川渝地區(qū)天然氣與水電融合發(fā)展戰(zhàn)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(jīng)濟(jì)研究所 4.中國華電集團(tuán)有限公司四川分公司

0 引言

川渝地區(qū)除擁有國內(nèi)最為豐富的天然氣資源和完善的天然氣產(chǎn)業(yè)鏈外，水力發(fā)電（以下簡稱水電）資源也極為豐富（四川水電年裝機(jī)容量、外輸規(guī)模均居全國前列），但該地區(qū)兩種能源的互補(bǔ)利用效率并不高。在“十四五”和未來相當(dāng)長一段時(shí)間內(nèi)，我國的能源結(jié)構(gòu)將持續(xù)向綠色低碳轉(zhuǎn)型，能源效率也將不斷提升，行業(yè)內(nèi)的縱向挖潛和橫向耦合是“節(jié)能減排”的有力手段。

四川水電具有枯水期與豐水期季節(jié)性發(fā)電不均衡，川電外輸線路枯水期部分閑置的特征，同時(shí)由于天然氣勘探開發(fā)的大力投入，川渝地區(qū)面臨資源供應(yīng)持續(xù)寬松、富余氣量亟需就地消納的局面。為提高川渝地區(qū)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(fā)展的思路，以實(shí)現(xiàn)多能互補(bǔ)并促進(jìn)天然氣與清潔可再生能源的高質(zhì)量融合發(fā)展，促進(jìn)國家“碳中和”目標(biāo)順利實(shí)現(xiàn)。

1 四川水電及川渝天然氣行業(yè)的發(fā)展現(xiàn)狀

1.1 四川水電存在發(fā)電“豐多枯少”及川電外輸線路季節(jié)性閑置的特征

四川作為我國第一水電大省，電力裝機(jī)以水電為主，截至2020年水電裝機(jī)容量為7 892×104kW，占全省發(fā)電總裝機(jī)容量（10 105×104kW）的78.1%[1]、全國水電裝機(jī)總?cè)萘浚?7 016×104kW）的21.3%；2020年四川水電累計(jì)發(fā)電量達(dá)3 541×108kW·h，約占全國水電發(fā)電量的26.1%、四川省發(fā)電總量的89.0%[2-3]。四川電力輸配系統(tǒng)已形成以800 kV直流為骨干、500 kV直流交流為支撐、220 kV互聯(lián)成網(wǎng)、覆蓋全省各市州、全電壓等級的完善網(wǎng)絡(luò)，并通過錦蘇、復(fù)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(shí)，四川水電也存在發(fā)電總量巨大與季節(jié)性發(fā)電“豐多枯少”不均衡的矛盾（2018—2020年豐水、枯水期發(fā)電比為1.35～1.40），具體表現(xiàn)在：①豐水期（6～10月）川電外輸線路無法完全滿足所發(fā)電量的外輸需求，導(dǎo)致棄水現(xiàn)象頻發(fā)（2018—2020年四川地區(qū)調(diào)峰棄水量分別為122×108kW·h、92×108kW·h、76×108kW·h）且在短期內(nèi)難以消除；②枯水期（當(dāng)年12月—次年4月）來水量少、發(fā)電量不足，導(dǎo)致川電外輸線路出現(xiàn)部分閑置，據(jù)統(tǒng)計(jì)四川“十三五”期間全口徑外輸線路年均利用率（實(shí)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(chǎn)，預(yù)計(jì)“十四五”“十五五”期間四川電力外送通道季節(jié)性閑置問題將進(jìn)一步加劇，其中2025年3條主要川電外輸線路（復(fù)奉±800 kV直流、錦蘇±800 kV直流、賓金±800 kV直流）枯水期閑置率預(yù)計(jì)將達(dá)62.5%（表1）。

