废弃矿井抽水蓄能项目可行性研究报告

废弃矿井抽水蓄能项目可行性研究报告

第一章项目总论项目名称及建设性质项目名称废弃矿井抽水蓄能项目项目建设性质本项目属于新能源领域新建项目，主要利用废弃矿井的地下空间资源，建设抽水蓄能电站，实现电能的存储与调节，助力区域能源结构优化。项目占地及用地指标本项目规划总用地面积52000平方米（折合约78亩），其中建筑物基底占地面积36800平方米；项目规划总建筑面积48500平方米，包含地下厂房改造工程32000平方米、地面辅助设施16500平方米，绿化面积3380平方米，场区停车场和道路及场地硬化占地面积11820平方米；土地综合利用面积51000平方米，土地综合利用率达98.08%。项目建设地点本项目选址位于安徽省淮北市杜集区。淮北市作为我国重要的煤炭资源型城市，拥有大量因资源枯竭关闭的废弃矿井，地下井巷系统完善、空间容量充足，且区域内电力负荷需求稳定，电网接入条件良好，具备建设废弃矿井抽水蓄能项目的优越基础条件。项目建设单位安徽绿能储电科技有限公司。该公司专注于新能源存储与利用领域，拥有专业的技术研发团队和丰富的能源项目运营经验，在抽水蓄能、储能电站建设等方面具备成熟的技术方案和管理能力，为项目的顺利实施提供有力保障。废弃矿井抽水蓄能项目提出的背景在“双碳”目标引领下，我国能源结构正加速向清洁低碳转型，风电、光伏等可再生能源装机容量持续快速增长。然而，可再生能源具有间歇性、波动性、随机性等特点，其大规模并网给电网的安全稳定运行和电力供需平衡带来严峻挑战。抽水蓄能作为目前技术最成熟、经济最可靠的大规模储能技术，是保障电网安全、提升可再生能源消纳能力的重要手段。与此同时，我国作为煤炭生产大国，经过长期开采，形成了数量庞大的废弃矿井。据统计，全国累计关闭废弃矿井超过1.2万处，这些矿井大多拥有深度数百米至数千米的井巷和采空区，具备改造为抽水蓄能电站上下水库及地下厂房的天然条件。将废弃矿井改造为抽水蓄能项目，不仅能够实现废弃资源的高效资源化利用，减少矿井闭坑后可能引发的地面塌陷、地下水污染等生态环境问题，还能为资源型城市转型提供新的产业方向，推动区域经济绿色发展。近年来，国家先后出台《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》等政策文件，明确提出“积极推进废弃矿井、地下洞室等现有空间资源改造为抽水蓄能电站”，为废弃矿井抽水蓄能项目的发展提供了强有力的政策支持。在此背景下，安徽绿能储电科技有限公司结合淮北市废弃矿井资源优势和区域能源发展需求，提出建设本废弃矿井抽水蓄能项目，兼具经济效益、社会效益和生态效益，符合国家能源战略和产业发展方向。报告说明本可行性研究报告由安徽工程咨询研究院有限公司编制，遵循国家相关法律法规、行业标准及规范，从项目建设背景、市场需求、技术方案、选址规划、环境保护、投资收益、社会效益等多个维度，对废弃矿井抽水蓄能项目进行全面、系统的分析论证。报告在编制过程中，充分调研了淮北市废弃矿井的地质条件、区域电力市场供需情况、电网接入能力等基础信息，结合项目建设单位的技术实力和运营经验，对项目的建设规模、工艺技术路线、设备选型、投资估算、资金筹措及经济效益等进行了科学测算。同时，参考国内已建成的废弃矿井抽水蓄能示范项目经验，对项目实施过程中可能面临的风险进行了分析，并提出相应的应对措施，旨在为项目决策提供客观、准确、可靠的依据，确保项目建设具备技术可行性、经济合理性和社会必要性。主要建设内容及规模本项目以淮北市某关闭废弃煤矿为改造对象，利用矿井原有的主井、副井作为上下水库的连接通道，将井下采空区改造为下水库（有效库容85万立方米），在矿井附近山体开挖建设上水库（有效库容88万立方米），上下水库落差320米。项目总装机容量120兆瓦，安装4台单机容量30兆瓦的可逆式水轮发电机组，设计年发电量1.8亿千瓦时，年抽水电量2.4亿千瓦时，综合效率75%。项目主要建设内容包括：水库工程：上水库开挖及防渗处理（采用沥青混凝土面板防渗）、下水库采空区清理与防渗加固（采用混凝土浇筑+土工膜防渗）、进出水口及引水隧洞建设（引水隧洞总长1800米，直径3.5米）；地下厂房工程：利用矿井原有地下巷道改造为地下厂房（长85米、宽20米、高45米），安装4台可逆式水轮发电机组及辅助设备；地面辅助设施：地面控制楼（建筑面积2800平方米）、开关站（建筑面积1500平方米）、职工宿舍（建筑面积3200平方米）、综合办公楼（建筑面积4500平方米）及其他配套设施（如检修车间、材料仓库等，建筑面积4500平方米）；电网接入工程：建设110千伏送出线路3条，总长12千米，配套建设相应的继电保护及自动化系统。项目预计总投资186500万元，达纲年后年均营业收入28500万元，年均净利润8200万元。环境保护本项目以“绿色、低碳、环保”为建设理念，在项目设计、施工及运营全过程严格落实环境保护措施，主要环境影响及治理措施如下：废水环境影响分析：项目运营期产生的废水主要为职工生活废水和设备检修废水，生活废水排放量约1.2万立方米/年，主要污染物为COD、SS、氨氮；设备检修废水排放量约0.3万立方米/年，主要污染物为石油类。项目建设生活污水处理站（处理能力50立方米/日），采用“格栅+调节池+接触氧化法+沉淀池+消毒”工艺处理生活废水；建设检修废水处理站（处理能力20立方米/日），采用“隔油+气浮+过滤+活性炭吸附”工艺处理检修废水，处理后废水满足《城镇污水处理厂污染物排放标准》（GB18918-2002）一级A标准，部分回用于场区绿化灌溉，剩余部分排入市政污水管网，对周边水环境影响较小。固体废物影响分析：项目建设期产生的固体废物主要为矿井井巷清理废渣（约5万立方米）和建筑施工垃圾（约1.2万立方米），矿井废渣经检测合格后，部分用于场区道路基层铺设，剩余部分运往指定的建筑垃圾消纳场处置；建筑施工垃圾分类收集后，由专业单位回收利用（如钢筋、木材等）或无害化处置。运营期产生的固体废物主要为职工生活垃圾（约36吨/年）和设备检修废料（约5吨/年），生活垃圾由当地环卫部门定期清运处置，检修废料（如废金属、废电缆等）由专业回收企业回收利用，无危险废物产生，对周边环境影响可控。噪声环境影响分析：项目主要噪声源为可逆式水轮发电机组、水泵、变压器及风机等设备运行产生的噪声，噪声源强在85-110分贝之间。项目采用低噪声设备选型，对高噪声设备（如发电机组、水泵）安装减振基座、隔声罩及消声器；地下厂房采用隔声墙体和隔声门窗设计，减少噪声向外传播；场区种植降噪绿化带（选用侧柏、垂柳等降噪效果较好的树种），形成隔声屏障。经治理后，厂界噪声满足《工业企业厂界环境噪声排放标准》（GB12348-2008）2类标准要求，对周边居民生活环境影响较小。生态环境影响分析：项目建设期可能对周边植被造成一定破坏，施工前需办理林地使用手续，对占用的林地进行异地恢复造林（恢复面积不低于占用面积的1.2倍）；施工过程中采取湿法作业、设置防尘网等措施，减少扬尘对周边植被的影响。运营期通过场区绿化（绿化覆盖率达6.5%），改善区域生态环境。此外，项目下水库改造过程中，对矿井采空区进行防渗加固，可有效防止地下水渗漏，保护区域地下水资源，改善矿井闭坑后的生态环境。清洁生产：项目采用先进的可逆式水轮发电机组，发电效率高、能耗低；运营过程中水资源循环利用（下水库水经处理后用于发电，发电尾水回流至下水库），水资源利用率达95%以上；电网接入采用智能化控制技术，减少电力损耗。项目整体符合清洁生产要求，无有毒有害污染物排放，对环境友好。项目投资规模及资金筹措方案项目投资规模根据谨慎财务测算，本项目预计总投资186500万元，其中：固定资产投资168200万元，占项目总投资的90.2%；流动资金18300万元，占项目总投资的9.8%。在固定资产投资中，建设投资165800万元，占项目总投资的88.9%；建设期利息2400万元，占项目总投资的1.3%。建设投资具体构成如下：工程费用：148500万元，占建设投资的89.5%。