高比例新能源滲透下天然氣發(fā)電裝機(jī)容量分配研究

范坤樂，楊承，王平，馬曉茜

(華南理工大學(xué) 電力學(xué)院，廣東 廣州 510641)

隨著國家經(jīng)濟(jì)建設(shè)發(fā)展與工業(yè)化快速推進(jìn)，我國能源發(fā)展面臨資源與環(huán)境雙重壓力，在此背景下我國提出構(gòu)建新一代電力系統(tǒng)，力求大幅提高非化石能源電力占比。相比于傳統(tǒng)能源，可再生能源具有良好的可再生性和環(huán)保性，因此大規(guī)模開發(fā)與利用可再生能源是保障我國能源安全、優(yōu)化一次能源結(jié)構(gòu)、發(fā)展低碳經(jīng)濟(jì)的重要舉措之一[1]。2018年11月15日，國家能源局發(fā)布《關(guān)于實(shí)行可再生能源電力配額制的通知(征求意見稿)》，明確我國可再生能源自2019年1月1日起正式進(jìn)行配額考核，售電企業(yè)和電力用戶以實(shí)際消納可再生能源發(fā)電量為主要方式來完成配額。

在能源轉(zhuǎn)型形勢下，為了進(jìn)一步提升可再生能源消納、調(diào)整能源結(jié)構(gòu)，趙勇強(qiáng)等人從電網(wǎng)企業(yè)戰(zhàn)略的角度提出升級(jí)電力市場體系，推動(dòng)清潔能源消納[2]；張振宇等人研究不同跨區(qū)直流外送模式對(duì)降低可再生能源棄電率的促進(jìn)作用[3]；王中夫等人建立魯棒調(diào)度模型，以適應(yīng)風(fēng)電的波動(dòng)性[4]；李海等人提出可再生能源消納影響因素貢獻(xiàn)度，并定量分析各因素間的相互作用和關(guān)系[5]；張儒峰等人提出電-氣綜合能源系統(tǒng)雙層優(yōu)化調(diào)度模型，研究系統(tǒng)運(yùn)行特性對(duì)風(fēng)電的消納作用[6]；文獻(xiàn)[7]指出電網(wǎng)調(diào)峰和電力外送能力是制約新能源消納的主要因素。文獻(xiàn)[3-6]主要從電力系統(tǒng)靈活性建設(shè)和電力市場機(jī)制完善等方面進(jìn)行新能源消納定性探索，但文章使用的場景分析主要針對(duì)當(dāng)前現(xiàn)狀，沒有對(duì)未來情形進(jìn)行適當(dāng)預(yù)測；文獻(xiàn)[7]則主要從整個(gè)電網(wǎng)靈活性角度分析新能源消納，無法體現(xiàn)某種調(diào)峰電源的作用。

經(jīng)濟(jì)規(guī)劃靈活性高、調(diào)頻快速、調(diào)峰深度優(yōu)的天然氣發(fā)電(以下簡稱“氣電”)，對(duì)提高可再生能源發(fā)電消納能力[8]和氣電經(jīng)濟(jì)性具有重要意義。鑒于鮮有文章將已規(guī)劃新能源消納量與靈活性電源規(guī)劃結(jié)合考慮，本文研究滿足新能源消納約束條件下的裝機(jī)容量規(guī)劃，在深入掌握燃?xì)廨啓C(jī)及其供能系統(tǒng)的調(diào)峰變工況特性及經(jīng)濟(jì)性的基礎(chǔ)上[9-10]，以高比例可再生能源電力系統(tǒng)發(fā)電結(jié)構(gòu)為邊界條件，研究多約束、不同型式氣電機(jī)組裝機(jī)容量的經(jīng)濟(jì)規(guī)劃問題。

