川渝地区天然气与水电融合发展战略初探

李宝军 朱力洋 王文利 熊 波 蒋 龙 胡荣涛 梅 琦

1.中国石油西南油气田公司 2.中国石油华北油田公司 3.中国石油西南油气田公司天然气经济研究所 4.中国华电集团有限公司四川分公司

0 引言

川渝地区除拥有国内最为丰富的天然气资源和完善的天然气产业链外，水力发电（以下简称水电）资源也极为丰富（四川水电年装机容量、外输规模均居全国前列），但该地区两种能源的互补利用效率并不高。在“十四五”和未来相当长一段时间内，我国的能源结构将持续向绿色低碳转型，能源效率也将不断提升，行业内的纵向挖潜和横向耦合是“节能减排”的有力手段。

四川水电具有枯水期与丰水期季节性发电不均衡，川电外输线路枯水期部分闲置的特征，同时由于天然气勘探开发的大力投入，川渝地区面临资源供应持续宽松、富余气量亟需就地消纳的局面。为提高川渝地区能源综合利用效率，笔者探索性提出天然气和水电资源“气水融合”发展的思路，以实现多能互补并促进天然气与清洁可再生能源的高质量融合发展，促进国家“碳中和”目标顺利实现。

1 四川水电及川渝天然气行业的发展现状

1.1 四川水电存在发电“丰多枯少”及川电外输线路季节性闲置的特征

四川作为我国第一水电大省，电力装机以水电为主，截至2020年水电装机容量为7 892×104kW，占全省发电总装机容量（10 105×104kW）的78.1%[1]、全国水电装机总容量（37 016×104kW）的21.3%；2020年四川水电累计发电量达3 541×108kW·h，约占全国水电发电量的26.1%、四川省发电总量的89.0%[2-3]。四川电力输配系统已形成以800 kV直流为骨干、500 kV直流交流为支撑、220 kV互联成网、覆盖全省各市州、全电压等级的完善网络，并通过锦苏、复奉、宾金、德宝直流以及川渝、川藏交流线路组成分别向华东、西北、重庆供电的川电外输通道[4]。同时，四川水电也存在发电总量巨大与季节性发电“丰多枯少”不均衡的矛盾（2018—2020年丰水、枯水期发电比为1.35～1.40），具体表现在：①丰水期（6～10月）川电外输线路无法完全满足所发电量的外输需求，导致弃水现象频发（2018—2020年四川地区调峰弃水量分别为122×108kW·h、92×108kW·h、76×108kW·h）且在短期内难以消除；②枯水期（当年12月—次年4月）来水量少、发电量不足，导致川电外输线路出现部分闲置，据统计四川“十三五”期间全口径外输线路年均利用率（实际外输容量与额定输送容量之比）不足50%，随着雅中—江西、白鹤滩—江苏、白鹤滩—浙江以及金上直流等±800 kV特高压直流外输线路逐步建成投产，预计“十四五”“十五五”期间四川电力外送通道季节性闲置问题将进一步加剧，其中2025年3条主要川电外输线路（复奉±800 kV直流、锦苏±800 kV直流、宾金±800 kV直流）枯水期闲置率预计将达62.5%（表1）。

1.2 川渝地区天然气行业发展现状

川渝地区天然气资源禀赋好，天然气市场发展成熟，经过近几年勘探开发的大力投入，区域内面临天然气快速增储上产，消费市场发展增速放缓、管道外输能力受限的局面，天然气产大于销的供需不均衡矛盾开始凸显，供应将呈现持续宽松的局面。

1.2.1 天然气产量增速将明显高于市场需求增速

目前，川渝地区正处于天然气增储上产的快速发展时期，川中龙王庙气田、川东北高含硫气田、川西气田等常规天然气，以及涪陵、长宁—威远、滇黔北—昭通、威远—荣县、渝西、荣昌—永川等区域的页岩气大开发，将在今后一段时间内推动该区域天然气产量大幅增长[5-6]；而同时，川渝地区传统的天然气消费市场已逐渐步入后成熟期，天然气需求增速放缓。预计在“十四五”期间及以后时期，天然气产量增速将明显高于市场需求增速。

