福建省海上风电消纳能力分析及促进消纳措施研究

陈明福 刘仁和 王小燕

（1 中国电建集团福建省电力勘测设计院有限公司 福建福州 350001 2 福建省人力资源服务有限公司 福建福州 350001）

0 引言

福建省地处欧亚大陆的东南边缘，濒临东海和台湾海峡，受季风和台湾海峡“狭管效应”的共同影响，沿海风能资源十分丰富。根据福建省风能资源分析，全省海域风能理论蕴藏总储量超过1.23 亿kW，特点是年平均风速较大，盛风期为秋冬季，以东北风为主，风向稳定，风能资源比较丰富。

随着福建海上风电规模的增大，带来一系列消纳问题［1-3］，包括：调峰问题、加重福建电网“北电南送”输送压力等。因此，需要在对福建全省和各地市进行电力平衡、调峰平衡的基础上，分析电网的消纳能力，并研究促进海上风电消纳的对策等。

1 福建海上风电现状及发展规划

1.1 现状和发展规划

福建省2019 年已建海上风电总装机46 万kW。国家能源局2017 年3 月批复的 《福建省海上风电场工程规划报告》：“同意福建省海上风电规划总规模1330 万kW”［4］根据近期开展的福建省深远海海上风电规划［5］，提出近中期福建规划在深远海地区新增装机达1 324 万kW，远景另外预留6 780 万kW的储备场址。

综合比较规划风电场的装机规模、离岸距离、水深、建设条件、经济技术情况等因素，预计福建省2025 年、2030 年、2035 年底全省风电总装机容量分别为1 613 万kW、2 332 万kW、3 026 万kW，其中海上风电规模分别为1 241 万kW、1 960 万kW、2 654 万kW，占比约77%～88%。

1.2 海上风电出力特性

福建省海上风电平均风速较大，秋冬季以东北风为主，风向稳定，风速及风功率基本以9 月～翌年3 月较大，4 月～8 月较小。日变化较为平缓，一般午后3、4 点时风速达到全天最大。福建省海上风电典型日出力特性曲线如图1 所示。

图1 福建省海上风电典型日出力特性曲线

2 福建省负荷预测和电源规划

（1）负荷预测：根据预测，福建省2025—2035 年全省最大负荷分别约5 760 万kW～8 130 万kW。

（2）负荷特性：福建省电网夏季典型日负荷系数曲线如图2 所示，呈双峰形态，早高峰一般出现在8 点～12 点，午峰一般出现在13 点～18 点，低谷时段一般出现在0 点～7 点；平均日负荷率和平均日最小负荷率总体呈现上升态势。夏季典型日比冬季典型日峰谷差低。

图2 福建省电网典型日整点负荷系数曲线

（3）电源规划：根据福建省已开展的电源规划，在不修改火电、核电、水电等电源规划方案的情况下，将近期规划增加的近海和深远海海上风电装机规模进行叠加统计，预计福建电网2025 年和2035 年电源装机总量分别达到8 996 万kW和13 006 万kW，其中风电装机占比分别为17.9%和23.3%。

3 电力电量平衡、调峰平衡及问题分析

3.1 电力平衡

根据福建省电力负荷预测方案及电源建设规划，分别进行2025—2035 年电力、电量平衡分析，结果如表1 所示。

表1 福建省2025—2035 年电力平衡分析 单位：万kW

（1）在负荷预测推荐方案基础上：①枯大方式：在煤电、燃气电厂、核电全开，抽蓄电站全部处于发电工况下，全省基本实现电力平衡；②盛风期大方式：在核电机组部分检修、燃气电厂全停、煤电机组平均出力率处于较低水平（约68%～46%）的情况下，全省基本实现电力平衡；③盛风期小方式：在抽蓄机组全部处于抽水工况、核电机组部分检修、燃气电厂全停、煤电机组平均出力率处于最低水平（约44%）的情况下，全省电力仍盈余约56 万kW～801 万kW。在不限制风电出力的条件下，需考虑通过省间联网通道向区外送电。

