四川省燃氣發電產業發展相關問題探討

徐赫男，孫杰

（國家管網集團西南管道有限責任公司）

四川省“水多氣豐”，資源稟賦較好。水能資源技術可開發裝機容量1.48億千瓦，居全國第二，天然氣總資源量39.6萬億立方米，居全國第一[1]。從資源分布來看，呈現“水遠氣近”特點。水能資源集中分布于川西南山地的大渡河、金沙江、雅礱江三大水系，遠離負荷中心；天然氣資源分布于川南、川西、川中、川東北片區，距離負荷中心相對較近。因此在負荷中心、氣源地周邊布局燃氣發電機組，是立足四川能源稟賦、從主體電源與負荷中心逆向分布的實際情況出發，實現“水火互補”，解決四川電源結構單一、“靠天吃飯”難題，提升電力安全穩定供應水平的重要舉措[2,3]。

1 四川省燃氣發電作用情況

四川省在運基礎保障性和系統調節性電源中，裝機容量30萬千瓦級以上的機組共有28臺，總裝機容量為1330萬千瓦，占省內全網裝機容量的10.4%。其中，燃煤機組26臺，裝機容量1260萬千瓦；燃氣機組2臺，裝機容量70萬千瓦。正常情況下，燃氣機組在豐水期主要發揮頂峰作用，在枯水期主要發揮保供作用。極端情況下，燃氣機組還可以發揮兜底保障性作用。

1.1 發揮頂峰保供作用

四川省以水電為主的電源結構注定了能源供應“靠天吃飯”結構性問題，即發電能力“豐大枯小”。豐水期各流域來水豐沛，水電大發，水庫處于汛期限制水位，水電調節能力不足，需通過燃氣發電在高峰時段頂峰和低谷時段調峰來保證供需平衡，例如某燃氣電廠在2021年7—8月份月均發電利用小時96小時，主要發揮系統調節性作用；枯水期隨著各流域來水減少，水電發電能力僅為豐水期的1/4，此時燃氣發電主要發揮基礎保障性作用，保證省內供電安全，例如某燃氣電廠在2021年枯水期（1—4月及12月）月均發電利用小時515小時，月最大利用小時數為658小時，主要發揮基礎保障性作用。

1.2 發揮兜底保障作用

2022年7—8月，四川省遭遇60年來罕見大范圍長時間極端高溫干旱災害天氣，出現歷史同期最高極端高溫、最少降雨量、最高電力負荷“三最”疊加局面，期間全網最高用電需求達到7200萬千瓦左右，水電日發電能力大幅下降近50%，由正常水平的8.4億千瓦時降至4.4億千瓦時，電力供應均出現較大缺口[4]。在此期間，四川省煤電、燃氣發電充分發揮支撐性保障性電源作用，尤其是某燃氣電廠在2022年8月首次連續22天雙機運行，發電利用小時數高達580小時，同比增加近500%，為四川迎峰度夏電力保供做出了積極貢獻。

2 四川省燃氣發電建設情況

2.1 燃氣發電規劃情況

《國家能源局關于推動煤電“先立后改”增強電力供應保障能力的通知》將四川省燃氣發電規劃建設規模調整為600萬千瓦，同時新增煤電規劃建設規模200萬千瓦?！端拇ㄊ　笆奈濉彪娏Πl展規劃》要求“十四五”期間新增天然氣發電裝機超過600萬千瓦，2022年12月1日四川省政府印發《四川省電源電網發展規劃（2022—2025年）》，將“十四五”燃氣發電建設目標調增為850萬千瓦以上[5]。

2.2 燃氣發電核準建設情況

目前四川省已核準燃氣發電項目8個，總裝機容量955萬千瓦。從分布情況來看，所有項目均部署在氣源地附近，其中3個項目（總裝機容量360萬千瓦）位于成德綿負荷中心。從業主情況來看，2個項目的投資方為中央企業，6個項目的投資方為省屬企業。目前所有燃氣發電項目均已開工建設，預計最早投產時間為2024年6月（川能投廣元項目，裝機容量140萬千瓦），最晚投產時間為2025年6月（川能投巴中項目，裝機容量80萬千瓦）。

3 四川省燃氣發電存在的問題及挑戰

3.1 氣源未得到保障，影響保供作用發揮

從在運機組來看，枯水期發電用氣不能滿足電力需求。迎峰度冬期間，燃機發電保供用氣需求大幅增加，但天然氣供應受國家“壓非保民”措施影響，向北方取暖地區傾斜，四川地區天然氣外調力度大，省內天然氣供需矛盾突出。同時燃氣機組發電用天然氣不屬于民生保障用氣，四川省內非居民天然氣銷售價格大幅低于沿海省份價格，油氣企業向四川省增供意愿不強。例如某燃氣電廠2022—2023年供氣周期迎峰度冬期間氣量缺口就達到1.03億立方米，預計2023—2024年供氣周期迎峰度冬期間，仍將存在1.01億立方米氣量缺口[6]。