1.2 川渝地區(qū)天然氣行業(yè)發(fā)展現(xiàn)狀

川渝地區(qū)天然氣資源稟賦好，天然氣市場發(fā)展成熟，經(jīng)過近幾年勘探開發(fā)的大力投入，區(qū)域內(nèi)面臨天然氣快速增儲上產(chǎn)，消費(fèi)市場發(fā)展增速放緩、管道外輸能力受限的局面，天然氣產(chǎn)大于銷的供需不均衡矛盾開始凸顯，供應(yīng)將呈現(xiàn)持續(xù)寬松的局面。

1.2.1 天然氣產(chǎn)量增速將明顯高于市場需求增速

目前，川渝地區(qū)正處于天然氣增儲上產(chǎn)的快速發(fā)展時(shí)期，川中龍王廟氣田、川東北高含硫氣田、川西氣田等常規(guī)天然氣，以及涪陵、長寧—威遠(yuǎn)、滇黔北—昭通、威遠(yuǎn)—榮縣、渝西、榮昌—永川等區(qū)域的頁巖氣大開發(fā)，將在今后一段時(shí)間內(nèi)推動該區(qū)域天然氣產(chǎn)量大幅增長[5-6]；而同時(shí)，川渝地區(qū)傳統(tǒng)的天然氣消費(fèi)市場已逐漸步入后成熟期，天然氣需求增速放緩。預(yù)計(jì)在“十四五”期間及以后時(shí)期，天然氣產(chǎn)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(qū)的天然氣管網(wǎng)系統(tǒng)通過中貴線、忠武線、川氣東送管線，從東、南和北三個(gè)方向與全國天然氣骨干管網(wǎng)相連接。當(dāng)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(yù)計(jì)自2023年底開始，川渝地區(qū)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(shè)周期長且難度大，疊加考慮京津及東南沿海地區(qū)有進(jìn)口管道氣和進(jìn)口LNG多氣源選擇因素，因此短期內(nèi)難以實(shí)現(xiàn)建成出川外輸新管線的目標(biāo)。隨著天然氣增儲上產(chǎn)步伐的加快和傳統(tǒng)的終端燃?xì)馐袌鎏烊粴庑枨筅吘廩7-8]，在2025—2030年川渝地區(qū)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(qū)2020—2035年天然氣供需預(yù)測表 單位：108 m3

2 氣水融合發(fā)展實(shí)施的思路、目的及意義

2.1 實(shí)施背景

習(xí)近平主席近期重申了中國應(yīng)對氣候變化《巴黎協(xié)定》國家自主貢獻(xiàn)的承諾，提出二氧化碳排放力爭于2030年前達(dá)到峰值，于2060年前努力爭取實(shí)現(xiàn)“碳中和”的目標(biāo)。天然氣發(fā)電（以下簡稱氣電）以清潔低碳、啟停迅速、調(diào)峰能力強(qiáng)的優(yōu)越性能，與季節(jié)性、調(diào)峰能力不足的水電等清潔可再生能源高質(zhì)量融合發(fā)展，是實(shí)現(xiàn)“碳中和”及國家自主貢獻(xiàn)新舉措目標(biāo)的關(guān)鍵環(huán)節(jié)和重要選擇。四川省和重慶市兩?。ㄊ校┌l(fā)展和改革委員會、能源局于2020年7月簽訂《共同推進(jìn)成渝地區(qū)雙城經(jīng)濟(jì)圈能源一體化高質(zhì)量發(fā)展合作協(xié)議》，根據(jù)此協(xié)議川渝地區(qū)將攜手打造具有全國影響力的能源綠色高效利用示范區(qū)和重要的清潔低碳能源生產(chǎn)基地，“十四五”期間川渝兩地將從共建電網(wǎng)一體化工程、共建川渝天然氣千億立方米產(chǎn)能基地、打造百億立方米級儲氣調(diào)峰基地等三個(gè)方面深入開展能源合作。因此，隨著川渝天然氣增速上產(chǎn)資源供應(yīng)充足，天然氣產(chǎn)供儲銷體系及輸配電網(wǎng)的進(jìn)一步完善，發(fā)展氣電實(shí)施氣水融合發(fā)展已成為川渝地區(qū)打造清潔能源利用示范高地的必然選擇。

