川渝地區天然氣與水電融合發展戰略初探

李寶軍 朱力洋 王文利 熊 波 蔣 龍 胡榮濤 梅 琦

1.中國石油西南油氣田公司 2.中國石油華北油田公司 3.中國石油西南油氣田公司天然氣經濟研究所 4.中國華電集團有限公司四川分公司

0 引言

川渝地區除擁有國內最為豐富的天然氣資源和完善的天然氣產業鏈外，水力發電（以下簡稱水電）資源也極為豐富（四川水電年裝機容量、外輸規模均居全國前列），但該地區兩種能源的互補利用效率并不高。在“十四五”和未來相當長一段時間內，我國的能源結構將持續向綠色低碳轉型，能源效率也將不斷提升，行業內的縱向挖潛和橫向耦合是“節能減排”的有力手段。

四川水電具有枯水期與豐水期季節性發電不均衡，川電外輸線路枯水期部分閑置的特征，同時由于天然氣勘探開發的大力投入，川渝地區面臨資源供應持續寬松、富余氣量亟需就地消納的局面。為提高川渝地區能源綜合利用效率，筆者探索性提出天然氣和水電資源“氣水融合”發展的思路，以實現多能互補并促進天然氣與清潔可再生能源的高質量融合發展，促進國家“碳中和”目標順利實現。

1 四川水電及川渝天然氣行業的發展現狀

1.1 四川水電存在發電“豐多枯少”及川電外輸線路季節性閑置的特征

四川作為我國第一水電大省，電力裝機以水電為主，截至2020年水電裝機容量為7 892×104kW，占全省發電總裝機容量（10 105×104kW）的78.1%[1]、全國水電裝機總容量（37 016×104kW）的21.3%；2020年四川水電累計發電量達3 541×108kW·h，約占全國水電發電量的26.1%、四川省發電總量的89.0%[2-3]。四川電力輸配系統已形成以800 kV直流為骨干、500 kV直流交流為支撐、220 kV互聯成網、覆蓋全省各市州、全電壓等級的完善網絡，并通過錦蘇、復奉、賓金、德寶直流以及川渝、川藏交流線路組成分別向華東、西北、重慶供電的川電外輸通道[4]。同時，四川水電也存在發電總量巨大與季節性發電“豐多枯少”不均衡的矛盾（2018—2020年豐水、枯水期發電比為1.35～1.40），具體表現在：①豐水期（6～10月）川電外輸線路無法完全滿足所發電量的外輸需求，導致棄水現象頻發（2018—2020年四川地區調峰棄水量分別為122×108kW·h、92×108kW·h、76×108kW·h）且在短期內難以消除；②枯水期（當年12月—次年4月）來水量少、發電量不足，導致川電外輸線路出現部分閑置，據統計四川“十三五”期間全口徑外輸線路年均利用率（實際外輸容量與額定輸送容量之比）不足50%，隨著雅中—江西、白鶴灘—江蘇、白鶴灘—浙江以及金上直流等±800 kV特高壓直流外輸線路逐步建成投產，預計“十四五”“十五五”期間四川電力外送通道季節性閑置問題將進一步加劇，其中2025年3條主要川電外輸線路（復奉±800 kV直流、錦蘇±800 kV直流、賓金±800 kV直流）枯水期閑置率預計將達62.5%（表1）。

1.2 川渝地區天然氣行業發展現狀

川渝地區天然氣資源稟賦好，天然氣市場發展成熟，經過近幾年勘探開發的大力投入，區域內面臨天然氣快速增儲上產，消費市場發展增速放緩、管道外輸能力受限的局面，天然氣產大于銷的供需不均衡矛盾開始凸顯，供應將呈現持續寬松的局面。

1.2.1 天然氣產量增速將明顯高于市場需求增速

目前，川渝地區正處于天然氣增儲上產的快速發展時期，川中龍王廟氣田、川東北高含硫氣田、川西氣田等常規天然氣，以及涪陵、長寧—威遠、滇黔北—昭通、威遠—榮縣、渝西、榮昌—永川等區域的頁巖氣大開發，將在今后一段時間內推動該區域天然氣產量大幅增長[5-6]；而同時，川渝地區傳統的天然氣消費市場已逐漸步入后成熟期，天然氣需求增速放緩。預計在“十四五”期間及以后時期，天然氣產量增速將明顯高于市場需求增速。

