四川盆地天然气发电的困惑与希望

西南石油大学石油与天然气工程学院 陈彦州

2020年四川省全社会用电量达到了2865.2亿千瓦时、同比增长8.7%，增速位居国家电网供区省份第一。7月、10月、11月、12月四个月单月增长均超过15%，其中12月的用电量猛增，同比增长19.93%，最大用电负荷超过了4200万千瓦时。巨大的负荷压力使得四川所有的热力电站均满负荷运行，这时川渝地区天然气发电站却因燃料短缺而不得不停运，造成了极大的经济损失和国家资源的浪费。

天然气发电机组的核心是燃气轮机组直接利用气体或液体燃料燃烧，推动轮机旋转进而带动发电机发电的机组，相较于传统燃煤发电机组优势明显，燃气轮机发电效率高（发电效率45%～50%，一些大型机组甚至可超过55%，而燃煤机组的发电效率最高只有35%）、启动快、自动化程度高（可实现无人发电、启动时间仅有3～15分钟）、燃料适应性强、对环境污染小。可使用多种气体、液态燃料，排放几乎无污染，单位发电碳排放强度比传统煤电大幅下降等优势。四川省电源装机中水电装机比重大，但水电整体调节性能差，同时四川负荷峰谷差大，部分年份丰水期弃水较大而枯水期电源出力又大幅减小，供电能力显著下降。为解决上述问题，宜在四川电网建设有较好调峰性能、可在丰水期为四川电网调峰，减少水电弃水、同时枯水期又可带基荷运行的燃气发电机组。

美国等西方天然气丰富的国家广泛使用这种发电机组。但由于我国总体是一个贫油、少气、多煤的国家，热力发电机组多为燃煤机组，天然气发电机组的使用在我国并不广泛。相对于全国其他地方，四川盆地拥有储量丰富的天然气资源，近年来国家对非常规天然气资源的大力开发，使川渝地区推广使用燃气轮机发电成为可能。但由于四川天然气管网要保障北方冬季供暖的需求，每到冬季四川天然气发电站气源频频告急，然而四川天然气发电站到了冬季真的是供气短缺吗？

天然气开发生产与配套的储送能力存在矛盾调峰压力巨大

四川盆地截至目前已累计探明天然气储量为36900亿立方米，可开采资源量为1.1万亿立方米，2020年天然气年产量超过565亿立方米，位居全国第一。根据中石油最新的油气资源评估结果表明，四川盆地天然气储备资源量位居全国第一，探明率仅有10%，勘探与开发潜力十分巨大。

中国石油西南油气田公司勘探开发研究院对四川天然气进行了产量预测，利用翁氏模型、Weibull模型、灰色模型等三种预测模型及其改进型，对未来四川天然气产量进行了预测。预计2030年四川的年产气量将达到786～856亿立方米之间，预测产量峰值时间出现在2047或2051年之间，峰值产量将达到1453.28～1750.38亿立方米/年之间。也就是说未来十年四川天然气产量将增长100%，未来30年将增长400%。

与四川盆地天然产量爆发式增长相对应的却是四川天然气管道与储气库建设的严重滞后。现今川渝天然气出川管线仅有三条：中贵线（设计输气量为150亿立方米/年）；忠武输气管道（目前输气能力仅为50亿立方米/年）；“川气东送”工程（输气能力也仅为150亿立方米/年）。川渝地区三条管线对外输气量合计350亿立方米/年。而在储气方面，四川仅有一座相国寺储气库，其储气量仅为36亿立方米。2017年底以来国家发改委、国家能源局多次提出川渝地区要加快储气调峰设施的建设。2018年上半年根据国家发改委已出台的《关于统筹规划做好储气设施建设运行的通知》，中石油公司已提出建设西南地区储气库调峰枢纽，拟由西南油气田公司在川渝地区分3个阶段新建8座储气库，调峰能力超过210亿立方米/年。

总的来说，四川盆地目前有565亿立方米的天然气年产量，其中川渝地区本身消耗350亿立方米/年，对外输送超过200亿立方米/年。川渝地区未来10年内将有350亿方的对外输送能力和210亿立方米的储气能力。但面对将超过800亿立方米的年产量，可预见是四川天然气产量将会在一两年内超过川渝地区管网输气与储存能力的极限，川渝地区输气管网将长期处于严重超负荷运行状态。

