2022年夏季，一场历史罕见的高温干旱席卷川渝大地，伴随着破纪录的高温和长达一个月的无雨天气导致两地相继遭受严重灾害，河流断流，水库干涸，嘉陵江被晒成“嘉陵工”。两地出现的极端高温、最少降水量和最高电力负荷导致部分地区电力供应失衡，电力大省四川也因出现用电缺口而对工业用户进行限电；重庆市也下发紧急通知，要求各工业企业采取放高温假方式让电于民。

四川是传统的电力输出省份，以往每年夏季都是丰水期，多余的电基本都外输到华东地区。重庆作为四川和另一水电大省湖北的邻居，虽然本身发电量不大，但受益于周边电力供应充足的优势，日常保障也无大碍，为何这次长江流域罕见干旱对两地的电力供应影响如此巨大？

停限电的原因

对于四川等水电大省来说，水力发电是其主要电力来源，但也有火电和新能源发电等方式。2020年，四川省水力发电量为3349.1亿千瓦时，占比84.13%；火力发电量为524.4亿千瓦时，占比13.17%；风力发电量为85.3亿千瓦时，占比2.14%；太阳能发电量为21.96亿千瓦时，占比0.55%。

水电在四川电力供应中占比较大，天气原因对水电出力至关重要。由于持续性高温天气，今年入汛以来，四川电网最大负荷达较去年同期增长14%，但7月以来全省平均降水量较常年同期偏少48%，8月以来四川水电来水偏枯达五成，水电供电能力大幅下降。丰水期来水不足，缺水导致电力供需出现巨大缺口，成为四川汛期缺电的主要原因。

重庆市2020年发电量774.8亿千瓦时，其中火力发电量为535亿千瓦时，占比为69.05%；水力发电量为222.9亿千瓦时，占比为28.77%；风力发电量为13.1亿千瓦时，占比为1.69%；太阳能发电量为3.7404亿千瓦时，占比为0.48%。由于发电量相对于社会用电量1186.5亿千瓦时略显不足，重庆市每年需从外省输入电力。

在川渝地区的电力系统中，水力发电虽然占据了较大的份额，但其它发电来源的比重也在逐年升高，尤其是新能源的利用比重增加明显。但是在如今极端高温天气的情况下，水资源出现短缺，导致水力发电量出现下降，其它“看天吃饭”的新能源发电也同样出力受限，发电结构导致极端天气中发电量快速下降，造成供电紧张。

如果自身电力不足，外省调电是解决方式之一。四川和陕西（即西北电网）有高压联网，可以从陕西调入电量，但也需要取决于西北的电力富余程度及输电线路的负荷。重庆和周边省份都有高压联网，同时三峡也有部分电量调入重庆。国家“十四五”重点项目新疆哈密-重庆的±800千伏特高压预计今年开建，但远水解不了近渴。

解决电力结构的方向

川渝两地是国家西部大开发战略要地，随着成渝双城经济圈的加快建设，川渝电力需求在“十四五”期间仍将保持快速增长势头。但到今年为止，也就是2022年及以后，乌东德、白鹤滩、两河口、杨房沟等新建水电站相继投产后，四川乃至全国的水电资源都已开发殆尽，水电再无大的增量。风电光伏受发电特点影响，难以参与电力平衡，配套储能的成本较高、近期无法规模化。现有燃煤机组将逐步关停退役以及一批小水电也将清退整改，结合川渝地区环保趋势和低碳要求，难以再新增煤电。唯有气电，建设期18-24个月，可在短期内大规模提供电力和电量。适当建设气电项目能有效弥补川渝地区用电缺口，满足经济增长的需求；增强川渝地区电网调峰能力，提高电网运行的稳定性和经济性。