1 可再生能源發(fā)電量消納空間及氣電現(xiàn)狀

1.1 可再生能源快速崛起

我國2015—2018年風(fēng)力和太陽能逐年發(fā)電量如圖1所示。

2015年風(fēng)力發(fā)電量、太陽能發(fā)電量分別為1.680 6×1011kWh、3.830×1010kWh，二者在總發(fā)電量中占比3.67%；2018年風(fēng)力發(fā)電量、太陽能發(fā)電量分別增至3.253 2×1011kWh、8.945×1010kWh，二者在總發(fā)電量中占比提高了2%。其間，風(fēng)力發(fā)電量、太陽能發(fā)電量年均增長率分別為24.63%、32.67%，風(fēng)、光總發(fā)電量年均增長率為26.20%，可再生能源發(fā)電快速崛起。

圖1 我國2015—2018年風(fēng)力和太陽能逐年發(fā)電量Fig.1 Annual power generation by wind and solar energy from 2015 to 2018 in China

文獻(xiàn)[11]提出可再生能源可以在一定程度上代替常規(guī)能源以降低電力系統(tǒng)的備用容量，但以風(fēng)、光為代表的可再生能源發(fā)電出力存在隨機(jī)性和波動(dòng)性[12-13]，其出力的不確定性給電網(wǎng)規(guī)劃和調(diào)控提出難題[14-16]。隨著用電負(fù)荷峰谷差增大，目前的電力系統(tǒng)調(diào)節(jié)能力難以適應(yīng)可再生能源的大規(guī)模并網(wǎng)及消納要求[17]。雖然近兩年多地棄風(fēng)、棄光局面有所好轉(zhuǎn)，但仍不樂觀。據(jù)國家能源局發(fā)布，2018年棄風(fēng)電量2.770×1010kWh，棄風(fēng)率達(dá)7%；棄光電量5.49×109kWh，棄光率為3%。

1.2 氣電穩(wěn)步發(fā)展

我國2015—2018年氣電裝機(jī)容量變化如圖2所示，可見，氣電裝機(jī)容量逐年增加，從2015年的66.37 GW增大至2018年的83.30 GW。基于我國電力工業(yè)發(fā)展堅(jiān)持清潔低碳、綠色發(fā)展的基本原則，《電力發(fā)展“十三五”規(guī)劃》仍強(qiáng)調(diào)提高天然氣利用比例，2020年氣電裝機(jī)容量將達(dá)到110 GW以上，占比超過5%。

圖2 我國2015—2018年氣電裝機(jī)容量Fig.2 Installed capacity of gas-fired power generation units from 2015 to 2018 in China

氣電主要是指燃?xì)廨啓C(jī)及其聯(lián)合循環(huán)發(fā)電，根據(jù)供能系統(tǒng)原動(dòng)機(jī)單機(jī)容量大小、系統(tǒng)覆蓋范圍及供能種類，氣電可分為集中式發(fā)電(centralized generation，CG)、熱電聯(lián)供(cogeneration of heating and power，CHP)以及分布式能源站3種型式。分布式能源站可同時(shí)滿足冷、熱、電負(fù)荷需求，其供冷系統(tǒng)一般由熱驅(qū)動(dòng)的溴化鋰吸收式制冷機(jī)組構(gòu)成，因而，后文將天然氣分布式能源站歸為熱電聯(lián)供范疇。集中式發(fā)電和熱電聯(lián)供均采用燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)配置。

2 各類型氣電規(guī)模分配計(jì)算模型

2.1 規(guī)劃流程

各類型氣電裝機(jī)容量分配具體步驟如圖3所示，集中式發(fā)電機(jī)組取i=1，熱電聯(lián)供機(jī)組取i=2，n為機(jī)組類型，Lmin為最低負(fù)荷率，相關(guān)邊界條件和約束條件如后文所述。

圖3 各類氣電裝機(jī)容量分配計(jì)算流程圖Fig.3 Calculation flow chart of capacity allocation for gas-fired power generation units

