浙江省发改委发布2018年浙江省电力平衡计划通知

国网浙江电力有限公司，各市政府、经信委、供电公司、各集中调度发电厂、淮浙煤电凤台发电分公司、安徽淮南平圩发电有限公司、宁夏银星发电有限公司、宁夏枣泉发电有限公司、神华国华宁东发电有限公司、国电浙江能源宁东发电有限公司、神华国能宁夏鸳鸯湖发电有限公司、华能宁夏大坝电厂四期发电有限公司：

为确保2018年全省电力供应，根据我省经济社会发展预期，在征求省有关部门、电网、发电企业意见后，我委（局）编制了《浙江省2018年电力平衡计划》，现印发给你们，请遵照执行。

浙江省发展改革委员会浙江省能源局

2017 年 12 月 27 日

浙江省2018年电力平衡计划

2017年，全省上下坚决贯彻落实中央和省委、省政府决策部署，坚定不移沿着“八八战略”引领的道路阔步前进，扎实推进“两个高水平”建设，发展质量不断提高，全省经济运行呈现良好态势。1-11月，全省社会用电总体保持较高增长水平，全省社会用电量3821亿千瓦时，同比增长8.5%，高出全国平均水平2个百分点。预计全年社会用电量4200亿千瓦时左右，同比增长8.4%左右。

1. 2018年电力供需预测

1. 电力需求

2018年，预计全省经济继续保持健康发展态势，全省电力需求增长仍较为强劲。但考虑到2017年夏季持续晴热天气，考虑气候条件正常，2018年用电量增速较今年有所回落。预计2018年全省全社会用电量约4410亿千瓦时，同比增长5%左右，最大用电负荷需求约7400万千瓦，同比增长6%左右。 其中，按照国务院《关于有序下达电力消费计划的实施意见》预计，2018年，第一产业用电量、第三产业中重要公用事​​业和公益服务业用电量、居民生活优先购电计划用电量1032亿千瓦时，同比增长4.9%。

2. 电源

全省发电方面：2017年末全省发电总容量5679万千瓦，预计2018年末总装机容量5938万千瓦，主要新增为三门核电1#、2#机组250万千瓦。考虑天然气供应能力、发电机组出力约束、计划检修、机组轮值备用等因素，预计2018年全省月供电能力在3863万至4933万千瓦之间，其中夏季用电高峰月、冬季用电高峰月1月、7月、8月、12月分别为4047万千瓦、4833万千瓦、4865万千瓦、4933万千瓦。 受天然气供应紧张影响，2018年1-3月总发电量较去年同期明显减少；夏季高峰供电量与去年同期持平。

外购电量方面：2018年宁东煤电基地投产机组532万千瓦淮浙煤电凤台发电厂，结合宁东直流夏季运行方式安排，迎峰度夏期间全省可增加外购电量200万千瓦；2018年福建、四川、新疆（含鸡泉直流）等3省区外购电量略有增加；三峡、溪洛渡、秦山核电、安徽电东送、区域调峰及调频等外购电量均维持2017年水平； 全年各月总外购电量在1664万千瓦至2840万千瓦之间，其中，夏季、冬季1月、7月、8月、12月峰值功率分别为1961万千瓦、2840万千瓦、2840万千瓦、1949万千瓦，总体较2017年增加约200万千瓦。

3. 电力及电力平衡

综合考虑全省统调可用出力和外购电量，2018年全省统调供电能力在5631万至7565万千瓦之间，各月最大供电裕度约69万至640万千瓦。其中，1月、3月受天然气供应紧张影响，供电保持紧平衡，高峰时段仅剩69万千瓦、182万千瓦裕度；夏季7月、8月最大供电能力分别为7533万千瓦、7565万千瓦，仅剩133万千瓦、165万千瓦裕度，保持紧平衡；春秋季节，全省供电能力仍有500万千瓦左右的富余。 总体来看，由于近两年全省用电量增速较高，且省内基本没有大型机组投入运行，导致全省电力供需格局由2014年以来发电容量大量过剩逐步转变为全年总体电力供需平衡，但夏季、冬季略显紧张的局面。

