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浙江省发展和改革委员会、浙江省能源局关于做好2019年全省有序用电和电力需求侧管理工作的通知文章属性•【制定机关】浙江省发展和改革委员会,浙江省能源局•【公布日期】2019.06.05•【字号】浙发改能源〔2019〕276号•【施行日期】2019.06.05•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文浙江省发展和改革委员会、浙江省能源局关于做好2019年全省有序用电和电力需求侧管理工作的通知浙发改能源〔2019〕276号省电力公司，各市发改委、供电公司:2019年是高水平全面建成小康社会的关键之年，也是建国70周年大庆之年，做好全年电力保障工作较往年更为重要。
同时，今年我省用电需求增长维持在较高水平，夏季电力供需形势总体呈紧平衡状态，加之“两交两直”特高压混网运行，电网安全稳定运行仍存潜在风险，做好全年电力保障工作任务愈加艰巨。
为做好保障民生用电，推动全省经济社会创新、协调、绿色、开放、共享发展，现就做好今年有序用电和电力需求侧管理工作提出如下意见：一、2019年供用电总体形势综合考虑今年经济社会发展目标、常年气候情况等因素，预计2019年全社会用电量4760亿千瓦时，同比增长约5%；统调最高用电负荷7800万千瓦，同比增长约9%。
今夏统调最大供电能力8000万千瓦，富余电力仅200万千瓦左右，全省电力供需维持紧平衡。
若遭遇极端天气、特高压线路故障或外来受电减少等情况，可能出现用电缺口。
同时，局部电网仍然存在因网络制约而影响供电的情况，负荷高位时仍可能出现区域性用电缺口。
二、有序用电方案安排（一）方案分级为确保电网安全稳定运行，避免发生大面积停电事件，积极探索电力需求响应等市场化方式，经研究，2019年全省有序用电方案共安排负荷1200万千瓦，分6级执行。
A级方案：200万千瓦B级方案：400万千瓦C级方案：600万千瓦D级方案：800万千瓦E级方案：1000万千瓦F级方案：1200万千瓦全省有序用电按A-F级分级启动实施，各地要根据本地实际情况，结合企业分类综合评价机制，科学编制有序用电错避峰预案，具体落实措施应按周一至周日分别排定。
浙江省发展和改革委员会、浙江省能源局关于开展2019年度浙江省电力需求响应工作的通知文章属性•【制定机关】浙江省发展和改革委员会,浙江省能源局•【公布日期】2019.07.24•【字号】浙发改能源〔2019〕336号•【施行日期】2019.07.24•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】电力及电力工业正文浙江省发展和改革委员会、浙江省能源局关于开展2019年度浙江省电力需求响应工作的通知浙发改能源〔2019〕336号省电力公司，各市发改委、供电公司：根据《关于深入推进供给侧结构性改革做好新形势下电力需求侧管理工作的通知》（发改运行规〔2017〕1690号）和《电力需求侧管理办法》（2017修订版）要求，为增强电网应急调节能力，引导用户优化用电负荷，缓解电力供需矛盾，现将2019年度电力需求响应工作通知如下：一、基本原则（一）安全可靠，有序实施。
始终将安全作为电力需求响应能力建设的首要原则，既要保障电网运行稳定可靠，也要保障企业生产安全有序。
（二）公正平等，自愿参与。
严格执行相关法律法规和相关政策，公平公正鼓励用户优化用电方式，充分利用需求响应资源，自愿参与电力需求响应。
（三）创新技术，优化服务。
积极利用互联网、智能用户端、分布式、可再生能源、储能、蓄能等技术，探索提高电力供应保障水平，优化电力营商环境。
二、需求响应总体方案迎峰度夏期间，全省统调最高用电负荷预计达7800万千瓦，同比增长约9%，电力供需呈紧平衡态势，若遇到极端天气、受电减小等情况，局部区域可能出现电力供应缺口。
据此，全省安排削峰需求响应总负荷300万千瓦，形成年度最大用电负荷3.8%的需求侧机动调峰能力。
分地区响应负荷分配如下：杭州60万千瓦，绍兴28万千瓦，宁波54万千瓦，嘉兴32万千瓦，湖州18万千瓦，金华28万千瓦，衢州10万千瓦，台州25万千瓦，温州35万千瓦，丽水7万千瓦，舟山4万千瓦。
同时，探索开展节假日填谷需求响应试点。
![浙江省人民政府办公厅关于加快全省电网建设有关问题的通知-浙政办发[2004]118号](https://img.taocdn.com/s1/m/b2cc00096d175f0e7cd184254b35eefdc8d31508.png)