從在建機組來看，所有在建項目均未落實用氣指標。天然氣用氣指標屬于國家一級統籌資源，2025年四川省發電用氣量僅規劃安排9.63億立方米，不足燃氣發電用氣需求的20%。四川省近期核準的8個燃氣發電項目將集中于“十四五”中后期投產，目前均未與供氣企業簽訂供氣協議，投產后將面臨天然氣“量、價不?！钡睦Ь?，還將面臨原料風險，難以發揮燃氣發電廠支撐性保障電源的作用。

3.2 燃氣機組調度模式有待優化，影響燃機調峰作用發揮

電力調度以天為單位，而天然氣調度以月計劃為基礎、按日指定運行調度，天然氣的用氣指標是資源企業與用氣單位按照購銷合同安排在月度計劃中，通過日指定下達輸送指令。此外，四川省燃燃氣發電廠定位以調峰為主，燃氣調峰機組對電網和氣網的調度指令難以統籌兼顧，氣網需要調峰的時候，電網未必需要，電網需要頂峰保障的時候，氣網未必能夠支撐，從而影響用氣安排[7]。因此，在目前的“以電定氣”調度模式下，特別是在電力迎峰度冬與天然氣采暖保供雙峰重疊的冬季，極易同時出現“有氣不調”和“有調無氣”的矛盾。例如2022年迎峰度冬期間，某燃氣電廠與上游供氣商達成的用氣指標在11月電力調度計劃下并未使用，造成了指標浪費，但是到了12月發電用氣量又出現了較大缺口。

3.3 管網供氣能力與燃氣發電項目用氣需求不匹配，影響燃機平穩供氣

燃氣發電項目最重要的特點就是“啟停頻繁”和“兩個峰谷差”?！皟蓚€峰谷差”分別為：季節峰谷差，夏季和冬季為用氣高峰，春季和秋季為用氣低谷；日峰谷差，白天滿負荷用氣，夜間基本不用氣。單個調峰燃氣發電項目年啟停次數可達到200次，季節峰谷差在管網企業資源匹配措施下，能夠通過生產組織和管網運行滿足需求，但日峰谷差的用氣量波動無法通過現有的管網能力調節，且燃氣發電項目單個項目用氣量特別大，一旦發生應急工況需要緊急停機，可達幾百萬立方米/天的偏差計劃量，對管網安全平穩運行影響較大。

3.4 燃氣發電價值與價格不一致，企業積極性受到挑戰

燃氣發電具有啟?？旌晚憫斓奶攸c，是系統優質的頂峰資源和調峰資源，有利于水電和風光等新能源消納。目前，四川省對川投燃機年發電量17.5億千瓦時內的以0.1028元/千瓦時予以補貼，執行0.5040元/千瓦的上網電價，超過17.5億千瓦時的發電量參照煤電上網電價0.48144元/千瓦執行，燃氣機組調峰和頂峰對電力系統穩定運行的價值未在發電價格中得到合理體現。

從在運機組來看，發電虧損影響項目持續經營能力。因天然氣價格與發電成本倒掛，燃機企業持續虧損。尤其是2022年以來，受極端天氣和國際局勢影響，燃機出力增加，天然氣價格大幅上升，燃機運營企業經營風險進一步增大。以某燃氣電廠為例，自投運以來，該企業累計虧損約4.93億元，資產負債率達到98%。其中，2022年該電廠發電量同比上漲7.69%，啟停次數同比上漲15.46%，發電用氣價格同比上漲17.25%，導致虧損金額由2021年全年虧損4357萬擴大至7454萬，同比上漲71.08%。

從在建項目來看，已核準的燃氣發電項目建設進展緩慢。受在運燃氣機組長期虧損影響，發電企業投資建設燃氣機組的積極性不高，8個項目中僅有2個屬于中央企業投資建設。燃氣機組容量電價執行標準和燃氣發電上網電價不明確、投資收益預期的不確定影響了發電集團內部的投資審核，導致在建項目推進緩慢。

從燃料供給環節來看，低成本發電燃料無法保障。個別地方政府增加供氣中間環節，提高發電燃料成本價格。例如個別市縣成立合資公司，作為氣源公司的直供用戶，購氣后再轉售供給燃機發電企業，增加了燃機發電企業用氣成本。平均增加用氣成本0.1元/立方米以上，按照年用氣量6億立方米測算，年均增加用氣成本約6000萬元。