2.2 邊界條件

邊界條件由文獻(xiàn)[18]給出，即：①氣電裝機(jī)容量及其發(fā)電量，見表1；②發(fā)電量結(jié)構(gòu)，見表2。

表1 氣電裝機(jī)容量及發(fā)電量Tab.1 Capacity and power generation of gas-fired units

表2 發(fā)電量結(jié)構(gòu)Tab.2 Power generation power structure 1012 kWh

2.3 氣電機(jī)組調(diào)峰深度與經(jīng)濟(jì)性

2.3.1 工況網(wǎng)及負(fù)荷特性

以典型F級(jí)重型燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電機(jī)組為例，采用機(jī)組變工況特性分析方法[19-20]獲得其在國際標(biāo)準(zhǔn)(ISO)環(huán)境條件下的全工況網(wǎng)及負(fù)荷特性，如圖4所示，其中：供電功率相對(duì)值定義為供電功率與純凝工況額定功率之比；相對(duì)效率定義為系統(tǒng)綜合能源利用率與純凝工況的設(shè)計(jì)供電效率之比，設(shè)純凝工況的設(shè)計(jì)供電效率為56.0%；Ph/Ph,max為運(yùn)行供熱功率與系統(tǒng)最大抽汽供熱功率之比；r0為設(shè)計(jì)熱電比。供熱效率取為88.0%。

圖4 典型氣電機(jī)組負(fù)荷工況網(wǎng)及負(fù)荷特性Fig.4 Overall part-load regulation chart and characteristics of typical gas-steam combined cogeneration units

可見，若設(shè)計(jì)熱電比為0.4，即保證供熱功率Ph/Ph,max=0.665，系統(tǒng)運(yùn)行于EF線上，此時(shí)系統(tǒng)最大供電功率相對(duì)值為0.931，最小值為0.619，熱電聯(lián)供系統(tǒng)的電力調(diào)峰深度為31.2%，按熱電聯(lián)供“好處歸電”法對(duì)應(yīng)的供電效率為66.40%～68.16%。集中式發(fā)電采用純凝工況運(yùn)行，其供電功率相對(duì)值為0.535～1，即其電力調(diào)峰深度為46.5%，相應(yīng)供電效率為56.00%～50.27%。

2.3.2 調(diào)峰情景下的千度電成本

以460 MW等級(jí)改進(jìn)F型燃?xì)?蒸汽聯(lián)合循環(huán)機(jī)組為例，分析集中式發(fā)電項(xiàng)目和熱電聯(lián)供項(xiàng)目的千度電成本，結(jié)果如圖5所示，條件為：環(huán)境溫度15 ℃；熱價(jià)80 元/GJ；熱電聯(lián)供的設(shè)計(jì)熱電比取0.4；集中式發(fā)電、熱電聯(lián)供項(xiàng)目的年平均利用時(shí)間分別取 2 580 h、3 270 h；年運(yùn)行時(shí)間分別取 4 500 h、5 280 h；集中式發(fā)電項(xiàng)目的單位綜合造價(jià)取2 465元/kW；熱電聯(lián)供項(xiàng)目的單位綜合造價(jià)取2 800 元/kW；項(xiàng)目運(yùn)營期20 a；內(nèi)部收益率8%。

圖5 460 MW氣電項(xiàng)目千度電成本隨氣價(jià)的變化Fig.5 Variation of the cost per megawatt hours of 460 MW gas-fired power generation units

由圖5可知，集中式發(fā)電項(xiàng)目千度電成本高于熱電聯(lián)供項(xiàng)目的千度電成本。當(dāng)天然氣價(jià)格為2.5 元/m3(標(biāo)準(zhǔn)狀態(tài)下的體積，下同)時(shí)，設(shè)計(jì)熱電比為0.4的熱電聯(lián)供項(xiàng)目千度電成本為573.5 元/MWh，集中式發(fā)電項(xiàng)目千度電成本為670.1 元/MWh。天然氣價(jià)格每增加1 元/m3，集中式發(fā)電項(xiàng)目千度電成本平均增加213.2 元/MWh，熱電聯(lián)供項(xiàng)目成本千度電成本平均增加250.7 元/MWh。

