.36千米。4.电
25、网结构短板(1)北部片区22OkV电网偏弱50OkV碧山投产后，南部存在上寨站及碧山站两个50OkV站，且两个站通过上寨=方红=江东=碧山及上寨=越王山=升平=碧山两个通道互联，此外有22OkV源和电厂、22OkV新丰江电厂支援，且与惠州电网3个通道(升仰甲乙、仰联线、联桥线)互联,因此南部片区22OkV网架较为坚强。北部22OkV电网结构较为薄弱，北部片区主要形成上寨二奎阁=塔岭一和平一龙川二上寨单侧电源环网结构，环网中存在2个单回线路，可靠性较低。此外塔岭站通过热塔线(2240mm2)与热水站相连，龙川站通过龙热线(l400mm2)与热水站相连，受制于热塔线导线截面，及龙热线导线截面，线路
26、输送能力差，在考虑上奎甲乙线“N-2”时，热塔线将过载。在考虑上龙甲乙线“N-2”时，龙热线将过载。(2)高压配电网网架结构问题目前，市电网HOkV变电站形成以各22OkV变电站为中心的供电格局，部分HOkV变电站供电半径较长，供电可靠性不高。绝大多数变电站的运行方式比较灵活，电网接线型式包括双回辐射、双侧电源单回链、双侧电源不完全双回链、单侧电源不完全双回链，存在部分非典型接线方式。(四)电网消纳分析1 .负荷特性(1)年负荷特性根据计量管理系统及自动化数据查询系统导出的数据，市20102026年季不均衡系数如下表所示。市的最高负荷出现在夏季68月份。由于春节放假等因素，最小负荷出现在13月
27、份。“十四五”后期，季不均衡系数维持在0.800.82之间。随着夏季空调负荷的进一步增长，预计未来电网年最大负荷将出现在夏季，冬季由于春节期间工业生产用电大幅减少，年最小负荷仍出现在冬季。表6市20102026年负荷季不均衡系数表年份201020112012201320142015201620172018201920252026季不均衡系0.8090.8950.8960.8790.8820.8740.8210.7970.7970.8180.8210.859季不均衡系数0.920.90.880.860.840.820.80.780.760.7420102011201220132014201520
28、1620172018201920202021.季不均衡系数图4市20102026年季不均衡系数曲线年最大负荷曲线25002000150010005000201020112012201320142015201620172018201920202021T-年最大负荷曲线图5市20102026年年最大负荷特性曲线25000一月二月三月四月五月六月七月八月九月十月十一月十二月-2015-2016-A-2017-H-2018-201920202021图6市20152026年月最大负荷特性曲线(2)典型日负荷特性典型日负荷曲线主要受日负荷结构、用电习惯的影响；日负荷率、日最小负荷率与第二产业用电量、第三产
29、业及居民生活用电量均显著相关。20H2026年夏季和冬季典型日负荷特性如下表：表720112026年夏季和冬季典型日负荷特性指标十二五20112012201320142015夏季冬季夏季冬季夏季冬季夏季冬季夏季冬季平均日负荷0.780.800.810.770.780.800.650.800.650.74平均日最小负荷率0.610.600.670.620.610.610.380.570.480.57十四五20162017201820192025夏季冬季夏季冬季夏季冬季夏季冬季夏季冬季平均日负荷0.780.850.850.760.840.790.810.830.890.84平均日最小负荷率0.62
30、0.690.760.640.710.630.680.760.800.72十五五20262022202320242030夏季冬季夏季冬季夏季冬季夏季冬季夏季冬季平均日负荷0.950.86平均日最小负荷率0.880.72“十二五”期间，市夏季、冬季典型日最大负荷出现在凌晨1时左右，最小负荷出现在上午10时或者中午12时。20112015年夏季典型日日负荷率在0.650.81之间，日最小负荷率在0.380.67之间；冬季典型日日负荷率在0.740.80之间，日最小负荷率在0.570.62之间。如下图：图7市“十二五”期间夏季典型日日负荷率曲线“十四五”期间，市夏季、冬季典型日最大负荷最高负荷逐渐由凌