天然气发电作为比燃煤发电更清洁的发电方式，具备以下优势：一是发电效率高。H级联合循环发电效率超过60%，远超同等容量燃煤机组发电效率（火电百万机组效率约45%），能源利用率高。二是启动速度快和变负荷速率大。燃机启动速度快，余热锅炉的热惯性较小，和燃煤机组相比能实现更快的启动速度，许可的负荷变化速率更大，能更好的满足调峰要求，承担电网调峰任务。三是污染物排放浓度低。天然气燃烧基本不产生SO2和粉尘排放，NOx排放浓度燃机出口50mg/Nm3，在设置SCR脱硝后可低至10mg/Nm3，和燃煤机组相比，烟气处理系统更简单，更容易满足环保排放要求。四是耗水量更小。联合循环机组凝汽量更小，约为同等容量燃煤机组的1/3。五是系统简单，辅助设备少，占地面积小。无输煤、除灰、制粉、风机、除尘、脱硫等系统，相同机组容量下水系统容量更小，同时不需要设置灰场，大幅节约土地资源。六是初投资更低。燃机电厂和燃煤电厂相比，单位千瓦投资更低。1000MW燃煤机组新建单位千瓦初投资为3306元/千瓦，9F级燃机单位千瓦初投资则仅为2013元/千瓦。H级燃机因其单机容量更大，单位千瓦造价相较9F级燃机还可再下降约200元/千瓦。七是建设周期短。联合循环机组主辅设备少，建设周期相较燃煤机组可缩短约6个月。

基于天然气发电的优势，在中国能源低碳转型的趋势下，气电项目有利于川渝地区大气污染物排放总量的控制、打赢“蓝天保卫战”，符合川渝地区环境保护规划关于降低煤炭消费总量的要求，可为川渝地区尽快实现“碳达峰”和“碳中和”作出突出贡献。

截至2021年，全国气电装机总容量约为10859万千瓦，仅占各类装机总容量的4.6%，远低于2021年全球天然气发电量占总电量23.3%的平均水平，与世界欧美等主要国家相比，中国天然气发电还处在起步阶段，总装机远远落后于发达国家平均水平，理论上具有较大的发展空间。有关机构预测预计到2025年“十四五”规划期结束时，电力领域的天然气消费量将增长40%～50%，达到750～800亿立方米/年；中国天然气发电装机容量将新增0.4～0.5亿千瓦，达到1.4～1.5亿千瓦，比当前水平增加50%。从天然气发电实际增速来看，2015年到2019年平均增速为8.4%，呈逐年上升趋势。

目前四川电网仅有川投达州燃气电站一座天然气电厂；重庆天然气发电装机除华能重庆两江新区天然气冷热电三联供项目为大型调峰电站外，其他为面向用户侧的天然气分布式能源和热电联产项目，华电重庆公司正在开展潼南和长寿两个燃气电厂的前期工作。根据川渝两地的电源规划预测，要保障电力供应稳定，计划到2025年，还需新增600万千瓦气电（其中四川400万千瓦、重庆200万千瓦）；2030年新增700万千瓦气电（其中四川500万千瓦、重庆200万千瓦）。按照当前的电力发展形势，新增气电装机能力还需提高。

建议

根据中国石油西南油气田天然气经济研究所《川渝地区天然气行业发展2021年报告》，四川盆地天然气总资源量40万亿立方米，其中，常规天然气资源量14万亿立方米，致密气资源量4万亿立方米，页岩气资源量22万亿立方米，已获探明储量6万亿立方米，常规气、页岩气资源量均居全国之首。2021年，川渝地区天然气产量首次突破500亿立方米大关，达543亿立方米，约占全国天然气产量的30%，川渝地区丰富的天然气资源对天然气发电的用气需求保障无忧。

进入“十四五”，川渝电力发展进入了新的平衡周期，既要支撑国家和省内两个“西电东送”，继续为国家战略实施提供坚强电力支撑，又要满足川渝后续清洁能源集中开发的用电需求，还要保障成渝地区双城经济圈建设的能源安全，发电结构的优化将是保障电力供应安全的基础。建议在进一步理顺天然气发电上网价格和天然气气源价格的基础上，大力推广天然气发电，不但可以减少川渝地区自产天然气向外省市输出的气量，将清洁能源留在本地消纳，对补充水电光伏和风电的调峰、实现川渝地区双碳目标也有积极作用。