其中，建筑工程费52300万元（包括上水库工程18500万元、下水库改造工程15200万元、地下厂房改造工程10800万元、地面辅助设施工程7800万元）；设备购置费86200万元（包括可逆式水轮发电机组72500万元、变压器及电气设备8800万元、自动化控制系统4900万元）；安装工程费10000万元（包括设备安装费8200万元、管线安装费1800万元）。工程建设其他费用：13200万元，占建设投资的7.9%。其中，土地使用费2800万元（项目用地78亩，每亩土地使用费36万元）；勘察设计费3500万元；环评、安评、能评等专项评价费1200万元；建设单位管理费2100万元；生产准备费1800万元；备品备件购置费1800万元。预备费：4100万元，占建设投资的2.5%（基本预备费，按工程费用与工程建设其他费用之和的2.5%计取）。资金筹措方案本项目总投资186500万元，采用“自有资金+银行贷款+政府专项补贴”的多元化资金筹措方式。其中，项目建设单位自筹资金（资本金）74600万元，占项目总投资的40%，来源于安徽绿能储电科技有限公司的自有资金及股东增资；申请银行长期固定资产贷款93250万元，占项目总投资的50%，贷款期限20年，年利率按同期LPR（贷款市场报价利率）减30个基点执行（暂按3.25%测算）；申请政府新能源专项补贴18650万元，占项目总投资的10%，主要用于矿井改造技术研发及环保设施建设，资金来源于安徽省新能源发展专项资金及淮北市产业扶持资金。流动资金18300万元，其中项目建设单位自筹7320万元（占40%），申请银行流动资金贷款10980万元（占60%），贷款期限3年，年利率按同期LPR执行（暂按3.45%测算）。预期经济效益和社会效益预期经济效益营业收入：项目达纲年后，年均发电量1.8亿千瓦时，根据安徽省抽水蓄能电站上网电价政策（目前安徽省抽水蓄能电站峰谷电价差约0.45元/千瓦时，辅助服务补偿约0.15元/千瓦时），预计年均营业收入28500万元（其中，电力销售收入22500万元，辅助服务收入6000万元）。成本费用：项目达纲年后，年均总成本费用17800万元。其中，固定成本8200万元（包括固定资产折旧6800万元，按固定资产原值168200万元、折旧年限25年、残值率5%测算；财务费用1400万元，按银行贷款平均余额测算）；可变成本9600万元（包括抽水电费8800万元，按年抽水电量2.4亿千瓦时、平均抽水电价0.37元/千瓦时测算；运维费用800万元，包括职工薪酬、设备检修费、材料费等）。利润及税收：项目达纲年后，年均利润总额10700万元（营业收入-总成本费用-税金及附加），其中税金及附加约200万元（包括城市维护建设税、教育费附加等，按增值税应纳税额的12%测算）；年均缴纳企业所得税2500万元（企业所得税税率25%，享受国家对新能源项目“三免三减半”税收优惠政策，即前3年免征企业所得税，第4-6年按12.5%征收，优惠期满后按25%征收，此处按优惠期满后正常税率测算）；年均净利润8200万元（利润总额-企业所得税）。盈利能力指标：项目投资利润率（达纲年）5.74%，投资利税率（达纲年）6.91%，全部投资所得税后财务内部收益率5.85%，财务净现值（基准收益率ic=5%）12800万元，全部投资回收期（含建设期）15.2年，资本金净利润率（达纲年）10.99%。各项指标均高于抽水蓄能行业平均水平，项目具备较强的盈利能力。偿债能力指标：项目达纲年后，年均利息支出约3200万元，利息备付率3.34，偿债备付率1.85，均高于行业安全标准（利息备付率≥2，偿债备付率≥1.3），项目偿债能力较强，贷款偿还风险可控。社会效益分析助力能源结构转型：本项目总装机容量120兆瓦，年发电量1.8亿千瓦时，可替代传统燃煤火电，每年减少标准煤消耗约5.4万吨（按火电平均煤耗300克/千瓦时测算），减少二氧化碳排放约13.5万吨，减少二氧化硫排放约0.4万吨，对改善区域空气质量、推动“双碳”目标实现具有重要意义。同时，项目可提升区域电网对风电、光伏等可再生能源的消纳能力，预计每年可促进周边500兆瓦风电、光伏项目的并网消纳，助力淮北市能源结构向清洁低碳转型。推动资源型城市转型：淮北市作为传统煤炭资源型城市，面临资源枯竭、产业结构单一等发展难题。本项目利用废弃矿井资源建设抽水蓄能电站，不仅实现了废弃资源的资源化利用，还创造了新的产业增长点，带动了当地勘察设计、设备制造、建筑施工、运维服务等相关产业发展，预计可带动上下游产业产值约50亿元，为淮北市资源型城市转型提供示范作用。创造就业机会：项目建设期（3年）可提供就业岗位约800个，主要包括建筑工人、技术人员、管理人员等；运营期可提供长期就业岗位约120个，包括运行值班人员、设备检修人员、管理人员等，有效缓解当地就业压力，提高居民收入水平。提升电网安全稳定运行能力：项目作为区域电网重要的调峰填谷、调频调压电源，可快速响应电网负荷变化，提高电网供电可靠性和稳定性。在用电高峰期，项目可快速发电，弥补电力缺口；在用电低谷期，项目可吸收多余电力抽水蓄能，减少弃风弃光现象，保障区域电力供需平衡，为当地工业生产和居民生活提供稳定的电力保障。建设期限及进度安排建设期限本项目建设周期为36个月（2025年1月-2027年12月），分为前期准备阶段、建设期和试运行阶段三个阶段。进度安排前期准备阶段（2025年1月-2025年6月，共6个月）：完成项目可行性研究报告编制与审批、项目备案、用地预审、规划许可、环评、安评、能评等前期手续办理；完成矿井地质勘察、项目初步设计及施工图设计；完成设备招标采购（主要设备如可逆式水轮发电机组）及施工单位招标。建设期（2025年7月-2027年6月，共24个月）：2025年7月-2025年12月（6个月）：完成场区“三通一平”（通水、通电、通路、场地平整）；启动上水库开挖及防渗工程、下水库采空区清理与防渗加固工程；开始地下厂房改造工程（井巷清理、支护加固）。2026年1月-2026年12月（12个月）：完成上水库、下水库主体工程建设；完成地下厂房设备基础浇筑；开始地面辅助设施（控制楼、开关站、办公楼等）建设；主要设备（可逆式水轮发电机组、变压器等）到货并开始安装。2027年1月-2027年6月（6个月）：完成设备安装调试、管线铺设、电网接入工程建设；完成地面辅助设施建设及场区绿化；完成项目分部分项工程验收。试运行阶段（2027年7月-2027年12月，共6个月）：项目进入试运行期，进行机组带负荷调试，逐步达到设计发电能力；完成试运行数据分析与优化，完善运维管理制度；组织项目竣工验收，验收合格后正式投入商业运营。简要评价结论项目符合国家能源战略和产业政策导向。本项目属于《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》重点支持的“废弃矿井改造抽水蓄能项目”，符合国家推动新能源发展、促进资源型城市转型、实现“双碳”目标的战略要求，得到国家及地方政策的大力支持，项目建设具备良好的政策环境。项目建设条件优越。项目选址于安徽省淮北市杜集区，当地废弃矿井资源丰富，地下空间条件适合改造为抽水蓄能电站；区域内电力负荷需求稳定，电网接入条件良好，水资源供应充足（项目用水主要来源于当地水库及地下水，年用水量约15万立方米，可满足项目需求）；项目建设单位具备专业的技术实力和运营经验，为项目实施提供了有力保障。项目经济效益良好，风险可控。项目达纲年后年均净利润8200万元，投资回收期15.2年，财务内部收益率5.85%，高于行业基准收益率，盈利能力较强；项目偿债能力指标良好，贷款偿还风险可控；同时，项目享受国家税收优惠政策和政府专项补贴，进一步提升了项目的经济效益和抗风险能力。项目社会效益和生态效益显著。项目可减少化石能源消耗和污染物排放，助力能源结构转型；推动废弃资源资源化利用，促进淮北市资源型城市转型；创造大量就业岗位，提高居民收入；提升区域电网安全稳定运行能力，保障电力供应。项目建设符合绿色发展理念，对区域经济社会可持续发展具有重要意义。综上所述，本废弃矿井抽水蓄能项目在技术上可行、经济上合理、社会和生态效益显著，项目建设具备必要性和可行性。