二、2018年发电计划安排原则及方案

1. 主要原则

在确保全省电力供需平衡的基础上，统筹省内外电力资源，兼顾当前和长远，加快建立稳定的外购电基础，提前锁定高峰外购电和外送通道，适度扩大电力用户直接交易，保持省内发电量健康稳定，保障行业平稳发展。外购电、省统调和地方发电单位年度计划安排原则如下：

省外购电：三峡、溪洛渡、核电机组按国家计划安排优先发电计划；四川水电、福建、新疆等电种按省际输受电协议安排优先发电计划；安徽外送机组按省内同类机组发电小时数安排发电计划；已投产的宁东至浙江煤电机组按省内同类机组发电小时数安排发电计划。为满足夏季、冬季高峰用电需求，夏季、冬季通过宁东直流购入部分电力；根据电网需要安排调峰调频机组优先发电计划；弃风弃光现货交易电量和临时双边交易电量按2017年安排； 落实宁东煤电基地延期建设机组备用发电计划和宁东、安徽外送机组直接交易电力奖励板块。

集中调度电厂发电计划：按照优先发电计划安排集中调度水电、风电、核电、光伏和调峰调频机组；继续实施燃煤机组超低排放和年度考核奖惩政策；安排天然气机组发电计划，满足电网调峰需要，保持天然气发电用气量基本稳定；给天然气机组供热和超计划发电留出一定空间，满足当地供热、发电需要；进一步放开市场主体有序替代交易自主权。

地方电厂计划：列入计划的地方风电、太阳能发电、生物质能、余热余压废气发电、水电按优先发电计划安排；保证供暖需要，地方燃煤热电联产机组按“热转电”安排发电计划；限制抽凝机组发电；加强自备电厂调度运行管理，严格限制自备电厂上网电量。

（二）年度计划安排

1. 购电计划

2018年全省安排外购电量1354亿千瓦时，比2017年计划增加约90亿千瓦时，增量主要来自宁东直流、方家山核电；另外安排储备电量67亿千瓦时，主要包括宁东煤电基地延期建设机组储备发电计划和宁东、安徽送出机组直接交易电量奖励等，外购电量中优先安排发电量863亿千瓦时。

（1）国家计划购电量710亿千瓦时，主要包括跨省跨区水电331亿千瓦时、核电379亿千瓦时。其中，方家山核电站因机组检修，购电量较2017年增加约20亿千瓦时。国家计划购电量710亿千瓦时，优先用于发电。

（2）政府间协议购电量573亿千瓦时，较2017年增加约69亿千瓦时。主要包括四川水电74亿千瓦时、福建电20亿千瓦时、安徽东送电275亿千瓦时、新疆电17亿千瓦时（含鸡泉直流电4亿千瓦时）。根据宁东至浙江煤电基地投产和我省夏、冬高峰用电需求，宁夏向我省外送电量安排187亿千瓦时。政府间协议购电量中，优先安排发电量111亿千瓦时。

（3）区域电网调峰调频优先发电计划40亿千瓦时，主要包括华东统售、抽水蓄能电力，优先发电计划40亿千瓦时。

（4）在2017年基础上，预留10亿千瓦时电量用于临时双边交易，预留20亿千瓦时电量用于全国风电、太阳能发电现货交易市场，全国风电、太阳能发电现货市场购电量到岸电价不高于0.30元/千瓦时。

2.省统一调度单位发电计划

全年协调发电机组总发电量2338亿千瓦时，其中，燃煤机组2026亿千瓦时，天然气机组145亿千瓦时，水电、核电机组143亿千瓦时，风电、太阳能光伏电站约24亿千瓦时。

（1）燃煤机组发电计划：2017年底前投产燃煤机组基本发电计划为4000小时，2017年底后投产燃煤机组基本发电计划为3800小时。对达到天然气机组排放限值标准的机组，在年平均容量基础上增加200小时，以实际达标情况为依据进行考核。2018年电力直接交易完成后，对相关统筹协调燃煤发电企业按参与直接交易的电量一定比例给予发电计划奖励，奖励发电计划纳入各厂2018年发电计划。

