178江蘇省十二五”天然氣發(fā)電規(guī)劃

1、江蘇省“十二五”天然氣發(fā)電規(guī)劃建設布局方案江蘇省能源局2011年11月目 錄一、前言2二、電力系統(tǒng)及天然氣發(fā)電現(xiàn)狀2三、“十二五”電力電量需求預測及電網規(guī)劃6四、建設天然氣發(fā)電的必要性和迫切性7五、“十二五”天然氣氣量平衡及管網規(guī)劃10六、天然氣規(guī)劃建設布局的基本原則12七、重點項目規(guī)劃布局14八、保障措施15附圖1：2015年江蘇電網500千伏及以上電網地理接線圖附圖2： 全省天然氣輸配主干管網現(xiàn)狀及規(guī)劃圖一、前言江蘇省是能源利用大省，能源資源小省。以煤為主的消費特性，造成能源消費與環(huán)境保護的矛盾日益突出，是國家劃定的“二氧化硫和酸雨控制區(qū)”。隨著經濟社會的發(fā)展，電力裝機需求仍將保持較快增長

2、。根據當前國家能源政策導向，東部沿海地區(qū)嚴格控制新建擴建燃煤發(fā)電項目。為響應國家能源發(fā)展戰(zhàn)略，加快推進關鍵設備國產化，同時滿足能源供應并實現(xiàn)我省“十二五”期間so2和nox排放總量削減14.8%和17.5%的指標，必須加快能源結構優(yōu)化調整，積極擴大天然氣利用，根據江蘇省“十二五”能源發(fā)展規(guī)劃、江蘇省“十二五”電力發(fā)展規(guī)劃、江蘇省“十二五”天然氣利用規(guī)劃、江蘇省“十二五”電網發(fā)展規(guī)劃等，編制江蘇省“十二五”天然氣發(fā)電規(guī)劃建設布局方案。二、電力系統(tǒng)及天然氣發(fā)電現(xiàn)狀江蘇電網東聯(lián)上海、南鄰浙江、西接安徽，是華東電網的重要組成部分之一，已經形成“四縱四橫”主網架結構?，F(xiàn)有10條500kv省際聯(lián)絡線分別與

3、上海、浙江、安徽相聯(lián)，3條500kv線路與山西陽城電廠相聯(lián)，1條500kv直流線路與三峽電站相聯(lián)。2010年，全社會最高用電負荷6404萬千瓦，全省裝機容量6458萬千瓦，其中燃煤電廠裝機占全省裝機的84.1%，天然氣發(fā)電裝機容量占全省裝機的5.7%，以煤電為主的單一能源結構給我省的節(jié)能減排工作帶來較大壓力。500kv變電所、開關站33座，變壓器66臺、變電容量5475萬千伏安，500kv線路123條、 9567公里；220kv變電所、開關站392座，變壓器764臺，變電容量11939萬千伏安，220kv線路1069條、20284.5公里。2010年電網統(tǒng)調最大用電峰谷差1457萬千瓦（7月1

4、9日），同比上升5.06%；平均用電峰谷差876.4萬千瓦，同比上升15.24%。峰谷比呈逐年上升趨勢。圖1 2010年底電源結構示意圖隨著“西氣東輸”一號線和“冀寧聯(lián)絡線”兩條天然氣供應管線的建成投運，我省天然氣消費快速增長。2010年全省天然氣利用量達76億立方米，為2005年利用量9億立方米的8.4倍，占2010年一次能源消費總量的3.53%，天然氣利用已逐漸成為我省能源消費中的重要組成部分。全省氣化人口1380萬人，城鎮(zhèn)人口天然氣氣化率31.4%，利用結構逐步得到優(yōu)化，各類用戶協(xié)調發(fā)展，其中城市燃氣14.30億立方米，工業(yè)燃料30.82億立方米，發(fā)電用氣23.01億立方米，直供大化工用

5、戶7.8億立方米，詳見表1。 表1：2010年江蘇省天然氣消費結構表 序號用氣領域天然氣用量（億m3/年）比例1城市燃氣14.318.842工業(yè)燃料30.8240.593天然氣發(fā)電23.0130.304直供化工7.810.27合計75.93100全省輸氣主干管道形成四橫五縱格局，其中蘇南地區(qū)兩橫四縱，蘇中蘇北地區(qū)兩橫一縱，過江管道兩條。蘇南主干管道已基本實現(xiàn)全覆蓋，主干管道均與江蘇南部接壤省份連通，截止2010年底省內天然氣主干輸氣管道長度約2479km。其中：中石油投資建設的西氣東輸管道、冀寧聯(lián)絡線和支線管道約1556km；中石化投資建設的川氣東送管道約247km；省天然氣公司投資建設的省內