尽管四川管网对外天然气输送能力达到了350立方米/年，但由于对外输送需求主要集中在冬季，使冬季管网输送压力巨大。因此造成川渝地区天然气电站几乎无气可用的根本原因，除因被北方冬季供暖造成的天然气的缺口外，其中一个原因便是储气库过少，以及输气管网冬季输送压力大造成的调配能力低下，使得川渝地区油气公司对耗气量巨大的天然气发电机组的气源供应爱莫能助。导致这种川渝天然气发电冬季供气紧张的原因，除管网系统和储气设施建设不完善外，还有发电厂在选址过程中存在不足，仅认为电厂只要设置在气田附近形成“坑口”电站，那么天然气的来源和价格都不会存在问题。然而在实际实施中，天然气管网的缺点与四川天然气存储设施的不足对发电企业的供气造成了严重影响。在春夏秋季北方无需供暖，大型气田的天然气完全可满足天然气电站的需求。到了冬季，由于盆地内各大气田为保证北方供暖会把大量天然气送出川去，单个气田剩余产量不足以满足天然气电站的冬季需求。而电站又远离各个主要的供气和储气站点，难以获得其他储备气源的补充。

电油合作双赢 共谋天然气产业发展前景

因为四川冬季天然气供应相对紧张，再加上燃气发电机组本身耗气量巨大，所以单一的气田或普通的地方燃气公司并没有足够能力保证燃气发电机组充足的气源。面对此种情况，发电企业应与国家大型石油企业深度合作。在电力企业方面，天然气电站的选址在满足负荷需求的同时，应尽可能靠近大型供气站与储气库等气源设施。而在石油企业方面，在建设供气站和储气设施时，除满足西气东输和中心城市的需求外，也应充分考虑天然气电站这种“用气大户”的需求进行选址，提前做好天然气储存与资源的合理调配，加快储气库及输气管道扩容的建设。

2020年四川省发改委印发《四川省深化燃煤发电上网电价形成机制改革实施方案》的通知（川发改价格〔2020〕316号），基准价为0.4012元/千瓦时。浮动幅度范围为上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%。而在2019年四川省根据国家发展改革委《关于调整天然气跨省管道运输价格的通知》(发改价格〔2019〕561号)、《关于调整天然气基准门站价格的通知》，降低了本省天然气基准门站价格水平，由每立方米1.54元降低为每立方米1.53元。

每标准立方天燃气热值为35.59MJ，一度电的热值为3.6MJ，因此一立方米天然气的能量相当于9.88度电。由于大型燃气发电机的发电效率为50～60%，那么每立方米天然气大约可发电5度。也就是说在现行天然气门站价格每立方米1.53元的基础上再增加专用管道成本费用或额外增加管输费约每立方米0.05元，四川燃气轮机发电燃料成本约为1.58/5=0.32元每度，而电站燃料成本约占生产成本的70%，即发电成本为0.457元每度；且根据供气形势，冬季天然气价格会上浮10%，发电成本进一步增加。因此燃气发电机组在四川省现行政策下较传统火电机组并不具备价格优势。

四川盆地非常规天然气单口井平均成本为5500万元（美国为4000万元人民币），以长宁某区块为列，其单井平均总可开采量为9100万方，如不计时间成本其开发成本为0.57元/方。但由于非常规天然气单井产量递减较快，单井前两年是否盈利至关重要，因此其天然气综合开发成本约为0.9元左右。而这一成本会随着钻井技术的发展和规模化应用进一步降低。所以如果石油企业深入参与天然气发电项目的建设，可使用更低价格的天然气，其利润会更高。

同时针对天然气价格偏高方面，建议发电企业积极争取政府支持，推动四川实行燃气发电两部制电价，即容量电价+电量电价的模式，这一模式在发达国家及国内沿海发达地区已普遍实行；同时加强与石油企业共同合作，抓住国家建设成渝双城经济圈及川渝统筹推进地区天然气资源勘探开发、打造“气大庆”的历史机遇，推动落实资源地优惠气价政策落地，发展深度合作，不仅可实现管网电网“双调峰”、保证发电企业的天然气来源，也可增加石油企业对天然气产业链进一步延伸，以提高双方企业的经济效益。

在四川盆地因势利导开发利用天燃气发电是未来趋势

随着四川盆地天然气资源的加速开发，未来四川天然气产量会快速增长，对四川天然气管道和储气库需求进一步增大。由于燃气轮机机组本身污染小、能源利用率高（可实行发电、制热、制冷三联供与燃气-蒸气联合循环发电等），还可实现电网和管网双调峰、建设周期短、占地面积小、可靠近中心城市等优特点。因此可以预见的是，未来10年天然气发电在四川盆地将会迎来一个良好的发展机遇。但天然气发电仍会面临诸如价格偏高、冬季气源紧张等诸多因素的挑战与困惑。特别是天然气气源冬季短缺问题已成为天然气发电发展的主要瓶颈。为应对上述难点和困惑提出以下解决建议方案。

