四川盆地天然氣發電的困惑與希望

西南石油大學石油與天然氣工程學院 陳彥州

2020年四川省全社會用電量達到了2865.2億千瓦時、同比增長8.7%，增速位居國家電網供區省份第一。7月、10月、11月、12月四個月單月增長均超過15%，其中12月的用電量猛增，同比增長19.93%，最大用電負荷超過了4200萬千瓦時。巨大的負荷壓力使得四川所有的熱力電站均滿負荷運行，這時川渝地區天然氣發電站卻因燃料短缺而不得不停運，造成了極大的經濟損失和國家資源的浪費。

天然氣發電機組的核心是燃氣輪機組直接利用氣體或液體燃料燃燒，推動輪機旋轉進而帶動發電機發電的機組，相較于傳統燃煤發電機組優勢明顯，燃氣輪機發電效率高（發電效率45%～50%，一些大型機組甚至可超過55%，而燃煤機組的發電效率最高只有35%）、啟動快、自動化程度高（可實現無人發電、啟動時間僅有3～15分鐘）、燃料適應性強、對環境污染小。可使用多種氣體、液態燃料，排放幾乎無污染，單位發電碳排放強度比傳統煤電大幅下降等優勢。四川省電源裝機中水電裝機比重大，但水電整體調節性能差，同時四川負荷峰谷差大，部分年份豐水期棄水較大而枯水期電源出力又大幅減小，供電能力顯著下降。為解決上述問題，宜在四川電網建設有較好調峰性能、可在豐水期為四川電網調峰，減少水電棄水、同時枯水期又可帶基荷運行的燃氣發電機組。

美國等西方天然氣豐富的國家廣泛使用這種發電機組。但由于我國總體是一個貧油、少氣、多煤的國家，熱力發電機組多為燃煤機組，天然氣發電機組的使用在我國并不廣泛。相對于全國其他地方，四川盆地擁有儲量豐富的天然氣資源，近年來國家對非常規天然氣資源的大力開發，使川渝地區推廣使用燃氣輪機發電成為可能。但由于四川天然氣管網要保障北方冬季供暖的需求，每到冬季四川天然氣發電站氣源頻頻告急，然而四川天然氣發電站到了冬季真的是供氣短缺嗎？

天然氣開發生產與配套的儲送能力存在矛盾調峰壓力巨大

四川盆地截至目前已累計探明天然氣儲量為36900億立方米，可開采資源量為1.1萬億立方米，2020年天然氣年產量超過565億立方米，位居全國第一。根據中石油最新的油氣資源評估結果表明，四川盆地天然氣儲備資源量位居全國第一，探明率僅有10%，勘探與開發潛力十分巨大。

中國石油西南油氣田公司勘探開發研究院對四川天然氣進行了產量預測，利用翁氏模型、Weibull模型、灰色模型等三種預測模型及其改進型，對未來四川天然氣產量進行了預測。預計2030年四川的年產氣量將達到786～856億立方米之間，預測產量峰值時間出現在2047或2051年之間，峰值產量將達到1453.28～1750.38億立方米/年之間。也就是說未來十年四川天然氣產量將增長100%，未來30年將增長400%。

與四川盆地天然產量爆發式增長相對應的卻是四川天然氣管道與儲氣庫建設的嚴重滯后。現今川渝天然氣出川管線僅有三條：中貴線（設計輸氣量為150億立方米/年）；忠武輸氣管道（目前輸氣能力僅為50億立方米/年）；“川氣東送”工程（輸氣能力也僅為150億立方米/年）。川渝地區三條管線對外輸氣量合計350億立方米/年。而在儲氣方面，四川僅有一座相國寺儲氣庫，其儲氣量僅為36億立方米。2017年底以來國家發改委、國家能源局多次提出川渝地區要加快儲氣調峰設施的建設。2018年上半年根據國家發改委已出臺的《關于統籌規劃做好儲氣設施建設運行的通知》，中石油公司已提出建設西南地區儲氣庫調峰樞紐，擬由西南油氣田公司在川渝地區分3個階段新建8座儲氣庫，調峰能力超過210億立方米/年。

總的來說，四川盆地目前有565億立方米的天然氣年產量，其中川渝地區本身消耗350億立方米/年，對外輸送超過200億立方米/年。川渝地區未來10年內將有350億方的對外輸送能力和210億立方米的儲氣能力。但面對將超過800億立方米的年產量，可預見是四川天然氣產量將會在一兩年內超過川渝地區管網輸氣與儲存能力的極限，川渝地區輸氣管網將長期處于嚴重超負荷運行狀態。

