徐赫男，孫杰

（國家管網(wǎng)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(shù)可開發(fā)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(xiàn)“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(qū)，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(fā)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(fā)，實現(xiàn)“水火互補”，解決四川電源結(jié)構(gòu)單一、“靠天吃飯”難題，提升電力安全穩(wěn)定供應(yīng)水平的重要舉措[2,3]。

1 四川省燃氣發(fā)電作用情況

四川省在運基礎(chǔ)保障性和系統(tǒng)調(diào)節(jié)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(nèi)全網(wǎng)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(fā)揮頂峰作用，在枯水期主要發(fā)揮保供作用。極端情況下，燃氣機組還可以發(fā)揮兜底保障性作用。

1.1 發(fā)揮頂峰保供作用

四川省以水電為主的電源結(jié)構(gòu)注定了能源供應(yīng)“靠天吃飯”結(jié)構(gòu)性問題，即發(fā)電能力“豐大枯小”。豐水期各流域來水豐沛，水電大發(fā)，水庫處于汛期限制水位，水電調(diào)節(jié)能力不足，需通過燃氣發(fā)電在高峰時段頂峰和低谷時段調(diào)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(fā)電利用小時96小時，主要發(fā)揮系統(tǒng)調(diào)節(jié)性作用；枯水期隨著各流域來水減少，水電發(fā)電能力僅為豐水期的1/4，此時燃氣發(fā)電主要發(fā)揮基礎(chǔ)保障性作用，保證省內(nèi)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(fā)電利用小時515小時，月最大利用小時數(shù)為658小時，主要發(fā)揮基礎(chǔ)保障性作用。

1.2 發(fā)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(zāi)害天氣，出現(xiàn)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(wǎng)最高用電需求達到7200萬千瓦左右，水電日發(fā)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(yīng)均出現(xiàn)較大缺口[4]。在此期間，四川省煤電、燃氣發(fā)電充分發(fā)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(xù)22天雙機運行，發(fā)電利用小時數(shù)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(fā)電建設(shè)情況

2.1 燃氣發(fā)電規(guī)劃情況

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

2.2 燃氣發(fā)電核準建設(shè)情況

目前四川省已核準燃氣發(fā)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(yè)主情況來看，2個項目的投資方為中央企業(yè)，6個項目的投資方為省屬企業(yè)。目前所有燃氣發(fā)電項目均已開工建設(shè)，預(yù)計最早投產(chǎn)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(chǎn)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(fā)電存在的問題及挑戰(zhàn)

3.1 氣源未得到保障，影響保供作用發(fā)揮

從在運機組來看，枯水期發(fā)電用氣不能滿足電力需求。迎峰度冬期間，燃機發(fā)電保供用氣需求大幅增加，但天然氣供應(yīng)受國家“壓非保民”措施影響，向北方取暖地區(qū)傾斜，四川地區(qū)天然氣外調(diào)力度大，省內(nèi)天然氣供需矛盾突出。同時燃氣機組發(fā)電用天然氣不屬于民生保障用氣，四川省內(nèi)非居民天然氣銷售價格大幅低于沿海省份價格，油氣企業(yè)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(yù)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(tǒng)籌資源，2025年四川省發(fā)電用氣量僅規(guī)劃安排9.63億立方米，不足燃氣發(fā)電用氣需求的20%。四川省近期核準的8個燃氣發(fā)電項目將集中于“十四五”中后期投產(chǎn)，目前均未與供氣企業(yè)簽訂供氣協(xié)議，投產(chǎn)后將面臨天然氣“量、價不?！钡睦Ь常€將面臨原料風險，難以發(fā)揮燃氣發(fā)電廠支撐性保障電源的作用。

3.2 燃氣機組調(diào)度模式有待優(yōu)化，影響燃機調(diào)峰作用發(fā)揮

電力調(diào)度以天為單位，而天然氣調(diào)度以月計劃為基礎(chǔ)、按日指定運行調(diào)度，天然氣的用氣指標是資源企業(yè)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(fā)電廠定位以調(diào)峰為主，燃氣調(diào)峰機組對電網(wǎng)和氣網(wǎng)的調(diào)度指令難以統(tǒng)籌兼顧，氣網(wǎng)需要調(diào)峰的時候，電網(wǎng)未必需要，電網(wǎng)需要頂峰保障的時候，氣網(wǎng)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(diào)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(xiàn)“有氣不調(diào)”和“有調(diào)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(diào)度計劃下并未使用，造成了指標浪費，但是到了12月發(fā)電用氣量又出現(xiàn)了較大缺口。