针对提高发电综合效益方面，建议采取以下应对措施提高产出效益，相对降低成本：

靠近中心城市建立天然气发电站。由于燃气机组占地面积小、对环境污染小等特点，燃气发电厂可尽量靠近中心城市而不会对城市环保造成影响。因此天然气发电机组可解决大城市附近既需节能减排、又需大型发电站作为电网电源支撑点的问题，如此可保证电厂多发稳发、确保电厂的经济效益。同时由于中心城市周边又具有较为完善的管网和储气系统，能快速稳定地调集气源，保证燃气电厂在冬季不间断地持续稳发。

在燃气轮机附近建立大型集中式冷冻库。燃气机组本身可通过尾气推动压缩机制冷，因此建议将电厂设立在大型物流中心附近，并在电厂就近设立集中的冷冻库。这样的冷冻库既可节约大量电能，也解决了冷介质长距离传输后制冷效果不佳的问题。同时可减轻冻货物流及储存成本，进一步提高电厂的经济效益，降低成本。

在冬季可利用燃气轮机尾热给城市集中供热，为国家节约供热资源。随着生活品质的不断提高，南方地区冬季取暖的需求不断上升。电站尾热集中供暖可节约大量电能，高效地利用和节省国家能源，做到取暖省能和电站增效的双赢。冬季气源紧张等问题相关建议如下。

设立大型储气库。燃气电厂天然气消耗量较大，在其附近需有大型储气库为其提供稳定的天然气气源，再加上中心城市对天然气的大量需求，因此在天然气电厂附近设立大型储气库，既可起到稳定支撑中心城市对天然气的需求，又可保障燃气电厂稳定的天然气来源；建立多种燃料源。由于四川天然气要保证冬季北方供暖，冬季天然气来源极为紧张，因此使用替代燃料是必不可少的。燃气发电机组本身可使用好几种液体或气体燃料，因此冬季燃气电厂转换使用无醇燃料油、无醇水性燃料、以及醇基燃料等新型环保生物质燃料，其都具有价格低廉、热值高、无污染、可再生等特点。

采用多个中型机组并联运行。面对冬季的四川天然气源紧张这一问题，不建议发电厂采用过于大型的发电机组，应采用多个中型机组并联，既可在冬季气源紧张的情况下使用中型机组低功耗运行、节约使用天然气，又可在夏季气源充足且电网用电负荷较高时实行多个机组满负荷运行以满足供电需求，实现了管网电网双调峰，科学合理地调配提高了国家资源的利用率；发电企业与石油企业进一步加强合作。四川天然气冬季气源短缺并非是无气可用，而是四川天然气管网需保证北方冬季供暖的超负荷运行，使得管网无法有效进行资源调配。发电企业与国家大型石油企业深度合作，提前进行天然气资源分配，随着四川省“气大庆”战略的实施、天然气产量的不断提高，再配套大型储气库，将完全有能力在冬季保障燃气机组的气源供应。

随着国家在西部发展成渝双城经济圈战略的不断推进，以及一系列如5G 通讯、大规模电动汽车充能、大数据等高耗能新兴产业的进一步普及，成渝地区的用电量将进入一个前所未有的高速发展阶段，在“十四五”期间，根据电力行业的分析，川渝地区将面临缺电的局面，需要新建发电装机满足社会用电需求。随着四川在“十三五”期间建设国家清洁能源示范省的不断完善，成渝中心城市污染与雾霾问题得以缓解；国家做出2030年碳达峰、2060年实现碳中和的承诺，全力建立绿色低碳循环发展经济体系，传统火电将受到更大的限制。

由于四川电网水电过多、火电过少，导致盆地电网供电结构性失衡，使得川渝电网的调节能力不足越发严重。而燃气发电厂与用传统火电相比不会受到国家环保政策的限制，又有污染小、占地少，见效快，多功能（电热冷三联供）、调峰快等优势，既可解决中心城市等大型负荷需要电源支撑点的问题，又可缓解城市污染等问题。另一方面，四川石油企业大量开发天然气却长期面临储气库存及管道输送能力不足的问题。燃气发电机组同样可以缓解石油企业储运压力，实现电网管网“双调峰”，帮助石油企业在天然气开发方面投入的资金快速回笼，进一步提高天然气的利润与价值，使发电企业与油气企业实现利益双赢。因此可以预见的是，未来10年天然气发电在四川盆地大有作为和希望。