根据《关于印发加强电力生产运行管理意见（试行）及其配套细则的通知》（浙经信电〔2012〕352号）和《关于修改加强电力生产运行管理意见（试行）及其配套细则部分条款的通知》（浙经信电〔2013〕699号）有关规定，以协调单位2016年12月2日至2017年12月1日发电运行情况为依据，对年度电力运行考核优秀的燃煤机组，奖励年发电利用小时数100小时；考核不合格的，扣减年发电利用小时数100小时。 根据《浙江省新一轮燃煤发电机组脱硫脱硝除尘改造管理考核办法》（浙经信电[2014]349号），对清排机组2016年12月2日至2017年12月1日烟气排放达标情况进行考核，考核后的电量纳入2018年发电计划管理。

2018年，省统调燃煤机组有序置换。30万千瓦及以下机组电厂自主报送置换电量至省电力交易中心，在安全核查基础上，省电力交易中心按季度组织竞价，中标企业实施置换发电。有序置换双方年度发电计划不变。授权省电力交易中心制定具体有序置换实施细则。科学合理安排60万千瓦及以上高效机组集中有序置换，适当延长有序置换周期，减少机组启停次数。

（2）天然气机组发电计划：统调及地方天然气机组全年电量储备155亿千瓦时。2018年统调天然气机组安排发电计划137亿千瓦时，满足电网高峰负荷，并预留部分发电计划，9月份将根据天然气机组发电情况进行调整下达。另外，全年预留15亿千瓦时计划外发电空间，供天然气机组超计划发电，满足持续供暖供应，并根据供暖发电实际情况适时调整。由于天然气机组已实行两部制电价，2018年统调天然气机组奖惩权继续暂停。

（3）核电发电规划：根据生产经营需要，年发电空间约110亿千瓦时。

（4）水电机组发电计划：以近5年平均来水量为依据，结合70%来水频率确定下达发电量，具体发电量以实际来水量为准。年发电量约33亿kWh。

（五）为推动老旧高耗机组关停淘汰，确保关停机组企业做好人员安置等后期处理，对关停燃煤机组按5000小时核定保留发电计划指标。在安全核查基础上，省电力交易中心对保留的发电计划指标按季度组织招标，由中标企业实施置换发电。置换方年度发电计划不变。

（6）2018年9月份，根据全省用电量实际增长情况，对省内协调单位发电计划作相应调整。

3.地方电厂发电计划

至2017年底，预计地方电厂装机容量约1760万千瓦，其中，地方6000千瓦及以上机组1073万千瓦（水电192万千瓦、火电389万千瓦、垃圾（污泥）及纯余热发电等综合资源利用机组217万千瓦、天然气机组35万千瓦、风电109万千瓦、太阳能光伏发电131万千瓦）。 2018年地方电厂发电量约519亿千瓦时，其中6000千瓦及以上机组规划发电量、垃圾（污泥）焚烧发电、天然气发电、纯余热发电等约332亿千瓦时，地方小水电、风电、太阳能光伏及6000千瓦以下电站发电量约187亿千瓦时。

（1）地方水电单位应当根据年平均来水量考虑发电计划空间，按实际来水量发电。

（2）地方天然气发电单位应当按照两部制电价计划安排年度发电计划。

（三）地方火电机组以2017年统计热电比为依据，分为中压、亚高压、高压及以上机组。年平均热电比100%的机组基本年发电计划利用小时数分别为3800小时、4000小时、4200小时；年平均热电比超过100%的机组，每增加1个百分点，年发电计划利用小时数增加5小时。同时淮浙煤电凤台发电厂，以2017年实际发电利用小时数为基础，严格限制各厂年发电计划利用小时数。2017年及以后新建投产公用热电联产企业，按上述原则计算，计算出的年发电计划利用小时数不足4400小时的，按4400小时核定； 若超过4400小时，则应按计算值批准。

（4）水泥余热发电机组按6500小时纳入电力计划平衡，不下达计划。垃圾（污泥）焚烧发电厂随需发电，不受计划限制（暂按6500小时纳入电力计划平衡），其他综合利用电厂按6000小时下达。

（五）各市根据地方电厂实际装机容量和机组改造、建设投产情况，核定下达地方电厂公用单位和自有单位分类发电计划总量，各市在分类计划总量范围内均衡分配给相关企业。四季度根据热耗实际增长情况对年度计划适当调整。

浙江省发展和改革委员会办公室

2017年12月27日发行