第二章废弃矿井抽水蓄能项目行业分析抽水蓄能行业发展现状近年来，随着全球能源转型加速，抽水蓄能作为成熟的大规模储能技术，在各国能源系统中的地位日益凸显。我国抽水蓄能行业发展迅速，截至2024年底，全国抽水蓄能电站装机容量已达5500万千瓦，较2020年增长62%，占全国储能总装机容量的85%以上，成为我国储能体系的核心组成部分。从区域分布来看，我国抽水蓄能电站主要集中在华东、华北、华中及南方等电力负荷中心和可再生能源富集区域。其中，华东地区（江苏、浙江、安徽等）装机容量占全国的35%，华北地区（河北、山西等）占25%，华中地区（湖北、湖南等）占20%。这些区域经济发达，电力负荷需求大，且风电、光伏等可再生能源装机增长迅速，对抽水蓄能电站的调峰填谷、调频调压需求迫切。从技术发展来看，我国抽水蓄能技术已达到国际先进水平，具备自主设计、制造、建设和运营大型抽水蓄能电站的能力。可逆式水轮发电机组、大型变压器、自动化控制系统等核心设备已实现国产化，设备效率不断提升（机组综合效率可达75%-80%），建设成本逐步下降（近年来新建抽水蓄能电站单位千瓦投资已从3500元/千瓦降至3000元/千瓦左右）。同时，抽水蓄能电站的功能也从传统的调峰填谷向调频、调压、备用、黑启动等多元化辅助服务拓展，在电网中的作用更加全面。废弃矿井抽水蓄能细分领域发展前景传统抽水蓄能电站通常需要新建上水库、下水库及地下厂房，存在建设周期长（5-8年）、投资规模大（单位千瓦投资3000-4000元）、对地形地质条件要求高（需具备较大落差的天然地形）等问题，限制了其快速发展。而废弃矿井抽水蓄能项目利用现有矿井的地下井巷和采空区，可大幅缩短建设周期（3-4年）、降低建设成本（单位千瓦投资可降低20%-30%），同时解决了废弃矿井的生态环境问题，具备显著的比较优势，成为抽水蓄能行业的重要发展方向。从政策层面看，国家高度重视废弃矿井抽水蓄能项目发展。《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》明确提出“因地制宜利用废弃矿井、地下洞室等现有空间资源，建设抽水蓄能电站，提高资源利用效率”；《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》进一步指出“支持资源型地区利用废弃矿井发展储能项目，推动产业转型”。各地方政府也纷纷出台配套政策，如安徽省出台《安徽省废弃矿井抽水蓄能电站发展规划（2023-2030年）》，计划到2030年建成废弃矿井抽水蓄能电站装机容量500万千瓦，对符合条件的项目给予最高20%的投资补贴，为行业发展提供了有力的政策支撑。从市场需求来看，我国废弃矿井抽水蓄能市场潜力巨大。据不完全统计，全国适合改造为抽水蓄能电站的废弃矿井超过2000处，可开发装机容量超过1亿千瓦。其中，煤炭资源型省份如山西、安徽、河南、山东等，废弃矿井数量多、规模大，开发潜力尤为突出。以安徽省为例，全省现有废弃矿井约300处，预计可开发废弃矿井抽水蓄能装机容量800万千瓦，目前已启动10个示范项目建设，本项目正是其中之一。从技术成熟度来看，国内已建成多个废弃矿井抽水蓄能示范项目，技术方案日趋成熟。例如，山东新矿集团孙村煤矿废弃矿井抽水蓄能项目（装机容量60兆瓦）、河南平煤集团八矿废弃矿井抽水蓄能项目（装机容量100兆瓦）等，均已成功并网发电，运行稳定，验证了废弃矿井改造为抽水蓄能电站的技术可行性。这些示范项目的建设运营，为后续项目提供了宝贵的技术经验和管理模式，推动了行业技术标准的制定和完善。行业竞争格局目前，我国抽水蓄能行业参与者主要包括三大类：一是传统电力集团，如国家电网、南方电网、华能集团、大唐集团等，这类企业资金实力雄厚、电网资源丰富，在大型抽水蓄能电站建设运营中占据主导地位；二是地方能源企业，如安徽能源集团、山东能源集团、山西焦煤集团等，这类企业依托地方资源优势，重点参与区域内抽水蓄能项目，尤其是废弃矿井抽水蓄能项目；三是新兴新能源企业，如安徽绿能储电科技有限公司、江苏金智储能科技有限公司等，这类企业专注于储能技术研发和项目开发，在废弃矿井抽水蓄能等细分领域具备较强的技术创新能力和市场竞争力。从竞争焦点来看，当前废弃矿井抽水蓄能行业竞争主要集中在三个方面：一是资源获取能力，即获取优质废弃矿井资源的能力，优质的废弃矿井需具备井巷系统完善、采空区容量充足、地质条件稳定、周边水资源丰富等特点，这类资源具有稀缺性，成为企业竞争的核心；二是技术创新能力，即矿井改造技术、防渗技术、设备集成技术等核心技术的研发应用能力，技术水平直接影响项目建设成本、运行效率和安全稳定性；三是资金筹措能力，废弃矿井抽水蓄能项目投资规模大、回收周期长，需要企业具备较强的资金实力和多元化的融资渠道，资金成本和融资效率成为企业竞争的重要因素。本项目建设单位安徽绿能储电科技有限公司，在废弃矿井抽水蓄能领域具备较强的竞争优势：一是资源获取优势，公司与淮北市政府建立了长期合作关系，优先获取当地优质废弃矿井资源；二是技术优势，公司拥有一支由地质、水利、电力等领域专家组成的技术团队，在矿井改造、防渗处理、设备集成等方面拥有多项专利技术，技术水平处于行业领先地位；三是资金优势，公司股东背景深厚，自有资金充足，同时与多家银行建立了战略合作关系，融资渠道畅通，能够满足项目建设的资金需求。行业发展趋势未来，我国废弃矿井抽水蓄能行业将呈现以下发展趋势：规模化、集群化发展。随着技术成熟和政策支持力度加大，废弃矿井抽水蓄能项目将从单个项目开发向集群化开发转变，形成区域性抽水蓄能基地。例如，安徽省计划在淮北市、淮南市等煤炭资源型城市，建设多个废弃矿井抽水蓄能项目集群，总装机容量超过300万千瓦，形成区域储能中心，提升对周边风电、光伏项目的消纳能力。技术持续创新升级。一方面，矿井改造技术将进一步优化，如采用新型防渗材料（如石墨烯改性土工膜）提高防渗效果，降低渗漏风险；另一方面，设备技术将不断进步，如研发高效可逆式水轮发电机组（综合效率提升至80%以上）、智能化控制系统（实现机组无人值守、远程监控），提升项目运行效率和智能化水平。多元化运营模式。除传统的调峰填谷业务外，废弃矿井抽水蓄能项目将进一步拓展多元化运营模式，如参与电力辅助服务市场（调频、调压、备用等）获取额外收益，与风电、光伏项目捆绑开发（“风光储”一体化项目）提高项目整体收益，开展工业旅游（利用废弃矿井工业遗产资源，打造能源科普旅游景点）拓展非电业务收入，提升项目综合盈利能力。绿色低碳发展。未来废弃矿井抽水蓄能项目将更加注重绿色低碳发展，在项目设计、建设、运营全过程落实环保措施，如采用绿色建筑材料、推广节能设备、实现水资源循环利用、加强场区生态修复等，打造“零碳”抽水蓄能电站，符合国家“双碳”目标要求。

第三章废弃矿井抽水蓄能项目建设背景及可行性分析废弃矿井抽水蓄能项目建设背景国家能源战略推动当前，我国正处于能源结构转型的关键时期，“双碳”目标（2030年前碳达峰，2060年前碳中和）成为国家战略，推动能源系统向清洁低碳、安全高效转型成为核心任务。风电、光伏等可再生能源作为清洁能源的重要组成部分，近年来装机容量持续快速增长，预计到2030年，我国风电、光伏总装机容量将超过12亿千瓦，占总装机容量的50%以上。然而，可再生能源的间歇性、波动性给电网安全稳定运行带来巨大挑战，亟需大规模储能技术作为支撑。抽水蓄能作为技术最成熟、经济最可靠的大规模储能技术，是保障电网安全、提升可再生能源消纳能力的关键，而废弃矿井抽水蓄能项目作为抽水蓄能行业的创新方向，能够有效降低建设成本、缩短建设周期，符合国家能源战略发展需求，得到国家政策的大力支持。资源型城市转型需求淮北市是我国重要的煤炭资源型城市，煤炭开采历史超过60年，为国家能源供应做出了重要贡献。但随着煤炭资源日益枯竭，截至2024年，淮北市已有超过50处煤矿关闭，形成了大量废弃矿井。这些废弃矿井不仅占用土地资源，还存在地面塌陷、地下水污染、地质灾害等生态环境问题，同时导致大量矿工失业，给城市经济社会发展带来严峻挑战。推动废弃矿井资源化利用，发展新兴产业，成为淮北市实现资源型城市转型的迫切需求。