风电光伏等优先安排 浙江印发2018年度电力电量平衡方案

为做好2018年全省电力保障工作，根据我省经济社会发展预期，经征求省级有关部门和电网、发电企业意见，我委(局)编制了《2018年度浙江省电力电量平衡方案》，现予以印发，请贯彻执行。

浙江省发展和改革委员会浙江省能源局

2017年12月27日

2018年度浙江省电力电量平衡方案

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”指引的路子阔步前进，奋力推进“两个高水平”建设，不断提高发展质量，全省经济运行呈现良好态势。1—11月份，全省全社会用电需求总体保持较高增长水平，全省全社会用电量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8.4%左右。

一、2018年电力供需形势预测

(一)电力需求情况

2018年，预计全省经济将继续保持健康发展态势，全省用电需求增长仍较为旺盛，但考虑到2017年夏季天气持续晴热高温因素，考虑在正常气候条件下，2018年用电增速将比今年回落，预计2018年全省全社会用电量4410亿千瓦时左右，同比增长约5%，统调最高用电负荷需求7400万千瓦左右，同比增长6%左右。其中，根据国家发改委《关于有序放开发用电计划的实施意见》，预计2018年一产用电，三产中的重要公用事业、公益性服务行业用电，以及居民生活等优先购电计划电量1032亿千瓦时，同比增长4.9%。

(二)电力供应情况

省内发电方面：2017年底全省统调发电装机为5679万千瓦，预计到2018年底全省统调装机为5938万千瓦，新增的主要是三门核电1#、2#机组共250万千瓦。综合考虑天然气供应能力、发电机组出力制约、计划检修、机组旋转备用等因素，预计2018年各月统调供电能力在3863～4933万千瓦之间，其中夏冬季用电高峰的1、7、8、12月分别为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月份统调发电能力明显低于上年同期;夏季高峰统调供电能力和上年持平。

外购电方面：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方式安排，迎峰度夏期间可增加我省外购电力200万千瓦;2018年福建、四川、新疆(含吉泉直流)等三省区外购电略有增加;三峡、溪洛渡、秦山核电、皖电东送、区域调峰调频等外购电均维持2017年水平;合计全年各月外购电在1664—2840万千瓦之间，其中夏冬季1、7、8、12月份的高峰电力分别为1961万千瓦、2840万千瓦、2840万千瓦和1949万千瓦，总体比2017年增加约200万千瓦。

(三)电力电量平衡情况

综合考虑省统调可供出力和外购电力，2018年省统调电力供应能力在5631—7565万千瓦之间，各月分别存在最大约69—640万千瓦的电力裕度。其中，1、3月份受天然气供应紧张影响，电力维持紧平衡，高峰时段仅存在69万千瓦和182万千瓦的裕度;夏季7月、8月份最大供电能力分别为7533万千瓦和7565万千瓦，仅有133万千瓦和165万千瓦的裕度，维持紧平衡;春秋季全省电力供应能力还有500万千瓦左右的较大富余。总体上，由于近两年全省用电增速较高，且省内基本没有大型机组投产，全省电力供需格局，已从2014年来的发电能力大量过剩，逐步转为全年电力供需总体平衡，但夏冬季偏紧的局面。

二、2018年发电计划安排原则和方案

(一)主要原则

在保障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地，提前锁定高峰外购电和输电通道，适度扩大电力用户直接交易，维持省内发电健康稳定，保障行业平稳发展。外购电、省统调和地方发电机组年度计划安排原则如下：

省外购电：根据国家计划安排三峡、溪洛渡、核电机组等优先发电计划;按照据省际送受电协议安排四川水电、福建和新疆来电优先发电计划;皖电东送机组按省内同类机组发电小时安排发电计划;已投产宁东送浙煤电机组按省内同类机组发电小时安排发电计划，为满足夏冬季高峰用电需要，通过宁东直流夏冬季增购部分电力电量;调峰调频机组根据电网需要安排优先发电计划;弃风弃光现货交易电量和临时双边交易电量参照2017年安排;预留宁东煤电基地缓建机组发电计划和宁东、皖电东送机组参与直接交易电量奖励盘子。

统调电厂发电计划：统调水电、风电、核电、光伏和调峰调频机组按照优先发电安排计划;继续实施燃煤机组超低排放和年度考核奖惩政策;按满足电网调峰和保持发电用天然气消费量基本稳定的需要，安排天然气机组发电计划;预留一定的天然气机组供热超计划发电空间，满足地方供热发电需要;进一步放开有序替代交易市场主体自主权。

地方电厂计划：纳入规划的地方风能、太阳能、生物质能、余热余压余气发电和水电按照优先发电安排计划;为保障供热需要，地方燃煤热电联产机组按“以热定电”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.外购电计划

2018年全省安排外购电量计划1354亿千瓦时，比2017年计划增加90亿千瓦时左右，增加的主要是宁东直流、方家山核电等电量，另外预留67亿千瓦时电量，主要包括宁东煤电基地缓建机组预留发电计划和宁东、皖电东送机组参与直接交易电量奖励。外购电中，优先发电电量863亿千瓦时。

(1)国家计划外购电710亿千瓦时，主要包括跨省跨区水电331亿千瓦时和外购核电379亿千瓦时，其中方家山核电因机组检修减少较2017年增加约20亿千瓦时。国家计划外购电中优先发电计划710亿千瓦时。

