福建省海上風電消納能力分析及促進消納措施研究

陳明福 劉仁和 王小燕

（1 中國電建集團福建省電力勘測設計院有限公司 福建福州 350001 2 福建省人力資源服務有限公司 福建福州 350001）

0 引言

福建省地處歐亞大陸的東南邊緣，瀕臨東海和臺灣海峽，受季風和臺灣海峽“狹管效應”的共同影響，沿海風能資源十分豐富。根據福建省風能資源分析，全省海域風能理論蘊藏總儲量超過1.23 億kW，特點是年平均風速較大，盛風期為秋冬季，以東北風為主，風向穩定，風能資源比較豐富。

隨著福建海上風電規模的增大，帶來一系列消納問題［1-3］，包括：調峰問題、加重福建電網“北電南送”輸送壓力等。因此，需要在對福建全省和各地市進行電力平衡、調峰平衡的基礎上，分析電網的消納能力，并研究促進海上風電消納的對策等。

1 福建海上風電現狀及發展規劃

1.1 現狀和發展規劃

福建省2019 年已建海上風電總裝機46 萬kW。國家能源局2017 年3 月批復的 《福建省海上風電場工程規劃報告》：“同意福建省海上風電規劃總規模1330 萬kW”［4］根據近期開展的福建省深遠海海上風電規劃［5］，提出近中期福建規劃在深遠海地區新增裝機達1 324 萬kW，遠景另外預留6 780 萬kW的儲備場址。

綜合比較規劃風電場的裝機規模、離岸距離、水深、建設條件、經濟技術情況等因素，預計福建省2025 年、2030 年、2035 年底全省風電總裝機容量分別為1 613 萬kW、2 332 萬kW、3 026 萬kW，其中海上風電規模分別為1 241 萬kW、1 960 萬kW、2 654 萬kW，占比約77%～88%。

1.2 海上風電出力特性

福建省海上風電平均風速較大，秋冬季以東北風為主，風向穩定，風速及風功率基本以9 月～翌年3 月較大，4 月～8 月較小。日變化較為平緩，一般午后3、4 點時風速達到全天最大。福建省海上風電典型日出力特性曲線如圖1 所示。

圖1 福建省海上風電典型日出力特性曲線

2 福建省負荷預測和電源規劃

（1）負荷預測：根據預測，福建省2025—2035 年全省最大負荷分別約5 760 萬kW～8 130 萬kW。

（2）負荷特性：福建省電網夏季典型日負荷系數曲線如圖2 所示，呈雙峰形態，早高峰一般出現在8 點～12 點，午峰一般出現在13 點～18 點，低谷時段一般出現在0 點～7 點；平均日負荷率和平均日最小負荷率總體呈現上升態勢。夏季典型日比冬季典型日峰谷差低。

圖2 福建省電網典型日整點負荷系數曲線

（3）電源規劃：根據福建省已開展的電源規劃，在不修改火電、核電、水電等電源規劃方案的情況下，將近期規劃增加的近海和深遠海海上風電裝機規模進行疊加統計，預計福建電網2025 年和2035 年電源裝機總量分別達到8 996 萬kW和13 006 萬kW，其中風電裝機占比分別為17.9%和23.3%。

3 電力電量平衡、調峰平衡及問題分析

3.1 電力平衡

根據福建省電力負荷預測方案及電源建設規劃，分別進行2025—2035 年電力、電量平衡分析，結果如表1 所示。

表1 福建省2025—2035 年電力平衡分析 單位：萬kW

（1）在負荷預測推薦方案基礎上：①枯大方式：在煤電、燃氣電廠、核電全開，抽蓄電站全部處于發電工況下，全省基本實現電力平衡；②盛風期大方式：在核電機組部分檢修、燃氣電廠全停、煤電機組平均出力率處于較低水平（約68%～46%）的情況下，全省基本實現電力平衡；③盛風期小方式：在抽蓄機組全部處于抽水工況、核電機組部分檢修、燃氣電廠全停、煤電機組平均出力率處于最低水平（約44%）的情況下，全省電力仍盈余約56 萬kW～801 萬kW。在不限制風電出力的條件下，需考慮通過省間聯網通道向區外送電。