31、晨转移到晚上611点之间，最小负荷出现在上午。20162025年夏季典型日日负荷率在0.780.89之间,日最小负荷率在0.620.80之间；冬季典型日日负荷率在0.760.85之间，日最小负荷率在0.630.76之间。如下图:20006004002000012345678910111213141516171819202122232016T-2017T-2018f20192020图9市“十四五”期间夏季典型日日负荷率曲线18006001600140012001000800400200012345678910111213141516171819202122232016T-2017T-2018T2
32、019一一2020图10市“十四五”期间冬季典型日日负荷率曲线800600400200001234567891011121314151617181920212223T-夏季T-冬季图11市2026年夏季、冬季典型日日负荷率曲线从历史负荷数据分析，自实行峰谷电价以来，市的日负荷特性发生一定的变化，尤其是2015年以来，市夏季最高负荷已由凌晨的12时时段转移到晚上611时时段，随着第三产业发展的加快，居民生活用电量的增加，预计远期电网典型日负荷曲线与目前的日负荷曲线类似，平均日负荷率有所增加，日负荷曲线的峰谷差将稍微变大。2 .光伏发电出力特性以及对电网的影响光伏新能源的应用范围较广、在电网发展较
33、快，但光伏发电作为间歇性分布式新能源，出力不稳定，对电网影响较大，需要对光伏发电出力特性进行分析，用于指导光伏发电综合利用项目消纳分析。(1)光伏出力特性光伏出力特性包括：日出力特性、季节出力特性，选取本项目所在地临近的某光伏电站作为典型光伏电站，总装机容量为50三,分别统计2026年夏季、冬季10个典型日数据取均值研究其出力特性。夏、冬季典型日出力情况如下图：图12光伏电站夏季典型日出力水平特性图13光伏电站冬季典型日出力水平特性光伏发电系统一般早上7时启动，晚上19时关闭。发电出力依据天气情况，从小到大逐步增加，中午时间达到最大功率，再逐步降低，功率曲线基本成正态分布。根据统计数据，夏季高
34、峰出力发生在10:0015:00时段，约为装机容量的60%80%；低谷发生在19：00次日6：00时段，低谷最低降至0出力。冬季高峰出力发生在10:0015:00时段，约为装机容量的40%60%；低谷发生在18：007：00时段，低谷最低降至0出力。同时，光伏发电出力波动性较大，根据同类项目实测情况，受天气影响，功率曲线会随云量、温度等变化而波动变化，导致电网电压的波动。典型日内光伏发电系统功率波动频率约为10次h,最大波动幅度约为额定出力的65%,对应光伏发电系统由额定出力到35%额定出力水平。（2）电力平衡中光伏发电的出力系数选择对于未配套储能系统的光伏电站，考虑设计初期运行效率较高，并结
35、合地区负荷特性，针对该光伏电站的夏季和冬季出力特性，光伏发电在电网电力平衡分析中，出力系数选择如下：夏小、冬小方式光伏发电出力系数按其装机容量的80%计算；夏大、冬大方式不出力。根据电网有限责任公司关于进一步规范集中式光伏项目接入系统审批相关事项的通知（广电规2022）109号）相关要求:集中式光伏应按“装机10%,充电时长不低于1小时”标准配置储能。储能设施应于项目首次并网时同步投产。对于没有条件配建储能的项目，鼓励优先在缓解断面重过载、提升安全稳定水平、供电能力紧张等关键电网节点，采用合建共享或租赁方式按上述比例落实储能容量。截至2022年6月未取得接入系统复函的光伏项目，均应按“装机10
36、充电时长不低于1小时”标准配置储能。(3)光伏发电对电网的影响根据电网的负荷特性分析，电网最小负荷时段为上午10时一中午12时，此时正是光伏电站出力高峰时段。电网负荷高峰期为晚上6时一H时，此时光伏电站不出力。在白天光伏电站出力高峰时段，电网负荷反而为低谷时段，因此光伏电站的出力需输送至临近片区消纳。特别是在丰水季节，水电出力高峰叠加光伏出力高峰，大量的光伏电站投产，将加剧光伏资源较为丰富的地区电网上送压力。目前主要以奎阁供电片区和塔岭供电片区问题最为突出。3 .电网消纳能力电网消纳能力由地区电网的负荷水平、网架输送能力以及上级主变容量共同决定。其中22OkV电压等级的电源项目由22OkV
37、网架的输送能力以及上级50OkV变压器容量决定；HOkV电压等级的电源项目由各电压等级的网架的输送能力以及上级22OkV变压器容量决定。截至2022年6月，电网共有22OkV公用变电站13座，从结构上看输电网大致可以分为南、北2个区域。其中22OkV霍山站、龙川站、和平站、九连山站、塔岭站、奎阁站共6座22OkV变电站位于北部区域，负责龙川县、和平县、连平县以及东源县北部区域的电力供应。22OkV热水站、站、联禾站、方红站、升平站、越王山站、万绿湖站共7座22OkV变电站位于南部区域，主要负责中心城区、紫金县、东源县南部区域的电力供应。南部电网计划“十五五”期间新增50OkV碧山站、22OkV