盡管四川管網對外天然氣輸送能力達到了350立方米/年，但由于對外輸送需求主要集中在冬季，使冬季管網輸送壓力巨大。因此造成川渝地區天然氣電站幾乎無氣可用的根本原因，除因被北方冬季供暖造成的天然氣的缺口外，其中一個原因便是儲氣庫過少，以及輸氣管網冬季輸送壓力大造成的調配能力低下，使得川渝地區油氣公司對耗氣量巨大的天然氣發電機組的氣源供應愛莫能助。導致這種川渝天然氣發電冬季供氣緊張的原因，除管網系統和儲氣設施建設不完善外，還有發電廠在選址過程中存在不足，僅認為電廠只要設置在氣田附近形成“坑口”電站，那么天然氣的來源和價格都不會存在問題。然而在實際實施中，天然氣管網的缺點與四川天然氣存儲設施的不足對發電企業的供氣造成了嚴重影響。在春夏秋季北方無需供暖，大型氣田的天然氣完全可滿足天然氣電站的需求。到了冬季，由于盆地內各大氣田為保證北方供暖會把大量天然氣送出川去，單個氣田剩余產量不足以滿足天然氣電站的冬季需求。而電站又遠離各個主要的供氣和儲氣站點，難以獲得其他儲備氣源的補充。

電油合作雙贏 共謀天然氣產業發展前景

因為四川冬季天然氣供應相對緊張，再加上燃氣發電機組本身耗氣量巨大，所以單一的氣田或普通的地方燃氣公司并沒有足夠能力保證燃氣發電機組充足的氣源。面對此種情況，發電企業應與國家大型石油企業深度合作。在電力企業方面，天然氣電站的選址在滿足負荷需求的同時，應盡可能靠近大型供氣站與儲氣庫等氣源設施。而在石油企業方面，在建設供氣站和儲氣設施時，除滿足西氣東輸和中心城市的需求外，也應充分考慮天然氣電站這種“用氣大戶”的需求進行選址，提前做好天然氣儲存與資源的合理調配，加快儲氣庫及輸氣管道擴容的建設。

2020年四川省發改委印發《四川省深化燃煤發電上網電價形成機制改革實施方案》的通知（川發改價格〔2020〕316號），基準價為0.4012元/千瓦時。浮動幅度范圍為上浮不超過10%、下浮原則上不超過15%。而在2019年四川省根據國家發展改革委《關于調整天然氣跨省管道運輸價格的通知》(發改價格〔2019〕561號)、《關于調整天然氣基準門站價格的通知》，降低了本省天然氣基準門站價格水平，由每立方米1.54元降低為每立方米1.53元。

每標準立方天燃氣熱值為35.59MJ，一度電的熱值為3.6MJ，因此一立方米天然氣的能量相當于9.88度電。由于大型燃氣發電機的發電效率為50～60%，那么每立方米天然氣大約可發電5度。也就是說在現行天然氣門站價格每立方米1.53元的基礎上再增加專用管道成本費用或額外增加管輸費約每立方米0.05元，四川燃氣輪機發電燃料成本約為1.58/5=0.32元每度，而電站燃料成本約占生產成本的70%，即發電成本為0.457元每度；且根據供氣形勢，冬季天然氣價格會上浮10%，發電成本進一步增加。因此燃氣發電機組在四川省現行政策下較傳統火電機組并不具備價格優勢。

四川盆地非常規天然氣單口井平均成本為5500萬元（美國為4000萬元人民幣），以長寧某區塊為列，其單井平均總可開采量為9100萬方，如不計時間成本其開發成本為0.57元/方。但由于非常規天然氣單井產量遞減較快，單井前兩年是否盈利至關重要，因此其天然氣綜合開發成本約為0.9元左右。而這一成本會隨著鉆井技術的發展和規模化應用進一步降低。所以如果石油企業深入參與天然氣發電項目的建設，可使用更低價格的天然氣，其利潤會更高。

同時針對天然氣價格偏高方面，建議發電企業積極爭取政府支持，推動四川實行燃氣發電兩部制電價，即容量電價+電量電價的模式，這一模式在發達國家及國內沿海發達地區已普遍實行；同時加強與石油企業共同合作，抓住國家建設成渝雙城經濟圈及川渝統籌推進地區天然氣資源勘探開發、打造“氣大慶”的歷史機遇，推動落實資源地優惠氣價政策落地，發展深度合作，不僅可實現管網電網“雙調峰”、保證發電企業的天然氣來源，也可增加石油企業對天然氣產業鏈進一步延伸，以提高雙方企業的經濟效益。

在四川盆地因勢利導開發利用天燃氣發電是未來趨勢

隨著四川盆地天然氣資源的加速開發，未來四川天然氣產量會快速增長，對四川天然氣管道和儲氣庫需求進一步增大。由于燃氣輪機機組本身污染小、能源利用率高（可實行發電、制熱、制冷三聯供與燃氣-蒸氣聯合循環發電等），還可實現電網和管網雙調峰、建設周期短、占地面積小、可靠近中心城市等優特點。因此可以預見的是，未來10年天然氣發電在四川盆地將會迎來一個良好的發展機遇。但天然氣發電仍會面臨諸如價格偏高、冬季氣源緊張等諸多因素的挑戰與困惑。特別是天然氣氣源冬季短缺問題已成為天然氣發電發展的主要瓶頸。為應對上述難點和困惑提出以下解決建議方案。