1.2.2 天然气出川外输管道能力有限

川渝地区的天然气管网系统通过中贵线、忠武线、川气东送管线，从东、南和北三个方向与全国天然气骨干管网相连接。当前通过这三大管线可满足天然气外输需求（年外输能力约270×108m3）；但预计自2023年底开始，川渝地区的富余气量将超过三大管线的外输承载能力。由于出川外输管道建设周期长且难度大，叠加考虑京津及东南沿海地区有进口管道气和进口LNG多气源选择因素，因此短期内难以实现建成出川外输新管线的目标。随着天然气增储上产步伐的加快和传统的终端燃气市场天然气需求趋缓[7-8]，在2025—2030年川渝地区每年需新增（30～50）×108m3的天然气市场需求消纳富余气（表2）。

表2 川渝地区2020—2035年天然气供需预测表 单位：108 m3

2 气水融合发展实施的思路、目的及意义

2.1 实施背景

习近平主席近期重申了中国应对气候变化《巴黎协定》国家自主贡献的承诺，提出二氧化碳排放力争于2030年前达到峰值，于2060年前努力争取实现“碳中和”的目标。天然气发电（以下简称气电）以清洁低碳、启停迅速、调峰能力强的优越性能，与季节性、调峰能力不足的水电等清洁可再生能源高质量融合发展，是实现“碳中和”及国家自主贡献新举措目标的关键环节和重要选择。四川省和重庆市两省（市）发展和改革委员会、能源局于2020年7月签订《共同推进成渝地区双城经济圈能源一体化高质量发展合作协议》，根据此协议川渝地区将携手打造具有全国影响力的能源绿色高效利用示范区和重要的清洁低碳能源生产基地，“十四五”期间川渝两地将从共建电网一体化工程、共建川渝天然气千亿立方米产能基地、打造百亿立方米级储气调峰基地等三个方面深入开展能源合作。因此，随着川渝天然气增速上产资源供应充足，天然气产供储销体系及输配电网的进一步完善，发展气电实施气水融合发展已成为川渝地区打造清洁能源利用示范高地的必然选择。

2.2 实施的思路

基于四川水电存在的“丰多枯少”季节性发电不均衡、川电外输线路季节性闲置以及川渝天然气供应持续宽松、天然气出川外输通道受限的特点，探索实施川渝地区“气水融合”发展的思路为：依托四川盆地丰厚的天然气资源和地下储气库，发挥储气库强大的季节性储采调峰的功能，采取在夏季丰水期储气用电、冬季枯水期采气发电外输的运行模式，充分利用气电的优越调峰性能解决四川水电存在的“丰多枯少”、川电外输线路季节性闲置问题，有效平衡水电丰枯两季的发电量及维护电网的安全平稳运行；实现水电与气电的“气水打捆外送”，提升川电外输的综合品质，促进天然气和水电两种能源高效地转换利用及融合互补。

2.3 实施的目的

以成渝地区能源一体化高质量发展为契机，通过构建天然气与水电的“气水融合”战略合作联盟，在气水融合的产业化发展、技术革新、政策扶持等方面共同合力，争取政府出台气水融合发展相关的扶持政策及发展规划，形成科学合理的气电上网机制和弃水利用机制，促进国产大型燃气轮机发电技术的革新和成本优化控制，实现气电产业的规模化效益提升，建立起一套有机、长效的气水融合一体化发展模式，有助于天然气与水电互利双赢地发展；通过气水融合一体化的深入发展，有效地引导天然气与水电在供应端实现多能互补、综合供能，构架并延伸气水融合项目的产业链和价值链，建立起多能互补且高质量融合发展的绿色综合能源生态体系。

2.4 实施的意义

1）进一步优化天然气作为清洁能源的消费利用。与煤电相比，气电具有清洁性、环保性、低碳性等方面的显著优势，发展气电有助于我国实现“碳中和”及碳减排的控制目标[9-10]。目前全球平均气电用气量占用气消费结构的近40%[11-13]，国内比例约为18%[14]，而川渝地区发电用气量仅占当地用气消费量的1.2%左右，随着天然气传统消费市场步入后成熟期，利用天然气发电将是未来川渝天然气市场利用的主流趋势，气电市场的开发潜力较大。川渝地区通过实施气水融合发展，既能外输清洁优质的电能，改善当地的火力调峰发电环境，又可有效提升川渝的发电用气规模，稳固并扩大天然气在能源消费市场的占有率。

