2022年12月6日，四川省人民政府发布《四川省电源电网发展规划（2022—2025年）》（以下简称《四川电源电网规划》）。《四川电源电网规划》提出到2025年，基本建成具备较强抗风险能力的电力系统，电力装机规模达到16560万千瓦，水电、火电、风电、光伏发电占比将从2021年77.8%、15.9%、4.6%、1.7%调整到2025年的64.1%、16.6%、6.0%、13.3%。

与2022年5月发布的《四川省“十四五”电力发展规划》相比，《四川电源电网规划》将2025年总装机目标提升了1360万千瓦。《四川省“十四五”电力发展规划》制定的2025年的电力总装机目标为15200万千瓦。具体来看，装机目标上调主要是在光伏发电，由1200万千瓦调整为2200万千瓦。

《四川电源电网规划》提出，2022年7—8月，四川面临历史同期最高极端高温、最少降雨量、最高电力负荷的“三最”叠加局面，电力保供遭遇严峻挑战，暴露出四川省电力系统存在突出短板弱项。《四川电源电网规划》预测，到2025年，四川省最大用电负荷为8900万千瓦、全社会用电量为4870亿千瓦时，年均增速分别为9.7%、10.4%。

《四川电源电网规划》指出，四川省水电装机占全省装机总量的78%，风光等新能源装机占6%，具有顶峰兜底作用的火电装机仅占16%，四川省水风光占比高、“靠天吃饭”特征明显，加之龙头水库电站建设缓慢，季度以上调节能力的水库电站仅占33.6%，“丰余枯缺”矛盾十分突出。天然气资源优势未得到充分发挥，气电建设缓慢；受资源禀赋和运输通道制约，煤电装机占比持续降低；同时，极端情况下火电不能弥补水电出力不足带来的电力缺口，抗风险能力需进一步增强。

强化水电主体支撑地位

水力发电是四川主体支撑电源。2021年四川省电力总装机为11495万千瓦、较2015年增长32.5%，其中水电装机8947万千瓦、居全国第1位，火电装机1825万千瓦，风电装机527万千瓦，光伏发电装机196万千瓦。

《四川电源电网规划》强调要强化水力发电主体支撑地位。推进以金沙江、雅砻江、大渡河“三江”为重点的水电开发，优先建设季调节、年调节和多年调节能力水库电站，巩固以水电为主体的可再生能源体系。因地制宜利用常规水电站、水利水库建设抽水蓄能电站，加快推进两河口混合式等抽水蓄能项目建设，提升电力系统调节能力。到2025年，水电装机新增1653万千瓦、达1.06亿千瓦，较《四川省“十四五”电力发展规划》水电装机目标上调了100万千瓦。

在体制机制上，《四川电源电网规划》鼓励建设大库容、高调节性能的龙头水库电站，研究建立上游龙头水库电站与下游梯级电站利益共享机制，促进流域水电资源有效开发。按照“谁受益、谁补偿”原则，综合考虑下游梯级电站增发收益，制定对龙头水库电站的补偿标准，合理分担龙头水库电站建设运营成本。率先在雅砻江流域开展试点，推进两河口水电站与下游梯级水电站建立补偿机制，形成可复制可推广的经验。并提出要落实抽水蓄能项目“两部制”电价政策。合理核定输配电价，及时将新增电网工程纳入核价范围。探索建立市场化容量补偿机制，鼓励调峰兜底电源参与省际间电力现货市场和辅助服务市场交易。

大幅上调光伏装机目标

针对风电光伏发电，《四川电源电网规划》提出，提升风光等新能源补充功能。到2025年全省光伏发电、风电装机分别新增2004万千瓦、473万千瓦，分别达2200万千瓦、1000万千瓦以上。其中，风电装机目标与《四川省“十四五”电力发展规划》相同，光伏装机目标较《四川省“十四五”电力发展规划》（1200万千瓦）上调了1000万千瓦。

与《四川省“十四五”电力发展规划》相比，《四川电源电网规划》强调坚持集中式与分布式并举，在光伏重点项目中新增“积极推进纳入国家试点的成都市金堂县、攀枝花市西区、广元市旺苍县、南充市嘉陵区、阿坝州茂县、凉山州德昌县等开发屋顶分布式光伏”这一任务。

在储能方面，规划建设“新能源＋储能”设施。对新增风电、光伏发电项目，原则上按不低于装机容量10%、储能时长2小时以上，配置新型储能设施，为电源顶峰提供备份。到2025年，力争全省新型储能规模达200万千瓦以上。

在体制机制上，《四川电源电网规划》提出建立推动多能互补的新能源配置激励机制。加大风光等新能源资源配置省级统筹力度，按照“水电就近、火电异地”原则，强化省市协同、提高新能源跨区域配置能力，优先向顶峰兜底电源配置风光资源，实现多能互补、联营开发。加快建立激励机制，推动调节能力水库电站水风光一体化建设、“火电＋新能源”配套开发、“油气企业参与天然气发电＋新能源”开发、“电力资源留川＋新能源”配置以及按照项目建设进度配置资源，提高能源企业建设顶峰兜底电源积极性。

