江苏省天然气发电“十二五”规划

1、江苏省“十二五”天然气发电规划江苏省“十二五”天然气发电规划建设布局方案江苏省能源局2011年11月目录一、前言 2二、电力系统及天然气发电现状 2三、“十二五”电力电量需求预测及电网规划 6四、建设天然气发电的必要性和迫切性 7五、“十二五”天然气气量平衡及管网规划 10六、天然气规划建设布局的基本原则 12七、重点项目规划布局 14八、保障措施 15附图1：2015年江苏电网500千伏及以上电网地理接线图附图2：全省天然气输配主干管网现状及规划图一、前言江苏省是能源利用大省，能源资源小省。以煤为主的消费特性，造成能源消费与环境保护的矛盾日益突出，是国家划定的“二氧化硫和酸雨控制区”。随着经

2、济社会的发展，电力装机需求仍将保持较快增长。根据当前国家能源政策导向，东部沿海地区严格控制新建扩建燃煤发电项目。为响应国家能源发展战略，加快推进关键设备国产化，同时满足能源供应并实现我省“十二五”期间SO2和NOX排放总量削减14.8%和17.5%的指标，必须加快能源结构优化调整，积极扩大天然气利用，根据江苏省“十二五”能源发展规划、江苏省“十二五”电力发展规划、江苏省“十二五”天然气利用规划、江苏省“十二五”电网发展规划等，编制江苏省“十二五”天然气发电规划建设布局方案。二、电力系统及天然气发电现状江苏电网东联上海、南邻浙江、西接安徽，是华东电网的重要组成部分之一，已经形成“四纵四横”主网架

3、结构。现有10条500kV省际联络线分别与上海、浙江、安徽相联，3条500kV线路与山西阳城电厂相联，1条500kV直流线路与三峡电站相联。2010年，全社会最高用电负荷6404万千瓦，全省装机容量6458万千瓦，其中燃煤电厂装机占全省装机的84.1%，天然气发电装机容量占全省装机的5.7%，以煤电为主的单一能源结构给我省的节能减排工作带来较大压力。500kV变电所、开关站33座，变压器66台、变电容量5475万千伏安，500kV线路123条、9567公里；220kV变电所、开关站392座，变压器764台，变电容量11939万千伏安，220kV线路1069条、20284.5公里。2010年电网

4、统调最大用电峰谷差1457万千瓦（7月19日），同比上升5.06%；平均用电峰谷差876.4万千瓦，同比上升15.24%。峰谷比呈逐年上升趋势。图12010年底电源结构示意图随着“西气东输”一号线和“冀宁联络线”两条天然气供应管线的建成投运，我省天然气消费快速增长。2010年全省天然气利用量达76亿立方米，为2005年利用量9亿立方米的8.4倍，占2010年一次能源消费总量的3.53%，天然气利用已逐渐成为我省能源消费中的重要组成部分。全省气化人口1380万人，城镇人口天然气气化率31.4%，利用结构逐步得到优化，各类用户协调发展，其中城市燃气14.30亿立方米，工业燃料30.82亿立方米，发

5、电用气23.01亿立方米，直供大化工用户7.8亿立方米，详见表1。表1：2010年江苏省天然气消费结构表序号 用气领域 天然气用量（亿m3/年） 比例1 城市燃气 14.3 18.842 工业燃料 30.82 40.593 天然气发电 23.01 30.304 直供化工 7.8 10.27 合计 75.93 100全省输气主干管道形成四横五纵格局，其中苏南地区两横四纵，苏中苏北地区两横一纵，过江管道两条。苏南主干管道已基本实现全覆盖，主干管道均与江苏南部接壤省份连通，截止2010年底省内天然气主干输气管道长度约2479km。其中：中石油投资建设的西气东输管道、冀宁联络线和支线管道约1556km

6、；中石化投资建设的川气东送管道约247km；省天然气公司投资建设的省内配套输气管道约224km；地方燃气公司建设的城际输气管道约452km。至2010年底，全省城市天然气管道长度约25102km。其中高压A级管道约830km，高压B级管道约757km，次高压管道约187km，中低压管道约23328km，管道天然气已通达12个省辖市的市区和39个县城。在国家“以市场换技术”的方针指导下，“十一五”期间燃气发电技术经历了快速飞跃式的发展，随着“西气东输”一号线等天然气管线的建成，一批燃气蒸汽联合循环发电项目相继投产发电，至2010年底，我省已投运天然气发电装机共计348万千瓦，其中，公用机组中9E