2）促进能源的高效转换，提升能源的综合利用效率：①通过实施丰水期储气用电、枯水期采气发电的运行模式，促进了天然气与水电两种能源的高效转换，实现了不同季节天然气和水电的多能互补及有效利用；②枯水期采气发电外输高效承接了丰水期水电外输的运作模式，充分利用了枯水期川电外输线路的剩余输送能力，实现“气水打捆外送”，维持了外输线路的运行平稳并提高了外输川电的综合品质，提升了能源的综合利用效率。

3）可有效带动气电相关产业提质增效发展。实施气水融合可充分挖掘气电的用气潜力，促进天然气的就地转化利用，有效支撑天然气上游产业的快速发展并巩固下游市场的占有率；另外实施气水融合推动气电的规模化发展，在当地大力布局气电装机容量，推动气电的产业升级和技术革新，进一步优化气水融合发展的产业价值链，对促进当地经济的可持续发展也有积极的带动作用。

3 气水融合发展的优势

3.1 发电用气潜力大

实施气水融合发展，枯水期利用储气库采气发电外输，既能充分地消费利用富余天然气又能有效提升川电外输线路的利用率。以现有3条川电外输线路“宾金±800 kV直流”“锦苏±800 kV直流”“复奉±800 kV直流”为例，预计2025年枯水期的剩余输送能力合计将达13 500 MW（表1），根据华东地区常年冬季用电负荷及缺口，按照4%～5%的年自然增长率考虑，预计2025年枯水期需向华东外输电力约10 100 MW，可利用上述3条外输线路约75%的剩余输送能力；按照满负荷年平均利用小时数3 000 h计算，可外输天然气发电量约303×108kW·h，以发电效率（燃气轮机1 m3天然气发电5 kW·h）折算，可就地利用的天然气约60×108m3/a，相当于新建3条忠武线输能的出川外输天然气管道；按照2025年川渝地区天然气消费量500×108m3预测[15]，届时发电用气消费占比可提升至12%，能进一步优化天然气的利用；可新增气电装机容量约10 100 MW，激活并带动当地气电产业链的发展；与煤电相比测算出可减排二氧化碳约1 161×104t，减排各类污染物约 2 385 t（表 3）。

表3 2025年川渝地区气水融合实施效果预测表

3.2 储气库加速布局建设

近几年川渝地区正加快储气库的布局建设，大力提升储气调峰能力[16-18]。据统计，已投用的相国寺地下储气库设计库容量为42.6×108m3，工作气量22.8×108m3，发挥季节调峰供能的最大日采气量1 400×104m3，叠加应急采气考虑最大日采气能力超过2 800×104m3，2023年实现扩容达产后工作气量将进一步提升；2020—2030年还将规划新建铜锣峡、黄草峡、牟家坪、老翁场、沙坪场和万顺场6座储气库。届时储气库群的总库容预计将达到约400×108m3，2025—2030年储气库群的总工作气量将达到（50～100）×108m3，可充分有效发挥储气库的季节调峰功能，合理兼顾天然气调峰与发电调峰的用气需求。

3.3 天然气资源上产地综合成本较低

作为影响气电综合成本最重要的因素，目前原料气成本占比介于70%～75%，发电的供气价格由当地的天然气基准门站价与管网输配费构成。当前，东部沿海地区发电用气价格范围为2.1～2.5元/m3[19]（含9%增值税，下同），经测算气电的总成本为0.51～0.61元/（kW·h）；而天然气资源丰富且处于快速上产区的川渝地区发电用气价格为1.52～1.53 元/ m3，气电总成本为0.37元/（kW·h），仅为东部地区成本的60%～70%。综合丰水期水电的低成本优势，“气水打捆外送”降低了川电外输成本。

