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3.天然气输储体系。统筹海上与陆上两类通道,接卸、运输、储备三个环节,以市场为导向,以江北为重点,科学规划管网布局,加快建设接收基地,不断提升输储能力。
加强LNG接收站建设。落实“一带一路”和沿海开发战略,充分利用沿海区位优势和港航条件,适应长三角地区发展需求,加快实施千万吨级LNG接收站建设工程,形成南通、盐城、连云港“一线三点”沿海LNG接收基地,确立海外天然气与陆上管道气互补格局,构建国家进口天然气海上通道重要支点群。到2020年,形成1000万吨以上海外天然气接收能力。
加强干支管网建设。按照“苏南适当加密、苏北形成网络”的思路,配合西气东输、川气东送、俄气南下、海上LNG四大气源通道,建设“五横八纵”干线输气网络。强化干线支撑,重点建设中俄东线江苏段、青岛—南京等输气管道,加快推进南通(海门)—苏州(太仓)过江管道建设。强化跨省联络,重点建设江苏沿海管道及其辐射安徽、河南的横向支干线等,发挥沿海LNG接收基地立足江苏、服务长三角、辐射中部省份的作用。同步推进宁芜复线、启通管道,川气东送配套高淳—溧水、江阴—武进、吴江—昆山、武进—马山支线以及天然气电厂专用支线等支线管网建设,实现天然气管网县区全覆盖。到2020年,累计形成全省天然气主干管网3400公里。
加强储备体系完善。利用盐穴等地下空间、LNG接收站配套贮罐、天然气管道加压储气、城市配建应急储备设施等,构建多载体、多形式天然气储备体系,建成长三角应急储气调峰中心。加快建设金坛储气库群,尽快建成20亿立方米储气能力。规划建设淮安赵集、淮安楚州、盐城朱家墩、丹徒荣炳等地下储气库,新增设计储气能力约70亿立方米。依托沿海LNG接收基地,在连云港、滨海、如东和启东新增约200万立方米大型LNG储罐。鼓励建设城市调峰设施,形成5200万立方米储存能力。
4.电力输储体系。坚持电网与电源统一规划、协同发展,优化电网布局和电力潮流,强化调峰能力和民生保障,加快建设安全可靠、开放兼容、清洁环保、经济高效的智能电网。
完善主干电网。适应锡盟—泰州、晋北—南京等跨省特高压输电工程建成投运的新情况,对外衔接华东电网,对内协调支撑电源,加快苏北及沿海地区负荷发展热点地区500千伏变电站布局和降压能力建设,加强苏中地区衔接特高压500千伏电网配套工程建设,优化苏南500千伏电网结构。到2020年,形成“六纵七横”500千伏网格结构。
优化分区电网。按照合理规划潮流方向、有效控制短路电流、努力实现均衡供电的要求,优化分层分区运行,强化区间互济备用,构建220千伏环网结构,提高重要电源及时接入、区间事故即时支援和用电负荷即时转供能力。到2020年,全省28个220千伏电网片区实现互联分布、协同运行。
强化配电网。立足供电可靠性、配电智能化、服务均等化,加快实施配电网特别是中心城区和农村电网改造,同步提升标准、技术、装备,加快形成强简有序、标准统一、智能高效的配电网。开展中心城市核心区高可靠性示范建设,提高故障自动检测、隔离和网络重构自愈恢复能力。加快新一轮农网改造,建设金坛等美丽乡村配电网示范区,全面解决“低电压”、“卡脖子”、户均供电容量低、安全隐患多等历史问题,到2020年,农村地区供电可靠性达到99.93%以上,年均停电时间下降到6.13小时以下。
增强调峰能力。把调峰、储能放到更加重要的位置,在增加利用区外水电的同时,坚持抽水蓄能、燃机调峰和非水储能装置相结合,多式并举,增强电网运行协调性、稳定性。按期建成溧阳抽水蓄能电站(150万千瓦),加快句容(135万千瓦)抽水蓄能电站建设,加快推进连云港(120万千瓦)抽水蓄能项目前期工作并开工建设。结合盐穴空间资源和地区电网调峰需求,开展地下盐穴压缩空气调峰储能试点。统筹兼顾片网调峰和控减煤炭需要,重点在峰谷差大、煤炭消费基数高、气源有保障的地区有序适度建设天然气调峰电站。完善电价政策,鼓励电动汽车低谷充电。实施煤电灵活性改造与运行工程,提高30万千瓦级煤电机组深度调峰能力。结合车用电池退役再利用,努力构建以抽水蓄能为主、电池蓄能为辅的多模式电能储备体系。
(三)严控煤炭消费总量。
坚持节约优先,强化政策引导和制度约束,积极控减能源和煤炭载荷,保障合理用能,激励节约用能,淘汰落后用能,提高清洁用能,加快推进社会用能方式变革,持续提高能源行业生态贡献。深入实施《“两减六治三提升”专项行动方案》,加快实施煤炭消费等量减量替代,加大散煤整治力度,持续压减非电行业用煤,逐步提高电煤占比,到2020年,全省煤炭消费量减少3200万吨,电力行业煤炭消费占煤炭消费总量比重提高到65%以上。