2.2 實(shí)施的思路

基于四川水電存在的“豐多枯少”季節(jié)性發(fā)電不均衡、川電外輸線路季節(jié)性閑置以及川渝天然氣供應(yīng)持續(xù)寬松、天然氣出川外輸通道受限的特點(diǎn)，探索實(shí)施川渝地區(qū)“氣水融合”發(fā)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(fā)揮儲氣庫強(qiáng)大的季節(jié)性儲采調(diào)峰的功能，采取在夏季豐水期儲氣用電、冬季枯水期采氣發(fā)電外輸?shù)倪\(yùn)行模式，充分利用氣電的優(yōu)越調(diào)峰性能解決四川水電存在的“豐多枯少”、川電外輸線路季節(jié)性閑置問題，有效平衡水電豐枯兩季的發(fā)電量及維護(hù)電網(wǎng)的安全平穩(wěn)運(yùn)行；實(shí)現(xiàn)水電與氣電的“氣水打捆外送”，提升川電外輸?shù)木C合品質(zhì)，促進(jìn)天然氣和水電兩種能源高效地轉(zhuǎn)換利用及融合互補(bǔ)。

2.3 實(shí)施的目的

以成渝地區(qū)能源一體化高質(zhì)量發(fā)展為契機(jī)，通過構(gòu)建天然氣與水電的“氣水融合”戰(zhàn)略合作聯(lián)盟，在氣水融合的產(chǎn)業(yè)化發(fā)展、技術(shù)革新、政策扶持等方面共同合力，爭取政府出臺氣水融合發(fā)展相關(guān)的扶持政策及發(fā)展規(guī)劃，形成科學(xué)合理的氣電上網(wǎng)機(jī)制和棄水利用機(jī)制，促進(jìn)國產(chǎn)大型燃?xì)廨啓C(jī)發(fā)電技術(shù)的革新和成本優(yōu)化控制，實(shí)現(xiàn)氣電產(chǎn)業(yè)的規(guī)?；б嫣嵘?，建立起一套有機(jī)、長效的氣水融合一體化發(fā)展模式，有助于天然氣與水電互利雙贏地發(fā)展；通過氣水融合一體化的深入發(fā)展，有效地引導(dǎo)天然氣與水電在供應(yīng)端實(shí)現(xiàn)多能互補(bǔ)、綜合供能，構(gòu)架并延伸氣水融合項(xiàng)目的產(chǎn)業(yè)鏈和價(jià)值鏈，建立起多能互補(bǔ)且高質(zhì)量融合發(fā)展的綠色綜合能源生態(tài)體系。

2.4 實(shí)施的意義

1）進(jìn)一步優(yōu)化天然氣作為清潔能源的消費(fèi)利用。與煤電相比，氣電具有清潔性、環(huán)保性、低碳性等方面的顯著優(yōu)勢，發(fā)展氣電有助于我國實(shí)現(xiàn)“碳中和”及碳減排的控制目標(biāo)[9-10]。目前全球平均氣電用氣量占用氣消費(fèi)結(jié)構(gòu)的近40%[11-13]，國內(nèi)比例約為18%[14]，而川渝地區(qū)發(fā)電用氣量僅占當(dāng)?shù)赜脷庀M(fèi)量的1.2%左右，隨著天然氣傳統(tǒng)消費(fèi)市場步入后成熟期，利用天然氣發(fā)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(fā)潛力較大。川渝地區(qū)通過實(shí)施氣水融合發(fā)展，既能外輸清潔優(yōu)質(zhì)的電能，改善當(dāng)?shù)氐幕鹆φ{(diào)峰發(fā)電環(huán)境，又可有效提升川渝的發(fā)電用氣規(guī)模，穩(wěn)固并擴(kuò)大天然氣在能源消費(fèi)市場的占有率。