2.4 約束條件

規(guī)劃過程中，需同時(shí)滿足下述條件。

2.4.1 機(jī)組供電功率相對(duì)值范圍

前已述及，當(dāng)設(shè)計(jì)熱電比取0.4時(shí)，熱電聯(lián)供機(jī)組供電功率相對(duì)值范圍為0.619～0.931；集中式發(fā)電機(jī)組的供電功率相對(duì)值范圍為0.535～1。

2.4.2 對(duì)可再生能源消納貢獻(xiàn)度

水電、煤電、氣電等電源調(diào)節(jié)能力在促進(jìn)可再生能源消納中扮演重要角色，這些電源可有效跟蹤因高比例可再生能源接入電力系統(tǒng)所產(chǎn)生的負(fù)荷變化，并且平衡可再生能源的出力波動(dòng)。若按水電、煤電、氣電的調(diào)峰深度及發(fā)電量分別計(jì)算各調(diào)峰電源對(duì)新能源發(fā)電量的消納空間，并按比例來分?jǐn)倸怆妼?duì)可再生能源的應(yīng)有貢獻(xiàn)量，則可引入氣電對(duì)可再生能源消納的貢獻(xiàn)度

式中Wa,g、Wa,c、Wa,h分別為燃?xì)鈾C(jī)組、燃煤機(jī)組及水電機(jī)組對(duì)可再生能源的發(fā)電量消納空間。

將風(fēng)/光發(fā)電量記為Wn，氣電促進(jìn)可再生能源發(fā)電量的消納空間Wa,g滿足

Wa,g≥Wnx.

在一個(gè)分析周期T內(nèi)，可再生能源發(fā)電量的理論消納空間Wa可表達(dá)為[21]

式中：Wl為區(qū)域內(nèi)負(fù)荷電量；Wt為區(qū)域凈外送電量，孤立系統(tǒng)中Wt為0；Lmax為區(qū)域內(nèi)調(diào)峰電源的最高供電負(fù)荷率，純凝供電機(jī)組Lmax=1；β為區(qū)域內(nèi)調(diào)峰電源的平均調(diào)峰深度；λ為電網(wǎng)負(fù)荷率，定義為分析周期T內(nèi)電網(wǎng)平均負(fù)荷與最大負(fù)荷之比；C+為考慮可再生能源參與負(fù)荷平衡后的正備用裝機(jī)容量。

影響電網(wǎng)負(fù)荷率λ的因素復(fù)雜，當(dāng)居民、商業(yè)負(fù)荷增速快于工業(yè)負(fù)荷時(shí)，電網(wǎng)負(fù)荷率往往呈下降趨勢[22]。后文分析中，假設(shè)λ=0.80。

集中式發(fā)電機(jī)組多采用日啟停方式調(diào)峰，計(jì)及啟停時(shí)間后，設(shè)日內(nèi)帶負(fù)荷運(yùn)行15 h，則其平均調(diào)峰深度

式中LCG為集中式發(fā)電機(jī)組的平均負(fù)荷率。

熱電聯(lián)供機(jī)組的平均調(diào)峰深度

βCHP=LCHP,max-LCHP.

式中LCHP、LCHP,max分別為熱電聯(lián)供機(jī)組的供電平均負(fù)荷率及技術(shù)最大負(fù)荷率。

燃煤機(jī)組的調(diào)峰深度取50%；設(shè)水電機(jī)組對(duì)可再生能源發(fā)電量的消納空間主要集中于枯水季節(jié)，調(diào)峰深度設(shè)為33.3%。