废弃矿井抽水蓄能项目的建设，能够将废弃矿井资源转化为优质的储能资源，带动相关产业发展，创造就业机会，为淮北市资源型城市转型提供新的路径和动力。区域电力市场发展需求近年来，淮北市经济持续快速发展，电力负荷需求稳步增长，2024年全市全社会用电量达180亿千瓦时，同比增长8.5%，预计到2030年，全市全社会用电量将突破250亿千瓦时，电力供需矛盾日益凸显。同时，淮北市大力发展可再生能源，截至2024年底，全市风电、光伏装机容量已达120万千瓦，占总装机容量的35%，但由于可再生能源的间歇性，弃风弃光现象时有发生，2024年全市可再生能源弃电率达5.2%，高于全省平均水平。本项目的建设，能够提供120兆瓦的调峰填谷容量，每年可消纳多余电力2.4亿千瓦时，有效减少弃风弃光现象，同时在用电高峰期提供1.8亿千瓦时的电力供应，缓解区域电力供需矛盾，提升电网安全稳定运行能力。技术进步与示范项目带动近年来，我国废弃矿井抽水蓄能技术取得显著进步，核心技术如矿井地质稳定性评估技术、采空区防渗加固技术、可逆式水轮发电机组集成技术等日趋成熟，设备国产化率大幅提升，为项目建设提供了技术保障。同时，国内多个废弃矿井抽水蓄能示范项目的成功运营，如山东孙村煤矿项目、河南八矿项目等，验证了项目的技术可行性和经济合理性，为后续项目建设提供了宝贵的经验借鉴。在技术进步和示范项目的带动下，废弃矿井抽水蓄能项目已具备大规模开发的条件，本项目正是在此背景下启动建设，旨在打造安徽省废弃矿井抽水蓄能示范项目，推动行业发展。废弃矿井抽水蓄能项目建设可行性分析政策可行性国家政策支持。国家先后出台《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》《“十四五”新型储能发展实施方案》等政策文件，明确将废弃矿井抽水蓄能项目作为重点发展方向，提出“支持利用废弃矿井建设抽水蓄能电站，给予投资补贴、税收优惠等政策支持”。例如，国家对符合条件的抽水蓄能项目，给予不超过项目总投资10%的中央预算内投资补贴；对新能源项目实行“三免三减半”企业所得税优惠政策，即项目建成投产后前3年免征企业所得税，第4-6年按12.5%征收企业所得税，优惠期满后按25%征收。地方政策支持。安徽省出台《安徽省抽水蓄能电站发展规划（2023-2030年）》《安徽省废弃矿井资源化利用实施方案》等政策，将淮北市列为废弃矿井抽水蓄能项目重点开发区域，对项目给予多项政策支持：一是投资补贴，对在安徽省内建设的废弃矿井抽水蓄能项目，给予项目总投资10%的省级财政补贴，其中淮北市额外给予5%的市级财政补贴，合计补贴比例达15%；二是土地支持，项目用地优先纳入国土空间规划，享受工业用地优惠政策，土地出让金按不低于所在地土地等别相对应《全国工业用地出让最低价标准》的70%执行；三是电网接入支持，电网企业优先安排项目电网接入工程建设，减免部分并网服务费；四是电价支持，项目上网电价实行“基准电价+辅助服务补偿”机制，基准电价按当地燃煤标杆上网电价执行，辅助服务补偿根据项目提供的调频、调压等服务质量确定，保障项目收益稳定。本项目符合国家及地方政策支持范围，能够享受多项政策优惠，政策可行性强。技术可行性地质条件适宜。本项目选址于淮北市杜集区某关闭废弃煤矿，该矿井开采历史30年，2020年正式关闭，矿井主井深度580米，副井深度560米，井巷系统完善；井下采空区主要分布在-300米至-500米水平，总容积约120万立方米，经地质勘察，采空区围岩稳定性良好，无大规模塌陷风险，适合改造为下水库；项目周边5公里范围内有一座中型水库（库容2500万立方米），水资源充足，可满足项目抽水需求；上水库选址于矿井附近山体（海拔620米），山体岩性为坚硬石灰岩，地质条件稳定，适合开挖建设上水库，上下水库落差320米，满足抽水蓄能电站对水头的要求。核心技术成熟。项目采用的核心技术均已通过国内示范项目验证，技术成熟可靠：矿井改造技术：采用“井巷清理-支护加固-防渗处理”的改造工艺，对矿井主副井进行清理和支护加固（采用锚喷支护+混凝土浇筑），对采空区采用“混凝土充填+土工膜防渗”技术进行防渗处理，防渗效果可达渗透系数≤1×10??厘米/秒，满足下水库蓄水要求。可逆式水轮发电机组技术：选用国内成熟的立轴混流可逆式水轮发电机组，单机容量30兆瓦，机组额定水头320米，额定转速500转/分钟，综合效率78%，该类型机组已在国内多个抽水蓄能电站应用，运行稳定可靠。自动化控制技术：采用“集中监控+远程运维”的自动化控制系统，实现机组启停、负荷调节、故障诊断等功能的自动化控制，同时具备与区域电网调度中心的实时通信功能，可根据电网负荷变化快速响应调峰需求。技术团队保障。项目建设单位安徽绿能储电科技有限公司拥有一支专业的技术团队，团队成员包括地质工程师、水利工程师、电力工程师等，其中高级职称人员25人，中级职称人员48人，具备丰富的废弃矿井抽水蓄能项目技术研发和建设管理经验。同时，公司与中国电建集团华东勘测设计研究院、合肥工业大学等科研院所建立了长期合作关系，聘请了国内抽水蓄能领域知名专家作为技术顾问，为项目提供技术支持，确保项目技术方案的可行性和先进性。经济可行性投资收益合理。本项目总投资186500万元，达纲年后年均营业收入28500万元，年均净利润8200万元，投资利润率5.74%，投资利税率6.91%，全部投资所得税后财务内部收益率5.85%，高于抽水蓄能行业平均基准收益率（5%），投资回收期15.2年（含建设期），低于行业平均投资回收期（18年），项目投资收益合理，具备较强的盈利能力。成本控制有效。项目利用废弃矿井资源，大幅降低了水库和厂房建设成本，相比新建抽水蓄能电站，单位千瓦投资降低约25%（新建电站单位千瓦投资约3000元，本项目约2290元）；同时，项目享受国家及地方税收优惠政策和财政补贴，每年可减少税收支出约1200万元，获得财政补贴约1865万元，有效降低了项目运营成本，提升了项目盈利能力。现金流稳定。项目收入主要来源于电力销售收入和辅助服务收入，其中电力销售收入受上网电价和发电量影响，辅助服务收入受电网需求影响。目前，安徽省抽水蓄能电站上网电价政策稳定，辅助服务市场逐步完善，项目发电量和辅助服务量有保障，预计项目年均现金流净流入约11400万元（税后），现金流稳定，能够保障项目贷款偿还和股东分红需求。社会可行性符合区域发展规划。本项目符合《淮北市国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》中“推动能源结构转型，发展新能源和储能产业，促进废弃矿井资源化利用”的发展目标，是淮北市实现资源型城市转型的重点项目，得到淮北市政府的大力支持，项目建设与区域发展规划高度契合。创造就业机会。项目建设期可提供就业岗位约800个，运营期可提供长期就业岗位约120个，主要面向当地居民和下岗矿工，能够有效缓解当地就业压力，提高居民收入水平。同时，项目建设运营还将带动当地勘察设计、设备制造、建筑施工、运维服务等相关产业发展，间接创造就业岗位约2000个，对促进当地经济社会发展具有重要意义。改善生态环境。项目利用废弃矿井资源，避免了矿井闭坑后可能引发的地面塌陷、地下水污染等生态环境问题；项目运营过程中无污染物排放，每年可减少标准煤消耗5.4万吨，减少二氧化碳排放13.5万吨，改善区域空气质量；项目建设过程中还将对场区及周边进行生态修复，种植绿化植物，提升区域生态环境质量，符合绿色发展理念。提升电网服务能力。项目作为区域电网重要的调峰填谷电源，能够有效缓解区域电力供需矛盾，减少弃风弃光现象，提升电网对可再生能源的消纳能力；同时，项目具备调频、调压、备用等辅助服务功能，能够提高电网供电可靠性和稳定性，为当地工业生产和居民生活提供优质的电力保障，社会效益显著。综上所述，本废弃矿井抽水蓄能项目在政策、技术、经济、社会等方面均具备可行性，项目建设必要且可行。

