2019年，在省委省政府坚强领导下，全省电力供应克服“利奇马”台风等不利影响，供需形势总体平稳，电力结构持续优化。全省全社会用电量4706亿千瓦时，同比增长3.82%；最高负荷8517万千瓦，同比增长6.1%；统调发电用煤7654万吨，同比减少8.02%。2020年是我省高水平全面建成小康社会和“十三五”规划的收官之年。为加强全省电力供应保障工作，服务支撑经济社会高质量发展，现就2020年我省电力电量平衡方案安排如下：

  一、2020年电力电量平衡形势

  2020年，影响浙江电力供需平衡的机遇与挑战众多。从电力需求看，国家稳中求进工作总基调坚定明确，应对疫情防控等逆周期调控的政策效应将加快释放，舟山石化等新增动力仍然充足；但疫情防控的持续影响、外围市场的不确定因素依然较多，电力需求增长总体将呈先抑后扬走势。从电力供应看，今年外购电资源落实情况较好，但省内新增投产装机不足，受控煤强约束影响，全省及长三角燃煤机组发电电量预计将大幅受限。总体判断，今年夏季高峰电力平衡将更加趋紧，电量平衡存在一定缺口，如遇极端天气，可能存在时段性电力供需缺口。

  （一）电力需求预测

  2019年浙江GDP实际增长约6.8%，用电量增长3.82%。今年我省GDP增长目标为6%—6.5%，在正常气候条件下，结合一季度供用电形势，预计全省全社会用电量同比增长0%—1.5%，全社会用电量4706—4777亿千瓦时。全社会最高负荷9100万千瓦左右，增长6.9%；统调最高负荷8000万千瓦左右，增长7.2%。

  （二）统调控煤形势

  根据全省全年控煤总体形势，2020年统调发电用煤按7400万吨控制，相应电量纳入年度平衡，并据此安排统调发电用煤指标及发电量计划。按照5150大卡电煤热值，以及2019年省统调燃煤机组平均发电煤耗285克/千瓦时折算，省内燃煤机组可发电量1911亿千瓦时。在有关项目用煤单列政策尚未落实之前，暂按7200万吨电煤总量控制月度统调燃煤发电计划执行进度。

  （三）电力供应能力

  1．省内发电能力。截至2019年底，全省统调发电装机为6221万千瓦。今年全省净增统调电力装机容量118万千瓦，到2020年底达到6339万千瓦。新增装机主要是浙能镇海电厂改扩建工程2×66万千瓦以及少量风电、光伏等；关停装机主要是浙能镇海电厂5#机、6#机43万千瓦和国华舟山电厂2#机13.5万千瓦。综合考虑天然气供应能力、发电机组出力制约、计划检修、电网备用等因素，预计2020年各月省内统调供电能力在3909—4906万千瓦之间，非统调供电能力在500—1100万千瓦之间。

  2．外购电。2020年全省最大受入外来电力能力3100万千瓦，目前已落实年度协议外购电量1605亿千瓦时，比去年实际外购电量减少40亿千瓦时。由于准东直流夏季新增送我省电力200万千瓦左右，宁东煤电今年将全部商运，夏季高峰外电出力预计将比2019年高170万千瓦左右。

  （四）电力电量平衡情况

  1．夏、冬两季电力平衡紧张。统筹2020年省内外电力供应能力，一季度受新冠肺炎疫情影响电力供应相对宽松，但夏、冬两季电力平衡紧张，全年全社会电力供应能力在6966—9106万千瓦之间。夏季7、8月高峰最大供电能力为9106万千瓦，电力平衡基本没有富余，如遭遇极端天气或特高压故障，将存在电力供需缺口；12月电力供需平衡仅富余135万千瓦，冬季电力供需也较为紧张。

  2．电量平衡存在缺口。根据预测，2020年我省全社会用电量预计比2019年净增长0—71亿千瓦时。由于电煤受控，统调燃煤机组发电量安排1911亿千瓦时，比2019年减少64亿千瓦时；年度协议外购电量按1605亿千瓦时安排，比2019年实际外购电量减少40亿千瓦时；由于三门核电2#机组恢复投运，统调水电和核电安排发电量256亿千瓦时，比2019年实际增加82亿千瓦时；统调风电、光伏暂按40亿千瓦时参与平衡；考虑2019年来水偏多，2020年地方电厂发电量按597亿千瓦时安排，比2019年实际减少32亿千瓦时；安排省内天然气机组发电量150—200亿千瓦时，暂按150亿千瓦时参与平衡，比2019年实际增加7亿千瓦时。

  综合平衡，在2020年全省用电量增长1.5%情况下，全省约有91亿千瓦时电量缺口；在用电量增长0%的情况下，约有20亿千瓦时电量缺口，需要相应增加统调煤机发电，临时外购电或增发天然气发电等措施予以解决。

