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为确保2018年全省电力安全，根据全省经济社会发展预期，经征求省有关部门和电网、发电企业意见，我委（局）编制了《2018年浙江省电力平衡表》计划”。 现印发，请遵照执行。

浙江省发展和改革委员会 浙江省能源局

2017 年 12 月 27 日

2018年浙江省电力平衡计划

2017年，全省坚决贯彻落实中央、省委、省政府决策部署，坚定不移沿着“八八战略”指引的道路前进，着力推进“两个高水平”建设”，发展质量不断提高。 全省经济运行形势良好。

1-11月，全省电力需求总体保持较高增长水平。 全省用电量3821亿千瓦时，同比增长8.5%，高出全国2个百分点。 预计全年全社会用电量约4200亿千瓦时，同比增长约8.4%。

一

2018年电力供需形势预测

(1)电力需求

2018年，预计全省经济将继续保持健康发展态势，全省电力需求增长仍将较为强劲。 不过，考虑到2017年夏季天气将持续晴朗炎热，并考虑到正常气候条件下，2018年用电量增速将低于今年。 预计2018年全省全社会用电量约4410亿千瓦时，同比增长约5%。 最高统一负荷用电需求约7400万千瓦，同比增长约6%。

其中，根据国家发展改革委《关于有序发布电力发展和消费规划的实施意见》，预计2018年第一产业用电量、重要公用事​​业用电量和第三产业中的公益性服务业、居民生活等将优先纳入购电计划。 发电量1032亿千瓦时，同比增长4.9%。

（二）电力供应情况

全省发电方面：2017年末，全省规制发电装机容量5679万千瓦。 预计2018年底，全省规制发电装机容量5938万千瓦。 新增主要是三门核电机组1#、2#机组，共计250万千瓦。 。

综合考虑天然气供应能力、发电机组出力约束、计划检修、机组旋转备用等因素，预计2018年各月统一供电能力在3863万千瓦至4933万千瓦之间， 1、7、8月为夏季和冬季用电高峰。 12月份分别为4047万千瓦、4833万千瓦、4865万千瓦和4933万千瓦。

受天然气供应紧张影响，2018年1-3月统一供电能力明显低于去年同期； 迎峰度夏供电能力与上年持平。

购电方面：2018年，宁东煤电基地532万千瓦机组投产。 结合宁东直流夏季运行模式安排，我省迎峰度夏可增加外购电量200万千瓦； 2018年，福建、四川、新疆（含鸡泉特区）等3个省区小幅增长； 三峡、溪洛渡、秦山核电、皖东送电、区域调峰调频等均保持2017年水平； 全年各月购电总量在16.64至2840万千瓦之间，夏季、冬季1、7、8、12月峰值电力分别为1961万千瓦、2840万千瓦、2840万千瓦、1949万千瓦总体较2017年分别增加约200万千瓦。

(3)电力平衡

考虑全省供电可用电量和外购电量，2018年全省供电容量为5631万千瓦至7565万千瓦，每月最大电量裕度约为69万千瓦至640万千瓦。

其中，由于1、3月份天然气供应偏紧，电力平衡依然偏紧，仅余裕69万千瓦和高峰时段182万千瓦； 夏季7月和8月最大供电能力分别为7533万千瓦和7​​565万千瓦。 ，利润率仅为133万千瓦和165万千瓦，保持紧平衡； 全省春秋两季供电能力仍有500万千瓦左右的较大富余。

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产，全省电力供需格局逐渐发生转变。从2014年以来发电量大幅过剩到全年电力供需总体平衡。 但夏季和冬季的情况比较紧张。

二

2018年发电规划原则及计划

（一）主要原则

在保证省内电力供需平衡的基础上，协调省内外电力资源，兼顾当前和长远，加快建立稳定的外购电力基地，锁定外购电力。提前调峰外购电和输电渠道，适当扩大与电力用户的直接交易，保持省内发电健康稳定，确保行业平稳发展。