（2）考慮到受世界貿易形勢、全球疫情影響，如果負荷預測按低方案，則各類工況均存在電力盈余，其中2035 年三種方式最大盈余分別約1 057 萬kW～1 534 萬kW，盈余進一步擴大。

可見，隨著風電等各類電源的增長，福建全省電力平衡存在的問題為：在風電大發的情況下，電源出力無法全部在福建省內消納，福建電網將出現電力盈余，并且盈余規模逐漸增大。

產生該盈余的主要原因是本文所依據的近海和深遠海海上風電開發規模和時序階段性成果，優先考慮的是風電場的裝機規模、離岸距離、水深、建設條件、經濟技術情況等因素，尚未和福建省火電、核電、水電、儲能等電源規劃進一步統籌考慮。

對盈余情況最嚴重的盛風期小方式，進行福建南北分區電力平衡，結果詳見表2，可見：南部最大電力缺額約1 365 萬kW，未超過北電南送斷面輸送能力（約1 500 萬kW）。但北部最大電力盈余達2 172 萬kW，大于南部電力缺額，與全省電力平衡結論相同，在不限制風電出力的條件下，同樣需考慮向福建省外送電。

表2 福建省2025—2035 年南北分區盛風期小方式電力平衡單位：萬kW

根據電量平衡計算，隨著海上風電的大規模增長，其提供的電量擠占了煤電的發電量和利用小時。煤電發電利用小時數不斷下降，在不考慮往區外送電的情況下，2035 年不足3 000 h。

海上風電規劃項目集中的福州東南部、莆田南部、漳州、寧德等的盛風期電力平衡表明，當地均存在較大的電力盈余，盈余電力需通過500 kV 及以上電壓等級送至主網在更大范圍內消納。

3.2 調峰平衡

對福建省進行調峰平衡計算，結果詳見表3，由結果可知：

表3 福建省2025—2035 年枯水年調峰平衡表

（1）枯水年：在不考慮風電逆調峰的情況下，全省均存在調峰盈余。火電調峰深度逐漸增大。

存在問題：根據風電出力特性統計，由于其具有一定比例的逆調峰特性（福建省出現22%、43%風電裝機參與逆調峰概率分別約42%、10%），在沒有相應地增加各類調峰電源的情況下，2030 年福建省開始出現調峰缺額，并且缺額逐漸增大；隨著風電逆調峰比例的提高，調峰缺額進一步增大，需要的煤電調峰深度增大，甚至超出設備最大調峰能力（全省平均約56%）。

（2）平水年調峰盈虧情況與枯水年類似，調峰盈余減小、調峰缺額增大，火電調峰深度變大。

（3）在同時滿足全省電力平衡的條件下，考慮22%、45%風電裝機參與逆調峰兩種情況，福建電網可消納的海上風電總裝機規模僅約1 227 萬kW～451 萬kW，小于海上風電規劃裝機總規模，并且逆調峰比例越高，可消納的海上風電裝機規模越小。

3.3 周邊省份電力盈缺情況

福建電網屬于華東電網的一部分，北側為浙江省、西側為江西省，南部為屬于南方電網的廣東電網。目前福建電網通過北部的1 000 kV 榕城特～蓮都特、500 kV 寧德～金華各雙回線路與華東主網聯系。為加強國家電網與南方電網之間的電氣聯系，實現國家電網和南方電網互補余缺、互為備用和緊急事故支援，目前已啟動閩粵聯網工程前期工作，建設方案為建設直流背靠背及相關配套工程，工程輸電能力為200 萬kW，規劃在福建南部建成閩粵聯網背靠背換流站、福建和廣東之間的輸電通道。

以下分析福建周邊3 個陸上緊鄰省份的電力盈缺情況，從而分析福建電網風電大發情況下的外送空間。

（1）浙江電網：“十四五”前期整體備用率偏低，后期電力平衡缺口逐步擴大，高峰存在明顯缺口。其中：預計浙江電網2025 年夏季和冬季高峰電力缺口約1 200 萬kW；考慮嚴控煤電和電煤消耗力度、抽蓄和核電不能如期投運、外來電減量供應等不確定性因素，電力電量缺口將進一步擴大；電力缺口主要集中在東南部的臺溫電網和中部的蕭紹電網。

