國網浙江省電力有限公司，各市發改委、經信委、供電公司，各統調發電廠，淮浙煤電鳳臺發電分公司、安徽淮南平圩發電有限責任公司，寧夏銀星發電有限責任公司、寧夏棗泉發電有限責任公司、神華國華寧東發電有限責任公司、國電浙能寧東發電有限公司、神華國能寧夏鴛鴦湖發電有限公司、華能寧夏大壩電廠四期發電有限公司：

為做好2018年全省電力保障工作，根據我省經濟社會發展預期，經征求省級有關部門和電網、發電企業意見，我委(局)編制了《2018年度浙江省電力電量平衡方案》，現予以印發，請貫徹執行。

浙江省發展和改革委員會浙江省能源局

2017年12月27日

2018年度浙江省電力電量平衡方案

2017年，全省上下堅決貫徹落實中央和省委、省政府決策部署，堅定不移沿著“八八戰略”指引的路子闊步前進，奮力推進“兩個高水平”建設，不斷提高發展質量，全省經濟運行呈現良好態勢。1—11月份，全省全社會用電需求總體保持較高增長水平，全省全社會用電量3821億千瓦時，同比增長8.5%，高出全國2個百分點，預計全年全社會用電量約4200億千瓦時，同比增長8.4%左右。

一、2018年電力供需形勢預測

(一)電力需求情況

2018年，預計全省經濟將繼續保持健康發展態勢，全省用電需求增長仍較為旺盛，但考慮到2017年夏季天氣持續晴熱高溫因素，考慮在正常氣候條件下，2018年用電增速將比今年回落，預計2018年全省全社會用電量4410億千瓦時左右，同比增長約5%，統調最高用電負荷需求7400萬千瓦左右，同比增長6%左右。其中，根據國家發改委《關于有序放開發用電計劃的實施意見》，預計2018年一產用電，三產中的重要公用事業、公益性服務行業用電，以及居民生活等優先購電計劃電量1032億千瓦時，同比增長4.9%。

(二)電力供應情況

省內發電方面：2017年底全省統調發電裝機為5679萬千瓦，預計到2018年底全省統調裝機為5938萬千瓦，新增的主要是三門核電1#、2#機組共250萬千瓦。綜合考慮天然氣供應能力、發電機組出力制約、計劃檢修、機組旋轉備用等因素，預計2018年各月統調供電能力在3863～4933萬千瓦之間，其中夏冬季用電高峰的1、7、8、12月分別為4047萬千瓦、4833萬千瓦、4865萬千瓦和4933萬千瓦。受天然氣供應緊張影響，2018年1—3月份統調發電能力明顯低于上年同期;夏季高峰統調供電能力和上年持平。

外購電方面：2018年寧東煤電基地532萬千瓦機組投產，結合寧東直流夏季運行方式安排，迎峰度夏期間可增加我省外購電力200萬千瓦;2018年福建、四川、新疆(含吉泉直流)等三省區外購電略有增加;三峽、溪洛渡、秦山核電、皖電東送、區域調峰調頻等外購電均維持2017年水平;合計全年各月外購電在1664—2840萬千瓦之間，其中夏冬季1、7、8、12月份的高峰電力分別為1961萬千瓦、2840萬千瓦、2840萬千瓦和1949萬千瓦，總體比2017年增加約200萬千瓦。

(三)電力電量平衡情況

綜合考慮省統調可供出力和外購電力，2018年省統調電力供應能力在5631—7565萬千瓦之間，各月分別存在最大約69—640萬千瓦的電力裕度。其中，1、3月份受天然氣供應緊張影響，電力維持緊平衡，高峰時段僅存在69萬千瓦和182萬千瓦的裕度;夏季7月、8月份最大供電能力分別為7533萬千瓦和7565萬千瓦，僅有133萬千瓦和165萬千瓦的裕度，維持緊平衡;春秋季全省電力供應能力還有500萬千瓦左右的較大富余。總體上，由于近兩年全省用電增速較高，且省內基本沒有大型機組投產，全省電力供需格局，已從2014年來的發電能力大量過剩，逐步轉為全年電力供需總體平衡，但夏冬季偏緊的局面。