2）促進(jìn)能源的高效轉(zhuǎn)換，提升能源的綜合利用效率：①通過實(shí)施豐水期儲氣用電、枯水期采氣發(fā)電的運(yùn)行模式，促進(jìn)了天然氣與水電兩種能源的高效轉(zhuǎn)換，實(shí)現(xiàn)了不同季節(jié)天然氣和水電的多能互補(bǔ)及有效利用；②枯水期采氣發(fā)電外輸高效承接了豐水期水電外輸?shù)倪\(yùn)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(shí)現(xiàn)“氣水打捆外送”，維持了外輸線路的運(yùn)行平穩(wěn)并提高了外輸川電的綜合品質(zhì)，提升了能源的綜合利用效率。

3）可有效帶動氣電相關(guān)產(chǎn)業(yè)提質(zhì)增效發(fā)展。實(shí)施氣水融合可充分挖掘氣電的用氣潛力，促進(jìn)天然氣的就地轉(zhuǎn)化利用，有效支撐天然氣上游產(chǎn)業(yè)的快速發(fā)展并鞏固下游市場的占有率；另外實(shí)施氣水融合推動氣電的規(guī)?；l(fā)展，在當(dāng)?shù)卮罅Σ季謿怆娧b機(jī)容量，推動氣電的產(chǎn)業(yè)升級和技術(shù)革新，進(jìn)一步優(yōu)化氣水融合發(fā)展的產(chǎn)業(yè)價(jià)值鏈，對促進(jìn)當(dāng)?shù)亟?jīng)濟(jì)的可持續(xù)發(fā)展也有積極的帶動作用。

3 氣水融合發(fā)展的優(yōu)勢

3.1 發(fā)電用氣潛力大

實(shí)施氣水融合發(fā)展，枯水期利用儲氣庫采氣發(fā)電外輸，既能充分地消費(fèi)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(xiàn)有3條川電外輸線路“賓金±800 kV直流”“錦蘇±800 kV直流”“復(fù)奉±800 kV直流”為例，預(yù)計(jì)2025年枯水期的剩余輸送能力合計(jì)將達(dá)13 500 MW（表1），根據(jù)華東地區(qū)常年冬季用電負(fù)荷及缺口，按照4%～5%的年自然增長率考慮，預(yù)計(jì)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(fù)荷年平均利用小時(shí)數(shù)3 000 h計(jì)算，可外輸天然氣發(fā)電量約303×108kW·h，以發(fā)電效率（燃?xì)廨啓C(jī)1 m3天然氣發(fā)電5 kW·h）折算，可就地利用的天然氣約60×108m3/a，相當(dāng)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(qū)天然氣消費(fèi)量500×108m3預(yù)測[15]，屆時(shí)發(fā)電用氣消費(fèi)占比可提升至12%，能進(jìn)一步優(yōu)化天然氣的利用；可新增氣電裝機(jī)容量約10 100 MW，激活并帶動當(dāng)?shù)貧怆姰a(chǎn)業(yè)鏈的發(fā)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(qū)氣水融合實(shí)施效果預(yù)測表

3.2 儲氣庫加速布局建設(shè)

近幾年川渝地區(qū)正加快儲氣庫的布局建設(shè)，大力提升儲氣調(diào)峰能力[16-18]。據(jù)統(tǒng)計(jì)，已投用的相國寺地下儲氣庫設(shè)計(jì)庫容量為42.6×108m3，工作氣量22.8×108m3，發(fā)揮季節(jié)調(diào)峰供能的最大日采氣量1 400×104m3，疊加應(yīng)急采氣考慮最大日采氣能力超過2 800×104m3，2023年實(shí)現(xiàn)擴(kuò)容達(dá)產(chǎn)后工作氣量將進(jìn)一步提升；2020—2030年還將規(guī)劃新建銅鑼?shí){、黃草峽、牟家坪、老翁場、沙坪場和萬順場6座儲氣庫。屆時(shí)儲氣庫群的總庫容預(yù)計(jì)將達(dá)到約400×108m3，2025—2030年儲氣庫群的總工作氣量將達(dá)到（50～100）×108m3，可充分有效發(fā)揮儲氣庫的季節(jié)調(diào)峰功能，合理兼顧天然氣調(diào)峰與發(fā)電調(diào)峰的用氣需求。