6、配套輸氣管道約224km；地方燃氣公司建設的城際輸氣管道約452km。至2010年底，全省城市天然氣管道長度約25102km。其中高壓a級管道約830km，高壓b級管道約757km，次高壓管道約187km，中低壓管道約23328km，管道天然氣已通達12個省轄市的市區(qū)和39個縣城。在國家“以市場換技術”的方針指導下，“十一五”期間燃氣發(fā)電技術經歷了快速飛躍式的發(fā)展，隨著“西氣東輸”一號線等天然氣管線的建成，一批燃氣蒸汽聯(lián)合循環(huán)發(fā)電項目相繼投產發(fā)電，至2010年底，我省已投運天然氣發(fā)電裝機共計348萬千瓦，其中，公用機組中9e級燃機2套共36萬千瓦，9f級燃機8套共312萬千瓦。基本情況詳見表2

7、。表2 我省已投運天然氣發(fā)電裝機基本情況表單位：萬千瓦電廠名稱總容量所屬地市控股方調度關系自備公用張家港華興電力有限公司78蘇州華興統(tǒng)調公用蘇州工業(yè)園區(qū)藍天熱電有限公司36蘇州協(xié)鑫統(tǒng)調公用華電望亭天然氣發(fā)電有限公司78蘇州華電統(tǒng)調公用江蘇華電戚墅堰發(fā)電有限公司78常州華電統(tǒng)調公用華能南京金陵發(fā)電有限責任公司78南京華能統(tǒng)調公用在除煤電以外的清潔能源及綜合利用發(fā)電裝機中，天然氣發(fā)電占比35.8%，是我省除煤電外最重要的發(fā)電方式。圖2 清潔能源及綜合利用發(fā)電裝機結構目前省內使用“西氣東輸”一線天然氣的電廠的氣價分為兩個水平，一種是用于f級燃機的氣價，為1.81元/立方米，另一種是用于e級熱電聯(lián)產燃

8、機的氣價，為2.16元/立方米。目前非供熱燃機上網電價0.581元/千瓦時，供熱燃機上網電價0.643元/千瓦時。2010年我省天然氣平均發(fā)電利用小時數3404小時，發(fā)電量124.68億千瓦時，占發(fā)電總量3.56%，發(fā)電機組作為高效清潔能源在調度次序中排在前列。2011年迎峰度夏期間，在國家能源局的大力支持下，我省燃氣機組基本做到滿發(fā)滿供。從目前電廠運行情況來看，天然氣電廠對我省電力供應和系統(tǒng)調峰貢獻很大，同時“西氣東輸”一線相對低的氣價也保證了電廠良好的效益。三、“十二五”電力電量需求預測及電網規(guī)劃 （一）需求預測預計到2015年，我省全社會用電量將達到5600億千瓦時，年均增長7.7%；全

9、社會用電負荷將達到1億千瓦，“十二五”期間年均增長9.3%?？紤]10%備用，“十二五”末全省電源裝機將達到11000萬千瓦。其中，區(qū)外來電2250萬千瓦，省內裝機8750萬千瓦。預計到2020年，全省全社會用電量達到7300億千瓦時，全社會最大負荷將達到13000萬千瓦?？紤]10%備用，“十三五”末全省電源裝機將達到14300萬千瓦。其中，區(qū)外來電3750萬千瓦，省內裝機10550萬千瓦。（二）電網規(guī)劃“十二五”期間我省將以建設特高壓電網和500千伏堅強輸電網架為核心，推進各電壓等級電網協(xié)調發(fā)展，發(fā)、輸、配、用電各個環(huán)節(jié)實現(xiàn)資源相互協(xié)調，滿足負荷供應以及區(qū)外來電消納、可再生能源發(fā)電、大型電源基

10、地接入等需求，達到電力系統(tǒng)和能源系統(tǒng)整體效率最優(yōu)的目標?！笆濉蹦┬纬?“一縱一橫”交流特高壓骨干輸電網架，建成“五縱五橫”500千伏電網主網架，過江輸電能力達到1400萬千瓦，完全能夠滿足我省電力“北電南送”的需求。（詳見表3）220千伏次輸電網進一步深化分層分片運行，到2015年約分為26片運行，片區(qū)間均設置備用聯(lián)絡線。2015年江蘇電網500千伏及以上電網地理接線圖見附圖1。表3 “十二五”過江通道輸送能力分析單位：萬千瓦20112012201320142015蘇北可調出力(含區(qū)外來電)31103450396040704260蘇北平均最大負荷27002960322034603700過江