（2）考虑到受世界贸易形势、全球疫情影响，如果负荷预测按低方案，则各类工况均存在电力盈余，其中2035 年三种方式最大盈余分别约1 057 万kW～1 534 万kW，盈余进一步扩大。

可见，随着风电等各类电源的增长，福建全省电力平衡存在的问题为：在风电大发的情况下，电源出力无法全部在福建省内消纳，福建电网将出现电力盈余，并且盈余规模逐渐增大。

产生该盈余的主要原因是本文所依据的近海和深远海海上风电开发规模和时序阶段性成果，优先考虑的是风电场的装机规模、离岸距离、水深、建设条件、经济技术情况等因素，尚未和福建省火电、核电、水电、储能等电源规划进一步统筹考虑。

对盈余情况最严重的盛风期小方式，进行福建南北分区电力平衡，结果详见表2，可见：南部最大电力缺额约1 365 万kW，未超过北电南送断面输送能力（约1 500 万kW）。但北部最大电力盈余达2 172 万kW，大于南部电力缺额，与全省电力平衡结论相同，在不限制风电出力的条件下，同样需考虑向福建省外送电。

表2 福建省2025—2035 年南北分区盛风期小方式电力平衡单位：万kW

根据电量平衡计算，随着海上风电的大规模增长，其提供的电量挤占了煤电的发电量和利用小时。煤电发电利用小时数不断下降，在不考虑往区外送电的情况下，2035 年不足3 000 h。

海上风电规划项目集中的福州东南部、莆田南部、漳州、宁德等的盛风期电力平衡表明，当地均存在较大的电力盈余，盈余电力需通过500 kV 及以上电压等级送至主网在更大范围内消纳。

3.2 调峰平衡

对福建省进行调峰平衡计算，结果详见表3，由结果可知：

表3 福建省2025—2035 年枯水年调峰平衡表

（1）枯水年：在不考虑风电逆调峰的情况下，全省均存在调峰盈余。火电调峰深度逐渐增大。

存在问题：根据风电出力特性统计，由于其具有一定比例的逆调峰特性（福建省出现22%、43%风电装机参与逆调峰概率分别约42%、10%），在没有相应地增加各类调峰电源的情况下，2030 年福建省开始出现调峰缺额，并且缺额逐渐增大；随着风电逆调峰比例的提高，调峰缺额进一步增大，需要的煤电调峰深度增大，甚至超出设备最大调峰能力（全省平均约56%）。

（2）平水年调峰盈亏情况与枯水年类似，调峰盈余减小、调峰缺额增大，火电调峰深度变大。

（3）在同时满足全省电力平衡的条件下，考虑22%、45%风电装机参与逆调峰两种情况，福建电网可消纳的海上风电总装机规模仅约1 227 万kW～451 万kW，小于海上风电规划装机总规模，并且逆调峰比例越高，可消纳的海上风电装机规模越小。

3.3 周边省份电力盈缺情况

福建电网属于华东电网的一部分，北侧为浙江省、西侧为江西省，南部为属于南方电网的广东电网。目前福建电网通过北部的1 000 kV 榕城特～莲都特、500 kV 宁德～金华各双回线路与华东主网联系。为加强国家电网与南方电网之间的电气联系，实现国家电网和南方电网互补余缺、互为备用和紧急事故支援，目前已启动闽粤联网工程前期工作，建设方案为建设直流背靠背及相关配套工程，工程输电能力为200 万kW，规划在福建南部建成闽粤联网背靠背换流站、福建和广东之间的输电通道。

以下分析福建周边3 个陆上紧邻省份的电力盈缺情况，从而分析福建电网风电大发情况下的外送空间。

（1）浙江电网：“十四五”前期整体备用率偏低，后期电力平衡缺口逐步扩大，高峰存在明显缺口。其中：预计浙江电网2025 年夏季和冬季高峰电力缺口约1 200 万kW；考虑严控煤电和电煤消耗力度、抽蓄和核电不能如期投运、外来电减量供应等不确定性因素，电力电量缺口将进一步扩大；电力缺口主要集中在东南部的台温电网和中部的萧绍电网。