3.3 天然氣資源上產(chǎn)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(fā)電的供氣價(jià)格由當(dāng)?shù)氐奶烊粴饣鶞?zhǔn)門站價(jià)與管網(wǎng)輸配費(fèi)構(gòu)成。當(dāng)前，東部沿海地區(qū)發(fā)電用氣價(jià)格范圍為2.1～2.5元/m3[19]（含9%增值稅，下同），經(jīng)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(chǎn)區(qū)的川渝地區(qū)發(fā)電用氣價(jià)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(qū)成本的60%～70%。綜合豐水期水電的低成本優(yōu)勢，“氣水打捆外送”降低了川電外輸成本。

3.4 氣電技術(shù)發(fā)展成熟

隨著燃機(jī)技術(shù)的不斷革新與進(jìn)步，目前燃?xì)獍l(fā)電技術(shù)發(fā)展較成熟，表現(xiàn)在：① 發(fā)電及聯(lián)合循環(huán)效率大幅提升，最先進(jìn)的9H/J型機(jī)組較9F機(jī)組的發(fā)電效率由5 kW·h/m3提升至接近6 kW·h/m3，對應(yīng)的聯(lián)合循環(huán)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(jī)規(guī)模條件下成本更低，新建9F燃?xì)庹羝?lián)合循環(huán)機(jī)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(shè)周期（12～18個(gè)月）較燃煤電廠短6～12個(gè)月[20]；③燃機(jī)國產(chǎn)化經(jīng)過多年的努力，已取得了顯著的進(jìn)展，F(xiàn)級燃機(jī)國產(chǎn)化率有望達(dá)到85%，H級燃機(jī)國產(chǎn)化率預(yù)期可達(dá)到50%，其中東方汽輪機(jī)公司完成了國內(nèi)首臺F級50 MW重型燃機(jī)的全自主研制并滿負(fù)荷試驗(yàn)成功[21]，取得了燃機(jī)國產(chǎn)化的重大突破，為促進(jìn)氣水融合發(fā)展提供了有力保障。

3.5 發(fā)電企業(yè)積極布局氣電項(xiàng)目

隨著燃機(jī)技術(shù)的進(jìn)步及國產(chǎn)化率的不斷提高，氣電產(chǎn)業(yè)的效益性逐步向好，有關(guān)投資主體參與氣電發(fā)展的積極性、主動性增加，已逐步加快在川渝地區(qū)氣電產(chǎn)業(yè)的布局。近年來，五大發(fā)電集團(tuán)和有關(guān)地方國企先后在四川內(nèi)江、遂寧、簡陽、達(dá)州、瀘州及重慶等地開展項(xiàng)目前期工作，規(guī)劃總裝機(jī)規(guī)模超過10 000 MW（表4）。

表4 電企在川渝地區(qū)布局的部分氣電燃機(jī)項(xiàng)目規(guī)劃情況表

4 制約川渝地區(qū)氣水融合發(fā)展的問題

4.1 氣電上網(wǎng)電價(jià)機(jī)制尚未建立

目前，川渝地區(qū)未出臺針對氣電的專項(xiàng)政策文件和相關(guān)規(guī)劃，未建立獨(dú)立的氣電上網(wǎng)定價(jià)機(jī)制，四川省的上網(wǎng)電價(jià)參照煤電基準(zhǔn)上網(wǎng)電價(jià)0.401 2元/（kW·h）執(zhí)行，以川內(nèi)現(xiàn)有的一家調(diào)峰電廠為例，在完成年度發(fā)電指標(biāo)任務(wù)后給予一定的政府疏導(dǎo)補(bǔ)貼，僅重慶一家調(diào)峰電廠給予了100元/MW的氣電機(jī)組啟停調(diào)峰補(bǔ)貼政策，而未來新增的氣電項(xiàng)目沒有專項(xiàng)的補(bǔ)貼計(jì)劃。