11、潮流410490740610560過江能力10001000100010001400過江能力盈余590510260390840四、建設天然氣發(fā)電的必要性和迫切性 加快發(fā)展天然氣發(fā)電有利于增加電力有效供給。預計全省“十二五”gdp年均增長保持10%左右，經濟社會持續(xù)增長必將帶動電力需求穩(wěn)步上升。預計“十二五”末全社會用電量和全社會最大負荷將分別達到約5600億千瓦時和1億千瓦，這就要求我們不斷提高電力供應能力。從目前情況看，在東部地區(qū)煤電發(fā)展受限及缺乏水電建設條件的情況下，僅僅依靠風電、太陽能等新能源建設（新能源發(fā)電在用電高峰時段所能提供的有效電力供給一般僅為其裝機容量的5%左右），不能有效的滿足

12、快速增長的電力需求。因此加快發(fā)展天然氣發(fā)電，將是保障我省電力長期有效供給的重要選擇。加快發(fā)展天然氣發(fā)電有利于促進我省電源結構優(yōu)化調整。“十二五”時期，根據國家能源戰(zhàn)略，東部地區(qū)原則上不得新建和擴建燃煤機組，這對我省加快轉變能源發(fā)展方式、調整優(yōu)化電源結構提出新的要求。而我省地處平原地帶，水電開發(fā)資源很小，核電發(fā)展受日本福島核事故影響存在不確定性，風電、太陽能等可再生能源近期內難以大規(guī)模開發(fā)并形成有效電力資源，因此天然氣發(fā)電成為我省“十二五”電源結構調整的必然選擇。加快發(fā)展天然氣發(fā)電有利于優(yōu)化電力運行方式。多年來，我省各市電力高峰負荷的增長率均超過用電量的增長率，2010年我省平均用電峰谷差率為1

13、9.7%，最大用電峰谷差率37.32%。2010年底，省內天然氣發(fā)電和抽水蓄能容量為476萬千瓦，僅占全省總裝機的7.4%，調峰電源嚴重缺乏。為滿足調峰需要，大量30萬千瓦以上煤電機組承擔深度調峰任務，調峰能力要求達到50-60%，超出20-25%的經濟調峰區(qū)間一倍以上。此外，頻繁、深度調峰還增加了煤電機組安全隱患，對使用壽命和安全性帶來很多負面影響。隨著我省“千萬千瓦”風電等間歇性可再生能源的大規(guī)模開發(fā)，電網將對調峰電源提出更高要求。按照2015年我省發(fā)電裝機約11000萬千瓦、調峰電源占比30%測算，需要調峰電源3300萬千瓦。天然氣發(fā)電啟動迅速、運行靈活，具備承擔調峰性能的天然優(yōu)勢，加快

14、發(fā)展天然氣發(fā)電，對優(yōu)化電力運行方式、滿足調峰需求具有重要的現(xiàn)實意義。加快發(fā)展天然氣發(fā)電有利于促進電力節(jié)能減排。“十二五”時期，我省節(jié)能減排任務十分繁重。到2015年，so2排放總量在2010年基礎上削減14.8%， nox排放總量在2010年基礎上削減17.5%，這對電力行業(yè)節(jié)能減排提出了更高要求。天然氣是清潔的優(yōu)質能源，燃燒產物幾乎不含so2、粉塵和其他有害物質，co2排放量僅為等量熱值煤炭的56%、石油的70%。相對于燃煤發(fā)電，天然氣發(fā)電在節(jié)能減排方面具有獨特的優(yōu)勢。此外，發(fā)展天然氣發(fā)電，還能充分利用燃氣、電力消費季節(jié)性峰谷特性互補的特點，對電網和天然氣管網運行起到“雙重調峰”作用，從而在

15、更高的層面上提高我省能源利用效率。建設天然氣發(fā)電有利于加快推動關鍵設備國產化。十年來，國內燃氣輪機關鍵設備制造技術通過大規(guī)模打捆招標得到了快速發(fā)展，我國目前已具備發(fā)展燃氣輪機的條件，“十二五”期間，我國將通過基礎研究、裝備國產化、試驗示范工程和創(chuàng)新平臺，四位一體推動燃氣輪機的技術創(chuàng)新。隨著能源結構調整進程加快，將給國內電氣設備制造業(yè)帶來巨大的市場機遇。五、“十二五”天然氣氣量平衡及管網規(guī)劃（一）氣量平衡到2015年，我省天然氣供應總量將達到270億方。其中，通過實施“氣化江蘇”戰(zhàn)略，中石油供氣量達到246億方, 中石化供氣量達到24億方。天然氣來源構成見表4。表4: 2015年天然氣來源構成序