7、级燃机2套共36万千瓦，9F级燃机8套共312万千瓦。基本情况详见表2。表2我省已投运天然气发电装机基本情况表单位：万千瓦电厂名称 总容量 所属地市 控股方 调度关系 自备公用张家港华兴电力有限公司 78 苏州 华兴 统调 公用苏州工业园区蓝天热电有限公司 36 苏州 协鑫 统调 公用华电望亭天然气发电有限公司 78 苏州 华电 统调 公用江苏华电戚墅堰发电有限公司 78 常州 华电 统调 公用华能南京金陵发电有限责任公司 78 南京 华能 统调 公用在除煤电以外的清洁能源及综合利用发电装机中，天然气发电占比35.8%，是我省除煤电外最重要的发电方式。图2清洁能源及综合利用发电装机结构目前省内

8、使用“西气东输”一线天然气的电厂的气价分为两个水平，一种是用于F级燃机的气价，为1.81元/立方米，另一种是用于E级热电联产燃机的气价，为2.16元/立方米。目前非供热燃机上网电价0.581元/千瓦时，供热燃机上网电价0.643元/千瓦时。2010年我省天然气平均发电利用小时数3404小时，发电量124.68亿千瓦时，占发电总量3.56%，发电机组作为高效清洁能源在调度次序中排在前列。2011年迎峰度夏期间，在国家能源局的大力支持下，我省燃气机组基本做到满发满供。从目前电厂运行情况来看，天然气电厂对我省电力供应和系统调峰贡献很大，同时“西气东输”一线相对低的气价也保证了电厂良好的效益。三、“十

9、二五”电力电量需求预测及电网规划（一）需求预测预计到2015年，我省全社会用电量将达到5600亿千瓦时，年均增长7.7%；全社会用电负荷将达到1亿千瓦，“十二五”期间年均增长9.3%。考虑10%备用，“十二五”末全省电源装机将达到11000万千瓦。其中，区外来电2250万千瓦，省内装机8750万千瓦。预计到2020年，全省全社会用电量达到7300亿千瓦时，全社会最大负荷将达到13000万千瓦。考虑10%备用，“十三五”末全省电源装机将达到14300万千瓦。其中，区外来电3750万千瓦，省内装机10550万千瓦。（二）电网规划“十二五”期间我省将以建设特高压电网和500千伏坚强输电网架为核心，推

10、进各电压等级电网协调发展，发、输、配、用电各个环节实现资源相互协调，满足负荷供应以及区外来电消纳、可再生能源发电、大型电源基地接入等需求，达到电力系统和能源系统整体效率最优的目标。“十二五”末形成“一纵一横”交流特高压骨干输电网架，建成“五纵五横”500千伏电网主网架，过江输电能力达到1400万千瓦，完全能够满足我省电力“北电南送”的需求。（详见表3）220千伏次输电网进一步深化分层分片运行，到2015年约分为26片运行，片区间均设置备用联络线。2015年江苏电网500千伏及以上电网地理接线图见附图1。表3“十二五”过江通道输送能力分析单位：万千瓦 2011 2012 2013 2014 20

11、15苏北可调出力(含区外来电) 3110 3450 3960 4070 4260苏北平均最大负荷 2700 2960 3220 3460 3700过江潮流 410 490 740 610 560过江能力 1000 1000 1000 1000 1400过江能力盈余 590 510 260 390 840四、建设天然气发电的必要性和迫切性加快发展天然气发电有利于增加电力有效供给。预计全省“十二五”GDP年均增长保持10%左右，经济社会持续增长必将带动电力需求稳步上升。预计“十二五”末全社会用电量和全社会最大负荷将分别达到约5600亿千瓦时和1亿千瓦，这就要求我们不断提高电力供应能力。从目前情况看

12、，在东部地区煤电发展受限及缺乏水电建设条件的情况下，仅仅依靠风电、太阳能等新能源建设（新能源发电在用电高峰时段所能提供的有效电力供给一般仅为其装机容量的5%左右），不能有效的满足快速增长的电力需求。因此加快发展天然气发电，将是保障我省电力长期有效供给的重要选择。加快发展天然气发电有利于促进我省电源结构优化调整。“十二五”时期，根据国家能源战略，东部地区原则上不得新建和扩建燃煤机组，这对我省加快转变能源发展方式、调整优化电源结构提出新的要求。而我省地处平原地带，水电开发资源很小，核电发展受日本福岛核事故影响存在不确定性，风电、太阳能等可再生能源近期内难以大规模开发并形成有效电力资源，因此天然气发

13、电成为我省“十二五”电源结构调整的必然选择。加快发展天然气发电有利于优化电力运行方式。多年来，我省各市电力高峰负荷的增长率均超过用电量的增长率，2010年我省平均用电峰谷差率为19.7%，最大用电峰谷差率37.32%。2010年底，省内天然气发电和抽水蓄能容量为476万千瓦，仅占全省总装机的7.4%，调峰电源严重缺乏。为满足调峰需要，大量30万千瓦以上煤电机组承担深度调峰任务，调峰能力要求达到50-60%，超出20-25%的经济调峰区间一倍以上。此外，频繁、深度调峰还增加了煤电机组安全隐患，对使用寿命和安全性带来很多负面影响。随着我省“千万千瓦”风电等间歇性可再生能源的大规模开发，电网将对调峰