2.4.3 氣電成本

從經(jīng)濟(jì)性角度考慮，取規(guī)劃期內(nèi)集中式發(fā)電項(xiàng)目千度電成本不高于670 元/MWh。

3 氣電裝機(jī)容量規(guī)劃結(jié)果

3.1 裝機(jī)容量與發(fā)電量

3.1.1 裝機(jī)容量與比例

規(guī)劃期氣電裝機(jī)容量分配結(jié)果如圖6所示，其中，括號(hào)內(nèi)批注數(shù)值為裝機(jī)容量，單位GW。

隨著非水可再生能源在能源電力系統(tǒng)中的比例大幅度提高，由圖6可知，系統(tǒng)中要求的集中式發(fā)電調(diào)峰機(jī)組容量占?xì)怆娧b機(jī)容量的份額逐漸提高，由2020年的56.6%提高到2035年的78.2%，裝機(jī)容量從62.2 GW增長至290.0 GW。

熱電聯(lián)供機(jī)組容量雖逐年增加，即由2020年的47.7 GW增加至2035年的81.0 GW，但其在氣

圖6 氣電容量分配結(jié)果Fig.6 Capacity allocation of gas-fired power generation units

電裝機(jī)容量中的份額逐漸下降，即由2020年的43.4%下降至2035年的21.8%。

2035年，氣電機(jī)組對(duì)可再生能源發(fā)電量的消納空間達(dá)到期望值，且熱電聯(lián)供機(jī)組的調(diào)峰深度達(dá)到設(shè)計(jì)供熱工況(熱電比0.4)的最大值；在其余規(guī)劃年份，氣電機(jī)組對(duì)可再生能源發(fā)電量的消納空間有所富裕。

3.1.2 發(fā)電量與比例

規(guī)劃期集中式發(fā)電機(jī)組與熱電聯(lián)供機(jī)組的發(fā)電量占天然氣發(fā)電量的份額如圖7所示，圖中括號(hào)內(nèi)批注數(shù)值為發(fā)電量，單位1011kWh。

圖7 天然氣發(fā)電量規(guī)劃結(jié)果Fig.7 Power generation planning for gas-fired power generation units

集中式發(fā)電機(jī)組的發(fā)電量由2020年的1.443 5×1011kWh增長至2035年的7.082 5×1011kWh，發(fā)電量占天然氣發(fā)電量的份額從52.5%提高至2035年的76.2%；熱電聯(lián)供機(jī)組的發(fā)電量由2020年的1.306 5×1011kWh升高至2035年的2.217 5×1011kWh，發(fā)電量份額則由47.5%下降至23.8%。

考慮10%備用容量[23]，在規(guī)劃期2020年、2025年、2030年、2035年，集中式發(fā)電機(jī)組的年平均利用時(shí)間分別為2 579 h、2 579 h、2 579 h、2 714 h，熱電聯(lián)供機(jī)組的年平均利用時(shí)間分別為3 268 h、3 692 h、3 681 h、3 268 h。其中，集中式發(fā)電機(jī)組年平均利用時(shí)間2 579 h對(duì)應(yīng)千度電成本為670 元/MWh，此為規(guī)劃的約束條件之一。熱電聯(lián)供機(jī)組年平均利用時(shí)間 3 268 h，則對(duì)應(yīng)負(fù)荷率為0.619，此為熱電聯(lián)供機(jī)組在設(shè)計(jì)熱電比為0.4時(shí)的最低技術(shù)出力。

3.2 調(diào)峰性能

3.2.1 調(diào)峰深度與可再生能源發(fā)電量消納空間

規(guī)劃期各類氣電機(jī)組的運(yùn)行調(diào)峰深度及其對(duì)可再生能源發(fā)電量的實(shí)際消納空間如圖8所示，圖中括號(hào)標(biāo)注值為可再生能源發(fā)電量消納空間，單位1011kWh。

圖8 氣電調(diào)峰深度與可再生能源消納量Fig.8 Peak regulation depth and renewable energy consumption quantity

可見，集中式發(fā)電機(jī)組的實(shí)際運(yùn)行調(diào)峰深度為62.3%～64.2%，而熱電聯(lián)供機(jī)組的實(shí)際調(diào)峰深度為23.2%～31.2%。

