四川省燃气发电产业发展相关问题探讨

徐赫男，孙杰

（国家管网集团西南管道有限责任公司）

四川省“水多气丰”，资源禀赋较好。水能资源技术可开发装机容量1.48亿千瓦，居全国第二，天然气总资源量39.6万亿立方米，居全国第一[1]。从资源分布来看，呈现“水远气近”特点。水能资源集中分布于川西南山地的大渡河、金沙江、雅砻江三大水系，远离负荷中心；天然气资源分布于川南、川西、川中、川东北片区，距离负荷中心相对较近。因此在负荷中心、气源地周边布局燃气发电机组，是立足四川能源禀赋、从主体电源与负荷中心逆向分布的实际情况出发，实现“水火互补”，解决四川电源结构单一、“靠天吃饭”难题，提升电力安全稳定供应水平的重要举措[2,3]。

1 四川省燃气发电作用情况

四川省在运基础保障性和系统调节性电源中，装机容量30万千瓦级以上的机组共有28台，总装机容量为1330万千瓦，占省内全网装机容量的10.4%。其中，燃煤机组26台，装机容量1260万千瓦；燃气机组2台，装机容量70万千瓦。正常情况下，燃气机组在丰水期主要发挥顶峰作用，在枯水期主要发挥保供作用。极端情况下，燃气机组还可以发挥兜底保障性作用。

1.1 发挥顶峰保供作用

四川省以水电为主的电源结构注定了能源供应“靠天吃饭”结构性问题，即发电能力“丰大枯小”。丰水期各流域来水丰沛，水电大发，水库处于汛期限制水位，水电调节能力不足，需通过燃气发电在高峰时段顶峰和低谷时段调峰来保证供需平衡，例如某燃气电厂在2021年7—8月份月均发电利用小时96小时，主要发挥系统调节性作用；枯水期随着各流域来水减少，水电发电能力仅为丰水期的1/4，此时燃气发电主要发挥基础保障性作用，保证省内供电安全，例如某燃气电厂在2021年枯水期（1—4月及12月）月均发电利用小时515小时，月最大利用小时数为658小时，主要发挥基础保障性作用。

1.2 发挥兜底保障作用

2022年7—8月，四川省遭遇60年来罕见大范围长时间极端高温干旱灾害天气，出现历史同期最高极端高温、最少降雨量、最高电力负荷“三最”叠加局面，期间全网最高用电需求达到7200万千瓦左右，水电日发电能力大幅下降近50%，由正常水平的8.4亿千瓦时降至4.4亿千瓦时，电力供应均出现较大缺口[4]。在此期间，四川省煤电、燃气发电充分发挥支撑性保障性电源作用，尤其是某燃气电厂在2022年8月首次连续22天双机运行，发电利用小时数高达580小时，同比增加近500%，为四川迎峰度夏电力保供做出了积极贡献。

2 四川省燃气发电建设情况

2.1 燃气发电规划情况

《国家能源局关于推动煤电“先立后改”增强电力供应保障能力的通知》将四川省燃气发电规划建设规模调整为600万千瓦，同时新增煤电规划建设规模200万千瓦。《四川省“十四五”电力发展规划》要求“十四五”期间新增天然气发电装机超过600万千瓦，2022年12月1日四川省政府印发《四川省电源电网发展规划（2022—2025年）》，将“十四五”燃气发电建设目标调增为850万千瓦以上[5]。

2.2 燃气发电核准建设情况

目前四川省已核准燃气发电项目8个，总装机容量955万千瓦。从分布情况来看，所有项目均部署在气源地附近，其中3个项目（总装机容量360万千瓦）位于成德绵负荷中心。从业主情况来看，2个项目的投资方为中央企业，6个项目的投资方为省属企业。目前所有燃气发电项目均已开工建设，预计最早投产时间为2024年6月（川能投广元项目，装机容量140万千瓦），最晚投产时间为2025年6月（川能投巴中项目，装机容量80万千瓦）。

3 四川省燃气发电存在的问题及挑战

3.1 气源未得到保障，影响保供作用发挥

从在运机组来看，枯水期发电用气不能满足电力需求。迎峰度冬期间，燃机发电保供用气需求大幅增加，但天然气供应受国家“压非保民”措施影响，向北方取暖地区倾斜，四川地区天然气外调力度大，省内天然气供需矛盾突出。同时燃气机组发电用天然气不属于民生保障用气，四川省内非居民天然气销售价格大幅低于沿海省份价格，油气企业向四川省增供意愿不强。例如某燃气电厂2022—2023年供气周期迎峰度冬期间气量缺口就达到1.03亿立方米，预计2023—2024年供气周期迎峰度冬期间，仍将存在1.01亿立方米气量缺口[6]。