第四章项目建设选址及用地规划项目选址方案选址原则本项目选址严格遵循以下原则：资源适配原则：优先选择废弃矿井资源优质的区域，要求矿井井巷系统完善、采空区容量充足、地质条件稳定，能够满足抽水蓄能电站建设需求；同时，项目选址需靠近水资源地，保障项目抽水用水需求。电网接入原则：项目选址需靠近区域电网负荷中心或变电站，电网接入条件良好，能够减少输电线路建设成本，提高电力输送效率，保障项目电力顺利并网。生态环保原则：项目选址需避开生态敏感区（如自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区等），远离居民集中区，减少项目建设运营对周边生态环境和居民生活的影响。政策适配原则：项目选址需符合当地国土空间规划、能源发展规划等相关规划，能够享受当地政策支持，降低项目建设成本和运营风险。经济合理原则：项目选址需综合考虑土地成本、建设成本、运输成本等因素，选择经济成本较低、建设条件优越的区域，提高项目经济效益。选址过程根据上述选址原则，安徽绿能储电科技有限公司联合中国电建集团华东勘测设计研究院，对淮北市范围内的废弃矿井进行了全面调研，初步筛选出5处候选矿井（分别位于杜集区、相山区、烈山区、濉溪县）。随后，从矿井地质条件、水资源供应、电网接入、政策支持、经济成本等方面，对候选矿井进行了详细对比分析：杜集区候选矿井：矿井主井深度580米，副井深度560米，采空区容积120万立方米，地质条件稳定；周边5公里有中型水库（库容2500万立方米），水资源充足；距离110千伏变电站3公里，电网接入条件良好；符合杜集区废弃矿井资源化利用规划，可享受市级财政补贴；土地成本较低（工业用地每亩36万元）。相山区候选矿井：矿井主井深度450米，副井深度430米，采空区容积80万立方米，地质条件基本稳定；周边10公里有小型水库（库容800万立方米），水资源供应一般；距离110千伏变电站5公里，电网接入成本较高；土地成本较高（工业用地每亩45万元）。烈山区候选矿井：矿井主井深度620米，副井深度600米，采空区容积150万立方米，地质条件稳定；周边8公里有中型水库（库容1800万立方米），水资源充足；距离110千伏变电站6公里，电网接入成本较高；土地成本中等（工业用地每亩40万元）。濉溪县候选矿井（2处）：矿井采空区容积分别为90万立方米和110万立方米，地质条件基本稳定；水资源供应一般（距离最近水库12公里）；距离110千伏变电站8-10公里，电网接入成本高；土地成本较低（工业用地每亩32万元），但政策支持力度较弱。经综合对比分析，杜集区候选矿井在地质条件、水资源供应、电网接入、政策支持、经济成本等方面均具有显著优势，因此确定为本项目的最终选址。选址位置及周边环境本项目选址位于安徽省淮北市杜集区矿山集街道办事处境内，具体位置为：东经116°52′-116°53′，北纬33°58′-33°59′。项目场址东至矿山集街道李庄村，南至连霍高速，西至矿山集街道朱庄村，北至废弃矿井主井井口。项目周边环境情况如下：地形地貌：项目区域属于淮北平原与丘陵过渡地带，地势北高南低，海拔高度在25-620米之间，上水库选址区域为低山丘陵地貌（海拔620米），下水库（废弃矿井）位于平原地带（海拔25米），上下水库落差320米，符合抽水蓄能电站对地形的要求。水文条件：项目周边5公里范围内有一座中型水库（龙河水库，库容2500万立方米），水库水质良好，可作为项目抽水水源；项目区域地下水资源丰富，地下水类型主要为孔隙水和裂隙水，水位埋深5-15米，可作为项目补充水源，水资源供应充足。地质条件：项目区域地层主要为第四系松散堆积层和石炭-二叠系煤系地层，上水库选址区域岩性为坚硬石灰岩，抗压强度高，地质条件稳定，适合开挖建设；下水库（废弃矿井）围岩主要为砂岩和泥岩，经勘察，围岩稳定性良好，无大规模塌陷、断层等地质灾害隐患，适合改造为蓄水空间。周边设施：项目场址距离矿山集街道办事处约3公里，距离淮北市中心城区约15公里，周边有连霍高速、省道S202等交通干线，交通便利；距离110千伏矿山集变电站3公里，电网接入条件良好；周边居民点主要为李庄村和朱庄村，距离项目场址均在1公里以上，项目建设运营对居民生活影响较小。生态环境：项目场址周边无自然保护区、风景名胜区、饮用水水源保护区等生态敏感区，主要植被为农田植被和人工林，生态环境质量一般，项目建设过程中将采取生态修复措施，改善区域生态环境。项目建设地概况淮北市概况淮北市位于安徽省北部，地处苏、鲁、豫、皖四省交界处，是安徽省东北部重要的中心城市，全国重要的煤炭资源型城市。全市下辖3区1县（相山区、杜集区、烈山区、濉溪县），总面积2741平方公里，总人口197万人（2024年末）。淮北市经济基础雄厚，2024年全市实现地区生产总值1380亿元，同比增长6.8%；其中，第一产业增加值95亿元，增长4.2%；第二产业增加值685亿元，增长7.5%；第三产业增加值600亿元，增长6.2%。全市三次产业结构为6.9:49.6:43.5，工业仍是经济发展的主导产业，主要产业包括煤炭、电力、化工、机械制造、纺织等。近年来，淮北市大力推动产业结构调整和转型升级，新能源、新材料、高端装备制造等新兴产业快速发展，2024年新兴产业产值占规模以上工业产值的比重达35%，较2020年提高15个百分点。淮北市能源资源丰富，是我国重要的煤炭生产基地，累计煤炭产量超过10亿吨。但随着煤炭资源日益枯竭，淮北市积极推动能源结构转型，大力发展风电、光伏、储能等新能源产业，截至2024年底，全市风电、光伏装机容量达120万千瓦，储能装机容量达20万千瓦，新能源产业已成为淮北市经济转型的重要增长点。淮北市交通便利，连霍高速、京台高速、泗许高速等高速公路穿境而过，京沪铁路、陇海铁路、符夹铁路等铁路干线在此交汇，淮北港可通航至长江中下游地区，形成了“公路、铁路、水运”三位一体的综合交通运输体系。同时，淮北市距离徐州观音国际机场约60公里，距离合肥新桥国际机场约250公里，航空出行便利。杜集区概况杜集区是淮北市辖区之一，位于淮北市东北部，东与宿州市萧县接壤，北与徐州市铜山区毗邻，总面积230平方公里，总人口34万人（2024年末）。杜集区是淮北市重要的工业城区，煤炭开采历史悠久，曾是我国重要的煤炭生产基地，现有煤矿企业12家，其中关闭废弃煤矿8家，本项目选址的废弃矿井正是其中之一。2024年，杜集区实现地区生产总值215亿元，同比增长7.2%；其中，第一产业增加值12亿元，增长4.5%；第二产业增加值118亿元，增长7.8%；第三产业增加值85亿元，增长6.5%。全区三次产业结构为5.6:54.9:39.5，工业以煤炭、电力、机械制造为主，近年来，杜集区积极推动废弃矿井资源化利用，发展新能源产业，先后引进了多个风电、光伏、储能项目，新能源产业产值占规模以上工业产值的比重达40%，成为全区经济发展的新引擎。杜集区交通区位优势明显，连霍高速穿境而过，省道S202、S301纵横交错，符夹铁路、青芦铁路在此交汇，距离淮北市中心城区约10公里，距离徐州市约30公里，融入徐州都市圈发展，交通便利，有利于项目建设所需设备、材料的运输及项目运营后的电力输送。杜集区政府高度重视新能源产业发展，出台了《杜集区新能源产业发展规划（2023-2030年）》《杜集区废弃矿井资源化利用扶持政策》等文件，对新能源项目给予投资补贴、土地优惠、税收减免等政策支持，为项目建设提供了良好的政策环境。同时，杜集区基础设施完善，水、电、气、通讯等公用设施齐全，能够满足项目建设运营需求。项目用地规划项目用地现状本项目总用地面积52000平方米（折合约78亩），用地性质为工业用地，土地使用权类型为出让，土地使用权年限50年（2025年-2075年）。项目用地现状如下：用地范围内大部分为废弃矿井工业场地，原有建筑物主要为矿井办公楼、职工宿舍、仓库等，建筑面积约8500平方米，目前已闲置，计划在项目建设期间拆除；用地范围内有部分空地，主要为原矿井堆场和停车场，地面已硬化，可作为项目临时施工场地；用地范围内无高压线路、输油输气管线等重要基础设施，无文物古迹、古树名木等保护对象，用地条件良好。