  二、2020年电力供应计划安排

  （一）外购电计划

  2020年安排年度协议外购电量1605亿千瓦时，比2019年实际减少40亿千瓦时；年度中短期双边交易电量由省电力公司根据保障全省电力供应和电网安全需要安排。具体如下：

  1．国家计划。计划安排三峡、溪洛渡、华东统调核电机组发电量683亿千瓦时，与2019年基本持平。其中：跨省跨区水电326亿千瓦时和华东统调的秦山核电分得电量357亿千瓦时。

  2．政府间协议。安排宁东送浙煤电机组、四川水电、福建和吉泉直流（含电力援疆）等电量891亿千瓦时，比2019年计划增加56亿千瓦时左右。其中：宁东送浙煤电基地（灵绍直流）350—400亿千瓦时（含可再生能源电量45亿千瓦时左右）、皖电东送机组315亿千瓦时、吉泉直流111亿千瓦时（含电力援疆电量38亿千瓦时）、四川水电66亿千瓦时。

  3．区域电网调峰调频电量。华东统调新安江、富春江水电站和仙居、桐柏、天荒坪抽水蓄能电站电量31亿千瓦时，与2019年基本持平。

  受新冠肺炎疫情影响，若用电增长速度不及预期或来水偏丰，为做好全省“六稳”和“六保”工作，保障省内统调燃煤机组基本生产经营，稳定“十四五”电煤控制预期，将适时滚动调整年度外购电盘子和政府间协议安排。请省电力公司科学有序安排电力双边交易，并根据月度用电增长情况统筹平衡外来电和省内机组月度计划安排，确保用足省统调燃煤机组发电用煤指标，维护省内机组生产经营稳定，保障全省电力电量平衡。

  （二）省统调机组发电计划

  2020年暂安排统调发电机组电量2317亿千瓦时。其中：燃煤机组暂安排1911亿千瓦时，适时根据有关项目用煤单列政策争取情况、控煤任务完成情况及全省电力供需情况等另行调整，天然气机组150—200亿千瓦时，水电和核电机组256亿千瓦时。

  1．燃煤机组发电计划和电煤指标

  （1）基础发电利用小时。2019年底前投产燃煤机组安排基础发电利用小时3300小时。根据《国家发展改革委 国家能源局关于印发电力体制改革配套文件的通知》（发改经体〔2015〕2752号）要求，新投产的镇海电厂搬迁改造项目不再下达发电计划。

  （2）市场化电量。普通直接交易、售电市场交易和现货市场交易电量对应煤量纳入统调发电用煤控制，具体各厂电量和煤量根据实际出清结果进行调整。2019年度未落实的市场化交易奖励电量转移至2020年度，纳入发电计划管理。

  （3）考核奖惩电量。2019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。参与2020年直接交易发电机组按比例给予发电计划奖励，纳入年度发电计划管理。2019年度燃煤机组烟气超低排放达标情况的考核电量纳入年度发电计划管理。未完成深度调峰改造的机组，按年平均容量扣减年度发电利用小时100小时。

  （4）电煤指标。根据各统调燃煤电厂2019年发电标煤耗、年度发电计划和入炉原煤热值限额5150大卡/千克，下达各发电厂原煤指标。浙能滨海电厂、巨化和台塑电厂等电厂年度发电计划参照统调电煤压减比例进行压减，发电用煤指标按照5150大卡/千克热值限额测算确定。

  （5）替代发电电量。为提高能源利用效率，鼓励省统调燃煤机组进行省内“以大代小”替代，替代方机组参数不得低于超临界，且不得低于被替代方的机组参数，交易双方的发电计划和发电用煤指标同步调整。

  2．天然气机组发电计划

  2020年安排天然气机组电量150—200亿千瓦时。其中：150亿千瓦时为电网调峰发电计划，根据电网顶峰发电需要先行安排下达。其余50亿千瓦时气电视控煤形势、气电价格疏导、全省用电需求增长等情况另行安排。

  3．核电机组发电计划

  根据生产运行需要，全年安排核电发电量约226亿千瓦时。

  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，全年安排水电发电量约30亿千瓦时。具体按来水实发。

  5．关停替代发电

  为促进电力结构调整，关停燃煤机组按5000小时核定保留发电计划指标。保留发电计划指标分月度组织竞价，由竞价中标企业实施替代发电，并相应增加中标企业发电用煤指标。

  （三）风电、光伏及地方电厂发电计划

  2019年底，风电、光伏及地方电厂合计装机2671万千瓦，计划安排电量637亿千瓦时。

  1．风电、太阳能光伏发电和地方水电机组按常年平均发电利用小时测算优先发电计划，按实际发电全额消纳。

  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．地方燃煤热电联产机组按2017年水平安排发电计划，具体由各市根据控煤安排确定并分解下达。

  4．纯余热发电机组、垃圾（污泥）焚烧电厂按需发电，按6500小时纳入电力电量平衡，其他综合利用电厂按6000小时下达。