2020年度浙江省電力電量平衡方案發布:全省用電量增量1.5%情況下 約有91億千瓦時電量缺口

2020年度浙江省電力電量平衡方案發布:全省用電量增量1.5%情況下 約有91億千瓦時電量缺口

發布日期:2020-05-15 瀏覽次數:11

        浙江省發改委、浙江省能源局日前發布了《關于印發2020年度浙江省電力電量平衡方案的通知》,通知中稱,2020年總體判斷,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。

        結合一季度供用電形勢,預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。根據預測,2020年浙江省全社會用電量預計比2019年凈增長0—71億千瓦時。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,需要相應增加統調煤機發電,臨時外購電或增發天然氣發電等措施予以解決。

        2020年暫安排統調發電機組電量2317億千瓦時。其中:燃煤機組暫安排1911億千瓦時,適時根據有關項目用煤單列政策爭取情況、控煤任務完成情況及全省電力供需情況等另行調整,天然氣機組150—200億千瓦時,水電和核電機組256億千瓦時。

        市場化電量。普通直接交易、售電市場交易和現貨市場交易電量對應煤量納入統調發電用煤控制,具體各廠電量和煤量根據實際出清結果進行調整。2019年度未落實的市場化交易獎勵電量轉移至2020年度,納入發電計劃管理。

        詳情如下:


省發展改革委 省能源局關于印發2020年度浙江省電力電量平衡方案的通知

浙發改能源〔2020〕115號


        各市發展改革委(能源局),國網浙江省電力有限公司、省能源集團,華能浙江分公司、大唐浙江分公司、華電浙江分公司、國電浙江分公司、國華浙江分公司、國家電投浙江分公司、華潤電力東南大區、普星潔能有限公司:


        為做好2020年全省電力保障和控煤工作,根據我省經濟社會發展預期,我委(局)編制了《2020年度浙江省電力電量平衡方案》,并報請省政府專題會議審議通過,現予印發,請貫徹執行。


浙江省發展和改革委員會 浙江省能源局

2020年5月7日





2020年度浙江省電力電量平衡方案


        2019年,在省委省政府堅強領導下,全省電力供應克服“利奇馬”臺風等不利影響,供需形勢總體平穩,電力結構持續優化。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%;統調發電用煤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”規劃的收官之年。為加強全省電力供應保障工作,服務支撐經濟社會高質量發展,現就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眾多。從電力需求看,國家穩中求進工作總基調堅定明確,應對疫情防控等逆周期調控的政策效應將加快釋放,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。從電力供應看,今年外購電資源落實情況較好,但省內新增投產裝機不足,受控煤強約束影響,全省及長三角燃煤機組發電電量預計將大幅受限。總體判斷,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增長目標為6%—6.5%,在正常氣候條件下,結合一季度供用電形勢,預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%;統調最高負荷8000萬千瓦左右,增長7.2%。

        (二)統調控煤形勢

        根據全省全年控煤總體形勢,2020年統調發電用煤按7400萬噸控制,相應電量納入年度平衡,并據此安排統調發電用煤指標及發電量計劃。按照5150大卡電煤熱值,以及2019年省統調燃煤機組平均發電煤耗285克/千瓦時折算,省內燃煤機組可發電量1911億千瓦時。在有關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調燃煤發電計劃執行進度。

        (三)電力供應能力

        1.省內發電能力。截至2019年底,全省統調發電裝機為6221萬千瓦。今年全省凈增統調電力裝機容量118萬千瓦,到2020年底達到6339萬千瓦。新增裝機主要是浙能鎮海電廠改擴建工程2×66萬千瓦以及少量風電、光伏等;關停裝機主要是浙能鎮海電廠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能力、發電機組出力制約、計劃檢修、電網備用等因素,預計2020年各月省內統調供電能力在3909—4906萬千瓦之間,非統調供電能力在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。統籌2020年省內外電力供應能力,一季度受新冠肺炎疫情影響電力供應相對寬松,但夏、冬兩季電力平衡緊張,全年全社會電力供應能力在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。根據預測,2020年我省全社會用電量預計比2019年凈增長0—71億千瓦時。由于電煤受控,統調燃煤機組發電量安排1911億千瓦時,比2019年減少64億千瓦時;年度協議外購電量按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#機組恢復投運,統調水電和核電安排發電量256億千瓦時,比2019年實際增加82億千瓦時;統調風電、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;安排省內天然氣機組發電量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,需要相應增加統調煤機發電,臨時外購電或增發天然氣發電等措施予以解決。


