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，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(chǎn)，預(yù)計“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)，將在今后一段時間內(nèi)推動該區(qū)域天然氣產(chǎn)量大幅增長[5-6]；而同時，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)計在“十四五”期間及以后時期，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)展實施的思路、目的及意義

2.1 實施背景

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，實現(xiàn)氣電產(chǎn)業(yè)的規(guī)?；б嫣嵘⑵鹨惶子袡C(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)端實現(xiàn)多能互補(bǔ)、綜合供能，構(gòu)架并延伸氣水融合項目的產(chǎn)業(yè)鏈和價值鏈，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；另外實施氣水融合推動氣電的規(guī)模化發(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2025年枯水期的剩余輸送能力合計將達(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)荷年平均利用小時數(shù)3 000 h計算，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，已投用的相國寺地下儲氣庫設(shè)計庫容量為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(yù)計將達(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)電的供氣價格由當(dāng)?shù)氐奶烊粴饣鶞?zhǔn)門站價與管網(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個月）較燃煤電廠短6～12個月[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)電價機(jī)制尚未建立

目前，川渝地區(qū)未出臺針對氣電的專項政策文件和相關(guān)規(guī)劃，未建立獨(dú)立的氣電上網(wǎng)定價機(jī)制，四川省的上網(wǎng)電價參照煤電基準(zhǔn)上網(wǎng)電價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目沒有專項的補(bǔ)貼計劃。

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)組價格超過10 000元/kW，500～1 000 kW的機(jī)組價格約8 000元/kW，1 000 kW以上的機(jī)組價格約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 供氣價格影響氣電項目的經(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，從而影響氣電項目的經(jīng)濟(jì)效益。

5 實施氣水融合發(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)架氣電項目的產(chǎn)業(yè)價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，制定支撐氣電項目的供氣指導(dǎo)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(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，實現(xiàn)儲氣庫、輸配管網(wǎng)與電網(wǎng)的適時數(shù)據(jù)共享與聯(lián)合調(diào)度，爭取實現(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，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；實施金融支持綠色低碳發(fā)展專項政策，設(shè)立碳減排支持工具；加快氣電項目的建設(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 加快推行容量電價補(bǔ)償機(jī)制的兩部制電價

川渝地區(qū)現(xiàn)有價格機(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，加快推行實施容量電價補(bǔ)償?shù)臍怆娚暇W(wǎng)兩部制電價（電量電價＋容量電價）機(jī)制，并進(jìn)一步優(yōu)化兩部制定價結(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)展示范項目給予扶持，依托示范項目加快出臺相應(yīng)配套政策并積極跟進(jìn)示范項目的實施進(jìn)程；依托示范項目牽頭組織建立設(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)立專項基金等政策支持，實現(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 建立儲氣電價與發(fā)電氣價的價價優(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優(yōu)惠政策，通過建立儲氣電價與發(fā)電氣價的價價優(yōu)惠聯(lián)動機(jī)制降低發(fā)電用氣價格，實現(xiàn)川渝氣水融合在能源價格政策的互惠互利。

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)定價機(jī)制未建立、氣價影響氣電項目經(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；④跟進(jìn)并出臺國產(chǎn)燃機(jī)示范項目的配套扶持政策；⑤建立儲氣電價與發(fā)電氣價的價價優(yōu)惠聯(lián)動機(jī)制等。