1.2.2 天然氣出川外輸管道能力有限

川渝地區的天然氣管網系統通過中貴線、忠武線、川氣東送管線，從東、南和北三個方向與全國天然氣骨干管網相連接。當前通過這三大管線可滿足天然氣外輸需求（年外輸能力約270×108m3）；但預計自2023年底開始，川渝地區的富余氣量將超過三大管線的外輸承載能力。由于出川外輸管道建設周期長且難度大，疊加考慮京津及東南沿海地區有進口管道氣和進口LNG多氣源選擇因素，因此短期內難以實現建成出川外輸新管線的目標。隨著天然氣增儲上產步伐的加快和傳統的終端燃氣市場天然氣需求趨緩[7-8]，在2025—2030年川渝地區每年需新增（30～50）×108m3的天然氣市場需求消納富余氣（表2）。

表2 川渝地區2020—2035年天然氣供需預測表 單位：108 m3

2 氣水融合發展實施的思路、目的及意義

2.1 實施背景

習近平主席近期重申了中國應對氣候變化《巴黎協定》國家自主貢獻的承諾，提出二氧化碳排放力爭于2030年前達到峰值，于2060年前努力爭取實現“碳中和”的目標。天然氣發電（以下簡稱氣電）以清潔低碳、啟停迅速、調峰能力強的優越性能，與季節性、調峰能力不足的水電等清潔可再生能源高質量融合發展，是實現“碳中和”及國家自主貢獻新舉措目標的關鍵環節和重要選擇。四川省和重慶市兩省（市）發展和改革委員會、能源局于2020年7月簽訂《共同推進成渝地區雙城經濟圈能源一體化高質量發展合作協議》，根據此協議川渝地區將攜手打造具有全國影響力的能源綠色高效利用示范區和重要的清潔低碳能源生產基地，“十四五”期間川渝兩地將從共建電網一體化工程、共建川渝天然氣千億立方米產能基地、打造百億立方米級儲氣調峰基地等三個方面深入開展能源合作。因此，隨著川渝天然氣增速上產資源供應充足，天然氣產供儲銷體系及輸配電網的進一步完善，發展氣電實施氣水融合發展已成為川渝地區打造清潔能源利用示范高地的必然選擇。

2.2 實施的思路

基于四川水電存在的“豐多枯少”季節性發電不均衡、川電外輸線路季節性閑置以及川渝天然氣供應持續寬松、天然氣出川外輸通道受限的特點，探索實施川渝地區“氣水融合”發展的思路為：依托四川盆地豐厚的天然氣資源和地下儲氣庫，發揮儲氣庫強大的季節性儲采調峰的功能，采取在夏季豐水期儲氣用電、冬季枯水期采氣發電外輸的運行模式，充分利用氣電的優越調峰性能解決四川水電存在的“豐多枯少”、川電外輸線路季節性閑置問題，有效平衡水電豐枯兩季的發電量及維護電網的安全平穩運行；實現水電與氣電的“氣水打捆外送”，提升川電外輸的綜合品質，促進天然氣和水電兩種能源高效地轉換利用及融合互補。

2.3 實施的目的

以成渝地區能源一體化高質量發展為契機，通過構建天然氣與水電的“氣水融合”戰略合作聯盟，在氣水融合的產業化發展、技術革新、政策扶持等方面共同合力，爭取政府出臺氣水融合發展相關的扶持政策及發展規劃，形成科學合理的氣電上網機制和棄水利用機制，促進國產大型燃氣輪機發電技術的革新和成本優化控制，實現氣電產業的規模化效益提升，建立起一套有機、長效的氣水融合一體化發展模式，有助于天然氣與水電互利雙贏地發展；通過氣水融合一體化的深入發展，有效地引導天然氣與水電在供應端實現多能互補、綜合供能，構架并延伸氣水融合項目的產業鏈和價值鏈，建立起多能互補且高質量融合發展的綠色綜合能源生態體系。

2.4 實施的意義

1）進一步優化天然氣作為清潔能源的消費利用。與煤電相比，氣電具有清潔性、環保性、低碳性等方面的顯著優勢，發展氣電有助于我國實現“碳中和”及碳減排的控制目標[9-10]。目前全球平均氣電用氣量占用氣消費結構的近40%[11-13]，國內比例約為18%[14]，而川渝地區發電用氣量僅占當地用氣消費量的1.2%左右，隨著天然氣傳統消費市場步入后成熟期，利用天然氣發電將是未來川渝天然氣市場利用的主流趨勢，氣電市場的開發潛力較大。川渝地區通過實施氣水融合發展，既能外輸清潔優質的電能，改善當地的火力調峰發電環境，又可有效提升川渝的發電用氣規模，穩固并擴大天然氣在能源消費市場的占有率。