3.3 管網(wǎng)供氣能力與燃氣發(fā)電項目用氣需求不匹配，影響燃機平穩(wěn)供氣

燃氣發(fā)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(jié)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(diào)峰燃氣發(fā)電項目年啟停次數(shù)可達到200次，季節(jié)峰谷差在管網(wǎng)企業(yè)資源匹配措施下，能夠通過生產(chǎn)組織和管網(wǎng)運行滿足需求，但日峰谷差的用氣量波動無法通過現(xiàn)有的管網(wǎng)能力調(diào)節(jié)，且燃氣發(fā)電項目單個項目用氣量特別大，一旦發(fā)生應(yīng)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(wǎng)安全平穩(wěn)運行影響較大。

3.4 燃氣發(fā)電價值與價格不一致，企業(yè)積極性受到挑戰(zhàn)

燃氣發(fā)電具有啟?？旌晚憫?yīng)快的特點，是系統(tǒng)優(yōu)質(zhì)的頂峰資源和調(diào)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(fā)電量17.5億千瓦時內(nèi)的以0.1028元/千瓦時予以補貼，執(zhí)行0.5040元/千瓦的上網(wǎng)電價，超過17.5億千瓦時的發(fā)電量參照煤電上網(wǎng)電價0.48144元/千瓦執(zhí)行，燃氣機組調(diào)峰和頂峰對電力系統(tǒng)穩(wěn)定運行的價值未在發(fā)電價格中得到合理體現(xiàn)。

從在運機組來看，發(fā)電虧損影響項目持續(xù)經(jīng)營能力。因天然氣價格與發(fā)電成本倒掛，燃機企業(yè)持續(xù)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(yè)經(jīng)營風險進一步增大。以某燃氣電廠為例，自投運以來，該企業(yè)累計虧損約4.93億元，資產(chǎn)負債率達到98%。其中，2022年該電廠發(fā)電量同比上漲7.69%，啟停次數(shù)同比上漲15.46%，發(fā)電用氣價格同比上漲17.25%，導(dǎo)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(fā)電項目建設(shè)進展緩慢。受在運燃氣機組長期虧損影響，發(fā)電企業(yè)投資建設(shè)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(yè)投資建設(shè)。燃氣機組容量電價執(zhí)行標準和燃氣發(fā)電上網(wǎng)電價不明確、投資收益預(yù)期的不確定影響了發(fā)電集團內(nèi)部的投資審核，導(dǎo)致在建項目推進緩慢。

從燃料供給環(huán)節(jié)來看，低成本發(fā)電燃料無法保障。個別地方政府增加供氣中間環(huán)節(jié)，提高發(fā)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(zhuǎn)售供給燃機發(fā)電企業(yè)，增加了燃機發(fā)電企業(yè)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(shè)備集中供應(yīng)矛盾突出，存在安全質(zhì)量風險

隨著四川內(nèi)電力供需形勢變化，燃氣發(fā)電項目進入快速發(fā)展期。近期，四川省在1年內(nèi)集中核準了8個燃氣發(fā)電項目，集中在2024年和2025年投產(chǎn)，燃機、汽機、發(fā)電機等主要設(shè)備供貨比較密集，主要設(shè)備廠家排產(chǎn)壓力倍增，有可能出現(xiàn)類似風電的“搶裝潮”和工期趕排，給燃氣發(fā)電工程質(zhì)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(yù)計推遲近半年以上，如變更工期計劃將導(dǎo)致燃氣項目投產(chǎn)推遲半年以上。