3.2.2 年平均運(yùn)行熱電比與負(fù)荷率

規(guī)劃期氣電機(jī)組負(fù)荷率及熱電聯(lián)供機(jī)組的運(yùn)行熱電比如圖9所示。

圖9 氣電年平均負(fù)荷率與熱電比Fig.9 Annual average load rate and heat-power ratio

由圖9可見，在設(shè)計(jì)熱電比為0.4的情形下，年平均運(yùn)行熱電比為0.572～0.646，滿足《熱電聯(lián)產(chǎn)管理辦法》(發(fā)改能源〔2016〕617號(hào)文)規(guī)定的“采暖型聯(lián)合循環(huán)項(xiàng)目供熱期熱電比不低于60%，供工業(yè)用汽型聯(lián)合循環(huán)項(xiàng)目全年熱電比不低于40%”。

在可能的運(yùn)行工況范圍內(nèi)，熱電聯(lián)供機(jī)組供電負(fù)荷率越低，則其熱電比越大。圖9中顯示的2025—2030年熱電聯(lián)供機(jī)組負(fù)荷率較高，一是因?yàn)榭稍偕茉窗l(fā)展尚未達(dá)到峰值；二是系統(tǒng)在滿足可再生能源發(fā)電量消納空間、集中式發(fā)電項(xiàng)目千度電成本、技術(shù)最低出力等約束條件下，優(yōu)先調(diào)度熱電聯(lián)供機(jī)組的發(fā)電負(fù)荷。

3.2.3 發(fā)電氣耗率與成本

規(guī)劃期各年氣電的氣耗率及千度電成本如圖10所示。

圖10 氣耗率與千度電成本Fig.10 Gas consumption rate and per megawatt hours power cost

由圖10可知，日啟停集中式發(fā)電項(xiàng)目的千度電成本可控制在659.4～670.0 元/MWh，熱電聯(lián)供項(xiàng)目的千度電成本則可控制在574.3～594.4 元/MWh。2035年，由于調(diào)峰需求，需要容量占比較多的集中式發(fā)電機(jī)組進(jìn)入調(diào)峰以消納可再生能源發(fā)電量，其發(fā)電成本有所下降，即659.4 元/MWh；而熱電聯(lián)供機(jī)組則需深度調(diào)峰，按以熱定電(設(shè)計(jì)熱電比0.4)模式進(jìn)入最低技術(shù)出力工況運(yùn)行，千度電成本回升至594.4 元/MWh。

3.2.4 集中式發(fā)電機(jī)組運(yùn)營對(duì)策

我國氣電機(jī)組多以調(diào)峰調(diào)頻為主，集中式發(fā)電機(jī)組一般采用日啟停運(yùn)行方式，2012年調(diào)峰調(diào)頻機(jī)組容量約占?xì)怆姍C(jī)組總?cè)萘康?0%[24]。高調(diào)峰深度意味著機(jī)組在低負(fù)荷運(yùn)行時(shí)效率下降較快，發(fā)電成本相對(duì)較高，導(dǎo)致集中式發(fā)電調(diào)峰項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)性差[19,25]。以300 MW改進(jìn)F級(jí)集中式發(fā)電項(xiàng)目為例，不同年運(yùn)行時(shí)間和年平均利用時(shí)間時(shí)發(fā)電成本如圖11所示，環(huán)境溫度15 ℃，氣價(jià)2.5 元/m3。

圖11 年運(yùn)行時(shí)間對(duì)集中式發(fā)電項(xiàng)目千度電成本的影響Fig.11 Effect of annual operating hours on CG megawatt hours power cost

由圖11可知，不同年運(yùn)行時(shí)間下，年平均利用時(shí)間對(duì)千度電成本的影響趨勢是一樣的：隨著年平均利用時(shí)間提高千度電成本降低，且利用時(shí)間在2 000 h以下時(shí)，曲線斜率較大，上網(wǎng)電價(jià)變化幅度大。例如年運(yùn)行4 000 h時(shí)，當(dāng)年平均利用時(shí)間從1 000 h升高到2 000 h時(shí)，千度電成本降低226.1 元/MWh；從2 000 h升高到3 000 h時(shí)，千度電成本降低89.4 元/MWh。因此，在年運(yùn)行時(shí)間較低的情況下可以通過提高燃?xì)鈾C(jī)組的年平均利用時(shí)間，提高機(jī)組年平均負(fù)荷率以提高經(jīng)濟(jì)性。