二、2018年發電計劃安排原則和方案

(一)主要原則

在保障全省電力供需平衡的基礎上，統籌省內外電力資源，兼顧當前和長遠，加快建立穩定的外購電基地，提前鎖定高峰外購電和輸電通道，適度擴大電力用戶直接交易，維持省內發電健康穩定，保障行業平穩發展。外購電、省統調和地方發電機組年度計劃安排原則如下：

省外購電：根據國家計劃安排三峽、溪洛渡、核電機組等優先發電計劃;按照據省際送受電協議安排四川水電、福建和新疆來電優先發電計劃;皖電東送機組按省內同類機組發電小時安排發電計劃;已投產寧東送浙煤電機組按省內同類機組發電小時安排發電計劃，為滿足夏冬季高峰用電需要，通過寧東直流夏冬季增購部分電力電量;調峰調頻機組根據電網需要安排優先發電計劃;棄風棄光現貨交易電量和臨時雙邊交易電量參照2017年安排;預留寧東煤電基地緩建機組發電計劃和寧東、皖電東送機組參與直接交易電量獎勵盤子。

統調電廠發電計劃：統調水電、風電、核電、光伏和調峰調頻機組按照優先發電安排計劃;繼續實施燃煤機組超低排放和年度考核獎懲政策;按滿足電網調峰和保持發電用天然氣消費量基本穩定的需要，安排天然氣機組發電計劃;預留一定的天然氣機組供熱超計劃發電空間，滿足地方供熱發電需要;進一步放開有序替代交易市場主體自主權。

地方電廠計劃：納入規劃的地方風能、太陽能、生物質能、余熱余壓余氣發電和水電按照優先發電安排計劃;為保障供熱需要，地方燃煤熱電聯產機組按“以熱定電”安排發電計劃;限制抽凝機組發電;加強自備電廠調度運行管理，嚴格限制自備電廠上網電量。

(二)年度計劃安排

1.外購電計劃

2018年全省安排外購電量計劃1354億千瓦時，比2017年計劃增加90億千瓦時左右，增加的主要是寧東直流、方家山核電等電量，另外預留67億千瓦時電量，主要包括寧東煤電基地緩建機組預留發電計劃和寧東、皖電東送機組參與直接交易電量獎勵。外購電中，優先發電電量863億千瓦時。

(1)國家計劃外購電710億千瓦時，主要包括跨省跨區水電331億千瓦時和外購核電379億千瓦時，其中方家山核電因機組檢修減少較2017年增加約20億千瓦時。國家計劃外購電中優先發電計劃710億千瓦時。

(2)政府間協議外購電573億千瓦時，與2017年相比增加69億千瓦時左右。主要包括四川水電74億千瓦時、福建來電20億千瓦時，皖電東送275億千瓦時和新疆來電17億千瓦時(含吉泉直流4億千瓦時)，根據寧東送浙煤電基地投產情況和我省夏冬季高峰用電需要，寧夏送我省落地電量按187億千瓦時安排計劃。政府間協議外購電中優先發電計劃111億千瓦時。

(3)區域電網調峰調頻優先發電計劃40億千瓦時，主要包括華東統銷和抽水蓄能電量。其中優先發電計劃40億千瓦時。

(4)按照2017年水平，預留臨時雙邊交易電量10億千瓦時和國家棄風棄光現貨交易電量20億千瓦時，其中從國家棄風棄光現貨市場購入電量的落地電價應低于每千瓦時0.30元。

2.省統調機組發電計劃

全年安排統調發電機組電量2338億千瓦時。其中燃煤機組2026億千瓦時，天然氣機組145億千瓦時，水電和核電機組143億千瓦時，風電、太陽能光伏電站發電量等約為24億千瓦時。

(1)燃煤機組發電計劃：2017年底前投產燃煤機組基礎發電計劃為4000小時，2017年底后投產燃煤機組基礎發電計劃為3800小時。對達到天然氣機組排放限額標準的機組按年平均容量增加200小時，并按照實際達標情況考核。2018年電力直接交易完成后，相關統調燃煤發電企業按參與直接交易電量的一定比例獎勵發電計劃，獎勵的發電計劃納入各廠2018年發電計劃。