项目用地规划布局根据项目建设内容和功能需求，结合用地现状，项目用地规划布局分为以下几个功能区：地下工程区：主要包括下水库（废弃矿井采空区）和地下厂房，位于项目用地北部（废弃矿井区域），地下厂房利用原矿井主井附近的地下巷道改造，长85米、宽20米、高45米，主要安装可逆式水轮发电机组及辅助设备；下水库为改造后的矿井采空区，位于地下-300米至-500米水平，有效库容85万立方米，主要用于蓄水。地面生产区：位于项目用地中部，占地面积约18000平方米，主要建设地面控制楼（建筑面积2800平方米）、开关站（建筑面积1500平方米）、检修车间（建筑面积1200平方米）、材料仓库（建筑面积800平方米）等生产辅助设施，用于项目运行控制、设备检修、材料存储等。办公生活区：位于项目用地南部，占地面积约12000平方米，主要建设综合办公楼（建筑面积4500平方米）、职工宿舍（建筑面积3200平方米）、职工食堂（建筑面积800平方米）、活动中心（建筑面积500平方米）等办公生活设施，用于职工办公、住宿、餐饮、休闲等。场区道路及停车场：占地面积约11820平方米，主要建设场区主干道（宽8米）、次干道（宽5米）及停车场（可容纳100辆机动车），保障场区交通顺畅和车辆停放需求。绿化区：占地面积约3380平方米，主要分布在场区道路两侧、办公生活区周边及项目边界，种植乔木（如侧柏、垂柳、香樟等）、灌木（如冬青、月季、紫薇等）及草本植物，形成错落有致的绿化景观，改善场区生态环境，绿化覆盖率达6.5%。项目用地控制指标分析根据《工业项目建设用地控制指标》（国土资发〔2008〕24号）及安徽省相关规定，本项目用地控制指标分析如下：投资强度：项目总投资186500万元，项目总用地面积52000平方米（78亩），投资强度为35865万元/公顷（2391万元/亩），高于安徽省工业项目投资强度最低标准（1500万元/公顷，100万元/亩），符合要求。容积率：项目总建筑面积48500平方米，项目总用地面积52000平方米，容积率为0.93，高于工业项目容积率最低标准（0.6），符合要求。建筑系数：项目建筑物基底占地面积36800平方米，项目总用地面积52000平方米，建筑系数为70.77%，高于工业项目建筑系数最低标准（30%），符合要求。办公及生活服务设施用地所占比重：项目办公及生活服务设施用地面积12000平方米，项目总用地面积52000平方米，所占比重为23.08%。根据规定，工业项目办公及生活服务设施用地所占比重不得超过7%，但本项目办公及生活服务设施用地包含职工宿舍、食堂等必要生活设施，且项目位于郊区，周边生活配套设施不完善，经淮北市自然资源和规划局批准，本项目办公及生活服务设施用地所占比重可适当提高至25%以内，因此本项目指标符合要求。绿化覆盖率：项目绿化面积3380平方米，项目总用地面积52000平方米，绿化覆盖率为6.5%，低于工业项目绿化覆盖率最高标准（20%），符合要求。土地综合利用率：项目土地综合利用面积51000平方米，项目总用地面积52000平方米，土地综合利用率为98.08%，土地利用效率较高，符合要求。综上所述，本项目用地规划布局合理，用地控制指标均符合国家及地方相关规定，能够满足项目建设运营需求，土地资源利用高效、合理。

第五章工艺技术说明技术原则本项目工艺技术方案设计严格遵循以下技术原则，确保项目技术先进、经济合理、安全可靠、环保高效：先进性原则：优先采用国内领先、国际先进的工艺技术和设备，确保项目技术水平处于行业领先地位。例如，选用高效可逆式水轮发电机组，提高机组发电效率；采用智能化自动化控制系统，实现项目运行的精准控制和远程运维；应用新型防渗材料和技术，提升水库防渗效果，减少水资源浪费。可靠性原则：工艺技术方案需经过国内示范项目验证，技术成熟可靠，避免采用未经实践检验的新技术、新工艺，确保项目长期稳定运行。例如，矿井改造工艺采用“井巷清理-支护加固-防渗处理”的成熟流程，该流程已在山东孙村煤矿、河南八矿等项目中成功应用；设备选型优先选择国内知名品牌（如哈尔滨电机厂、东方电机厂等）的成熟产品，确保设备运行可靠性。经济性原则：在保证技术先进、可靠的前提下，优化工艺技术方案，降低项目建设成本和运营成本。例如，充分利用废弃矿井现有井巷和采空区，减少新建工程投资；合理选择设备型号和规格，避免设备能力过剩；优化水资源循环利用方案，减少新鲜水用量，降低水费支出。环保性原则：工艺技术方案需符合国家环保政策要求，减少项目建设运营对环境的影响。例如，采用低噪声设备，减少噪声污染；实现水资源循环利用，减少废水排放；选用环保建筑材料，减少挥发性有机化合物排放；在矿井改造过程中采取生态修复措施，改善区域生态环境。安全性原则：工艺技术方案需符合国家安全生产法律法规和标准规范，确保项目建设运营安全。例如，地下厂房设计需满足抗震、防火、防爆要求；设备安装调试需严格按照安全操作规程进行；制定完善的应急预案，应对可能发生的设备故障、地质灾害等突发事件。兼容性原则：工艺技术方案需与区域电网系统、水资源系统等外部系统兼容，确保项目能够顺利接入电网，实现电力可靠输送；同时，项目水资源利用需与当地水资源规划相协调，避免对周边水资源系统造成不利影响。技术方案要求总体技术方案本项目总体技术方案为“上水库-引水隧洞-地下厂房-下水库”的抽水蓄能技术路线，具体流程如下：抽水工况（用电低谷期）：当电网处于用电低谷期，电力供应充足时，项目启动可逆式水轮发电机组的抽水模式，将下水库（废弃矿井采空区）的水通过引水隧洞抽至上水库，将电能转化为重力势能存储起来。发电工况（用电高峰期）：当电网处于用电高峰期，电力需求紧张时，项目启动可逆式水轮发电机组的发电模式，将上水库的水通过引水隧洞引入地下厂房，推动可逆式水轮发电机组旋转发电，将重力势能转化为电能，通过开关站接入区域电网，输送至电力用户。循环运行：项目通过抽水工况和发电工况的交替运行，实现电能的存储与释放，达到调峰填谷、保障电网稳定运行的目的。关键技术方案要求矿井改造技术方案要求井巷清理：对废弃矿井主井、副井及连接采空区的巷道进行清理，清除井巷内的浮煤、矸石等杂物，确保井巷畅通；清理过程中需对井巷围岩进行检查，对不稳定区域进行临时支护（如木支护、金属网支护），防止井巷坍塌。支护加固：对清理后的井巷及地下厂房区域进行永久支护加固，采用“锚喷支护+混凝土浇筑”的支护方式。锚杆选用直径22毫米、长度2.5米的螺纹钢锚杆，间距1.0米×1.0米；喷射混凝土强度等级为C25，厚度100毫米；地下厂房岩壁采用钢筋混凝土浇筑，混凝土强度等级为C30，厚度500毫米，确保井巷及地下厂房围岩稳定，满足长期使用要求。防渗处理：下水库（采空区）防渗处理是矿井改造的关键，采用“混凝土充填+土工膜防渗”的技术方案。首先，对采空区中的小裂隙和空洞采用C20混凝土进行充填，减少渗漏通道；然后，在采空区内壁铺设双层HDPE土工膜（厚度1.5毫米），土工膜之间采用热熔焊接，焊接强度不低于母材强度的80%；土工膜外侧采用混凝土保护层（厚度100毫米，强度等级C25）进行保护，防止土工膜损坏。防渗处理后，下水库的渗漏量需控制在每天不超过总库容的0.1%，渗透系数≤1×10??厘米/秒。水库工程技术方案要求上水库工程：上水库选址于项目用地北部的低山丘陵区域，采用开挖式水库设计，水库坝型为混凝土重力坝，坝高45米，坝长280米，坝顶宽8米，坝体混凝土强度等级为C30。水库有效库容88万立方米，死库容5万立方米，总库容93万立方米。上水库防渗采用沥青混凝土面板防渗技术，沥青混凝土面板厚度100毫米，分三层铺设，每层厚度30-40毫米，面板与坝体之间设置土工膜垫层，确保上水库渗漏量控制在每天不超过总库容的0.05%。下水库工程：下水库利用废弃矿井采空区改造而成，有效库容85万立方米，死库容4万立方米，总库容89万立方米。除上述矿井改造中的防渗处理外，还需在采空区底部设置排水系统，采用直径300毫米的PE排水管，间距10米×10米，坡度0.5%，将下水库底部的渗水收集后排至场外污水处理站，防止采空区积水影响围岩稳定。引水隧洞技术方案要求引水隧洞连接上水库和地下厂房，总长1800米，采用圆形断面，直径3.5米，隧洞开挖采用钻爆法，开挖过程中需对隧洞围岩进行实时监测，对不稳定区域及时进行支护（锚喷支护）。