（2）廣東電網：考慮增加已核準和規劃電源，預計2025—2030 年電力缺額490 萬kW～3 340 萬kW，主要集中在珠三角負荷中心地區。

（3）江西電網：考慮增加已核準和規劃電源，預計2025—2035 年電力缺額1 200 萬kW～3 500 萬kW，主要集中在以南昌為中心的中北部地區。

以上地區均具備消納福建省盈余電力的潛力，可考慮利用現有或者新增省間聯網通道，實現福建盈余電力在全國更大范圍的消納。

此外，隨著海上風電相關技術的不斷進步，開發條件和時機的進一步成熟，未來也可考慮將福建省東南部海上風電場風電出力直接向東送至臺灣，實現風電資源在更大范圍內的優化配置，可考慮分期分片建設多座海上升壓匯流站和大容量直流換流站，通過多回直流通道外送，并在陸上建設相應的換流站和配套交流網架加強項目。

4 促進福建省風電消納的措施分析

（1）統籌考慮海上風電開發時序和規模。建議結合福建全省和分區負荷發展預測，火電、核電、水電、儲能等電源規劃，以及電網接入和消納條件，按照“有序、適度配置資源”的原則統，籌考慮海上風電開發規模和時序，并規范風電場前期工作程序。

（2）海上風電接網部分配建電化學儲能。電化學儲能建設較靈活、周期較短，憑借自身優秀的技術特性，在配套調節海上風電方面有明顯優勢。建議點面結合發展“海上風電+儲能”［6-10］項目。結合國內其他省市出臺新能源儲能配建措施和國內已投在建的儲能電站倍率情況，從技術方面推薦海上風電配建“裝機容量10%、滿功率持續運行2 h”的儲能容量。采取“分散布局、多期規劃”策略實施海上風電配套儲能電站建設，優先布置“重要電力輸送通道”位置，支撐電網可靠、經濟運行。

（3）加強調峰電源建設力度，挖掘現有電源的調節能力，提高調峰電源的調峰能力。福建省貧油少氣，建設抽蓄電站、調峰性能較好的大型火電機組是發展調峰電源的現實選擇，爭取核電部分容量參與調峰也可提供一定的調峰能力。建議在規劃的新增電源中，提高調峰電源或者調峰性能較好電源的占比，例如選用大中型煤電機組、增加儲能電站（包括加快抽水蓄能電站）等調峰電源的建設，并專題研究福建省“風光水火核蓄儲一體化”發展模式和價格機制。

（4）增強福建電網北電南送通道輸電能力。目前福建省500 kV 及以上電網北電南送斷面輸送能力約900 萬kW，而福建南部負荷約占全省的55%，而受港口等資源影響，北部電源占比則超過60%。為滿足福建南部用電需求（2035 年缺口約1 365 萬kW）和北部大規模電源（尤其是海上風電）投產的送出需求，解決日益突出的福建電網北電南送問題，建議增強北電南送通道輸電能力。

（5）加強與區外的電力互濟，促進清潔能源消納。隨著海上風電規模的增大，今后福建盈余電力不斷增大，與區外電力互濟可考慮的通道包括：①北部通過現有福建至浙江南部的4回線路，實現北部盈余電力在浙江、上海等華東電網的消納，并適時增加福建至浙江東部負荷中心的輸電通道。②西部通過新建福建與江西的聯網，將福建盈余電力送至江西電網、尤其是江西中北部主要負荷區。③南部通過正在開展前期工作的閩粵聯網，將南部盈余電力送至廣東電網；遠景可增加福建至廣東珠三角負荷中心區的輸電通道。④未來福建東部沿海風電可考慮直接外送至臺灣電網。