38、江东站，共2座变电站。至2030年，市将有50OkV变电站2座，22OkV变电站15座。电网北部6座22OkV变电站通过220kV上奎甲乙线、上龙甲乙线、热塔线、热龙线、上和线（预计2024年投产）和南部电网相连。上述7条线路构成了南、北电网的连接断面。南北电网断面的瓶颈线路为220kV热塔线，该线路的允许载流量为370MW。由于南北电网断面的限制，北部电网消纳能力较弱，考虑新增的22OkV上和线通道以及负荷增长的因素，预计2030年北部电网消纳能力约1400MW。南部电网负荷较多，而电源装机较少，且有规划在建的500kV碧山站，因此南部新能源消纳能力较强，极端情况下可通过降低源和电厂一期机组
39、2600三）的出力来满足清洁能源的消纳需求。三总体要求（一）指导思想以习近平新时代中国特色社会主义思想为指导，全面贯彻党的二十大精神，完整、准确、全面贯彻新发展理念，深入实施能源安全新战略，坚持稳中求进工作总基调，锚定碳达峰、碳中和目标，实施可再生能源替代行动，合理规划布局市光伏发电产业,近期重点开发现状电网消纳能力范围内的光伏项目，远景根据市光伏资源禀赋及电网发展规划，通过提升电网的新能源消纳能力，实现光伏发电产业规模化、集约化、可持续、高质量发展，努力提高可再生能源电力消纳在全社会用电量中的比重，加快构建新型电力系统。（二）发展原则1 .坚持群众意愿与保障权益相结合发展集中式光伏发电须充
40、分尊重当地群众意愿，并在项目动工建设前按照相关规定依法取得土地经营权流转手续及其它审批手续。土地经营权流转应当遵循依法、自愿、有偿的原则，任何组织和个人不得强迫或者阻碍土地经营权流转。各方对群众提出的合理诉求应予以重视，切实保障农民的合法权益不受损害。2 .坚持市场主导与政府引导相结合营造公平开放、充分竞争的市场环境，充分发挥市场在资源配置中的决定性作用，更好发挥政府作用，调动全社会开发光伏发电的积极性，支持综合实力强、有开发经验的光伏开发企业参与市光伏发电开发。相关政府部门提前介入、主动作为，简化审批程序，创新监管方式，落实扶持政策，及时研究解决光伏发电项目建设中遇到的问题，促进资源要素高效
41、配置。3 .坚持规模化与集约化开发相统一对已开展前期工作的项目，要求结合周边潜在项目统筹考虑并网方案，预留送出线路的输送容量、升压站预留接入间隔，充分发挥电网的消纳能力，降低工程造价，节约社会资源；对尚未配置的场址资源，选取综合实力强的企业集中连片开发，打造集中式光伏发电基地。统一规划、合理布局，共建升压站、运营维护基地、送出工程等公用基础设施，降低工程总体造价，节约、集约使用土地资源。4 .坚持生态优先与资源高效利用践行绿水青山就是金山银山的发展理念，把生态环境保护摆到更加突出的位置，贯穿到光伏发电产业发展规划建设全过程，充分发挥光伏发电的生态环境效益和生态治理效益，推动光伏发电开发与生态环
42、境保护协调发展、相得益彰。坚持优先发展具有资源节约、电网友好、生态融合、技术和模式创新、发展成果共享等突出特征的项目。具体包括：利用废弃矿山、尾矿库、灰场等场地，利于生态修复的前提下开发的光伏发电项目；利用符合政策要求的土地，并按照省级有关部门明确的光伏复合项目建设标准进行开发的“光伏+”综合利用项目；支撑新型太阳能电池、氢能等行业重大技术研究试点、示范应用的光伏发电项目；利用高效光伏组件等先进设备，以及采用数字化、智能化先进技术，对项目建设质量、运行安全、生态融合、电网友好性方面能产生重要改进的创新型光伏发电项目；结合乡村振兴、新型城镇化、新基建等重大战略和重要工程，能够产生重要设备综合效益
43、的光伏发电项目。（三）发展目标到2030年，市光伏发电装机容量达到2800MW,占全市发电总装机容量的38%,年发电量约30亿kW-h。市光伏发电装机容量占比得到大幅提升，超越水电成为市第二大电源类型。到2035年，市以光伏发电为代表的清洁能源装机容量占比进一步提升。预计远景2035年光伏发电装机容量达到7100三,占全市发电总装机容量的60%以上，年发电量75亿kWh以上。四、主要任务（一）因地制宜推进集中式光伏开发严格执行国家和省关于光伏发电项目用地用林相关政策规定，立足我市北部生态发展区功能定位，严守政策红线、生态红线。从我市土地资源状况实际出发，集中式光伏发电项目选址不得涉及耕地、湿地、生态保护区、自然保护地、森林公园、河道行洪断面、水库等，不得违规占用林地，对于使用永久基本农田以外的一般农用地面布设光伏方阵的情形，除桩基用地外，严禁硬化地面、破坏耕作层