        二、2020年電力供應計劃安排


        (一)外購電計劃

        2020年安排年度協議外購電量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保障全省電力供應和電網安全需要安排。具體如下:

        1.國家計劃。計劃安排三峽、溪洛渡、華東統調核電機組發電量683億千瓦時,與2019年基本持平。其中:跨省跨區水電326億千瓦時和華東統調的秦山核電分得電量357億千瓦時。

        2.政府間協議。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.區域電網調峰調頻電量。華東統調新安江、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期或來水偏豐,為做好全省“六穩”和“六保”工作,保障省內統調燃煤機組基本生產經營,穩定“十四五”電煤控制預期,將適時滾動調整年度外購電盤子和政府間協議安排。請省電力公司科學有序安排電力雙邊交易,并根據月度用電增長情況統籌平衡外來電和省內機組月度計劃安排,確保用足省統調燃煤機組發電用煤指標,維護省內機組生產經營穩定,保障全省電力電量平衡。

        (二)省統調機組發電計劃

        2020年暫安排統調發電機組電量2317億千瓦時。其中:燃煤機組暫安排1911億千瓦時,適時根據有關項目用煤單列政策爭取情況、控煤任務完成情況及全省電力供需情況等另行調整,天然氣機組150—200億千瓦時,水電和核電機組256億千瓦時。

        1.燃煤機組發電計劃和電煤指標

        (1)基礎發電利用小時。2019年底前投產燃煤機組安排基礎發電利用小時3300小時。根據《國家發展改革委 國家能源局關于印發電力體制改革配套文件的通知》(發改經體〔2015〕2752號)要求,新投產的鎮海電廠搬遷改造項目不再下達發電計劃。

        (2)市場化電量。普通直接交易、售電市場交易和現貨市場交易電量對應煤量納入統調發電用煤控制,具體各廠電量和煤量根據實際出清結果進行調整。2019年度未落實的市場化交易獎勵電量轉移至2020年度,納入發電計劃管理。

        (3)考核獎懲電量。2019年度電力運行考核優秀的燃煤機組獎勵年度發電利用小時100小時;考核不合格的,扣減年度發電利用小時100小時。參與2020年直接交易發電機組按比例給予發電計劃獎勵,納入年度發電計劃管理。2019年度燃煤機組煙氣超低排放達標情況的考核電量納入年度發電計劃管理。未完成深度調峰改造的機組,按年平均容量扣減年度發電利用小時100小時。

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

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

        2.天然氣機組發電計劃

        2020年安排天然氣機組電量150—200億千瓦時。其中:150億千瓦時為電網調峰發電計劃,根據電網頂峰發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、全省用電需求增長等情況另行安排。

        3.核電機組發電計劃

        根據生產運行需要,全年安排核電發電量約226億千瓦時。

        4.水電機組發電計劃

        參考近5年平均來水電量基礎上,結合70%來水頻率發電量確定下達,全年安排水電發電量約30億千瓦時。具體按來水實發。

        5.關停替代發電

        為促進電力結構調整,關停燃煤機組按5000小時核定保留發電計劃指標。保留發電計劃指標分月度組織競價,由競價中標企業實施替代發電,并相應增加中標企業發電用煤指標。

        (三)風電、光伏及地方電廠發電計劃

        2019年底,風電、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.風電、太陽能光伏發電和地方水電機組按常年平均發電利用小時測算優先發電計劃,按實際發電全額消納。

        2.地方天然氣機組按兩部制電價方案安排年度發電計劃。

        3.地方燃煤熱電聯產機組按2017年水平安排發電計劃,具體由各市根據控煤安排確定并分解下達。

        4.純余熱發電機組、垃圾(污泥)焚燒電廠按需發電,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。

        抄送:國家發展改革委,國家能源局,國家電網華東分部,省國資委,浙能電力股份有限公司,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,省天然氣公司,富興燃料有限公司。