2）促進能源的高效轉換，提升能源的綜合利用效率：①通過實施豐水期儲氣用電、枯水期采氣發電的運行模式，促進了天然氣與水電兩種能源的高效轉換，實現了不同季節天然氣和水電的多能互補及有效利用；②枯水期采氣發電外輸高效承接了豐水期水電外輸的運作模式，充分利用了枯水期川電外輸線路的剩余輸送能力，實現“氣水打捆外送”，維持了外輸線路的運行平穩并提高了外輸川電的綜合品質，提升了能源的綜合利用效率。

3）可有效帶動氣電相關產業提質增效發展。實施氣水融合可充分挖掘氣電的用氣潛力，促進天然氣的就地轉化利用，有效支撐天然氣上游產業的快速發展并鞏固下游市場的占有率；另外實施氣水融合推動氣電的規模化發展，在當地大力布局氣電裝機容量，推動氣電的產業升級和技術革新，進一步優化氣水融合發展的產業價值鏈，對促進當地經濟的可持續發展也有積極的帶動作用。

3 氣水融合發展的優勢

3.1 發電用氣潛力大

實施氣水融合發展，枯水期利用儲氣庫采氣發電外輸，既能充分地消費利用富余天然氣又能有效提升川電外輸線路的利用率。以現有3條川電外輸線路“賓金±800 kV直流”“錦蘇±800 kV直流”“復奉±800 kV直流”為例，預計2025年枯水期的剩余輸送能力合計將達13 500 MW（表1），根據華東地區常年冬季用電負荷及缺口，按照4%～5%的年自然增長率考慮，預計2025年枯水期需向華東外輸電力約10 100 MW，可利用上述3條外輸線路約75%的剩余輸送能力；按照滿負荷年平均利用小時數3 000 h計算，可外輸天然氣發電量約303×108kW·h，以發電效率（燃氣輪機1 m3天然氣發電5 kW·h）折算，可就地利用的天然氣約60×108m3/a，相當于新建3條忠武線輸能的出川外輸天然氣管道；按照2025年川渝地區天然氣消費量500×108m3預測[15]，屆時發電用氣消費占比可提升至12%，能進一步優化天然氣的利用；可新增氣電裝機容量約10 100 MW，激活并帶動當地氣電產業鏈的發展；與煤電相比測算出可減排二氧化碳約1 161×104t，減排各類污染物約 2 385 t（表 3）。

表3 2025年川渝地區氣水融合實施效果預測表

3.2 儲氣庫加速布局建設

近幾年川渝地區正加快儲氣庫的布局建設，大力提升儲氣調峰能力[16-18]。據統計，已投用的相國寺地下儲氣庫設計庫容量為42.6×108m3，工作氣量22.8×108m3，發揮季節調峰供能的最大日采氣量1 400×104m3，疊加應急采氣考慮最大日采氣能力超過2 800×104m3，2023年實現擴容達產后工作氣量將進一步提升；2020—2030年還將規劃新建銅鑼峽、黃草峽、牟家坪、老翁場、沙坪場和萬順場6座儲氣庫。屆時儲氣庫群的總庫容預計將達到約400×108m3，2025—2030年儲氣庫群的總工作氣量將達到（50～100）×108m3，可充分有效發揮儲氣庫的季節調峰功能，合理兼顧天然氣調峰與發電調峰的用氣需求。

3.3 天然氣資源上產地綜合成本較低

作為影響氣電綜合成本最重要的因素，目前原料氣成本占比介于70%～75%，發電的供氣價格由當地的天然氣基準門站價與管網輸配費構成。當前，東部沿海地區發電用氣價格范圍為2.1～2.5元/m3[19]（含9%增值稅，下同），經測算氣電的總成本為0.51～0.61元/（kW·h）；而天然氣資源豐富且處于快速上產區的川渝地區發電用氣價格為1.52～1.53 元/ m3，氣電總成本為0.37元/（kW·h），僅為東部地區成本的60%～70%。綜合豐水期水電的低成本優勢，“氣水打捆外送”降低了川電外輸成本。

