中国储能网讯：在经历了电力供应阶段性偏紧后，四川正在加快推进天然气发电项目建设，增强电力顶峰能力。据统计，2022年以来，四川在建和拟建天然气发电项目装机规模达到1200万千瓦。在此之前，四川仅建成投运一个气电项目，占全省电力装机比重不到1%。

  发展气电主要受两大因素影响，一是气源，另一个则是电价。

  2023年12月22日，四川省发展改革委、四川省能源局联合发布的《关于印发〈四川省天然气发电项目供气保障工作方案〉的通知》（以下简称《工作方案》）提出，保障气电项目用气量。对于存量气电项目和新增1200万千瓦气电项目，要确保年利用小时数2500小时用气量，要力争年利用小时数3500小时用气量。在用气价格上，《工作方案》提出通过争取留存气、配置新能源指标等方式，力争进一步降低气电项目用气价格。

  四川天然气资源量和产量居全国前列，具备发展天然气发电的资源优势。同时，四川是天然气外送大省。根据四川统计局的数据，2021年，四川天然气产量为522.2亿立方米，其中调出气量为231.7亿立方米，占比约为44%。

  为保障气电发展，四川也在想办法留存气源。《工作方案》提出，鼓励气电项目与天然气开发项目、新能源项目实施联营，实现气电企业与供气企业、新能源企业结成利益共同体，实现电源多元开发和企业利益共享、风险共担。2022年12月，四川省发展改革委印发了《加快推进多能互补电源建设的激励措施》，明确对天然气发电项目“90%以上用气量为合同内气量且执行基准门站价”的油气企业配置相应规模的新能源资源，并鼓励油气企业通过合资、合作等方式参与天然气发电项目建设，分享新能源资源激励指标。

  上网电价方面，2022年10月，四川省发展改革委印发《关于天然气发电上网电价有关事项的通知》，明确对新投产的天然气调峰发电机组实行两部制电价，建立气电价格联动机制。《工作方案》提出要积极开展已核准气电项目的投资成本费用测算，考虑不同类型机组固定成本水平、燃料成本、发电气耗率等，按程序核定天然气调峰发电机组两部制电价。

  当前，我国燃气发电主要分布在经济较发达的沿海地区。广东是我国气电装机第一大省，截至2022年底，装机规模达到3375万千瓦。除此之外，江苏、浙江也是气电装机规模大省。近年来，在加快构建新型电力系统中，内陆一些省市也将发展气电列入规划当中。基于本地天然气资源和价格优势，四川有望成为继沿海市场之外，发展气电最具潜力的内陆市场。发展气电是四川当前增强电力系统顶峰能力的重要选项，但未来还需明确其定位和发展路径，并处理好与其他电源的关系。