14、电源提出更高要求。按照2015年我省发电装机约11000万千瓦、调峰电源占比30%测算，需要调峰电源3300万千瓦。天然气发电启动迅速、运行灵活，具备承担调峰性能的天然优势，加快发展天然气发电，对优化电力运行方式、满足调峰需求具有重要的现实意义。加快发展天然气发电有利于促进电力节能减排。“十二五”时期，我省节能减排任务十分繁重。到2015年，SO2排放总量在2010年基础上削减14.8%，NOX排放总量在2010年基础上削减17.5%，这对电力行业节能减排提出了更高要求。天然气是清洁的优质能源，燃烧产物几乎不含SO2、粉尘和其他有害物质，CO2排放量仅为等量热值煤炭的56%、石油的70%。相对

15、于燃煤发电，天然气发电在节能减排方面具有独特的优势。此外，发展天然气发电，还能充分利用燃气、电力消费季节性峰谷特性互补的特点，对电网和天然气管网运行起到“双重调峰”作用，从而在更高的层面上提高我省能源利用效率。建设天然气发电有利于加快推动关键设备国产化。十年来，国内燃气轮机关键设备制造技术通过大规模打捆招标得到了快速发展，我国目前已具备发展燃气轮机的条件，“十二五”期间，我国将通过基础研究、装备国产化、试验示范工程和创新平台，四位一体推动燃气轮机的技术创新。随着能源结构调整进程加快，将给国内电气设备制造业带来巨大的市场机遇。五、“十二五”天然气气量平衡及管网规划（一）气量平衡到2015年，我省

16、天然气供应总量将达到270亿方。其中，通过实施“气化江苏”战略，中石油供气量达到246亿方,中石化供气量达到24亿方。天然气来源构成见表4。表4:2015年天然气来源构成序号 供气来源 供气量（亿m3/年） 比例%1 中石油 西气东输一线 80 29.6 西气东输二线 16 5.9 冀宁联络线 66 24.4 如东LNG 84 31.12 中石化 24 8.9 合计 270 100在此基础上，根据天然气利用政策，按照优先发展居民生活天然气，加快发展公共服务设施使用天然气，逐步发展汽车等交通工具使用天然气，探索发展分布式能源供应系统，稳定发展工业用天然气，适度发展天然气发电，配合建设直供化工用天

17、然气项目的原则，将天然气气量予以分配。分配比例见表5。表5:2015年江苏天然气分配比例序号 用气领域 天然气用量（亿m3/年） 比例%1 城市燃气 居民 66.1 20 24.5 7.41 公共服务设施 14 5.18 汽车 20.1 7.44 分布式能源 12.0 4.442 工业燃料 110.2 40.83 天然气电厂 81 30.04 直供化工 12.76 4.70 合计 270.0 100其中，用于天然气电厂的天然气气量81亿方，占30%。根据国家发展改革委等四部委联合发布的关于发展天然气分布式能源的指导意见，按照“供暖制冷”为主，兼顾电力需求的原则，统筹安排推进泰州医药城、无锡太湖

18、新城国际博览中心酒店、扬州维扬经济开发区等九个天然气分布式能源项目，到2015年用于分布式能源站的天然气气量12亿方，占4.44%。（二）天然气管网布局在我省输气主干管网已形成四横五纵（其中苏南地区两横四纵，苏北地区两横一纵）格局的基础上，进一步完善，建立两片互联、片内互通的主管输体系，建设苏中苏北纵向主干管道；妥善处理天然气管网与调峰、储气设施建设的匹配问题，建立接收规模较大、层次较多和相互接济的接收和储存体系；建立功能完善、布局合理的终端服务体系和上下联动、运转高效的应急体系。全省天然气输配主干管网现状及规划图见附图2。六、天然气规划建设布局的基本原则天然气发电规划布局，应坚持“统筹规划、

19、科学布局、因地制宜、有序开发、分步实施”的原则。重点用于电力系统调峰，同时兼顾存量整合和新增需求。一是缓解系统供需平衡和调峰压力。通过建设天然气调峰机组，解决负荷中心电力缺口或气网调峰问题。地区按照“十二五”末电力缺口大小排序，兼顾气网调峰需求，苏南地区优先；项目结合分片区电力平衡情况，优先安排在现有发电企业进行扩建，充分利用存量土地和现有管网，有热负荷需求的可兼顾供热。2015年分地区电力平衡情况见表6。根据500kV主变及地区电源建设进度，至“十二五”末我省苏锡常地区和苏中通泰扬地区的容载比不能达到规程要求的1.8倍，局部地区仍然存在供电瓶颈。表62015年分地区电力平衡情况万千伏安、万千