外购电、省统调、地方发电机组年度规划安排如下：

省外购电：三峡、溪洛渡、核电机组优先发电计划按国家规划安排； 四川水电、福建、新疆优先发电计划按照省际送受电协议安排； 皖电东送机组按省内同类机组发电，按省内同类机组发电小时安排发电计划。 为满足夏季和冬季用电高峰需求，夏季和冬季通过宁东直流额外购电； 调峰调频机组根据电网需要安排优先发电计划； 放弃风电、光电、现货交易电量和临时双边交易电量按照2017年安排； 储备宁东煤电基地推迟建设机组发电计划和宁东、皖东送电机组参与直接交易的电力奖励板块。

电厂统一发电计划：水电、风电、核电、光伏、调峰调频机组按照优先发电安排计划统一发电； 继续落实燃煤机组超低排放和年度考核奖惩政策。 满足电网调峰、维持天然气发电 为满足基本稳定用电需要，安排天然气机组发电计划； 预留一定的规划外天然气机组供热发电空间，满足当地供热发电需求； 进一步放开有序置换交易市场主体自主权。

当地电厂规划：纳入规划的当地风能、太阳能、生物质能、余热、余压、燃气发电、水力发电按优先发电计划安排； 为保证供热需求，当地燃煤热电联产机组均按“热力发电”安排发电计划； 限制提取和冷凝装置的发电量； 加强自有电厂调度和运行管理，严格限制自有电厂上网电量。

（二）年度计划安排

1.外包电力计划

2018年，全省计划购电量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、方家山核电等电量，新增储备电量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以及宁东、皖东输电机组参与直接交易发电量奖励。

外购电量中，优先发电863亿千瓦时。

（一）国家计划外购电量710亿千瓦时，主要包括跨省跨地区水电331亿千瓦时和外购核电379亿千瓦时。 其中，方家山核电站因机组检修减少，较2017年增加约20亿千瓦时。 。

全国计划外购电中优先发电计划为710亿千瓦时。

（2）政府间协议外购电量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、福建省外电20亿千瓦时、安徽输电等东部地区电量275亿千瓦时，新疆地区电量17亿千瓦时（其中吉泉直流电量4亿千瓦时）。 据宁东送电浙江煤电基地投运情况，鉴于当前形势和我省夏冬用电高峰需求，宁夏计划向我省输送电力187亿千瓦时。

政府间协议购电优先发电计划为111亿千瓦时。

（三）区域电网调峰调频优先发电计划40亿千瓦时，主要包括华东地区统一销售和抽水蓄能发电。 其中，优先发电计划为40亿千瓦时。

（4）按2017年水平，预留10亿千瓦时临时双边交易电量和20亿千瓦时全国风电、太阳能弃电现货交易电量，其中国家收购地面电价弃风弃光现货市场价应低于每千瓦时0.30元。

2.省统一发电计划

全年调度调节发电机组电量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，水电和核电机组143亿千瓦时，风电和太阳能光伏发电约24亿千瓦时植物。

（1）燃煤机组发电计划：2017年底前投产的燃煤机组基本发电计划为4000小时，2017年底后投产的燃煤机组基本发电计划为4000小时。 2017年底为3,800小时。

对符合天然气机组排放限值标准的机组，年平均容量增加200小时，按照实际达标情况考核。

2018年电力直接交易完成后，相关协调燃煤发电企业将按照参与直接交易电量的一定比例获得发电计划奖励，奖励后的发电计划将按参与直接交易电量的一定比例进行奖励。纳入各电厂2018年发电计划。

