從浙江省發(fā)展改革委獲悉：5月14日，浙江省發(fā)展改革委、浙江省能源局印發(fā)關(guān)于2020年度浙江省電力電量平衡方案的通知（以下簡稱《方案》）�！斗桨浮访鞔_，今年浙江省凈增統(tǒng)調(diào)電力裝機容量118萬千瓦，到2020年底達到6339萬千瓦。新增裝機主要是浙能鎮(zhèn)海電廠改擴建工程2×66萬千瓦以及少量風(fēng)電、光伏等。

《方案》顯示：2019年底，風(fēng)電、光伏及地方電廠合計裝機2671萬千瓦，計劃安排電量637億千瓦時。風(fēng)電、太陽能光伏發(fā)電和地方水電機組按常年平均發(fā)電利用小時測算優(yōu)先發(fā)電計劃，按實際發(fā)電全額消納。

《2020年度浙江省電力電量平衡方案》全文如下：

2019年，在省委省政府堅強領(lǐng)導(dǎo)下，全省電力供應(yīng)克服“利奇馬”臺風(fēng)等不利影響，供需形勢總體平穩(wěn)，電力結(jié)構(gòu)持續(xù)優(yōu)化。全省全社會用電量4706億千瓦時，同比增長3.82%；最高負荷8517萬千瓦，同比增長6.1%；統(tǒng)調(diào)發(fā)電用煤7654萬噸，同比減少8.02%。2020年是我省高水平全面建成小康社會和“十三五”規(guī)劃的收官之年。為加強全省電力供應(yīng)保障工作，服務(wù)支撐經(jīng)濟社會高質(zhì)量發(fā)展，現(xiàn)就2020年我省電力電量平衡方案安排如下：

一、2020年電力電量平衡形勢

2020年，影響浙江電力供需平衡的機遇與挑戰(zhàn)眾多。從電力需求看，國家穩(wěn)中求進工作總基調(diào)堅定明確，應(yīng)對疫情防控等逆周期調(diào)控的政策效應(yīng)將加快釋放，舟山石化等新增動力仍然充足；但疫情防控的持續(xù)影響、外圍市場的不確定因素依然較多，電力需求增長總體將呈先抑后揚走勢。從電力供應(yīng)看，今年外購電資源落實情況較好，但省內(nèi)新增投產(chǎn)裝機不足，受控煤強約束影響，全省及長三角燃煤機組發(fā)電電量預(yù)計將大幅受限�？傮w判斷，今年夏季高峰電力平衡將更加趨緊，電量平衡存在一定缺口，如遇極端天氣，可能存在時段性電力供需缺口。

（一）電力需求預(yù)測

2019年浙江GDP實際增長約6.8%，用電量增長3.82%。今年我省GDP增長目標(biāo)為6%—6.5%，在正常氣候條件下，結(jié)合一季度供用電形勢，預(yù)計全省全社會用電量同比增長0%—1.5%，全社會用電量4706—4777億千瓦時。全社會最高負荷9100萬千瓦左右，增長6.9%；統(tǒng)調(diào)最高負荷8000萬千瓦左右，增長7.2%。

（二）統(tǒng)調(diào)控煤形勢

根據(jù)全省全年控煤總體形勢，2020年統(tǒng)調(diào)發(fā)電用煤按7400萬噸控制，相應(yīng)電量納入年度平衡，并據(jù)此安排統(tǒng)調(diào)發(fā)電用煤指標(biāo)及發(fā)電量計劃。按照5150大卡電煤熱值，以及2019年省統(tǒng)調(diào)燃煤機組平均發(fā)電煤耗285克/千瓦時折算，省內(nèi)燃煤機組可發(fā)電量1911億千瓦時。在有關(guān)項目用煤單列政策尚未落實之前，暫按7200萬噸電煤總量控制月度統(tǒng)調(diào)燃煤發(fā)電計劃執(zhí)行進度。

（三）電力供應(yīng)能力

1．省內(nèi)發(fā)電能力。截至2019年底，全省統(tǒng)調(diào)發(fā)電裝機為6221萬千瓦。今年全省凈增統(tǒng)調(diào)電力裝機容量118萬千瓦，到2020年底達到6339萬千瓦。新增裝機主要是浙能鎮(zhèn)海電廠改擴建工程2×66萬千瓦以及少量風(fēng)電、光伏等；關(guān)停裝機主要是浙能鎮(zhèn)海電廠5#機、6#機43萬千瓦和國華舟山電廠2#機13.5萬千瓦。綜合考慮天然氣供應(yīng)能力、發(fā)電機組出力制約、計劃檢修、電網(wǎng)備用等因素，預(yù)計2020年各月省內(nèi)統(tǒng)調(diào)供電能力在3909—4906萬千瓦之間，非統(tǒng)調(diào)供電能力在500—1100萬千瓦之間。