3.4 气电技术发展成熟

随着燃机技术的不断革新与进步，目前燃气发电技术发展较成熟，表现在：① 发电及联合循环效率大幅提升，最先进的9H/J型机组较9F机组的发电效率由5 kW·h/m3提升至接近6 kW·h/m3，对应的联合循环效率也由原先的57%提升至最新的62%；②与煤电相比同等装机规模条件下成本更低，新建9F燃气蒸汽联合循环机组占地面积仅为660 MW超低排放燃煤电厂的25%，单位度电耗水量仅为燃煤电厂的30%，建设周期（12～18个月）较燃煤电厂短6～12个月[20]；③燃机国产化经过多年的努力，已取得了显著的进展，F级燃机国产化率有望达到85%，H级燃机国产化率预期可达到50%，其中东方汽轮机公司完成了国内首台F级50 MW重型燃机的全自主研制并满负荷试验成功[21]，取得了燃机国产化的重大突破，为促进气水融合发展提供了有力保障。

3.5 发电企业积极布局气电项目

随着燃机技术的进步及国产化率的不断提高，气电产业的效益性逐步向好，有关投资主体参与气电发展的积极性、主动性增加，已逐步加快在川渝地区气电产业的布局。近年来，五大发电集团和有关地方国企先后在四川内江、遂宁、简阳、达州、泸州及重庆等地开展项目前期工作，规划总装机规模超过10 000 MW（表4）。

表4 电企在川渝地区布局的部分气电燃机项目规划情况表

4 制约川渝地区气水融合发展的问题

4.1 气电上网电价机制尚未建立

目前，川渝地区未出台针对气电的专项政策文件和相关规划，未建立独立的气电上网定价机制，四川省的上网电价参照煤电基准上网电价0.401 2元/（kW·h）执行，以川内现有的一家调峰电厂为例，在完成年度发电指标任务后给予一定的政府疏导补贴，仅重庆一家调峰电厂给予了100元/MW的气电机组启停调峰补贴政策，而未来新增的气电项目没有专项的补贴计划。

4.2 燃机核心技术未完全国产化导致设备采购及运维费用偏高

虽然目前燃机的国产化率不断提高，但核心技术仍未完全实现国产化，其关键零部件及大型主流整机仍需从外国厂商采购，根据调研结果，单机300 kW以下的机组价格超过10 000元/kW，500～1 000 kW的机组价格约8 000元/kW，1 000 kW以上的机组价格约5 000元/kW；大型主流燃机的调试、检修、维护等工作也主要由国外厂商完成，燃气电厂大多依托制造厂家以服务协议模式管理燃机设备，费用高昂[19]。

4.3 供气价格影响气电项目的经济效益

燃气电厂的供气成本占比为70%～75%，这是影响气电总成本最重要的因素。由于过去将发电用气更多地作为一种能源调峰手段，发挥季节和重大节假日市场用气“移峰填谷”的作用，电厂用气的连续性较差，也未出台针对发电用气的气价优惠政策；另外考虑储气库的注采成本环节也会进一步推高气价，从而影响气电项目的经济效益。

5 实施气水融合发展的优化途径

5.1 构建气水融合发展的战略合作联盟

以实现国家“碳中和”目标及川渝两地能源一体化高质量发展为契机，构建形成天然气、水电相关行业气水融合发展的战略合作联盟，各方着力、内部协调加强各资源要素的优化配置，合力争取政府及能源主管部门出台促进气水融合发展的相关扶持政策，强化促进气水融合发展相关产业的技术革新和成本优化，促进规模化效益提升与相关产业链的可持续发展（图1）。

图1 气水融合发展战略合作联盟架构图

5.1.1 多方合作参与

以相互参股入股或并购整合的方式积极引入供气企业、发电企业、电网、燃机设备企业等多方合作参与，构建天然气、水电、燃机设备及其他相关方的气水融合战略合作联盟，形成利益共同体，变竞争为合作，积极开创气水融合、多能互补的和谐新局面。

5.1.2 加强联盟内部协调

战略合作联盟应加强内部协调，共同推动气水融合的稳步发展：①电网企业可建立一套按清洁低碳程度进行电力调度的机制，枯水期安排气电优先上网，根据电源侧、电网侧、负荷中心侧的情况优化气电上网指标的配置，以保障气电机组的发电利用小时数，提高电企开展气电的积极性；②供气企业将构架气电项目的产业价值链与气水融合互补的多能生态体系列入中远期业务规划，制定支撑气电项目的供气指导意见及实施办法，使供气计划与合同量充分满足气电的用气需求，给予项目有利的气价支撑并修建供气管线，形成一套长效保供机制；③供气、发电、电网三方企业共同建立大数据平台，实现储气库、输配管网与电网的适时数据共享与联合调度，争取实现发电用气与气电上网资源要素的最优配置；④燃机、供气、发电三方企业构建协同共享机制，供气企业根据燃机设备的性能优化气质条件，燃机企业则根据原料气的气质条件优化提升发电效率，并在设备采购及维护费用上给予发电企业最优化机组运行方案。