3.3 規(guī)劃情景下發(fā)電用天然氣量

天然氣熱值取35 MJ/m3，則規(guī)劃期各年發(fā)電用天然氣消費(fèi)量及比例如圖12所示。

圖12 各規(guī)劃期發(fā)電用天然氣量及比例Fig.12 Gas consumption quantity and percentage in different planning periods

據(jù)《2050年世界與中國能源展望》(2018版，石油經(jīng)濟(jì)技術(shù)研究院編制)，在規(guī)劃期2020年、2025年、2030年、2035年，我國天然氣消費(fèi)量預(yù)計(jì)分別為3.215 7×1011m3、4.510 2×1011m3、5.431 8×1011m3和6.238 8×1011m3。預(yù)測2020年發(fā)電用天然氣量為5.856 1×1010m3，至2035年其消費(fèi)量達(dá)到1.909 37×1011m3，環(huán)比逐年增長約8.20%。

2020—2035年間，發(fā)電用天然氣比例較平穩(wěn)增長，由2020年的18.21%增至2035年的30.60%，年均增長0.826%；2030年后，增速開始回落。按發(fā)電用天然氣比例的增長趨勢，未來我國將面臨天然氣保供壓力。

4 結(jié)論

本文在深入掌握燃?xì)廨啓C(jī)及其聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機(jī)組調(diào)峰經(jīng)濟(jì)性的基礎(chǔ)上，結(jié)合高比例可再生能源電力系統(tǒng)相關(guān)定量特征，以可再生能源發(fā)電量消納空間、氣電千度電成本、供電技術(shù)出力范圍等多約束條件，對(duì)集中式發(fā)電、熱電聯(lián)供等型式的氣電機(jī)組的裝機(jī)容量分配進(jìn)行規(guī)劃研究，主要結(jié)論如下：

a)熱電聯(lián)供機(jī)組容量逐年增加，但因高比例可再生能源消納需求，其在氣電裝機(jī)容量中的份額逐漸下降，即由2020年的43.4%下降至2035年的21.8%。日啟停集中式發(fā)電調(diào)峰機(jī)組在規(guī)劃期容量分配分別為：62.2 GW、133.9 GW、227.2 GW、290.0 GW。

b)在規(guī)劃期的末年，氣電機(jī)組對(duì)可再生能源發(fā)電量的消納空間達(dá)到期望值，且熱電聯(lián)供機(jī)組的調(diào)峰深度達(dá)到設(shè)計(jì)供熱工況(熱電比0.4)的最大值；在其余規(guī)劃年份，機(jī)組對(duì)可再生能源發(fā)電量的消納空間有所富裕。

c)集中式發(fā)電項(xiàng)目的千度電成本可控制在659.4～670.0 元/MWh，熱電聯(lián)供項(xiàng)目的千度電成本則可控制在574.3～594.4 元/MWh。集中式發(fā)電機(jī)組深度調(diào)峰面臨高成本壓力。

d)發(fā)電用天然氣消費(fèi)量比重持續(xù)上升，由2020年的18.21%增長至2035年的30.60%，2035年增速變緩，預(yù)計(jì)我國未來天然氣供需壓力將增大。

廣東省海域遼闊，港灣和島嶼眾多，具有較大的有效風(fēng)能密度和風(fēng)功率密度等級(jí)，海上、陸上風(fēng)能資源豐富，大力發(fā)展風(fēng)電已呈趨勢；因此，本文工作可對(duì)廣東省風(fēng)電背景下的各類型氣電裝機(jī)容量分配提供理論參考。