4.2 燃機(jī)核心技術(shù)未完全國產(chǎn)化導(dǎo)致設(shè)備采購及運(yùn)維費(fèi)用偏高

雖然目前燃機(jī)的國產(chǎn)化率不斷提高，但核心技術(shù)仍未完全實(shí)現(xiàn)國產(chǎn)化，其關(guān)鍵零部件及大型主流整機(jī)仍需從外國廠商采購，根據(jù)調(diào)研結(jié)果，單機(jī)300 kW以下的機(jī)組價(jià)格超過10 000元/kW，500～1 000 kW的機(jī)組價(jià)格約8 000元/kW，1 000 kW以上的機(jī)組價(jià)格約5 000元/kW；大型主流燃機(jī)的調(diào)試、檢修、維護(hù)等工作也主要由國外廠商完成，燃?xì)怆姀S大多依托制造廠家以服務(wù)協(xié)議模式管理燃機(jī)設(shè)備，費(fèi)用高昂[19]。

4.3 供氣價(jià)格影響氣電項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益

燃?xì)怆姀S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(fā)電用氣更多地作為一種能源調(diào)峰手段，發(fā)揮季節(jié)和重大節(jié)假日市場用氣“移峰填谷”的作用，電廠用氣的連續(xù)性較差，也未出臺針對發(fā)電用氣的氣價(jià)優(yōu)惠政策；另外考慮儲氣庫的注采成本環(huán)節(jié)也會進(jìn)一步推高氣價(jià)，從而影響氣電項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益。

5 實(shí)施氣水融合發(fā)展的優(yōu)化途徑

5.1 構(gòu)建氣水融合發(fā)展的戰(zhàn)略合作聯(lián)盟

以實(shí)現(xiàn)國家“碳中和”目標(biāo)及川渝兩地能源一體化高質(zhì)量發(fā)展為契機(jī)，構(gòu)建形成天然氣、水電相關(guān)行業(yè)氣水融合發(fā)展的戰(zhàn)略合作聯(lián)盟，各方著力、內(nèi)部協(xié)調(diào)加強(qiáng)各資源要素的優(yōu)化配置，合力爭取政府及能源主管部門出臺促進(jìn)氣水融合發(fā)展的相關(guān)扶持政策，強(qiáng)化促進(jìn)氣水融合發(fā)展相關(guān)產(chǎn)業(yè)的技術(shù)革新和成本優(yōu)化，促進(jìn)規(guī)?；б嫣嵘c相關(guān)產(chǎn)業(yè)鏈的可持續(xù)發(fā)展（圖1）。

圖1 氣水融合發(fā)展戰(zhàn)略合作聯(lián)盟架構(gòu)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(yè)、發(fā)電企業(yè)、電網(wǎng)、燃機(jī)設(shè)備企業(yè)等多方合作參與，構(gòu)建天然氣、水電、燃機(jī)設(shè)備及其他相關(guān)方的氣水融合戰(zhàn)略合作聯(lián)盟，形成利益共同體，變競爭為合作，積極開創(chuàng)氣水融合、多能互補(bǔ)的和諧新局面。

5.1.2 加強(qiáng)聯(lián)盟內(nèi)部協(xié)調(diào)