2．外購電。2020年全省最大受入外來電力能力3100萬千瓦，目前已落實年度協(xié)議外購電量1605億千瓦時，比去年實際外購電量減少40億千瓦時。由于準(zhǔn)東直流夏季新增送我省電力200萬千瓦左右，寧東煤電今年將全部商運，夏季高峰外電出力預(yù)計將比2019年高170萬千瓦左右。

（四）電力電量平衡情況

1．夏、冬兩季電力平衡緊張。統(tǒng)籌2020年省內(nèi)外電力供應(yīng)能力，一季度受新冠肺炎疫情影響電力供應(yīng)相對寬松，但夏、冬兩季電力平衡緊張，全年全社會電力供應(yīng)能力在6966—9106萬千瓦之間。夏季7、8月高峰最大供電能力為9106萬千瓦，電力平衡基本沒有富余，如遭遇極端天氣或特高壓故障，將存在電力供需缺口；12月電力供需平衡僅富余135萬千瓦，冬季電力供需也較為緊張。

2．電量平衡存在缺口。根據(jù)預(yù)測，2020年我省全社會用電量預(yù)計比2019年凈增長0—71億千瓦時。由于電煤受控，統(tǒng)調(diào)燃煤機組發(fā)電量安排1911億千瓦時，比2019年減少64億千瓦時；年度協(xié)議外購電量按1605億千瓦時安排，比2019年實際外購電量減少40億千瓦時；由于三門核電2#機組恢復(fù)投運，統(tǒng)調(diào)水電和核電安排發(fā)電量256億千瓦時，比2019年實際增加82億千瓦時；統(tǒng)調(diào)風(fēng)電、光伏暫按40億千瓦時參與平衡；考慮2019年來水偏多，2020年地方電廠發(fā)電量按597億千瓦時安排，比2019年實際減少32億千瓦時；安排省內(nèi)天然氣機組發(fā)電量150—200億千瓦時，暫按150億千瓦時參與平衡，比2019年實際增加7億千瓦時。

綜合平衡，在2020年全省用電量增長1.5%情況下，全省約有91億千瓦時電量缺口；在用電量增長0%的情況下，約有20億千瓦時電量缺口，需要相應(yīng)增加統(tǒng)調(diào)煤機發(fā)電，臨時外購電或增發(fā)天然氣發(fā)電等措施予以解決。

二、2020年電力供應(yīng)計劃安排

（一）外購電計劃

2020年安排年度協(xié)議外購電量1605億千瓦時，比2019年實際減少40億千瓦時；年度中短期雙邊交易電量由省電力公司根據(jù)保障全省電力供應(yīng)和電網(wǎng)安全需要安排。具體如下：

1．國家計劃。計劃安排三峽、溪洛渡、華東統(tǒng)調(diào)核電機組發(fā)電量683億千瓦時，與2019年基本持平。其中：跨省跨區(qū)水電326億千瓦時和華東統(tǒng)調(diào)的秦山核電分得電量357億千瓦時。

2．政府間協(xié)議。安排寧東送浙煤電機組、四川水電、福建和吉泉直流（含電力援疆）等電量891億千瓦時，比2019年計劃增加56億千瓦時左右。其中：寧東送浙煤電基地（靈紹直流）350—400億千瓦時（含可再生能源電量45億千瓦時左右）、皖電東送機組315億千瓦時、吉泉直流111億千瓦時（含電力援疆電量38億千瓦時）、四川水電66億千瓦時。

3．區(qū)域電網(wǎng)調(diào)峰調(diào)頻電量。華東統(tǒng)調(diào)新安江、富春江水電站和仙居、桐柏、天荒坪抽水蓄能電站電量31億千瓦時，與2019年基本持平。

受新冠肺炎疫情影響，若用電增長速度不及預(yù)期或來水偏豐，為做好全省“六穩(wěn)”和“六�！惫ぷ鳎�保障省內(nèi)統(tǒng)調(diào)燃煤機組基本生產(chǎn)經(jīng)營，穩(wěn)定“十四五”電煤控制預(yù)期，將適時滾動調(diào)整年度外購電盤子和政府間協(xié)議安排。請省電力公司科學(xué)有序安排電力雙邊交易，并根據(jù)月度用電增長情況統(tǒng)籌平衡外來電和省內(nèi)機組月度計劃安排，確保用足省統(tǒng)調(diào)燃煤機組發(fā)電用煤指標(biāo)，維護省內(nèi)機組生產(chǎn)經(jīng)營穩(wěn)定，保障全省電力電量平衡。