浙江省發展和改革委員會辦公室 2020年5月7日印發


        浙江省發改委、浙江省能源局日前發布了《關于印發2020年度浙江省電力電量平衡方案的通知》,通知中稱,2020年總體判斷,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。

        結合一季度供用電形勢,預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。根據預測,2020年浙江省全社會用電量預計比2019年凈增長0—71億千瓦時。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,需要相應增加統調煤機發電,臨時外購電或增發天然氣發電等措施予以解決。

        2020年暫安排統調發電機組電量2317億千瓦時。其中:燃煤機組暫安排1911億千瓦時,適時根據有關項目用煤單列政策爭取情況、控煤任務完成情況及全省電力供需情況等另行調整,天然氣機組150—200億千瓦時,水電和核電機組256億千瓦時。

        市場化電量。普通直接交易、售電市場交易和現貨市場交易電量對應煤量納入統調發電用煤控制,具體各廠電量和煤量根據實際出清結果進行調整。2019年度未落實的市場化交易獎勵電量轉移至2020年度,納入發電計劃管理。

        詳情如下:


省發展改革委 省能源局關于印發2020年度浙江省電力電量平衡方案的通知

浙發改能源〔2020〕115號


        各市發展改革委(能源局),國網浙江省電力有限公司、省能源集團,華能浙江分公司、大唐浙江分公司、華電浙江分公司、國電浙江分公司、國華浙江分公司、國家電投浙江分公司、華潤電力東南大區、普星潔能有限公司:


        為做好2020年全省電力保障和控煤工作,根據我省經濟社會發展預期,我委(局)編制了《2020年度浙江省電力電量平衡方案》,并報請省政府專題會議審議通過,現予印發,請貫徹執行。


浙江省發展和改革委員會 浙江省能源局

2020年5月7日





2020年度浙江省電力電量平衡方案


        2019年,在省委省政府堅強領導下,全省電力供應克服“利奇馬”臺風等不利影響,供需形勢總體平穩,電力結構持續優化。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%;統調發電用煤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”規劃的收官之年。為加強全省電力供應保障工作,服務支撐經濟社會高質量發展,現就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眾多。從電力需求看,國家穩中求進工作總基調堅定明確,應對疫情防控等逆周期調控的政策效應將加快釋放,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。從電力供應看,今年外購電資源落實情況較好,但省內新增投產裝機不足,受控煤強約束影響,全省及長三角燃煤機組發電電量預計將大幅受限。總體判斷,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增長目標為6%—6.5%,在正常氣候條件下,結合一季度供用電形勢,預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%;統調最高負荷8000萬千瓦左右,增長7.2%。

        (二)統調控煤形勢

        根據全省全年控煤總體形勢,2020年統調發電用煤按7400萬噸控制,相應電量納入年度平衡,并據此安排統調發電用煤指標及發電量計劃。按照5150大卡電煤熱值,以及2019年省統調燃煤機組平均發電煤耗285克/千瓦時折算,省內燃煤機組可發電量1911億千瓦時。在有關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調燃煤發電計劃執行進度。

        (三)電力供應能力

        1.省內發電能力。截至2019年底,全省統調發電裝機為6221萬千瓦。今年全省凈增統調電力裝機容量118萬千瓦,到2020年底達到6339萬千瓦。新增裝機主要是浙能鎮海電廠改擴建工程2×66萬千瓦以及少量風電、光伏等;關停裝機主要是浙能鎮海電廠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能力、發電機組出力制約、計劃檢修、電網備用等因素,預計2020年各月省內統調供電能力在3909—4906萬千瓦之間,非統調供電能力在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。統籌2020年省內外電力供應能力,一季度受新冠肺炎疫情影響電力供應相對寬松,但夏、冬兩季電力平衡緊張,全年全社會電力供應能力在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。根據預測,2020年我省全社會用電量預計比2019年凈增長0—71億千瓦時。由于電煤受控,統調燃煤機組發電量安排1911億千瓦時,比2019年減少64億千瓦時;年度協議外購電量按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#機組恢復投運,統調水電和核電安排發電量256億千瓦時,比2019年實際增加82億千瓦時;統調風電、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;安排省內天然氣機組發電量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,需要相應增加統調煤機發電,臨時外購電或增發天然氣發電等措施予以解決。