各省份可消納福建盈余電力規模，待各地負荷和電源發展、西部水電送入和省間聯網規劃等進一步明確后，建議適時開展進一步研究。

（6）利用海上風電就地制氫。參考歐洲等地區開展海上制氫的研究情況，未來福建東南外海豐富的海上風電資源可就地用于制氫［8］，將氫輸送回陸地使用。如果能夠結合油氣公司的輸氣管路系統進行輸送和存儲，可減少風電送出所需的配套輸變電項目，節省投資和損耗，并提升社會和環境接受度，促進節能減排。

（7）大力突破風電并網調度運行關鍵技術。風電并網的運行調度技術水平是影響風電有效消納的關鍵因素，需滿足能源監管部門、電網公司對于調度控制、風功率預測考核細則、電力輔助服務等方面的要求。為保證福建風電大規模接入電網后電力系統安全穩定運行，提高風電利用水平，應加強風電場功率預測、風電場監控、風電機組/風電場有功和無功控制、風電機組故障穿越等關鍵技術的研究和推廣應用。

（8）完善風電發展的政策措施。風電發展的政策措施，包括技術標準規范及補償機制。①建設并完善風電設備、并網、檢測、調度管理等方面的標準規范體系，嚴格控制風電設備制造、并網接入以及調度運行等環節質量，引導風電技術和管理水平的提升。②建立風電配套輸變電工程、跨區交易和調節的補償機制，提高電網企業建設配套接入工程的積極性。③制定合理的電價政策，建立分時電價，加強需求側管理，一方面鼓勵常規火電廠在低谷時刻主動為風電騰出空間，另一方面，調節用戶的用電習慣，鼓勵使用低谷電力，從而促進風電的消納［11-12］。

5 結論及建議

（1）海上風電開發規模：根據福建省近海和深遠海海上規劃，預計2025 年、2030 年和2035 年底全省風電總裝機容量分別為1 613 萬kW、2 332 萬kW 和3 026 萬kW，其中海上風電規模分別為1 241 萬kW、1 960 萬kW、2 654 萬kW，占比約77%～88%。

（2）電力平衡存在的問題：按照負荷預測基本方案，不考慮與區外電力交換時，福建省枯大方式、盛風期大方式基本實現電力平衡，但盛風期煤電機組平均出力率處于較低水平（約68%～46%）；盛風期小方式全省存在電力盈余，且規模逐漸增大，2035 年最多盈余約800 萬kW。若按照負荷預測低方案，則福建電網2035 年最大盈余可能進一步擴大至1 534 萬kW。產生該盈余的主要原因是本文所依據的近海和深遠海海上風電開發規模和時序階段性成果，優先考慮的是風電場的裝機規模、離岸距離、水深、建設條件、經濟技術情況等因素，尚未和福建省火電、核電、水電、儲能等電源規劃進一步統籌考慮。

（3）調峰平衡存在的問題：在不考慮風電逆調峰的情況下，福建全省均存在調峰盈余。火電調峰深度逐漸增大。考慮一定比例的風電逆調峰，2030 年基本上均開始出現調峰缺額，并且缺額逐漸增大；隨著風電逆調峰比例的提高，調峰缺額增大，煤電調峰深度隨之增大，甚至超出設備最大調峰能力（全省平均約56%）。造成調峰缺額的原因是風電具有一定比例的逆調峰特性，風電規模越大、調峰缺額越大，并且沒有相應地增加各類調峰電源。

（4）建議按照“有序、適度配置資源”的原則，統籌考慮海上風電開發時序和規模；進一步挖掘現有電源的調節能力，提高電網的調峰能力，促進福建電網風電的消納；并進一步加快抽水蓄能電站等調峰電源的建設，點面結合發展“海上風電+儲能”項目，提高福建電網接納風電的能力，并提高風電外送規模，加強與區外電網（包括浙江電網、上海電網、廣東珠三角負荷中心區、江西中北部地區、臺灣電網）的電力和調峰互濟，適時新增區間聯絡通道，促進福建省海上風電資源在全國更大范圍內的消納。

（5）隨著大規模海上風電的接入，電網面臨的網架結構優化、短路電流控制、安全穩定等方面問題日益突出；上網電價等將影響風電與其他類型電源在外送方面的競爭力。建議后續結合電網發展規劃、風電開發和送出方案、國家相關政策等方面，作進一步專題研究。