(2)政府间协议外购电573亿千瓦时，与2017年相比增加69亿千瓦时左右。主要包括四川水电74亿千瓦时、福建来电20亿千瓦时，皖电东送275亿千瓦时和新疆来电17亿千瓦时(含吉泉直流4亿千瓦时)，根据宁东送浙煤电基地投产情况和我省夏冬季高峰用电需要，宁夏送我省落地电量按187亿千瓦时安排计划。政府间协议外购电中优先发电计划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，主要包括华东统销和抽水蓄能电量。其中优先发电计划40亿千瓦时。

(4)按照2017年水平，预留临时双边交易电量10亿千瓦时和国家弃风弃光现货交易电量20亿千瓦时，其中从国家弃风弃光现货市场购入电量的落地电价应低于每千瓦时0.30元。

2.省统调机组发电计划

全年安排统调发电机组电量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、太阳能光伏电站发电量等约为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础发电计划为4000小时，2017年底后投产燃煤机组基础发电计划为3800小时。对达到天然气机组排放限额标准的机组按年平均容量增加200小时，并按照实际达标情况考核。2018年电力直接交易完成后，相关统调燃煤发电企业按参与直接交易电量的一定比例奖励发电计划，奖励的发电计划纳入各厂2018年发电计划。

根据《关于印发加强电力生产运行管理工作意见(试行)及配套细则的通知》(浙经信电力〔2012〕352号)和《关于修改加强电力生产运行管理工作意见(试行)及配套细则部分条款的通知》(浙经信电力〔2013〕699号)相关规定，按2016年12月2日—2017年12月1日统调机组发电运行情况，年度电力运行考核优秀的，燃煤机组奖励年度发电利用小时100小时;考核不合格的，扣减年度发电利用小时100小时。根据《浙江省统调燃煤发电机组新一轮脱硫脱硝及除尘改造管理考核办法》(浙经信电力〔2014〕349号)，对2016年12月2日—2017年12月1日清洁排放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年省统调燃煤机组有序替代，由拥有单机30万千瓦及以下机组的电厂自主向省电力交易中心申报替代电量，在符合安全校核的基础上，由省电力交易中心分季度组织竞价，由竞价中标企业实施替代发电，实施有序替代双方的年度发电计划保持不变。具体有序替代实施细则授权省电力交易中心制订。科学合理安排60万千瓦及以上高效机组集中有序调停，并适当延长有序调停周期，减少机组启停次数。

(2)天然气机组发电计划：全年统调和地方天然气机组电量盘子按155亿千瓦时预留。2018年统调天然气机组按满足电网调峰需要安排137亿千瓦时发电计划，并预留一部分发电计划，9月份根据天然气机组发电情况再行调整下达。另全年预留15亿千瓦时的计划外发电空间，用于天然气机组为满足连续供热的超计划发电，并根据供热发电实际情况适时据实调整。因天然气机组已实施两部制电价，2018年度统调天然气机组奖惩电量继续暂停执行。

(3)核电机组发电计划：根据生产运行需要，全年安排发电量空间约110亿千瓦时。

(4)水电机组发电计划：参考近5年平均来水电量基础上，结合70%来水频率发电量确定下达，具体按来水实发。全年安排发电量空间约33亿千瓦时。

(5)为促进老旧高耗机组关停淘汰，保障已关停机组企业妥善做好人员安置等善后工作，关停燃煤机组按5000小时核定保留发电计划指标。在符合安全校核的基础上，保留发电计划指标由省电力交易中心分季度组织竞价，由竞价中标企业实施替代发电。替代双方的年度发电计划保持不变。

(6)2018年9月份，根据全省实际用电增长情况，相应调整省统调机组发电计划。

3.地方电厂发电计划

到2017年底，预计地方电厂装机约为1760万千瓦，其中6000千瓦及以上地方机组1073万千瓦(水电192万千瓦、热电389万千瓦、垃圾(污泥)和纯余热发电等资源综合利用机组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为519亿千瓦时，其中，6000千瓦及以上热电、垃圾(污泥)焚烧发电、天然气发电、纯余热发电等机组计划发电量为332亿千瓦时左右，地方小水电、风电、太阳能光伏和6000千瓦以下电厂发电量等约为187亿千瓦时。

(1)地方水电机组按常年平均来水考虑发电计划空间，按来水实发。

(2)地方天然气机组按两部制电价方案安排年度发电计划。

(3)地方热电机组根据2017年统计热电比，按中压、次高压、高压机组及以上分类，年均100%热电比的基础年度发电计划利用小时分别为3800、4000和4200小时;年均热电比超过100%的，每增加1个百分点，年度发电计划利用小时递增5个小时。同时，再根据2017年实际发电利用小时数，对各厂年发电计划利用小时作严格限制。2017年及以后投产的新建公用热电联产企业，参照上述原则测算，若测算年发电计划利用小时低于4400小时，按4400小时核定;大于4400小时的，则按测算值核定。

(4)水泥纯余热发电机组按6500小时纳入电力电量计划平衡，不下达计划。垃圾(污泥)焚烧电厂按需发电，不受计划限制(暂按6500小时纳入电力电量计划平衡)，其他综合利用电厂按6000小时下达。

(5)根据各地地方电厂实际装机和机组改造建设投产情况，分市核定下达地方电厂公用机组和自备机组的分类发电计划总量，由各市在分类计划总量范围内平衡下达到相关企业。四季度根据实际用热增长情况，适度调整年度计划。