        二、2020年電力供應計劃安排


        (一)外購電計劃

        2020年安排年度協議外購電量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保障全省電力供應和電網安全需要安排。具體如下:

        1.國家計劃。計劃安排三峽、溪洛渡、華東統調核電機組發電量683億千瓦時,與2019年基本持平。其中:跨省跨區水電326億千瓦時和華東統調的秦山核電分得電量357億千瓦時。

        2.政府間協議。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.區域電網調峰調頻電量。華東統調新安江、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期或來水偏豐,為做好全省“六穩”和“六保”工作,保障省內統調燃煤機組基本生產經營,穩定“十四五”電煤控制預期,將適時滾動調整年度外購電盤子和政府間協議安排。請省電力公司科學有序安排電力雙邊交易,并根據月度用電增長情況統籌平衡外來電和省內機組月度計劃安排,確保用足省統調燃煤機組發電用煤指標,維護省內機組生產經營穩定,保障全省電力電量平衡。

        (二)省統調機組發電計劃

        2020年暫安排統調發電機組電量2317億千瓦時。其中:燃煤機組暫安排1911億千瓦時,適時根據有關項目用煤單列政策爭取情況、控煤任務完成情況及全省電力供需情況等另行調整,天然氣機組150—200億千瓦時,水電和核電機組256億千瓦時。

        1.燃煤機組發電計劃和電煤指標

        (1)基礎發電利用小時。2019年底前投產燃煤機組安排基礎發電利用小時3300小時。根據《國家發展改革委 國家能源局關于印發電力體制改革配套文件的通知》(發改經體〔2015〕2752號)要求,新投產的鎮海電廠搬遷改造項目不再下達發電計劃。

        (2)市場化電量。普通直接交易、售電市場交易和現貨市場交易電量對應煤量納入統調發電用煤控制,具體各廠電量和煤量根據實際出清結果進行調整。2019年度未落實的市場化交易獎勵電量轉移至2020年度,納入發電計劃管理。

        (3)考核獎懲電量。2019年度電力運行考核優秀的燃煤機組獎勵年度發電利用小時100小時;考核不合格的,扣減年度發電利用小時100小時。參與2020年直接交易發電機組按比例給予發電計劃獎勵,納入年度發電計劃管理。2019年度燃煤機組煙氣超低排放達標情況的考核電量納入年度發電計劃管理。未完成深度調峰改造的機組,按年平均容量扣減年度發電利用小時100小時。

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

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

        2.天然氣機組發電計劃

        2020年安排天然氣機組電量150—200億千瓦時。其中:150億千瓦時為電網調峰發電計劃,根據電網頂峰發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、全省用電需求增長等情況另行安排。

        3.核電機組發電計劃

        根據生產運行需要,全年安排核電發電量約226億千瓦時。

        4.水電機組發電計劃

        參考近5年平均來水電量基礎上,結合70%來水頻率發電量確定下達,全年安排水電發電量約30億千瓦時。具體按來水實發。

        5.關停替代發電

        為促進電力結構調整,關停燃煤機組按5000小時核定保留發電計劃指標。保留發電計劃指標分月度組織競價,由競價中標企業實施替代發電,并相應增加中標企業發電用煤指標。

        (三)風電、光伏及地方電廠發電計劃

        2019年底,風電、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.風電、太陽能光伏發電和地方水電機組按常年平均發電利用小時測算優先發電計劃,按實際發電全額消納。

        2.地方天然氣機組按兩部制電價方案安排年度發電計劃。

        3.地方燃煤熱電聯產機組按2017年水平安排發電計劃,具體由各市根據控煤安排確定并分解下達。

        4.純余熱發電機組、垃圾(污泥)焚燒電廠按需發電,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。

        抄送:國家發展改革委,國家能源局,國家電網華東分部,省國資委,浙能電力股份有限公司,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,省天然氣公司,富興燃料有限公司。

浙江省發展和改革委員會辦公室 2020年5月7日印發


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