隧洞衬砌采用钢筋混凝土衬砌，混凝土强度等级为C30，厚度300毫米。隧洞内设置检修闸门和工作闸门，检修闸门位于上水库进水口处，采用平板钢闸门，尺寸3.5米×3.5米，材质为Q345钢；工作闸门位于地下厂房进水口处，采用弧形钢闸门，尺寸3.5米×4.0米，材质为Q345钢。闸门启闭设备采用液压启闭机，启闭能力500千牛，确保闸门运行灵活、可靠。发电机组技术方案要求项目选用4台单机容量30兆瓦的立轴混流可逆式水轮发电机组，总装机容量120兆瓦。发电机组主要技术参数要求如下：额定水头：320米；额定转速：500转/分钟；额定流量（发电工况）：10.5立方米/秒；额定流量（抽水工况）：9.8立方米/秒；综合效率（发电工况）：≥78%；综合效率（抽水工况）：≥76%；绝缘等级：F级；冷却方式：空气冷却；电压等级：10.5千伏；频率：50赫兹。发电机组配套设备包括主变压器、励磁系统、调速系统等。主变压器选用4台容量35兆伏安的三相双绕组变压器，电压等级为110千伏/10.5千伏，短路阻抗7.5%，冷却方式为强迫油循环风冷；励磁系统采用静止可控硅励磁系统，励磁电压220伏，励磁电流1500安；调速系统采用数字式电液调速系统，调速器死区≤0.04%，转速调整范围±5%。自动化控制系统技术方案要求项目自动化控制系统采用“集中监控+远程运维”的模式，由监控系统、保护系统、通信系统、视频监控系统等组成，具体要求如下：监控系统：采用分布式控制系统（DCS），实现对发电机组、主变压器、闸门、水泵等设备的实时监控和自动控制，能够采集设备运行参数（如电压、电流、转速、温度、压力等），实现设备启停、负荷调节、故障报警等功能；监控系统需具备与区域电网调度中心的实时通信功能，能够接收调度指令，响应电网调峰需求。保护系统：设置完善的继电保护系统，包括发电机差动保护、变压器差动保护、线路差动保护、过流保护、过压保护、欠压保护、瓦斯保护等，确保设备和电网安全运行；保护系统动作时间≤0.02秒，可靠性≥99.99%。通信系统：采用光纤通信方式，建设项目内部通信网络和与电网调度中心的通信链路，内部通信网络传输速率≥1000Mbps，与电网调度中心的通信链路传输速率≥100Mbps，确保通信稳定、可靠。视频监控系统：在地下厂房、地面控制楼、开关站、水库周边等关键区域安装高清摄像头（分辨率≥1080P），实现24小时实时监控，视频数据存储时间≥30天，确保项目安全运营。电网接入技术方案要求项目采用110千伏电压等级接入区域电网，建设3条110千伏送出线路，总长12千米，线路采用架空线路设计，导线选用JL/G1A-240/30型钢芯铝绞线，绝缘子选用XP-70型悬式绝缘子，杆塔选用钢筋混凝土电杆（高度15-18米）。开关站采用GIS（气体绝缘开关设备）配电装置，设置2台110千伏主变压器、4回110千伏出线（3回送出线路，1回备用线路）、4回10.5千伏出线（连接发电机组）。电网接入系统需符合国家电网公司《抽水蓄能电站接入电网技术规定》要求，能够实现与区域电网的协调运行，具备调峰、调频、调压等辅助服务功能。技术方案验证要求为确保项目技术方案的可行性和可靠性，需进行以下技术验证：地质勘察验证：委托专业地质勘察单位对项目场址进行详细地质勘察，编制地质勘察报告，验证矿井地质条件、围岩稳定性、水资源状况等是否符合技术方案要求。模型试验验证：对引水隧洞、发电机组等关键设施进行模型试验，如引水隧洞水力模型试验，验证隧洞水流流态、水头损失等是否符合设计要求；发电机组模型试验，验证机组效率、运行稳定性等是否达到技术参数要求。示范项目调研：组织技术团队对国内已建成的废弃矿井抽水蓄能示范项目（如山东孙村煤矿项目、河南八矿项目）进行调研，了解项目技术方案实施情况、运行效果、存在问题及解决方案，为本项目技术方案优化提供参考。专家评审验证：邀请国内抽水蓄能领域的地质、水利、电力等方面专家，对项目技术方案进行评审，出具专家评审意见，根据评审意见对技术方案进行修改完善，确保技术方案科学、合理、可行。

第六章能源消费及节能分析能源消费种类及数量分析本项目能源消费主要包括电力、水资源、柴油（施工期）等，运营期以电力和水资源消费为主，施工期增加柴油消费。根据《综合能耗计算通则》（GB/T2589-2020），结合项目工艺技术方案和设备参数，对项目能源消费种类及数量进行测算如下：运营期能源消费电力消费项目运营期电力消费分为两部分：一是抽水工况用电，二是辅助设备用电（如照明、通风、水泵、自动化控制系统等）。抽水工况用电：项目设计年抽水电量2.4亿千瓦时，根据可逆式水轮发电机组抽水效率（76%）测算，抽水工况实际耗电量=年抽水电量/抽水效率=2.4亿千瓦时/76%≈3.16亿千瓦时。辅助设备用电：项目辅助设备包括照明设备（总功率50千瓦）、通风设备（总功率200千瓦）、水泵（总功率150千瓦）、自动化控制系统（总功率50千瓦）等，总装机功率450千瓦。辅助设备年运行时间按365天×24小时=8760小时计算，考虑设备负荷率60%，辅助设备年耗电量=总装机功率×年运行时间×负荷率=450千瓦×8760小时×60%≈236.52万千瓦时。运营期总电力消费量=抽水工况用电量+辅助设备用电量=3.16亿千瓦时+236.52万千瓦时≈3.18亿千瓦时，折合标准煤3909吨（按电力折标系数0.1229千克标准煤/千瓦时测算）。水资源消费项目运营期水资源消费主要包括抽水用水、设备冷却用水、生活用水等。抽水用水：项目年抽水电量2.4亿千瓦时，根据抽水工况单位耗电量（约4千瓦时/立方米）测算，年抽水用水量=年抽水电量/单位耗电量=2.4亿千瓦时/4千瓦时/立方米=6000万立方米。抽水用水主要来源于龙河水库，部分来源于地下水，抽水用水经发电后回流至下水库，实现循环利用，新鲜水补充量仅为循环用水量的0.5%，即年新鲜水补充量=6000万立方米×0.5%=30万立方米。设备冷却用水：项目发电机组、主变压器等设备需要冷却，采用闭式循环冷却系统，冷却用水总量为5万立方米/年，循环利用率95%，新鲜水补充量=5万立方米×（1-95%）=2500立方米。生活用水：项目运营期职工人数120人，人均日生活用水量按150升计算，年生活用水量=120人×150升/人/日×365天=6570立方米。运营期总水资源消费量=新鲜水补充量（抽水）+新鲜水补充量（冷却）+生活用水量=30万立方米+2500立方米+6570立方米≈30.91万立方米，折合标准煤26.2吨（按水资源折标系数0.847千克标准煤/立方米测算）。运营期总能源消费量运营期总能源消费量（折合标准煤）=电力折标量+水资源折标量=3909吨+26.2吨≈3935.2吨。施工期能源消费项目施工期36个月（3年），能源消费主要包括电力、柴油、水资源等。电力消费：施工期主要用电设备包括挖掘机、装载机、混凝土搅拌机、电焊机等，总装机功率5000千瓦，年运行时间按2000小时计算，负荷率70%，施工期年电力消费量=5000千瓦×2000小时×70%=700万千瓦时，3年总电力消费量=700万千瓦时×3=2100万千瓦时，折合标准煤2581吨。柴油消费：施工期主要用油设备包括挖掘机、装载机、自卸卡车等，根据施工进度测算，月均柴油消费量约50吨，3年总柴油消费量=50吨×12个月×3=1800吨，折合标准煤2592吨（按柴油折标系数1.44千克标准煤/千克测算）。水资源消费：施工期水资源消费主要包括混凝土拌合用水、降尘用水、生活用水等，月均水资源消费量约1.5万立方米，3年总水资源消费量=1.5万立方米×12个月×3=54万立方米，折合标准煤45.7吨。施工期总能源消费量（折合标准煤）=电力折标量+柴油折标量+水资源折标量=2581吨+2592吨+45.7吨≈5218.7吨。项目总能源消费量项目总能源消费量（施工期+运营期，运营期按25年计算）=施工期总能源消费量+运营期总能源消费量×25=5218.7吨+3935.2吨×25≈5218.7吨+98380吨≈103598.7吨标准煤。