（二）省統(tǒng)調(diào)機組發(fā)電計劃

2020年暫安排統(tǒng)調(diào)發(fā)電機組電量2317億千瓦時。其中：燃煤機組暫安排1911億千瓦時，適時根據(jù)有關(guān)項目用煤單列政策爭取情況、控煤任務(wù)完成情況及全省電力供需情況等另行調(diào)整，天然氣機組150—200億千瓦時，水電和核電機組256億千瓦時。

1．燃煤機組發(fā)電計劃和電煤指標(biāo)

（1）基礎(chǔ)發(fā)電利用小時。2019年底前投產(chǎn)燃煤機組安排基礎(chǔ)發(fā)電利用小時3300小時。根據(jù)《國家發(fā)展改革委 國家能源局關(guān)于印發(fā)電力體制改革配套文件的通知》（發(fā)改經(jīng)體〔2015〕2752號）要求，新投產(chǎn)的鎮(zhèn)海電廠搬遷改造項目不再下達發(fā)電計劃。

（2）市場化電量。普通直接交易、售電市場交易和現(xiàn)貨市場交易電量對應(yīng)煤量納入統(tǒng)調(diào)發(fā)電用煤控制，具體各廠電量和煤量根據(jù)實際出清結(jié)果進行調(diào)整。2019年度未落實的市場化交易獎勵電量轉(zhuǎn)移至2020年度，納入發(fā)電計劃管理。

（3）考核獎懲電量。2019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。參與2020年直接交易發(fā)電機組按比例給予發(fā)電計劃獎勵，納入年度發(fā)電計劃管理。2019年度燃煤機組煙氣超低排放達標(biāo)情況的考核電量納入年度發(fā)電計劃管理。未完成深度調(diào)峰改造的機組，按年平均容量扣減年度發(fā)電利用小時100小時。

（4）電煤指標(biāo)。根據(jù)各統(tǒng)調(diào)燃煤電廠2019年發(fā)電標(biāo)煤耗、年度發(fā)電計劃和入爐原煤熱值限額5150大卡/千克，下達各發(fā)電廠原煤指標(biāo)。浙能濱海電廠、巨化和臺塑電廠等電廠年度發(fā)電計劃參照統(tǒng)調(diào)電煤壓減比例進行壓減，發(fā)電用煤指標(biāo)按照5150大卡/千克熱值限額測算確定。

（5）替代發(fā)電電量。為提高能源利用效率，鼓勵省統(tǒng)調(diào)燃煤機組進行省內(nèi)“以大代小”替代，替代方機組參數(shù)不得低于超臨界，且不得低于被替代方的機組參數(shù)，交易雙方的發(fā)電計劃和發(fā)電用煤指標(biāo)同步調(diào)整。

2．天然氣機組發(fā)電計劃

2020年安排天然氣機組電量150—200億千瓦時。其中：150億千瓦時為電網(wǎng)調(diào)峰發(fā)電計劃，根據(jù)電網(wǎng)頂峰發(fā)電需要先行安排下達。其余50億千瓦時氣電視控煤形勢、氣電價格疏導(dǎo)、全省用電需求增長等情況另行安排。

3．核電機組發(fā)電計劃

根據(jù)生產(chǎn)運行需要，全年安排核電發(fā)電量約226億千瓦時。

4．水電機組發(fā)電計劃

參考近5年平均來水電量基礎(chǔ)上，結(jié)合70%來水頻率發(fā)電量確定下達，全年安排水電發(fā)電量約30億千瓦時。具體按來水實發(fā)。

5．關(guān)停替代發(fā)電

為促進電力結(jié)構(gòu)調(diào)整，關(guān)停燃煤機組按5000小時核定保留發(fā)電計劃指標(biāo)。保留發(fā)電計劃指標(biāo)分月度組織競價，由競價中標(biāo)企業(yè)實施替代發(fā)電，并相應(yīng)增加中標(biāo)企業(yè)發(fā)電用煤指標(biāo)。

（三）風(fēng)電、光伏及地方電廠發(fā)電計劃

2019年底，風(fēng)電、光伏及地方電廠合計裝機2671萬千瓦，計劃安排電量637億千瓦時。

1．風(fēng)電、太陽能光伏發(fā)電和地方水電機組按常年平均發(fā)電利用小時測算優(yōu)先發(fā)電計劃，按實際發(fā)電全額消納。

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．地方燃煤熱電聯(lián)產(chǎn)機組按2017年水平安排發(fā)電計劃，具體由各市根據(jù)控煤安排確定并分解下達。

4．純余熱發(fā)電機組、垃圾（污泥）焚燒電廠按需發(fā)電，按6500小時納入電力電量平衡，其他綜合利用電廠按6000小時下達。