16、號供氣來源供氣量（億m3/年）比例%1中石油西氣東輸一線8029.6西氣東輸二線165.9冀寧聯(lián)絡線6624.4如東lng8431.12中石化248.9合計270100在此基礎上，根據天然氣利用政策，按照優(yōu)先發(fā)展居民生活天然氣，加快發(fā)展公共服務設施使用天然氣，逐步發(fā)展汽車等交通工具使用天然氣，探索發(fā)展分布式能源供應系統(tǒng)，穩(wěn)定發(fā)展工業(yè)用天然氣，適度發(fā)展天然氣發(fā)電，配合建設直供化工用天然氣項目的原則，將天然氣氣量予以分配。分配比例見表5。表5 : 2015年江蘇天然氣分配比例序號用氣領域天然氣用量（億m3/年）比例%1城市燃氣居民66.12024.57.41公共服務設施145.18汽車20.17.

17、44分布式能源12.04.442工業(yè)燃料110.240.83天然氣電廠 8130.04直供化工12.764.70合計270.0100其中，用于天然氣電廠的天然氣氣量81億方，占30%。根據國家發(fā)展改革委等四部委聯(lián)合發(fā)布的關于發(fā)展天然氣分布式能源的指導意見，按照“供暖制冷”為主，兼顧電力需求的原則，統(tǒng)籌安排推進泰州醫(yī)藥城、無錫太湖新城國際博覽中心酒店、揚州維揚經濟開發(fā)區(qū)等九個天然氣分布式能源項目，到2015年用于分布式能源站的天然氣氣量12億方，占4.44%。（二）天然氣管網布局在我省輸氣主干管網已形成四橫五縱（其中蘇南地區(qū)兩橫四縱，蘇北地區(qū)兩橫一縱）格局的基礎上，進一步完善，建立兩片互聯(lián)、片內

18、互通的主管輸體系，建設蘇中蘇北縱向主干管道；妥善處理天然氣管網與調峰、儲氣設施建設的匹配問題，建立接收規(guī)模較大、層次較多和相互接濟的接收和儲存體系；建立功能完善、布局合理的終端服務體系和上下聯(lián)動、運轉高效的應急體系。全省天然氣輸配主干管網現(xiàn)狀及規(guī)劃圖見附圖2。 六、天然氣規(guī)劃建設布局的基本原則天然氣發(fā)電規(guī)劃布局，應堅持“統(tǒng)籌規(guī)劃、科學布局、因地制宜、有序開發(fā)、分步實施”的原則。重點用于電力系統(tǒng)調峰，同時兼顧存量整合和新增需求。一是緩解系統(tǒng)供需平衡和調峰壓力。通過建設天然氣調峰機組，解決負荷中心電力缺口或氣網調峰問題。地區(qū)按照“十二五”末電力缺口大小排序，兼顧氣網調峰需求，蘇南地區(qū)優(yōu)先；項目結合

19、分片區(qū)電力平衡情況，優(yōu)先安排在現(xiàn)有發(fā)電企業(yè)進行擴建，充分利用存量土地和現(xiàn)有管網，有熱負荷需求的可兼顧供熱。2015年分地區(qū)電力平衡情況見表6。根據500kv主變及地區(qū)電源建設進度，至“十二五”末我省蘇錫常地區(qū)和蘇中通泰揚地區(qū)的容載比不能達到規(guī)程要求的1.8倍，局部地區(qū)仍然存在供電瓶頸。表6 2015年分地區(qū)電力平衡情況 萬千伏安、萬千瓦序號地區(qū)名稱500千伏降壓總容量分區(qū)負荷預測220千伏主力電廠容量110千伏及以下統(tǒng)調電廠有效出力110千伏及以下非統(tǒng)調電廠有效出力220千伏電網電力平衡500kv容載比1南京和鎮(zhèn)江西部92512376951449-4452.082常州和鎮(zhèn)江東部15251307

20、3903317-8981.703無錫162515764254871-10661.524蘇州2550245181696123-14811.725揚州525480142.22021-3081.706泰州825608120520-4731.747南通1050870245024-6211.698徐州和宿遷8759063774835-4761.839連云港4253006607-2321.8210淮安350414240016-1771.9711鹽城6505472021221-3281.98二是置換替代城區(qū)燃煤發(fā)電或鍋爐。通過建設天然氣發(fā)電機組，關停省轄市及蘇南縣級市城區(qū)內的燃煤熱電機組及燃煤小鍋爐。地區(qū)按