3.5 設備集中供應矛盾突出，存在安全質量風險

隨著四川內電力供需形勢變化，燃氣發電項目進入快速發展期。近期，四川省在1年內集中核準了8個燃氣發電項目，集中在2024年和2025年投產，燃機、汽機、發電機等主要設備供貨比較密集，主要設備廠家排產壓力倍增，有可能出現類似風電的“搶裝潮”和工期趕排，給燃氣發電工程質量安全帶來隱患。例如華電白馬和四川能投德陽（中江）項目與東方汽輪機廠簽訂的主機合同供貨工期均預計推遲近半年以上，如變更工期計劃將導致燃氣項目投產推遲半年以上。

3.6 接入系統設計不合理，增加項目建設成本及難度

調研發現燃機項目接入系統設計存在不合理的情況，送出路徑設計過長，且跨越多個行政區域，建設協調難度大、時間長，造成項目建設成本陡增。例如四川能投德陽（中江）燃氣發電項目計劃總投資65億元，總用地約300畝，建設規模4×700兆瓦的燃氣調峰發電機組；其中一期占地約183畝，投資35.35億元（不含送出工程和燃氣管線），建設 2×700兆瓦燃氣調峰發電機組。根據國網四川省電力公司接入系統評審報告，送出工程包含兩條路徑，分別為“中江燃氣發電廠—廣漢市南興220千伏變電站”和“中江燃氣發電廠—中江縣合興220千伏變電站”。目前電廠至中江縣合興變電站12.5千米線路，已取得線路路徑協議，但至廣漢南興變電站線路長度達68千米，跨越中江縣、金堂縣、廣漢市（且需穿越廣漢商業規劃區）3個區域，路徑協議取得難度大，后期建設拆遷難度更大。

4 相關建議

4.1 建立燃氣機組發電用氣保障機制

為避免燃氣機組因缺少燃料無法發揮支撐保障頂峰作用，建議借鑒燃煤機組保證煤炭供應做法，建立燃氣機組發電用氣保障機制，將發電用氣作為民生保障用氣，采用以電定氣、保量保價的做法，與供氣企業簽訂中長期協議，采取發電用氣中長協簽訂履約監管。同時，推動建立天然氣留存產地使用政策，以調動資源地的積極性，為天然氣增儲上產創造更好的環境，也為有效解決天然氣發電指標奠定基礎。

4.2 加快實施“兩部制”電價

四川省發改委于2022年10月9日印發《關于天然氣發電上網電價有關事項的通知》，明確新投產的天然氣調峰發電機組實行“兩部制”電價，建立氣電價格聯動機制[8]。因未出臺容量電價測算以及氣電價格聯動機制實施細則，明確四川省燃氣機組容量電價執行標準和氣電上網電度電價，導致在運燃氣機組無法執行天然氣調峰發電機組“兩部制”電價，出現企業發電越多、虧得越多的情況。建議督促能源主管部門參考省內已投產燃機和其他省份制定容量電價測算依據，建立氣價聯動機制，盡快明確天然氣發電容量電價，激勵與促進項目業主建設積極性和發展信心。

4.3 健全天然氣市場體系

積極推進體制機制改革，盡量壓縮省內天然氣供應中間環節，減少供氣層級，有效降低各環節輸配費用，降低用氣成本。天然氣主干管網可以實現供氣的區域和用戶，不得以統購統銷等名義，增設供氣輸配環節，提高供氣成本。對沒有實質性管網投入或不需要提供輸配服務的加價，要立即取消。地方政府加強新建天然氣管道項目核準把關，杜絕中間環節的管道“攔截收費”現象。

4.4 優化燃氣機組調度運行

面對燃氣機組對電網和氣網的調度指令難以統籌兼顧的問題，建議建立氣、電聯合調度協調機制，對各燃機發電企業實行綜合調度，以最大限度發揮大容量燃氣-蒸汽聯合循環發電機組高效、節能環保、安全穩定的優勢，合理安排燃機的運行和啟停方式以及調峰策略，優化燃氣機組運行方式，減少用氣計劃變動[9]。

4.5 防范集中供貨風險

建議從供需兩端著手，加大協調力度，最大程度避免和化解供貨危機。一方面協調燃氣發電裝備制造企業，優化生產流程，科學排產，進一步提高裝備供應能力。另一方面加強對燃氣發電項目建設情況的掌握管理，根據實際工期，跨項目協調安排供貨順序。同時，要防范燃氣發電集中上項目帶來的裝備質量下降、裝備市場大起大落、工程質量下降等風險。