戰(zhàn)略合作聯(lián)盟應(yīng)加強(qiáng)內(nèi)部協(xié)調(diào)，共同推動氣水融合的穩(wěn)步發(fā)展：①電網(wǎng)企業(yè)可建立一套按清潔低碳程度進(jìn)行電力調(diào)度的機(jī)制，枯水期安排氣電優(yōu)先上網(wǎng)，根據(jù)電源側(cè)、電網(wǎng)側(cè)、負(fù)荷中心側(cè)的情況優(yōu)化氣電上網(wǎng)指標(biāo)的配置，以保障氣電機(jī)組的發(fā)電利用小時(shí)數(shù)，提高電企開展氣電的積極性；②供氣企業(yè)將構(gòu)架氣電項(xiàng)目的產(chǎn)業(yè)價(jià)值鏈與氣水融合互補(bǔ)的多能生態(tài)體系列入中遠(yuǎn)期業(yè)務(wù)規(guī)劃，制定支撐氣電項(xiàng)目的供氣指導(dǎo)意見及實(shí)施辦法，使供氣計(jì)劃與合同量充分滿足氣電的用氣需求，給予項(xiàng)目有利的氣價(jià)支撐并修建供氣管線，形成一套長效保供機(jī)制；③供氣、發(fā)電、電網(wǎng)三方企業(yè)共同建立大數(shù)據(jù)平臺，實(shí)現(xiàn)儲氣庫、輸配管網(wǎng)與電網(wǎng)的適時(shí)數(shù)據(jù)共享與聯(lián)合調(diào)度，爭取實(shí)現(xiàn)發(fā)電用氣與氣電上網(wǎng)資源要素的最優(yōu)配置；④燃機(jī)、供氣、發(fā)電三方企業(yè)構(gòu)建協(xié)同共享機(jī)制，供氣企業(yè)根據(jù)燃機(jī)設(shè)備的性能優(yōu)化氣質(zhì)條件，燃機(jī)企業(yè)則根據(jù)原料氣的氣質(zhì)條件優(yōu)化提升發(fā)電效率，并在設(shè)備采購及維護(hù)費(fèi)用上給予發(fā)電企業(yè)最優(yōu)化機(jī)組運(yùn)行方案。

5.2 積極爭取獲得氣水融合發(fā)展的政策扶持

5.2.1 加強(qiáng)頂層設(shè)計(jì)，出臺氣水融合發(fā)展相關(guān)規(guī)劃

戰(zhàn)略合作聯(lián)盟共同合力爭取政府及能源主管部門制定碳排放達(dá)峰行動方案，出臺川渝中長期氣水融合發(fā)展規(guī)劃，發(fā)布促進(jìn)氣水融合相關(guān)產(chǎn)業(yè)發(fā)展的指導(dǎo)意見，引導(dǎo)多方積極參與氣水融合相關(guān)產(chǎn)業(yè)的投資建設(shè)；加快建設(shè)并完善碳排放權(quán)交易市場，通過逐步提升碳市場價(jià)格等市場化手段倒逼高碳的煤電向低碳清潔的氣電轉(zhuǎn)型發(fā)展；實(shí)施金融支持綠色低碳發(fā)展專項(xiàng)政策，設(shè)立碳減排支持工具；加快氣電項(xiàng)目的建設(shè)用地和環(huán)評、安評審批流程并納入中央環(huán)保專項(xiàng)資金補(bǔ)貼范圍，提高氣電機(jī)組調(diào)峰啟停補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)；川渝地方政府牽頭深化跨區(qū)域的電力合作，與受端省份簽訂中長期送電協(xié)議，構(gòu)建穩(wěn)定長效的送電機(jī)制，科學(xué)合理利用川電外輸線路的基礎(chǔ)上促進(jìn)川電的“氣水打捆外送”，積極對接全國的用能負(fù)荷中心以主動開展清潔能源產(chǎn)業(yè)的深化合作。

5.2.2 加快推行容量電價(jià)補(bǔ)償機(jī)制的兩部制電價(jià)

川渝地區(qū)現(xiàn)有價(jià)格機(jī)制未能充分體現(xiàn)氣電作為清潔能源利用的環(huán)保及調(diào)峰價(jià)值，另外較高的初始投資成本也使得電廠在短期內(nèi)成本回收難度較大，影響了氣電項(xiàng)目的經(jīng)濟(jì)效益。為此，當(dāng)?shù)卣畱?yīng)借鑒華東地區(qū)的經(jīng)驗(yàn)，加快推行實(shí)施容量電價(jià)補(bǔ)償?shù)臍怆娚暇W(wǎng)兩部制電價(jià)（電量電價(jià)＋容量電價(jià)）機(jī)制，并進(jìn)一步優(yōu)化兩部制定價(jià)結(jié)構(gòu)，促進(jìn)氣水融合相關(guān)產(chǎn)業(yè)的效益化發(fā)展及清潔能源的可持續(xù)利用。