3.6 接入系統(tǒng)設(shè)計不合理，增加項目建設(shè)成本及難度

調(diào)研發(fā)現(xiàn)燃機項目接入系統(tǒng)設(shè)計存在不合理的情況，送出路徑設(shè)計過長，且跨越多個行政區(qū)域，建設(shè)協(xié)調(diào)難度大、時間長，造成項目建設(shè)成本陡增。例如四川能投德陽（中江）燃氣發(fā)電項目計劃總投資65億元，總用地約300畝，建設(shè)規(guī)模4×700兆瓦的燃氣調(diào)峰發(fā)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(shè) 2×700兆瓦燃氣調(diào)峰發(fā)電機組。根據(jù)國網(wǎng)四川省電力公司接入系統(tǒng)評審報告，送出工程包含兩條路徑，分別為“中江燃氣發(fā)電廠—廣漢市南興220千伏變電站”和“中江燃氣發(fā)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(xié)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(yè)規(guī)劃區(qū)）3個區(qū)域，路徑協(xié)議取得難度大，后期建設(shè)拆遷難度更大。

4 相關(guān)建議

4.1 建立燃氣機組發(fā)電用氣保障機制

為避免燃氣機組因缺少燃料無法發(fā)揮支撐保障頂峰作用，建議借鑒燃煤機組保證煤炭供應(yīng)做法，建立燃氣機組發(fā)電用氣保障機制，將發(fā)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(yè)簽訂中長期協(xié)議，采取發(fā)電用氣中長協(xié)簽訂履約監(jiān)管。同時，推動建立天然氣留存產(chǎn)地使用政策，以調(diào)動資源地的積極性，為天然氣增儲上產(chǎn)創(chuàng)造更好的環(huán)境，也為有效解決天然氣發(fā)電指標奠定基礎(chǔ)。

4.2 加快實施“兩部制”電價

四川省發(fā)改委于2022年10月9日印發(fā)《關(guān)于天然氣發(fā)電上網(wǎng)電價有關(guān)事項的通知》，明確新投產(chǎn)的天然氣調(diào)峰發(fā)電機組實行“兩部制”電價，建立氣電價格聯(lián)動機制[8]。因未出臺容量電價測算以及氣電價格聯(lián)動機制實施細則，明確四川省燃氣機組容量電價執(zhí)行標準和氣電上網(wǎng)電度電價，導(dǎo)致在運燃氣機組無法執(zhí)行天然氣調(diào)峰發(fā)電機組“兩部制”電價，出現(xiàn)企業(yè)發(fā)電越多、虧得越多的情況。建議督促能源主管部門參考省內(nèi)已投產(chǎn)燃機和其他省份制定容量電價測算依據(jù)，建立氣價聯(lián)動機制，盡快明確天然氣發(fā)電容量電價，激勵與促進項目業(yè)主建設(shè)積極性和發(fā)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(nèi)天然氣供應(yīng)中間環(huán)節(jié)，減少供氣層級，有效降低各環(huán)節(jié)輸配費用，降低用氣成本。天然氣主干管網(wǎng)可以實現(xiàn)供氣的區(qū)域和用戶，不得以統(tǒng)購統(tǒng)銷等名義，增設(shè)供氣輸配環(huán)節(jié)，提高供氣成本。對沒有實質(zhì)性管網(wǎng)投入或不需要提供輸配服務(wù)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(guān)，杜絕中間環(huán)節(jié)的管道“攔截收費”現(xiàn)象。

4.4 優(yōu)化燃氣機組調(diào)度運行

面對燃氣機組對電網(wǎng)和氣網(wǎng)的調(diào)度指令難以統(tǒng)籌兼顧的問題，建議建立氣、電聯(lián)合調(diào)度協(xié)調(diào)機制，對各燃機發(fā)電企業(yè)實行綜合調(diào)度，以最大限度發(fā)揮大容量燃氣-蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電機組高效、節(jié)能環(huán)保、安全穩(wěn)定的優(yōu)勢，合理安排燃機的運行和啟停方式以及調(diào)峰策略，優(yōu)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(xié)調(diào)力度，最大程度避免和化解供貨危機。一方面協(xié)調(diào)燃氣發(fā)電裝備制造企業(yè)，優(yōu)化生產(chǎn)流程，科學排產(chǎn)，進一步提高裝備供應(yīng)能力。另一方面加強對燃氣發(fā)電項目建設(shè)情況的掌握管理，根據(jù)實際工期，跨項目協(xié)調(diào)安排供貨順序。同時，要防范燃氣發(fā)電集中上項目帶來的裝備質(zhì)量下降、裝備市場大起大落、工程質(zhì)量下降等風險。