从在建机组来看，所有在建项目均未落实用气指标。天然气用气指标属于国家一级统筹资源，2025年四川省发电用气量仅规划安排9.63亿立方米，不足燃气发电用气需求的20%。四川省近期核准的8个燃气发电项目将集中于“十四五”中后期投产，目前均未与供气企业签订供气协议，投产后将面临天然气“量、价不保”的困境，还将面临原料风险，难以发挥燃气发电厂支撑性保障电源的作用。

3.2 燃气机组调度模式有待优化，影响燃机调峰作用发挥

电力调度以天为单位，而天然气调度以月计划为基础、按日指定运行调度，天然气的用气指标是资源企业与用气单位按照购销合同安排在月度计划中，通过日指定下达输送指令。此外，四川省燃燃气发电厂定位以调峰为主，燃气调峰机组对电网和气网的调度指令难以统筹兼顾，气网需要调峰的时候，电网未必需要，电网需要顶峰保障的时候，气网未必能够支撑，从而影响用气安排[7]。因此，在目前的“以电定气”调度模式下，特别是在电力迎峰度冬与天然气采暖保供双峰重叠的冬季，极易同时出现“有气不调”和“有调无气”的矛盾。例如2022年迎峰度冬期间，某燃气电厂与上游供气商达成的用气指标在11月电力调度计划下并未使用，造成了指标浪费，但是到了12月发电用气量又出现了较大缺口。

3.3 管网供气能力与燃气发电项目用气需求不匹配，影响燃机平稳供气

燃气发电项目最重要的特点就是“启停频繁”和“两个峰谷差”。“两个峰谷差”分别为：季节峰谷差，夏季和冬季为用气高峰，春季和秋季为用气低谷；日峰谷差，白天满负荷用气，夜间基本不用气。单个调峰燃气发电项目年启停次数可达到200次，季节峰谷差在管网企业资源匹配措施下，能够通过生产组织和管网运行满足需求，但日峰谷差的用气量波动无法通过现有的管网能力调节，且燃气发电项目单个项目用气量特别大，一旦发生应急工况需要紧急停机，可达几百万立方米/天的偏差计划量，对管网安全平稳运行影响较大。

3.4 燃气发电价值与价格不一致，企业积极性受到挑战

燃气发电具有启停快和响应快的特点，是系统优质的顶峰资源和调峰资源，有利于水电和风光等新能源消纳。目前，四川省对川投燃机年发电量17.5亿千瓦时内的以0.1028元/千瓦时予以补贴，执行0.5040元/千瓦的上网电价，超过17.5亿千瓦时的发电量参照煤电上网电价0.48144元/千瓦执行，燃气机组调峰和顶峰对电力系统稳定运行的价值未在发电价格中得到合理体现。

从在运机组来看，发电亏损影响项目持续经营能力。因天然气价格与发电成本倒挂，燃机企业持续亏损。尤其是2022年以来，受极端天气和国际局势影响，燃机出力增加，天然气价格大幅上升，燃机运营企业经营风险进一步增大。以某燃气电厂为例，自投运以来，该企业累计亏损约4.93亿元，资产负债率达到98%。其中，2022年该电厂发电量同比上涨7.69%，启停次数同比上涨15.46%，发电用气价格同比上涨17.25%，导致亏损金额由2021年全年亏损4357万扩大至7454万，同比上涨71.08%。

从在建项目来看，已核准的燃气发电项目建设进展缓慢。受在运燃气机组长期亏损影响，发电企业投资建设燃气机组的积极性不高，8个项目中仅有2个属于中央企业投资建设。燃气机组容量电价执行标准和燃气发电上网电价不明确、投资收益预期的不确定影响了发电集团内部的投资审核，导致在建项目推进缓慢。

从燃料供给环节来看，低成本发电燃料无法保障。个别地方政府增加供气中间环节，提高发电燃料成本价格。例如个别市县成立合资公司，作为气源公司的直供用户，购气后再转售供给燃机发电企业，增加了燃机发电企业用气成本。平均增加用气成本0.1元/立方米以上，按照年用气量6亿立方米测算，年均增加用气成本约6000万元。

