浙江省發(fā)改委、浙江省能源局近日發(fā)布《2018年度浙江省電力電量平衡方案》，方案指出，統(tǒng)調電廠發(fā)電計劃：統(tǒng)調水電、風電、核電、光伏和調峰調頻機組按照優(yōu)先發(fā)電安排計劃。以下為文件原文：

國網浙江省電力有限公司，各市發(fā)改委、經信委、供電公司，各統(tǒng)調發(fā)電廠，淮浙煤電鳳臺發(fā)電分公司、安徽淮南平圩發(fā)電有限責任公司，寧夏銀星發(fā)電有限責任公司、寧夏棗泉發(fā)電有限責任公司、神華國華寧東發(fā)電有限責任公司、國電浙能寧東發(fā)電有限公司、神華國能寧夏鴛鴦湖發(fā)電有限公司、華能寧夏大壩電廠四期發(fā)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(fā)展預期，經征求省級有關部門和電網、發(fā)電企業(yè)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(fā)，請貫徹執(zhí)行。

浙江省發(fā)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(zhàn)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(fā)展質量，全省經濟運行呈現良好態(tài)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(xù)保持健康發(fā)展態(tài)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(xù)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(tǒng)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(fā)改委《關于有序放開發(fā)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(yè)、公益性服務行業(yè)用電，以及居民生活等優(yōu)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(fā)電方面：2017年底全省統(tǒng)調發(fā)電裝機為5679萬千瓦，預計到2018年底全省統(tǒng)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(fā)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(tǒng)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(tǒng)調發(fā)電能力明顯低于上年同期；夏季高峰統(tǒng)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(qū)外購電略有增加；三峽、溪洛渡、秦山核電、皖電東送、區(qū)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(tǒng)調可供出力和外購電力，2018年省統(tǒng)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(fā)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(fā)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(tǒng)籌省內外電力資源，兼顧當前和長遠，加快建立穩(wěn)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(fā)電健康穩(wěn)定，保障行業(yè)平穩(wěn)發(fā)展。外購電、省統(tǒng)調和地方發(fā)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(yōu)先發(fā)電計劃；按照據省際送受電協(xié)議安排四川水電、福建和新疆來電優(yōu)先發(fā)電計劃；皖電東送機組按省內同類機組發(fā)電小時安排發(fā)電計劃；已投產寧東送浙煤電機組按省內同類機組發(fā)電小時安排發(fā)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(yōu)先發(fā)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(fā)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(tǒng)調電廠發(fā)電計劃：統(tǒng)調水電、風電、核電、光伏和調峰調頻機組按照優(yōu)先發(fā)電安排計劃；繼續(xù)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(fā)電用天然氣消費量基本穩(wěn)定的需要，安排天然氣機組發(fā)電計劃；預留一定的天然氣機組供熱超計劃發(fā)電空間，滿足地方供熱發(fā)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(guī)劃的地方風能、太陽能、生物質能、余熱余壓余氣發(fā)電和水電按照優(yōu)先發(fā)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(fā)電計劃；限制抽凝機組發(fā)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(fā)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(yōu)先發(fā)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(qū)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(yōu)先發(fā)電計劃710億千瓦時。

（2）政府間協(xié)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(xié)議外購電中優(yōu)先發(fā)電計劃111億千瓦時。

（3）區(qū)域電網調峰調頻優(yōu)先發(fā)電計劃40億千瓦時，主要包括華東統(tǒng)銷和抽水蓄能電量。其中優(yōu)先發(fā)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(tǒng)調機組發(fā)電計劃

全年安排統(tǒng)調發(fā)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(fā)電量等約為24億千瓦時。

（1）燃煤機組發(fā)電計劃：2017年底前投產燃煤機組基礎發(fā)電計劃為4000小時，2017年底后投產燃煤機組基礎發(fā)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(tǒng)調燃煤發(fā)電企業(yè)按參與直接交易電量的一定比例獎勵發(fā)電計劃，獎勵的發(fā)電計劃納入各廠2018年發(fā)電計劃。

根據《關于印發(fā)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(guī)定，按2016年12月2日—2017年12月1日統(tǒng)調機組發(fā)電運行情況，年度電力運行考核優(yōu)秀的，燃煤機組獎勵年度發(fā)電利用小時100小時；考核不合格的，扣減年度發(fā)電利用小時100小時。根據《浙江省統(tǒng)調燃煤發(fā)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(fā)電計劃管理。

2018年省統(tǒng)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(yè)實施替代發(fā)電，實施有序替代雙方的年度發(fā)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(fā)電計劃：全年統(tǒng)調和地方天然氣機組電量盤子按155億千瓦時預留。2018年統(tǒng)調天然氣機組按滿足電網調峰需要安排137億千瓦時發(fā)電計劃，并預留一部分發(fā)電計劃，9月份根據天然氣機組發(fā)電情況再行調整下達。另全年預留15億千瓦時的計劃外發(fā)電空間，用于天然氣機組為滿足連續(xù)供熱的超計劃發(fā)電，并根據供熱發(fā)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(tǒng)調天然氣機組獎懲電量繼續(xù)暫停執(zhí)行。

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

（4）水電機組發(fā)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(fā)電量確定下達，具體按來水實發(fā)。全年安排發(fā)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(yè)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(fā)電計劃指標。在符合安全校核的基礎上，保留發(fā)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(yè)實施替代發(fā)電。替代雙方的年度發(fā)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(tǒng)調機組發(fā)電計劃。

3．地方電廠發(fā)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(fā)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(fā)電131萬千瓦）。2018年地方電廠發(fā)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(fā)電、天然氣發(fā)電、純余熱發(fā)電等機組計劃發(fā)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(fā)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(fā)電計劃空間，按來水實發(fā)。

（2）地方天然氣機組按兩部制電價方案安排年度發(fā)電計劃。

（3）地方熱電機組根據2017年統(tǒng)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(fā)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(fā)電計劃利用小時遞增5個小時。同時，再根據2017年實際發(fā)電利用小時數，對各廠年發(fā)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(yè)，參照上述原則測算，若測算年發(fā)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(fā)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(fā)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(fā)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(yè)。四季度根據實際用熱增長情況，適度調整年度計劃。