根据《关于印发《关于加强电力生产经营管理的意见（试行）》及配套细则的通知》（浙经新电力[2012]352号）和《关于修改关于加强电力生产经营管理意见的通知》根据《电力生产经营管理办法（试行）及配套细则》《通知》（浙京新电力[2013]699号）相关规定，根据2016年12月2日至12月1日机组发电运行情况统一调整、2017年，年度电力运行考核优秀的，奖励燃煤机组，当年发电利用小时数为100小时； 考核不合格的淮浙煤电凤台发电厂，扣除年发电利用小时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及考核办法》（浙新电[2014]349号），12月起清洁排放2016年12月2日至2017年12月1日对机组烟气排放达标情况进行考核，考核电量纳入2018年度发电计划管理。

2018年，全省统一燃煤机组将有序更换。 单机容量30万千瓦及以下的发电厂将自主向省电力交易中心申报置换电量。 在符合安全核查的基础上，省电力交易中心将按季度组织更换。 招标中，中标单位将实施替代发电，并实施有序替代。 双方年度发电计划保持不变。

具体有序替代实施细则由省电力交易中心授权制定。

科学合理安排60万千瓦及以上高效机组集中有序调解，适当延长有序调解周期，减少机组起停次数。

（2）天然气机组发电计划：年度统一和地方天然气机组发电板块储备155亿千瓦时。 2018年安排137亿千瓦时发电计划用于天然气机组统一调度，满足电网调峰需求，并预留了部分发电计划。 9月份将根据天然气机组发电情况进行调整发布。

此外，全年预留15亿千瓦时计划外发电空间用于天然气机组计划外发电，满足持续供热，并将根据供热、电力实际情况及时调整一代。

由于天然气机组实行两部制电价制度，2018年天然气机组奖惩统一监管继续暂停。

（3）核电规划：根据生产经营需要，年发电量约110亿千瓦时。

（4）水力发电计划：以近5年平均来水电量为基础，按70%来水频率确定发电量，并根据来水量确定实际发电量。 全年规划发电量约33亿千瓦时。

（五）为推动老旧高耗机组关停淘汰，保障关停机组企业妥善安排人员安置等善后工作，对关停燃煤机组，应当批准保留发电计划配额为5000小时。

在符合安全检查的基础上，省电力交易中心将按季度组织保留发电计划指标招标，中标单位实施替代发电。

双方年度发电计划保持不变。

（六）2018年9月，根据全省用电量实际增长情况，对省统一发电计划进行相应调整。

3、当地电厂发电计划

截至2017年底淮浙煤电凤台发电厂，地方电厂装机容量预计约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、综合机组217个）垃圾（污泥）及纯余热发电等利用机组1万千瓦、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6000千瓦及以上火电机组规划发电量、垃圾（污泥）焚烧发电、天然气发电、纯余热发电发电量约332亿千瓦时。 当地小水电、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）当地水电机组根据年平均来水量考虑发电规划空间，根据来水量实际发电。

（2）地方天然气机组按照两部制电价计划安排年度发电计划。

（3）根据2017年热电比统计，地方火电机组分为中压、次高压、高压及以上机组。 热电比100%的基本年发电年平均计划利用小时分别为3800小时、4000小时和4200小时； 年平均热电比超过100%，每提高1个百分点，年发电计划利用小时数增加5小时。

同时，根据2017年实际发电利用小时数，严格限制各电厂年计划发电利用小时数。

2017年及以后新建投产的公用热电联产企业，按上述原则计算。 预计年发电计划利用小时数不足4400小时的，按4400小时核定； 大于4400小时的，按计算值评定。

（4）水泥纯余热发电机组按6500小时纳入发电计划余额，未下达计划。

垃圾（污泥）焚烧发电厂按需发电，不受计划限制（暂按6500小时计入电量计划余额），其他综合利用电厂按6000小时分配。

（五）地方电厂公用机组和自备机组分类发电计划总量由各市根据当地电厂实际装机容量和机组改造、建设、投运情况核定下达各市在分类计划总量范围内均衡达标相关企业。 四季度，年度计划将根据实际用热量增长情况适当调整。

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