3.5 设备集中供应矛盾突出，存在安全质量风险

随着四川内电力供需形势变化，燃气发电项目进入快速发展期。近期，四川省在1年内集中核准了8个燃气发电项目，集中在2024年和2025年投产，燃机、汽机、发电机等主要设备供货比较密集，主要设备厂家排产压力倍增，有可能出现类似风电的“抢装潮”和工期赶排，给燃气发电工程质量安全带来隐患。例如华电白马和四川能投德阳（中江）项目与东方汽轮机厂签订的主机合同供货工期均预计推迟近半年以上，如变更工期计划将导致燃气项目投产推迟半年以上。

3.6 接入系统设计不合理，增加项目建设成本及难度

调研发现燃机项目接入系统设计存在不合理的情况，送出路径设计过长，且跨越多个行政区域，建设协调难度大、时间长，造成项目建设成本陡增。例如四川能投德阳（中江）燃气发电项目计划总投资65亿元，总用地约300亩，建设规模4×700兆瓦的燃气调峰发电机组；其中一期占地约183亩，投资35.35亿元（不含送出工程和燃气管线），建设 2×700兆瓦燃气调峰发电机组。根据国网四川省电力公司接入系统评审报告，送出工程包含两条路径，分别为“中江燃气发电厂—广汉市南兴220千伏变电站”和“中江燃气发电厂—中江县合兴220千伏变电站”。目前电厂至中江县合兴变电站12.5千米线路，已取得线路路径协议，但至广汉南兴变电站线路长度达68千米，跨越中江县、金堂县、广汉市（且需穿越广汉商业规划区）3个区域，路径协议取得难度大，后期建设拆迁难度更大。

4 相关建议

4.1 建立燃气机组发电用气保障机制

为避免燃气机组因缺少燃料无法发挥支撑保障顶峰作用，建议借鉴燃煤机组保证煤炭供应做法，建立燃气机组发电用气保障机制，将发电用气作为民生保障用气，采用以电定气、保量保价的做法，与供气企业签订中长期协议，采取发电用气中长协签订履约监管。同时，推动建立天然气留存产地使用政策，以调动资源地的积极性，为天然气增储上产创造更好的环境，也为有效解决天然气发电指标奠定基础。

4.2 加快实施“两部制”电价

四川省发改委于2022年10月9日印发《关于天然气发电上网电价有关事项的通知》，明确新投产的天然气调峰发电机组实行“两部制”电价，建立气电价格联动机制[8]。因未出台容量电价测算以及气电价格联动机制实施细则，明确四川省燃气机组容量电价执行标准和气电上网电度电价，导致在运燃气机组无法执行天然气调峰发电机组“两部制”电价，出现企业发电越多、亏得越多的情况。建议督促能源主管部门参考省内已投产燃机和其他省份制定容量电价测算依据，建立气价联动机制，尽快明确天然气发电容量电价，激励与促进项目业主建设积极性和发展信心。

4.3 健全天然气市场体系

积极推进体制机制改革，尽量压缩省内天然气供应中间环节，减少供气层级，有效降低各环节输配费用，降低用气成本。天然气主干管网可以实现供气的区域和用户，不得以统购统销等名义，增设供气输配环节，提高供气成本。对没有实质性管网投入或不需要提供输配服务的加价，要立即取消。地方政府加强新建天然气管道项目核准把关，杜绝中间环节的管道“拦截收费”现象。

4.4 优化燃气机组调度运行

面对燃气机组对电网和气网的调度指令难以统筹兼顾的问题，建议建立气、电联合调度协调机制，对各燃机发电企业实行综合调度，以最大限度发挥大容量燃气-蒸汽联合循环发电机组高效、节能环保、安全稳定的优势，合理安排燃机的运行和启停方式以及调峰策略，优化燃气机组运行方式，减少用气计划变动[9]。

4.5 防范集中供货风险

建议从供需两端着手，加大协调力度，最大程度避免和化解供货危机。一方面协调燃气发电装备制造企业，优化生产流程，科学排产，进一步提高装备供应能力。另一方面加强对燃气发电项目建设情况的掌握管理，根据实际工期，跨项目协调安排供货顺序。同时，要防范燃气发电集中上项目带来的装备质量下降、装备市场大起大落、工程质量下降等风险。