（2）广东电网：考虑增加已核准和规划电源，预计2025—2030 年电力缺额490 万kW～3 340 万kW，主要集中在珠三角负荷中心地区。

（3）江西电网：考虑增加已核准和规划电源，预计2025—2035 年电力缺额1 200 万kW～3 500 万kW，主要集中在以南昌为中心的中北部地区。

以上地区均具备消纳福建省盈余电力的潜力，可考虑利用现有或者新增省间联网通道，实现福建盈余电力在全国更大范围的消纳。

此外，随着海上风电相关技术的不断进步，开发条件和时机的进一步成熟，未来也可考虑将福建省东南部海上风电场风电出力直接向东送至台湾，实现风电资源在更大范围内的优化配置，可考虑分期分片建设多座海上升压汇流站和大容量直流换流站，通过多回直流通道外送，并在陆上建设相应的换流站和配套交流网架加强项目。

4 促进福建省风电消纳的措施分析

（1）统筹考虑海上风电开发时序和规模。建议结合福建全省和分区负荷发展预测，火电、核电、水电、储能等电源规划，以及电网接入和消纳条件，按照“有序、适度配置资源”的原则统，筹考虑海上风电开发规模和时序，并规范风电场前期工作程序。

（2）海上风电接网部分配建电化学储能。电化学储能建设较灵活、周期较短，凭借自身优秀的技术特性，在配套调节海上风电方面有明显优势。建议点面结合发展“海上风电+储能”［6-10］项目。结合国内其他省市出台新能源储能配建措施和国内已投在建的储能电站倍率情况，从技术方面推荐海上风电配建“装机容量10%、满功率持续运行2 h”的储能容量。采取“分散布局、多期规划”策略实施海上风电配套储能电站建设，优先布置“重要电力输送通道”位置，支撑电网可靠、经济运行。

（3）加强调峰电源建设力度，挖掘现有电源的调节能力，提高调峰电源的调峰能力。福建省贫油少气，建设抽蓄电站、调峰性能较好的大型火电机组是发展调峰电源的现实选择，争取核电部分容量参与调峰也可提供一定的调峰能力。建议在规划的新增电源中，提高调峰电源或者调峰性能较好电源的占比，例如选用大中型煤电机组、增加储能电站（包括加快抽水蓄能电站）等调峰电源的建设，并专题研究福建省“风光水火核蓄储一体化”发展模式和价格机制。

（4）增强福建电网北电南送通道输电能力。目前福建省500 kV 及以上电网北电南送断面输送能力约900 万kW，而福建南部负荷约占全省的55%，而受港口等资源影响，北部电源占比则超过60%。为满足福建南部用电需求（2035 年缺口约1 365 万kW）和北部大规模电源（尤其是海上风电）投产的送出需求，解决日益突出的福建电网北电南送问题，建议增强北电南送通道输电能力。

（5）加强与区外的电力互济，促进清洁能源消纳。随着海上风电规模的增大，今后福建盈余电力不断增大，与区外电力互济可考虑的通道包括：①北部通过现有福建至浙江南部的4回线路，实现北部盈余电力在浙江、上海等华东电网的消纳，并适时增加福建至浙江东部负荷中心的输电通道。②西部通过新建福建与江西的联网，将福建盈余电力送至江西电网、尤其是江西中北部主要负荷区。③南部通过正在开展前期工作的闽粤联网，将南部盈余电力送至广东电网；远景可增加福建至广东珠三角负荷中心区的输电通道。④未来福建东部沿海风电可考虑直接外送至台湾电网。

各省份可消纳福建盈余电力规模，待各地负荷和电源发展、西部水电送入和省间联网规划等进一步明确后，建议适时开展进一步研究。

（6）利用海上风电就地制氢。参考欧洲等地区开展海上制氢的研究情况，未来福建东南外海丰富的海上风电资源可就地用于制氢［8］，将氢输送回陆地使用。如果能够结合油气公司的输气管路系统进行输送和存储，可减少风电送出所需的配套输变电项目，节省投资和损耗，并提升社会和环境接受度，促进节能减排。