5.2.3 跟進(jìn)國產(chǎn)燃機(jī)設(shè)備示范項(xiàng)目并出臺配套政策

戰(zhàn)略合作聯(lián)盟可向能源主管部門爭取，將列入國家能源局公布的國產(chǎn)燃?xì)廨啓C(jī)創(chuàng)新發(fā)展示范項(xiàng)目給予扶持，依托示范項(xiàng)目加快出臺相應(yīng)配套政策并積極跟進(jìn)示范項(xiàng)目的實(shí)施進(jìn)程；依托示范項(xiàng)目牽頭組織建立設(shè)備制造企業(yè)和當(dāng)?shù)馗咝?、科研院所的產(chǎn)學(xué)研協(xié)作平臺，通過加強(qiáng)技術(shù)指導(dǎo)、協(xié)調(diào)對接，設(shè)立專項(xiàng)基金等政策支持，實(shí)現(xiàn)燃機(jī)核心關(guān)鍵技術(shù)的完全國產(chǎn)化，打造國產(chǎn)燃機(jī)完整的產(chǎn)業(yè)鏈體系以打破國外的技術(shù)壟斷，為川渝地區(qū)氣水融合發(fā)展提供技術(shù)儲備及支撐。

5.3 建立儲氣電價(jià)與發(fā)電氣價(jià)的價(jià)價(jià)優(yōu)惠聯(lián)動機(jī)制

以加快推動成渝地區(qū)雙城經(jīng)濟(jì)圈能源一體化高質(zhì)量發(fā)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(qū)為契機(jī)，加強(qiáng)川渝電網(wǎng)的一體化建設(shè)及互聯(lián)互通，擴(kuò)大四川水電送渝消納規(guī)模，給予重慶區(qū)域的儲氣庫用電與川內(nèi)直供工業(yè)同等待遇的棄水電價(jià)優(yōu)惠政策，通過建立儲氣電價(jià)與發(fā)電氣價(jià)的價(jià)價(jià)優(yōu)惠聯(lián)動機(jī)制降低發(fā)電用氣價(jià)格，實(shí)現(xiàn)川渝氣水融合在能源價(jià)格政策的互惠互利。

6 結(jié)論

1）四川水電存在“豐多枯少”的季節(jié)發(fā)電不均衡的矛盾，枯水期發(fā)電量不足導(dǎo)致川電外輸線路出現(xiàn)部分季節(jié)性閑置；川渝地區(qū)天然氣增儲上產(chǎn)步伐加快，下游天然氣消費(fèi)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(qū)的天然氣供應(yīng)將保持持續(xù)寬松的局面。

2）利用川渝地區(qū)的地下儲氣庫群，充分發(fā)揮其季節(jié)性調(diào)峰的作用，采取在豐水期儲氣用電，枯水期采氣發(fā)電的模式實(shí)施氣水融合發(fā)展，一方面可促進(jìn)川渝的天然氣就地轉(zhuǎn)化利用，另一方面可有效解決川電外輸線路的季節(jié)性閑置問題，通過實(shí)現(xiàn)“氣水打捆外送”提升川電外輸?shù)木C合品質(zhì)。

3）川渝地區(qū)氣水融合發(fā)展存在燃機(jī)設(shè)備采購及維護(hù)成本偏高、氣電上網(wǎng)定價(jià)機(jī)制未建立、氣價(jià)影響氣電項(xiàng)目經(jīng)濟(jì)效益等制約因素。為此，針對性地提出以下優(yōu)化途徑與建議：①構(gòu)建氣水融合戰(zhàn)略合作聯(lián)盟以優(yōu)化內(nèi)部協(xié)調(diào)配置；②合力爭取氣水融合發(fā)展的相關(guān)規(guī)劃及配套政策；③在川渝地區(qū)加快推行氣電上網(wǎng)兩部制電價(jià)；④跟進(jìn)并出臺國產(chǎn)燃機(jī)示范項(xiàng)目的配套扶持政策；⑤建立儲氣電價(jià)與發(fā)電氣價(jià)的價(jià)價(jià)優(yōu)惠聯(lián)動機(jī)制等。