20、瓦序号 地区名称 500千伏降压总容量 分区负荷预测 220千伏主力电厂容量 110千伏及以下统调电厂有效出力 110千伏及以下非统调电厂有效出力 220千伏电网电力平衡 500kv容载比 1 南京和镇江西部 925 1237 695 144 9 -445 2.082 常州和镇江东部 1525 1307 390 33 17 -898 1.703 无锡 1625 1576 425 48 71 -1066 1.524 苏州 2550 2451 816 96 123 -1481 1.725 扬州 525 480 142.2 20 21 -308 1.706 泰州 825 608 120 5 20 -

21、473 1.747 南通 1050 870 245 0 24 -621 1.698 徐州和宿迁 875 906 377 48 35 -476 1.839 连云港 425 300 66 0 7 -232 1.8210 淮安 350 414 240 0 16 -177 1.9711 盐城 650 547 202 12 21 -328 1.98二是置换替代城区燃煤发电或锅炉。通过建设天然气发电机组，关停省辖市及苏南县级市城区内的燃煤热电机组及燃煤小锅炉。地区按照环境容量大小排序，原则上按苏南、苏中、苏北省辖市，苏南县级市依次排序；项目按照发挥减排效益的大小排序，同时兼顾考虑地区电力平衡需求；机组选型

22、按照热负荷需求大小选择匹配机型，实现效率最优。对于暂不具备集中供热条件，且环保压力大、价格承载力高的地区,建设天然气锅炉，替代关停燃煤锅炉。三是满足城区新增热负荷需求。针对苏北部分地区新增的采暖需求和省辖市、苏南县级市城区内新增的工业热负荷需求，建设天然气热电联产机组取代燃煤热电机组，减少新增污染物排放。优先鼓励满足采暖热负荷需求和新兴产业用汽需求。项目按照发挥替代效益的大小和建设的紧迫程度排序。七、重点项目规划布局我省现有燃机用气26.1亿方，已核准在建的燃机热电联产项目用气26亿方。“十二五”规划建设4个天然气调峰项目，包括华电戚墅堰二期扩建、东亚电力无锡、华电扬州和东亚电力如东。上述项目

23、是我省“十二五”能源发展规划内项目，装机规模已计入全省“十二五”电力平衡，四个项目用气量合计21.6亿方，现已纳入“气化江苏”计划，并取得了中石油供气意向文件。表7：江苏省“十二五”天然气发电重点项目表序号 项目 装机（万千瓦） 用气量（亿方）1 华电戚墅堰二期扩建燃机发电项目 239 5.42 东亚电力无锡燃机发电项目 239 5.43 华电扬州燃机发电项目 239 5.44 东亚电力如东燃机发电项目 239 5.4 合计 312 21.6备注：1、如东LNG配套发电项目（439万千瓦）取得国家路条，为满足负荷中心调峰需要，移台至无锡实施，留2台在如东实施。考虑到目前已签署的气源协议已超过1

24、00亿方，我省将根据天然气输送情况和电力负荷增长情况，适时启动连云港、如东二期、滨海LNG项目等项目的前期工作，进一步落实项目建设条件。因此，与发电用气需求相比，目前规划气量81亿方仍存在较大的缺口。为积极扩大天然气利用，我省还在加强与中石油、中石化等公司沟通衔接，积极加快LNG接收站规划建设，并争取实现天然气气量计划外增供，以获取更多的资源用于天然气发电。到2015年，全省天然气发电总装机达到1500万千瓦，占全省装机（含区外来电）比重提高到13.6%以上，预计相应推动电价上涨约0.02元/千瓦时；汽轮机和发电机的本地化及自主化率均达到90%以上；通过新增天然气发电替代同等规模的燃煤机组，实

25、现年减排二氧化硫2.09万吨、氮氧化物0.93万吨、二氧化碳3490万吨，在既满足经济社会持续增长用电需求的同时，也为节能减排作出贡献。八、保障措施（一）强化规划引导。在江苏省“十二五”能源发展规划、“十二五”电力发展规划和“十二五”天然气发电规划的引领下，实行“先规划、后项目”。通过规划与项目的相互结合和有机统一，促进规划实施，推进项目建设。天然气热电联产项目需同时符合地区热电联产规划。根据规划实施情况和天然气资源落实情况，组织对规划滚动修编。（二）完善价格机制。体现优质资源的价值取向，研究价格体系对天然气发展的引导作用。由于后期投产项目所用西二线、LNG的气价将有一定幅度的增长，初步推测后续天然气发电项目的平均上网电价将超过0.7元/千瓦，超过目前燃煤机组含脱硫标杆上网电价（0.430元/千瓦时）63%，超过F级燃机上网电价（0.58