北極星風力發電網獲悉，浙江省發改委、浙江省能源局近日發布《2018年度浙江省電力電量平衡方案》，方案指出，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。以下為文件原文：

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�？傮w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。