5.2 积极争取获得气水融合发展的政策扶持

5.2.1 加强顶层设计，出台气水融合发展相关规划

战略合作联盟共同合力争取政府及能源主管部门制定碳排放达峰行动方案，出台川渝中长期气水融合发展规划，发布促进气水融合相关产业发展的指导意见，引导多方积极参与气水融合相关产业的投资建设；加快建设并完善碳排放权交易市场，通过逐步提升碳市场价格等市场化手段倒逼高碳的煤电向低碳清洁的气电转型发展；实施金融支持绿色低碳发展专项政策，设立碳减排支持工具；加快气电项目的建设用地和环评、安评审批流程并纳入中央环保专项资金补贴范围，提高气电机组调峰启停补贴标准；川渝地方政府牵头深化跨区域的电力合作，与受端省份签订中长期送电协议，构建稳定长效的送电机制，科学合理利用川电外输线路的基础上促进川电的“气水打捆外送”，积极对接全国的用能负荷中心以主动开展清洁能源产业的深化合作。

5.2.2 加快推行容量电价补偿机制的两部制电价

川渝地区现有价格机制未能充分体现气电作为清洁能源利用的环保及调峰价值，另外较高的初始投资成本也使得电厂在短期内成本回收难度较大，影响了气电项目的经济效益。为此，当地政府应借鉴华东地区的经验，加快推行实施容量电价补偿的气电上网两部制电价（电量电价＋容量电价）机制，并进一步优化两部制定价结构，促进气水融合相关产业的效益化发展及清洁能源的可持续利用。

5.2.3 跟进国产燃机设备示范项目并出台配套政策

战略合作联盟可向能源主管部门争取，将列入国家能源局公布的国产燃气轮机创新发展示范项目给予扶持，依托示范项目加快出台相应配套政策并积极跟进示范项目的实施进程；依托示范项目牵头组织建立设备制造企业和当地高校、科研院所的产学研协作平台，通过加强技术指导、协调对接，设立专项基金等政策支持，实现燃机核心关键技术的完全国产化，打造国产燃机完整的产业链体系以打破国外的技术垄断，为川渝地区气水融合发展提供技术储备及支撑。

5.3 建立储气电价与发电气价的价价优惠联动机制

以加快推动成渝地区双城经济圈能源一体化高质量发展及川渝共同打造具有全国影响力的能源绿色高效利用示范区为契机，加强川渝电网的一体化建设及互联互通，扩大四川水电送渝消纳规模，给予重庆区域的储气库用电与川内直供工业同等待遇的弃水电价优惠政策，通过建立储气电价与发电气价的价价优惠联动机制降低发电用气价格，实现川渝气水融合在能源价格政策的互惠互利。

6 结论

1）四川水电存在“丰多枯少”的季节发电不均衡的矛盾，枯水期发电量不足导致川电外输线路出现部分季节性闲置；川渝地区天然气增储上产步伐加快，下游天然气消费市场需求增速放缓，叠加目前天然气外输受限的因素，川渝地区的天然气供应将保持持续宽松的局面。

2）利用川渝地区的地下储气库群，充分发挥其季节性调峰的作用，采取在丰水期储气用电，枯水期采气发电的模式实施气水融合发展，一方面可促进川渝的天然气就地转化利用，另一方面可有效解决川电外输线路的季节性闲置问题，通过实现“气水打捆外送”提升川电外输的综合品质。

3）川渝地区气水融合发展存在燃机设备采购及维护成本偏高、气电上网定价机制未建立、气价影响气电项目经济效益等制约因素。为此，针对性地提出以下优化途径与建议：①构建气水融合战略合作联盟以优化内部协调配置；②合力争取气水融合发展的相关规划及配套政策；③在川渝地区加快推行气电上网两部制电价；④跟进并出台国产燃机示范项目的配套扶持政策；⑤建立储气电价与发电气价的价价优惠联动机制等。