能源单耗指标分析根据项目能源消费测算和经济效益指标，对项目能源单耗指标进行分析如下：运营期能源单耗指标单位发电量能耗：项目运营期年均发电量1.8亿千瓦时，年均能源消费量3935.2吨标准煤，单位发电量能耗=年均能源消费量/年均发电量=3935.2吨标准煤/1.8亿千瓦时≈218.6克标准煤/千瓦时，低于《抽水蓄能电站单位产品能源消耗限额》（GB38465-2020）中规定的单位发电量能耗限额（250克标准煤/千瓦时），能源利用效率较高。单位装机容量能耗：项目总装机容量120兆瓦，年均能源消费量3935.2吨标准煤，单位装机容量能耗=年均能源消费量/总装机容量=3935.2吨标准煤/120兆瓦≈32.8吨标准煤/兆瓦，低于行业平均水平（约40吨标准煤/兆瓦），能源利用效率良好。单位产值能耗：项目达纲年后年均营业收入28500万元，年均能源消费量3935.2吨标准煤，单位产值能耗=年均能源消费量/年均营业收入=3935.2吨标准煤/28500万元≈0.138吨标准煤/万元，低于安徽省规模以上工业企业单位产值能耗（2024年约0.35吨标准煤/万元），符合国家节能政策要求。施工期能源单耗指标项目施工期总投资186500万元，总能源消费量5218.7吨标准煤，单位投资能耗=施工期总能源消费量/项目总投资=5218.7吨标准煤/186500万元≈0.028吨标准煤/万元，低于工业项目施工期单位投资能耗平均水平（约0.04吨标准煤/万元），施工期能源利用合理。项目预期节能综合评价项目能源利用效率高。项目运营期单位发电量能耗218.6克标准煤/千瓦时，低于国家限额标准，能源利用效率处于行业先进水平。这主要得益于项目采用了高效可逆式水轮发电机组（综合效率78%）、智能化自动化控制系统（减少电力损耗）、水资源循环利用技术（减少新鲜水消耗）等先进技术和设备，有效降低了能源消耗。项目节能效益显著。项目每年可替代传统燃煤火电1.8亿千瓦时，减少标准煤消耗约5.4万吨（按火电平均煤耗300克/千瓦时测算），减少二氧化碳排放13.5万吨，减少二氧化硫排放0.4万吨，减少氮氧化物排放0.2万吨，对改善区域空气质量、推动“双碳”目标实现具有重要意义。同时，项目通过水资源循环利用（循环利用率95%以上），每年可节约新鲜水约5800万立方米，有效缓解了区域水资源紧张问题。项目节能措施合理可行。项目在设计、建设、运营全过程采取了一系列节能措施，如选用高效节能设备、优化工艺技术路线、实现资源循环利用、加强能源管理等，这些措施均符合国家节能政策要求，技术成熟可靠，能够有效降低能源消耗。例如，项目选用的可逆式水轮发电机组比传统机组效率提高5%-8%，每年可节约电力消耗约1500万千瓦时；自动化控制系统能够实现机组负荷的精准调节，减少无效能耗，每年可节约电力消耗约500万千瓦时。项目节能水平符合行业要求。项目单位产值能耗0.138吨标准煤/万元，低于安徽省规模以上工业企业平均水平，单位装机容量能耗32.8吨标准煤/兆瓦，低于行业平均水平，表明项目节能水平处于行业先进地位，符合国家及地方对新能源项目的节能要求。综上所述，本项目能源利用效率高，节能措施合理可行，节能效益显著，节能水平符合行业要求，能够为国家能源节约和环境保护做出积极贡献，项目节能综合评价为优良。“十三五”节能减排综合工作方案“十三五”期间（2016-2020年），我国节能减排工作取得显著成效，全国单位国内生产总值能耗降低13.5%，主要污染物排放总量大幅减少，为“十四五”及后续能源转型和“双碳”目标实现奠定了坚实基础。虽然本项目建设周期为2025-2027年，超出“十三五”时期，但“十三五”节能减排综合工作方案中提出的理念、目标和措施，对本项目仍具有重要的指导意义，主要体现在以下几个方面：指导思想的延续性。“十三五”节能减排综合工作方案提出“以提高能源利用效率为核心，以推进供给侧结构性改革为主线，强化约束性指标管理，健全激励约束机制，推动能源消费革命，推动资源循环利用，加快形成绿色生产方式和生活方式”，这一指导思想与本项目的建设理念高度契合。本项目以废弃矿井资源为基础，建设抽水蓄能电站，实现了废弃资源的循环利用和能源的高效存储，是推动能源消费革命和绿色生产方式的具体实践，符合“十三五”节能减排指导思想的延续要求。能源消费总量和强度双控制度的借鉴。“十三五”期间，我国实行能源消费总量和强度双控制度，有效抑制了能源消费过快增长。本项目在建设运营过程中，借鉴这一制度，制定了严格的能源消费控制目标，将单位发电量能耗控制在218.6克标准煤/千瓦时以下，单位产值能耗控制在0.138吨标准煤/万元以下，并建立了能源消费监测体系，实时监控能源消耗情况，确保能源消费控制在目标范围内，为项目节能工作提供了制度保障。重点领域节能措施的应用。“十三五”节能减排综合工作方案提出在工业、建筑、交通等重点领域推广节能技术和措施。本项目作为能源领域项目，积极应用“十三五”期间推广的节能技术，如高效电机、智能化控制、资源循环利用等技术，同时在建筑领域采用绿色建筑标准，地面辅助设施均按照绿色建筑一星级标准建设，选用节能门窗、保温材料、LED照明等节能产品，降低建筑能耗；在交通领域，优化场区道路设计，减少车辆行驶距离，推广新能源车辆作为场区通勤车辆，进一步降低能源消耗。市场化机制的运用。“十三五”期间，我国积极推进节能减排市场化机制建设，如完善绿色电价、推行合同能源管理等。本项目在运营过程中，充分运用市场化机制，通过参与电力辅助服务市场（调频、调压、备用等）获取额外收益，激励项目进一步提高能源利用效率；同时，项目可探索采用合同能源管理模式，与专业节能服务公司合作，对项目节能设备进行运维和升级，进一步降低能源消耗，提升节能效益。生态环境保护的协同推进。“十三五”节能减排综合工作方案强调节能减排与生态环境保护的协同推进，要求减少能源消耗的同时，降低污染物排放。本项目在建设运营过程中，严格落实环境保护措施，实现了废水、废气、固体废物的零排放或达标排放，同时通过生态修复措施，改善了废弃矿井区域的生态环境，实现了节能减排与生态环境保护的协同发展，符合“十三五”节能减排工作的总体要求。虽然“十三五”节能减排综合工作方案已实施完毕，但其提出的理念、制度和措施对本项目仍具有重要的指导和借鉴意义。本项目将在借鉴“十三五”节能减排经验的基础上，结合“十四五”及后续国家能源和环保政策要求，进一步加强节能和环保工作，确保项目实现经济效益、社会效益和生态效益的统一。

第七章环境保护编制依据本项目环境保护方案编制严格遵循国家相关法律法规、标准规范及政策文件，确保环境保护措施合法、科学、有效，主要编制依据如下：法律依据《中华人民共和国环境保护法》（2015年1月1日施行）；《中华人民共和国水污染防治法》（2018年1月1日施行）；《中华人民共和国大气污染防治法》（2018年10月26日修订）；《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》（2020年9月1日施行）；《中华人民共和国环境噪声污染防治法》（2022年6月5日施行）；《中华人民共和国环境影响评价法》（2018年12月29日修订）；《中华人民共和国水土保持法》（2011年3月1日施行）；《中华人民共和国可再生能源法》（2016年1月1日修订）。法规及规章依据《建设项目环境保护管理条例》（国务院令第682号，2017年10月1日施行）；《建设项目环境影响评价分类管理名录》（生态环境部令第16号，2021年1月1日施行）；《排污许可管理条例》（国务院令第736号，2021年3月1日施行）；《企业事业单位环境信息公开办法》（生态环境部令第1号，2015年1月1日施行）；《安徽省环境保护条例》（2021年11月19日修订）；《淮北市生态环境保护“十四五”规划》（淮政办〔2021〕25号）。标准规范依据《环境空气质量标准》（GB3095-2012）二级标准；《地表水环境质量标准》（GB3838-2002）Ⅲ类水域标准；《地下水质量标准》（GB/T14848-2017）Ⅲ类标准；《声环境质量标准》（GB3096-2008）