3.4 氣電技術發展成熟

隨著燃機技術的不斷革新與進步，目前燃氣發電技術發展較成熟，表現在：① 發電及聯合循環效率大幅提升，最先進的9H/J型機組較9F機組的發電效率由5 kW·h/m3提升至接近6 kW·h/m3，對應的聯合循環效率也由原先的57%提升至最新的62%；②與煤電相比同等裝機規模條件下成本更低，新建9F燃氣蒸汽聯合循環機組占地面積僅為660 MW超低排放燃煤電廠的25%，單位度電耗水量僅為燃煤電廠的30%，建設周期（12～18個月）較燃煤電廠短6～12個月[20]；③燃機國產化經過多年的努力，已取得了顯著的進展，F級燃機國產化率有望達到85%，H級燃機國產化率預期可達到50%，其中東方汽輪機公司完成了國內首臺F級50 MW重型燃機的全自主研制并滿負荷試驗成功[21]，取得了燃機國產化的重大突破，為促進氣水融合發展提供了有力保障。

3.5 發電企業積極布局氣電項目

隨著燃機技術的進步及國產化率的不斷提高，氣電產業的效益性逐步向好，有關投資主體參與氣電發展的積極性、主動性增加，已逐步加快在川渝地區氣電產業的布局。近年來，五大發電集團和有關地方國企先后在四川內江、遂寧、簡陽、達州、瀘州及重慶等地開展項目前期工作，規劃總裝機規模超過10 000 MW（表4）。

表4 電企在川渝地區布局的部分氣電燃機項目規劃情況表

4 制約川渝地區氣水融合發展的問題

4.1 氣電上網電價機制尚未建立

目前，川渝地區未出臺針對氣電的專項政策文件和相關規劃，未建立獨立的氣電上網定價機制，四川省的上網電價參照煤電基準上網電價0.401 2元/（kW·h）執行，以川內現有的一家調峰電廠為例，在完成年度發電指標任務后給予一定的政府疏導補貼，僅重慶一家調峰電廠給予了100元/MW的氣電機組啟停調峰補貼政策，而未來新增的氣電項目沒有專項的補貼計劃。

4.2 燃機核心技術未完全國產化導致設備采購及運維費用偏高

雖然目前燃機的國產化率不斷提高，但核心技術仍未完全實現國產化，其關鍵零部件及大型主流整機仍需從外國廠商采購，根據調研結果，單機300 kW以下的機組價格超過10 000元/kW，500～1 000 kW的機組價格約8 000元/kW，1 000 kW以上的機組價格約5 000元/kW；大型主流燃機的調試、檢修、維護等工作也主要由國外廠商完成，燃氣電廠大多依托制造廠家以服務協議模式管理燃機設備，費用高昂[19]。

4.3 供氣價格影響氣電項目的經濟效益

燃氣電廠的供氣成本占比為70%～75%，這是影響氣電總成本最重要的因素。由于過去將發電用氣更多地作為一種能源調峰手段，發揮季節和重大節假日市場用氣“移峰填谷”的作用，電廠用氣的連續性較差，也未出臺針對發電用氣的氣價優惠政策；另外考慮儲氣庫的注采成本環節也會進一步推高氣價，從而影響氣電項目的經濟效益。

5 實施氣水融合發展的優化途徑

5.1 構建氣水融合發展的戰略合作聯盟

以實現國家“碳中和”目標及川渝兩地能源一體化高質量發展為契機，構建形成天然氣、水電相關行業氣水融合發展的戰略合作聯盟，各方著力、內部協調加強各資源要素的優化配置，合力爭取政府及能源主管部門出臺促進氣水融合發展的相關扶持政策，強化促進氣水融合發展相關產業的技術革新和成本優化，促進規模化效益提升與相關產業鏈的可持續發展（圖1）。

圖1 氣水融合發展戰略合作聯盟架構圖

5.1.1 多方合作參與

以相互參股入股或并購整合的方式積極引入供氣企業、發電企業、電網、燃機設備企業等多方合作參與，構建天然氣、水電、燃機設備及其他相關方的氣水融合戰略合作聯盟，形成利益共同體，變競爭為合作，積極開創氣水融合、多能互補的和諧新局面。

5.1.2 加強聯盟內部協調

戰略合作聯盟應加強內部協調，共同推動氣水融合的穩步發展：①電網企業可建立一套按清潔低碳程度進行電力調度的機制，枯水期安排氣電優先上網，根據電源側、電網側、負荷中心側的情況優化氣電上網指標的配置，以保障氣電機組的發電利用小時數，提高電企開展氣電的積極性；②供氣企業將構架氣電項目的產業價值鏈與氣水融合互補的多能生態體系列入中遠期業務規劃，制定支撐氣電項目的供氣指導意見及實施辦法，使供氣計劃與合同量充分滿足氣電的用氣需求，給予項目有利的氣價支撐并修建供氣管線，形成一套長效保供機制；③供氣、發電、電網三方企業共同建立大數據平臺，實現儲氣庫、輸配管網與電網的適時數據共享與聯合調度，爭取實現發電用氣與氣電上網資源要素的最優配置；④燃機、供氣、發電三方企業構建協同共享機制，供氣企業根據燃機設備的性能優化氣質條件，燃機企業則根據原料氣的氣質條件優化提升發電效率，并在設備采購及維護費用上給予發電企業最優化機組運行方案。