（7）大力突破风电并网调度运行关键技术。风电并网的运行调度技术水平是影响风电有效消纳的关键因素，需满足能源监管部门、电网公司对于调度控制、风功率预测考核细则、电力辅助服务等方面的要求。为保证福建风电大规模接入电网后电力系统安全稳定运行，提高风电利用水平，应加强风电场功率预测、风电场监控、风电机组/风电场有功和无功控制、风电机组故障穿越等关键技术的研究和推广应用。

（8）完善风电发展的政策措施。风电发展的政策措施，包括技术标准规范及补偿机制。①建设并完善风电设备、并网、检测、调度管理等方面的标准规范体系，严格控制风电设备制造、并网接入以及调度运行等环节质量，引导风电技术和管理水平的提升。②建立风电配套输变电工程、跨区交易和调节的补偿机制，提高电网企业建设配套接入工程的积极性。③制定合理的电价政策，建立分时电价，加强需求侧管理，一方面鼓励常规火电厂在低谷时刻主动为风电腾出空间，另一方面，调节用户的用电习惯，鼓励使用低谷电力，从而促进风电的消纳［11-12］。

5 结论及建议

（1）海上风电开发规模：根据福建省近海和深远海海上规划，预计2025 年、2030 年和2035 年底全省风电总装机容量分别为1 613 万kW、2 332 万kW 和3 026 万kW，其中海上风电规模分别为1 241 万kW、1 960 万kW、2 654 万kW，占比约77%～88%。

（2）电力平衡存在的问题：按照负荷预测基本方案，不考虑与区外电力交换时，福建省枯大方式、盛风期大方式基本实现电力平衡，但盛风期煤电机组平均出力率处于较低水平（约68%～46%）；盛风期小方式全省存在电力盈余，且规模逐渐增大，2035 年最多盈余约800 万kW。若按照负荷预测低方案，则福建电网2035 年最大盈余可能进一步扩大至1 534 万kW。产生该盈余的主要原因是本文所依据的近海和深远海海上风电开发规模和时序阶段性成果，优先考虑的是风电场的装机规模、离岸距离、水深、建设条件、经济技术情况等因素，尚未和福建省火电、核电、水电、储能等电源规划进一步统筹考虑。

（3）调峰平衡存在的问题：在不考虑风电逆调峰的情况下，福建全省均存在调峰盈余。火电调峰深度逐渐增大。考虑一定比例的风电逆调峰，2030 年基本上均开始出现调峰缺额，并且缺额逐渐增大；随着风电逆调峰比例的提高，调峰缺额增大，煤电调峰深度随之增大，甚至超出设备最大调峰能力（全省平均约56%）。造成调峰缺额的原因是风电具有一定比例的逆调峰特性，风电规模越大、调峰缺额越大，并且没有相应地增加各类调峰电源。

（4）建议按照“有序、适度配置资源”的原则，统筹考虑海上风电开发时序和规模；进一步挖掘现有电源的调节能力，提高电网的调峰能力，促进福建电网风电的消纳；并进一步加快抽水蓄能电站等调峰电源的建设，点面结合发展“海上风电+储能”项目，提高福建电网接纳风电的能力，并提高风电外送规模，加强与区外电网（包括浙江电网、上海电网、广东珠三角负荷中心区、江西中北部地区、台湾电网）的电力和调峰互济，适时新增区间联络通道，促进福建省海上风电资源在全国更大范围内的消纳。

（5）随着大规模海上风电的接入，电网面临的网架结构优化、短路电流控制、安全稳定等方面问题日益突出；上网电价等将影响风电与其他类型电源在外送方面的竞争力。建议后续结合电网发展规划、风电开发和送出方案、国家相关政策等方面，作进一步专题研究。