补足气电短板、论证煤电项目

四川省天然气资源丰富。国家统计局的数据显示，2021年，全国天然气产量2075.84亿立方米，其中四川省天然气产量522.21亿立方米，占比超过四分之一。

2022年4月，四川省发展改革委副主任、省能源局局长梁武湖解读《四川省“十四五”能源发展规划》介绍，四川省天然气总资源量39.6万亿立方米，其中页岩气为27.5万亿立方米；天然气累计探明储量5.2万亿立方米，其中页岩气1.2万亿立方米，在全国都是排位第1。

为发挥天然气资源的优势，《四川电源电网规划》提出在成都等省内负荷中心、天然气主产区新增布局一批气电项目和应急保障电源。2025年前新增投产气电装机容量850万千瓦以上，争取将项目用气纳入民生用气保障。此前，《四川省“十四五”电力发展规划》提出，新增天然气发电装机超过600万千瓦。

近期，四川密集核准了一批天然气发电项目，项目储备、核准、开工、建设都大幅提速。据《四川日报》在2022年11月14日的报道，目前已核准华电白马等6个气电项目，年内将核准川投达州二期（装机容量140万千瓦）。这7个气电项目预计将在2025年前建成，可新增气电装机875万千瓦。此前，四川省仅建成一个气电项目，装机容量96万千瓦，占四川省电力装机比例不到1%。

要发展气电，需解决气电上网价格问题。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。《四川电源电网规划》进一步提出，建立健全体现顶峰兜底电源调节作用的“两部制”电价机制，研究建立火电、龙头水库电站“两部制”电价机制，合理确定容量电价和电量电价，推动省外用户和省内用户共同分担，疏导项目建设成本、体现调峰备用价值。

梁武湖在解读《四川省“十四五”能源发展规划》时指出，“天然气发电效率要比煤电要高一些，现在也是有步骤的安排天然气发电来代替一些燃煤机组。”

针对煤电，《四川省“十四五”电力发展规划》明确，建成“十三五”已开工的国家能源集团江油天明电厂，新增装机200万千瓦，“十四五”期间不再新核准建设煤电项目。《四川电源电网规划》则提出，研究论证一批煤电项目，并要求火电项目要加快推进燃气锅炉低氮燃烧改造、现役煤电机组“三改联动”，全面完成燃煤小锅炉淘汰，控制生产过程中的碳排放，加强脱硫脱硝设施运行监管，鼓励有条件的电厂开展废水零排放改造。

大力实施互联互济

根据《四川电源电网规划》，金沙江、雅砻江水电基地远离负荷中心，电量送往省内负荷中心须通过攀西断面，而攀西断面输电能力仅为850万千瓦，即使满负荷运转也无法将下网电量全部送至省内负荷中心。向家坝、溪洛渡电站最大下网能力分别为220万千瓦、200万千瓦，但受川南电网断面制约，两个电站合计下网能力仅250万千瓦，紧急情况下难以保障省内用电。同时，当前还存在电网尚未有效延伸至新能源富集地、负荷中心主网架亟待加快建设、跨省电力互济通道少能力弱等问题。

为此，《四川电源电网规划》提出大力实施互联互济的重要电网工程。突出电网贯通“发输配用”全过程的纽带作用，强化负荷中心间、流域间、省际间互联互济，以1000千伏特高压交流工程为骨干、500千伏省内环网为支撑、外电入川通道为补充，加快构建坚强网架结构。

在主网架方面，《四川电源电网规划》提出，优化重构四川电网500千伏主网架，推动成都和川南负荷中心电网“立体成环”、川东北负荷中心电网“连片融入”，形成相对独立、互联互济、多重备份的坚强电网格局。此前《四川省“十四五”电力发展规划》提出，结合特高压交、直流布点全面推进四川电网500千伏主网架优化，构建相对独立、互联互济的“立体双环网”主网结构。

《四川电源电网规划》还提出围绕“进得来”加快外电入川通道建设，大力实施外电入川工程。突出与西北省份火风光电源、西藏地区水光电源的互补性，规划建设陇电入川、藏电入川、疆电入川特高压直流工程，提高四川电网与西北电网、西藏电网互通水平和互济能力。

在外送机组下网电力承接能力建设上，以外送机组为依托、有效承接为前提、紧急支援为目标，增强与攀西电网、川南电网相连的锦屏、官地、白鹤滩、溪洛渡、向家坝等水电站下网能力和电网承接能力，短期打通受阻“卡点”，远期考虑全部承接下网电量，有效应对极端情况。到2025年，外送机组留电能力新增700万千瓦、达到1920万千瓦。

原标题：四川再定电力建设目标，上调水电、光伏、气电装机容量