5.2 積極爭取獲得氣水融合發展的政策扶持

5.2.1 加強頂層設計，出臺氣水融合發展相關規劃

戰略合作聯盟共同合力爭取政府及能源主管部門制定碳排放達峰行動方案，出臺川渝中長期氣水融合發展規劃，發布促進氣水融合相關產業發展的指導意見，引導多方積極參與氣水融合相關產業的投資建設；加快建設并完善碳排放權交易市場，通過逐步提升碳市場價格等市場化手段倒逼高碳的煤電向低碳清潔的氣電轉型發展；實施金融支持綠色低碳發展專項政策，設立碳減排支持工具；加快氣電項目的建設用地和環評、安評審批流程并納入中央環保專項資金補貼范圍，提高氣電機組調峰啟停補貼標準；川渝地方政府牽頭深化跨區域的電力合作，與受端省份簽訂中長期送電協議，構建穩定長效的送電機制，科學合理利用川電外輸線路的基礎上促進川電的“氣水打捆外送”，積極對接全國的用能負荷中心以主動開展清潔能源產業的深化合作。

5.2.2 加快推行容量電價補償機制的兩部制電價

川渝地區現有價格機制未能充分體現氣電作為清潔能源利用的環保及調峰價值，另外較高的初始投資成本也使得電廠在短期內成本回收難度較大，影響了氣電項目的經濟效益。為此，當地政府應借鑒華東地區的經驗，加快推行實施容量電價補償的氣電上網兩部制電價（電量電價＋容量電價）機制，并進一步優化兩部制定價結構，促進氣水融合相關產業的效益化發展及清潔能源的可持續利用。

5.2.3 跟進國產燃機設備示范項目并出臺配套政策

戰略合作聯盟可向能源主管部門爭取，將列入國家能源局公布的國產燃氣輪機創新發展示范項目給予扶持，依托示范項目加快出臺相應配套政策并積極跟進示范項目的實施進程；依托示范項目牽頭組織建立設備制造企業和當地高校、科研院所的產學研協作平臺，通過加強技術指導、協調對接，設立專項基金等政策支持，實現燃機核心關鍵技術的完全國產化，打造國產燃機完整的產業鏈體系以打破國外的技術壟斷，為川渝地區氣水融合發展提供技術儲備及支撐。

5.3 建立儲氣電價與發電氣價的價價優惠聯動機制

以加快推動成渝地區雙城經濟圈能源一體化高質量發展及川渝共同打造具有全國影響力的能源綠色高效利用示范區為契機，加強川渝電網的一體化建設及互聯互通，擴大四川水電送渝消納規模，給予重慶區域的儲氣庫用電與川內直供工業同等待遇的棄水電價優惠政策，通過建立儲氣電價與發電氣價的價價優惠聯動機制降低發電用氣價格，實現川渝氣水融合在能源價格政策的互惠互利。

6 結論

1）四川水電存在“豐多枯少”的季節發電不均衡的矛盾，枯水期發電量不足導致川電外輸線路出現部分季節性閑置；川渝地區天然氣增儲上產步伐加快，下游天然氣消費市場需求增速放緩，疊加目前天然氣外輸受限的因素，川渝地區的天然氣供應將保持持續寬松的局面。

2）利用川渝地區的地下儲氣庫群，充分發揮其季節性調峰的作用，采取在豐水期儲氣用電，枯水期采氣發電的模式實施氣水融合發展，一方面可促進川渝的天然氣就地轉化利用，另一方面可有效解決川電外輸線路的季節性閑置問題，通過實現“氣水打捆外送”提升川電外輸的綜合品質。

3）川渝地區氣水融合發展存在燃機設備采購及維護成本偏高、氣電上網定價機制未建立、氣價影響氣電項目經濟效益等制約因素。為此，針對性地提出以下優化途徑與建議：①構建氣水融合戰略合作聯盟以優化內部協調配置；②合力爭取氣水融合發展的相關規劃及配套政策；③在川渝地區加快推行氣電上網兩部制電價；④跟進并出臺國產燃機示范項目的配套扶持政策；⑤建立儲氣電價與發電氣價的價價優惠聯動機制等。