針對提高發電綜合效益方面，建議采取以下應對措施提高產出效益，相對降低成本：

靠近中心城市建立天然氣發電站。由于燃氣機組占地面積小、對環境污染小等特點，燃氣發電廠可盡量靠近中心城市而不會對城市環保造成影響。因此天然氣發電機組可解決大城市附近既需節能減排、又需大型發電站作為電網電源支撐點的問題，如此可保證電廠多發穩發、確保電廠的經濟效益。同時由于中心城市周邊又具有較為完善的管網和儲氣系統，能快速穩定地調集氣源，保證燃氣電廠在冬季不間斷地持續穩發。

在燃氣輪機附近建立大型集中式冷凍庫。燃氣機組本身可通過尾氣推動壓縮機制冷，因此建議將電廠設立在大型物流中心附近，并在電廠就近設立集中的冷凍庫。這樣的冷凍庫既可節約大量電能，也解決了冷介質長距離傳輸后制冷效果不佳的問題。同時可減輕凍貨物流及儲存成本，進一步提高電廠的經濟效益，降低成本。

在冬季可利用燃氣輪機尾熱給城市集中供熱，為國家節約供熱資源。隨著生活品質的不斷提高，南方地區冬季取暖的需求不斷上升。電站尾熱集中供暖可節約大量電能，高效地利用和節省國家能源，做到取暖省能和電站增效的雙贏。冬季氣源緊張等問題相關建議如下。

設立大型儲氣庫。燃氣電廠天然氣消耗量較大，在其附近需有大型儲氣庫為其提供穩定的天然氣氣源，再加上中心城市對天然氣的大量需求，因此在天然氣電廠附近設立大型儲氣庫，既可起到穩定支撐中心城市對天然氣的需求，又可保障燃氣電廠穩定的天然氣來源；建立多種燃料源。由于四川天然氣要保證冬季北方供暖，冬季天然氣來源極為緊張，因此使用替代燃料是必不可少的。燃氣發電機組本身可使用好幾種液體或氣體燃料，因此冬季燃氣電廠轉換使用無醇燃料油、無醇水性燃料、以及醇基燃料等新型環保生物質燃料，其都具有價格低廉、熱值高、無污染、可再生等特點。

采用多個中型機組并聯運行。面對冬季的四川天然氣源緊張這一問題，不建議發電廠采用過于大型的發電機組，應采用多個中型機組并聯，既可在冬季氣源緊張的情況下使用中型機組低功耗運行、節約使用天然氣，又可在夏季氣源充足且電網用電負荷較高時實行多個機組滿負荷運行以滿足供電需求，實現了管網電網雙調峰，科學合理地調配提高了國家資源的利用率；發電企業與石油企業進一步加強合作。四川天然氣冬季氣源短缺并非是無氣可用，而是四川天然氣管網需保證北方冬季供暖的超負荷運行，使得管網無法有效進行資源調配。發電企業與國家大型石油企業深度合作，提前進行天然氣資源分配，隨著四川省“氣大慶”戰略的實施、天然氣產量的不斷提高，再配套大型儲氣庫，將完全有能力在冬季保障燃氣機組的氣源供應。

隨著國家在西部發展成渝雙城經濟圈戰略的不斷推進，以及一系列如5G 通訊、大規模電動汽車充能、大數據等高耗能新興產業的進一步普及，成渝地區的用電量將進入一個前所未有的高速發展階段，在“十四五”期間，根據電力行業的分析，川渝地區將面臨缺電的局面，需要新建發電裝機滿足社會用電需求。隨著四川在“十三五”期間建設國家清潔能源示范省的不斷完善，成渝中心城市污染與霧霾問題得以緩解；國家做出2030年碳達峰、2060年實現碳中和的承諾，全力建立綠色低碳循環發展經濟體系，傳統火電將受到更大的限制。

由于四川電網水電過多、火電過少，導致盆地電網供電結構性失衡，使得川渝電網的調節能力不足越發嚴重。而燃氣發電廠與用傳統火電相比不會受到國家環保政策的限制，又有污染小、占地少，見效快，多功能（電熱冷三聯供）、調峰快等優勢，既可解決中心城市等大型負荷需要電源支撐點的問題，又可緩解城市污染等問題。另一方面，四川石油企業大量開發天然氣卻長期面臨儲氣庫存及管道輸送能力不足的問題。燃氣發電機組同樣可以緩解石油企業儲運壓力，實現電網管網“雙調峰”，幫助石油企業在天然氣開發方面投入的資金快速回籠，進一步提高天然氣的利潤與價值，使發電企業與油氣企業實現利益雙贏。因此可以預見的是，未來10年天然氣發電在四川盆地大有作為和希望。