21、照環(huán)境容量大小排序，原則上按蘇南、蘇中、蘇北省轄市，蘇南縣級市依次排序；項目按照發(fā)揮減排效益的大小排序，同時兼顧考慮地區(qū)電力平衡需求；機組選型按照熱負荷需求大小選擇匹配機型，實現(xiàn)效率最優(yōu)。對于暫不具備集中供熱條件，且環(huán)保壓力大、價格承載力高的地區(qū),建設天然氣鍋爐，替代關停燃煤鍋爐。三是滿足城區(qū)新增熱負荷需求。針對蘇北部分地區(qū)新增的采暖需求和省轄市、蘇南縣級市城區(qū)內新增的工業(yè)熱負荷需求，建設天然氣熱電聯(lián)產機組取代燃煤熱電機組，減少新增污染物排放。優(yōu)先鼓勵滿足采暖熱負荷需求和新興產業(yè)用汽需求。項目按照發(fā)揮替代效益的大小和建設的緊迫程度排序。七、重點項目規(guī)劃布局我省現(xiàn)有燃機用氣26.1億方，已核準在

22、建的燃機熱電聯(lián)產項目用氣26億方?！笆濉币?guī)劃建設4個天然氣調峰項目，包括華電戚墅堰二期擴建、東亞電力無錫、華電揚州和東亞電力如東。上述項目是我省“十二五”能源發(fā)展規(guī)劃內項目，裝機規(guī)模已計入全省“十二五”電力平衡，四個項目用氣量合計21.6億方，現(xiàn)已納入“氣化江蘇”計劃，并取得了中石油供氣意向文件。表7：江蘇省“十二五”天然氣發(fā)電重點項目表序號項目裝機（萬千瓦）用氣量（億方）1華電戚墅堰二期擴建燃機發(fā)電項目2395.42東亞電力無錫燃機發(fā)電項目2395.43華電揚州燃機發(fā)電項目2395.44東亞電力如東燃機發(fā)電項目2395.4合計31221.6備注：1、如東lng配套發(fā)電項目（439萬千瓦）

23、取得國家路條，為滿足負荷中心調峰需要，移臺至無錫實施，留2臺在如東實施?？紤]到目前已簽署的氣源協(xié)議已超過100億方，我省將根據天然氣輸送情況和電力負荷增長情況，適時啟動連云港、如東二期、濱海lng項目等項目的前期工作，進一步落實項目建設條件。因此，與發(fā)電用氣需求相比，目前規(guī)劃氣量81億方仍存在較大的缺口。為積極擴大天然氣利用，我省還在加強與中石油、中石化等公司溝通銜接，積極加快lng接收站規(guī)劃建設，并爭取實現(xiàn)天然氣氣量計劃外增供，以獲取更多的資源用于天然氣發(fā)電。到2015年，全省天然氣發(fā)電總裝機達到1500萬千瓦，占全省裝機（含區(qū)外來電）比重提高到13.6%以上，預計相應推動電價上漲約0.02

24、元/千瓦時；汽輪機和發(fā)電機的本地化及自主化率均達到90%以上；通過新增天然氣發(fā)電替代同等規(guī)模的燃煤機組，實現(xiàn)年減排二氧化硫2.09萬噸、氮氧化物0.93萬噸、二氧化碳3490萬噸，在既滿足經濟社會持續(xù)增長用電需求的同時，也為節(jié)能減排作出貢獻。八、保障措施（一）強化規(guī)劃引導。在江蘇省“十二五”能源發(fā)展規(guī)劃、“十二五”電力發(fā)展規(guī)劃和“十二五”天然氣發(fā)電規(guī)劃的引領下，實行“先規(guī)劃、后項目”。通過規(guī)劃與項目的相互結合和有機統(tǒng)一，促進規(guī)劃實施，推進項目建設。天然氣熱電聯(lián)產項目需同時符合地區(qū)熱電聯(lián)產規(guī)劃。根據規(guī)劃實施情況和天然氣資源落實情況，組織對規(guī)劃滾動修編。（二）完善價格機制。體現(xiàn)優(yōu)質資源的價值取向，研究價格體系對天然氣發(fā)展的引導作用。由于后期投產項目所用西二線、lng的氣價將有一定幅度的增長，初步推測后續(xù)天然氣發(fā)電項目的平均上網電價將超過0.7元/千瓦，超過目前燃煤機組含脫硫標桿上網電價（0.430元/千瓦時）63%，超過f級燃機上網電價（0.581元/千瓦時）20.5%，超過e級燃機熱電聯(lián)產機組上網電