根據《關于印發加強電力生產運行管理工作意見(試行)及配套細則的通知》(浙經信電力〔2012〕352號)和《關于修改加強電力生產運行管理工作意見(試行)及配套細則部分條款的通知》(浙經信電力〔2013〕699號)相關規定，按2016年12月2日—2017年12月1日統調機組發電運行情況，年度電力運行考核優秀的，燃煤機組獎勵年度發電利用小時100小時;考核不合格的，扣減年度發電利用小時100小時。根據《浙江省統調燃煤發電機組新一輪脫硫脫硝及除塵改造管理考核辦法》(浙經信電力〔2014〕349號)，對2016年12月2日—2017年12月1日清潔排放機組煙氣排放達標情況進行考核，考核電量納入2018年度發電計劃管理。

2018年省統調燃煤機組有序替代，由擁有單機30萬千瓦及以下機組的電廠自主向省電力交易中心申報替代電量，在符合安全校核的基礎上，由省電力交易中心分季度組織競價，由競價中標企業實施替代發電，實施有序替代雙方的年度發電計劃保持不變。具體有序替代實施細則授權省電力交易中心制訂。科學合理安排60萬千瓦及以上高效機組集中有序調停，并適當延長有序調停周期，減少機組啟停次數。

(2)天然氣機組發電計劃：全年統調和地方天然氣機組電量盤子按155億千瓦時預留。2018年統調天然氣機組按滿足電網調峰需要安排137億千瓦時發電計劃，并預留一部分發電計劃，9月份根據天然氣機組發電情況再行調整下達。另全年預留15億千瓦時的計劃外發電空間，用于天然氣機組為滿足連續供熱的超計劃發電，并根據供熱發電實際情況適時據實調整。因天然氣機組已實施兩部制電價，2018年度統調天然氣機組獎懲電量繼續暫停執行。

(3)核電機組發電計劃：根據生產運行需要，全年安排發電量空間約110億千瓦時。

(4)水電機組發電計劃：參考近5年平均來水電量基礎上，結合70%來水頻率發電量確定下達，具體按來水實發。全年安排發電量空間約33億千瓦時。

(5)為促進老舊高耗機組關停淘汰，保障已關停機組企業妥善做好人員安置等善后工作，關停燃煤機組按5000小時核定保留發電計劃指標。在符合安全校核的基礎上，保留發電計劃指標由省電力交易中心分季度組織競價，由競價中標企業實施替代發電。替代雙方的年度發電計劃保持不變。

(6)2018年9月份，根據全省實際用電增長情況，相應調整省統調機組發電計劃。

3.地方電廠發電計劃

到2017年底，預計地方電廠裝機約為1760萬千瓦，其中6000千瓦及以上地方機組1073萬千瓦(水電192萬千瓦、熱電389萬千瓦、垃圾(污泥)和純余熱發電等資源綜合利用機組217萬千瓦、天然氣機組35萬千瓦、風電109萬千瓦、太陽能光伏發電131萬千瓦)。2018年地方電廠發電量約為519億千瓦時，其中，6000千瓦及以上熱電、垃圾(污泥)焚燒發電、天然氣發電、純余熱發電等機組計劃發電量為332億千瓦時左右，地方小水電、風電、太陽能光伏和6000千瓦以下電廠發電量等約為187億千瓦時。

(1)地方水電機組按常年平均來水考慮發電計劃空間，按來水實發。

(2)地方天然氣機組按兩部制電價方案安排年度發電計劃。

(3)地方熱電機組根據2017年統計熱電比，按中壓、次高壓、高壓機組及以上分類，年均100%熱電比的基礎年度發電計劃利用小時分別為3800、4000和4200小時;年均熱電比超過100%的，每增加1個百分點，年度發電計劃利用小時遞增5個小時。同時，再根據2017年實際發電利用小時數，對各廠年發電計劃利用小時作嚴格限制。2017年及以后投產的新建公用熱電聯產企業，參照上述原則測算，若測算年發電計劃利用小時低于4400小時，按4400小時核定;大于4400小時的，則按測算值核定。

(4)水泥純余熱發電機組按6500小時納入電力電量計劃平衡，不下達計劃。垃圾(污泥)焚燒電廠按需發電，不受計劃限制(暫按6500小時納入電力電量計劃平衡)，其他綜合利用電廠按6000小時下達。

(5)根據各地地方電廠實際裝機和機組改造建設投產情況，分市核定下達地方電廠公用機組和自備機組的分類發電計劃總量，由各市在分類計劃總量范圍內平衡下達到相關企業。四季度根據實際用熱增長情況，適度調整年度計劃。