1.同步实施能源消费总量和强度“双控”制度。
建立分解落实机制。把能源消费总量和能源消费强度作为重要考核指标,建立分解落实机制,强化监督检查。统筹兼顾经济发展阶段、能源消费总量、单位能源产出效率、单位面积能耗强度和产业转型升级、生态环境建设要求,按照“共同但有区别”的原则,分解下达各地区能源消费总量和年度控制要求。将能源和煤炭消费总量控制指标执行情况,纳入生态文明建设和大气污染防治行动考核。
积极加强源头管控。着力调整产业结构,强力推进钢铁等产能过剩行业“去产能”。到2020年,压减粗钢产能1750万吨、水泥产能600万吨、平板玻璃产能800万重量箱。严格执行高耗能和产能过剩行业产品能耗强制标准,扎实推行节能评估审查机制。不断加强重点行业能效管理和重点企业节能监察,提高用能设备能效水平。通过综合采取经济、行政、法律和技术手段,从源头上积极削减和有效管控能源需求,确保能源消费总量控制在3.4亿吨标准煤以下,力争控制在3.37亿吨标准煤左右。
2.大力实施煤炭消费减量替代行动。
建立目标分解考核制度。制定实施《“两减六治三提升”专项行动削减煤炭消费总量专项实施方案》,把控制煤炭消费、实现持续削减作为控制能源消费、调整能源结构的“重中之重”,纳入生态文明建设和大气防治行动考核,将减量控制目标分解至各设区市,同步开展年度考核和预测预警。
逐步提高减量标准。按照《江苏省煤炭消费减量替代工作方案》,制定实施电力行业和非电行业煤炭等量、减量替代管理办法。严格控制煤炭消费增量,对所有新建、改建、扩建耗煤项目一律实行减量替代或等量替代。对非电行业新增煤耗,一律实施1.5倍减量替代(其中钢铁、水泥行业2倍减量替代),上一年度全省空气质量排序较差的前4个市,实行2倍减量替代;电力行业在等量替代的基础上,逐步实行减量替代。将煤炭减量替代或等量替代作为能评的重要内容,不符合标准的,不予出具能评报告,不得开工建设。
3.持续实施煤电节能改造行动。
全面落实《江苏省煤电机组节能减排与改造行动计划(2014—2020年)》和《江苏省煤电节能减排升级与改造实施方案(2016—2017年)》,持续强化煤电行业节能改造行动。强化年度改造计划制定,分解落实具体地区、企业、机组,明确改造内容、时限。加强改前改后测试,严格改造节能量评估认定。以发电煤耗为主、供电煤耗为辅,开展同类机组单耗评价,总结标杆企业、先进机组节能改造经验,推动“对标找差”持续改造。鼓励发电机组因地制宜开展供热改造,降低综合煤耗。到2020年,全省在役燃煤机组平均供电煤耗比2015年下降5克标准煤/千瓦时。
4.积极淘汰落后耗煤产能。
有序实施煤电“去产能”。落实国家煤电发展“三个一批”政策要求,调整优化、合理控制在建项目和国家规划规模内拟建项目建设时序,逐步降低煤电机组比重。加强煤电机组利用小时数监测分析,完善煤电规划建设风险预警机制。30万千瓦及以下燃煤发电机组服役期满后一律实施关停淘汰。结合实施煤电机组节能减排与改造行动计划,继续实行高能耗、高排放小型燃煤机组关停淘汰政策,逐年制定关停计划,逐项组织关停核查。“十三五”期间,累计关停淘汰250万千瓦。
分类整治燃煤锅炉。坚持提升存量和严控增量同步推进、提标改造和关停替代一体实施,加强新增锅炉管控和存量锅炉整治。实施大气污染防治重点工程,逐步扩大禁煤区,由城市建成区向近郊扩展。严格管控新增锅炉,全省城市建成区和其他禁煤区,禁止除热电联产以外的燃煤锅炉。2019年底前,35蒸吨及以下的燃煤锅炉全部淘汰或实施清洁能源替代,65蒸吨及以上的燃煤锅炉全部实现超低排放,其他燃煤锅炉全部达到特别排放限值要求。制定、修编热电联产规划,扩大热电联产覆盖范围,推动热电联产区域内热源点整合。
5.深化重点领域节能。
重推工业节能。严格固定资产投资项目节能评估审查,积极开展节能监察,推广运用高新技术和先进适用技术改造提升传统产业,推动钢铁、建材、石化、化工、纺织等重点行业以及其他行业重点用能单位深化节能工作。继续实施燃煤锅炉节能环保综合提升和焦化、煤化工、工业窑炉煤炭清洁高效利用改造工程。
重推建筑节能。贯彻落实《江苏省绿色建筑条例》,推行绿色评级与标志制度,推动新增建筑达到节能强制标准,加快既有建筑节能改造,大力推广可再生能源集成应用。
重推合同能源管理。积极培育和发展壮大合同能源管理机构,努力创新合同能源管理模式,推动用能管理市场化、专业化、精细化。
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