浙江省人民政府办公厅关于加快全省电网建设有关问题的通知正文：---------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------------- 浙江省人民政府办公厅关于加快全省电网建设有关问题的通知（浙政办发[2004]118号）各市、县（市、区）人民政府，省政府直属各单位：近年来，我省电网建设取得了长足发展，超高压、高压主干网已经初步形成，输电能力和安全运行能力大大提高。
电网基础设施的改善为全省经济社会持续、稳定、健康发展提供了有力保障。
但在电网建设项目推进过程中还存在着一些突出问题，直接影响了全省电力保障体系的建设进程。
为加快电网建设步伐，确保实现省委、省政府提出的电力建设目标，经省政府同意，现将有关事项通知如下：一、统一思想，提高认识，进一步增强加快电网建设的责任感、紧迫感。
加快电网建设是全面建设小康社会、促进经济社会协调发展的重要基础工作，全省各地、各有关部门要按照落实科学发展观、树立正确政绩观的要求，进一步统一思想，提高认识，增强加快电网建设的责任感、紧迫感，增强工作的主动性、协调性，努力为电网建设提供良好环境。
二、完善规划，加强管理，努力提高电网建设的总体水平。
各地、各有关部门要高度重视电网规划工作，按照《浙江省2010年电力发展规划及2020年展望》的要求做好电网规划的编制与实施工作，尽快形成适应经济社会发展需要和电源接入需要，布点合理、网架坚强、各级电压匹配、运行调度灵活的现代化电网。
要把电网规划纳入“十一五”规划体系，实现电网规划与其他规划的同步规划、有机衔接，努力提高电网规划水平，充分体现经济社会发展的趋势和需要，体现前瞻性和可预见性。
要坚持电源电网统一规划，做到电源电网同步建设、协调发展。
绍兴市人民政府办公室关于印发2018年绍兴市能源“双控”工作方案的通知文章属性•【制定机关】绍兴市人民政府办公室•【公布日期】2018.05.30•【字号】绍政办发〔2018〕26号•【施行日期】2018.05.30•【效力等级】地方规范性文件•【时效性】现行有效•【主题分类】能源及能源工业正文绍兴市人民政府办公室关于印发2018年绍兴市能源“双控”工作方案的通知绍政办发〔2018〕26号各区、县（市）人民政府，市政府各部门、各单位：《2018年绍兴市能源“双控”工作方案》已经市政府同意，现印发给你们，请认真贯彻实施。
附件：各区、县（市）及市直开发区2018年节能降耗目标任务绍兴市人民政府办公室2018年5月30日2018年绍兴市能源“双控”工作方案为高质量扎实推进节能降耗工作，根据《浙江省人民政府关于印发浙江省“十三五”节能减排综合工作方案的通知》（浙政发〔2017〕19号）和《绍兴市人民政府关于印发绍兴市“十三五”节能降耗工作方案的通知》（绍政发〔2017〕20号）精神，现就2018年我市能源“双控”工作提出如下方案。
一、总体要求深入践行新发展理念，坚持以生态文明建设为统领，以传统产业改造提升试点为总引擎，以绿色制造引领能源结构优化，以改革创新激发节能降耗工作活力，完善节能管理体制，提高科技创新能力，提升全市能效水平和绿色发展水平，确保完成2018年节能降耗目标任务，为美丽绍兴建设和高质量发展提供坚实保障。
二、主要目标2018年，全市单位GDP能耗比2017年下降5.06%以上，规上工业增加值能耗下降6%以上，全社会能源消费总量增长控制在0.76 %以内，确保完成省下达的能源“双控”目标任务。
三、重点工作（一）严格落实能源“双控”，优化能源消费结构。
1.落实目标责任。
深入推进节能目标责任制建设，严格落实能源“双控”目标责任，分解落实2018年节能目标任务，分级签订目标责任书，将节能责任落实到乡镇（街道）和重点用能企业，进一步明确责任，强化落实，形成“一级抓一级、层层抓落实”的工作局面，确保完成省下达的目标任务。
「重磅数据」2018年全国电力版图「重磅数据」2018年全国电力版图中缆在线2019-01-27 15:04:35最新数据显示，2018年，全国电力供需总体宽松。
全社会用电量68449亿千瓦时，同比增长8.5%，比上年提高1.9个百分点;全口径发电量69940亿千瓦时，同比增长8.4%，比上年提高1.8个百分点。
截至2018年底，全国发电装机容量19.0亿千瓦，同比增长6.5%。
全年发电设备平均利用小时数为3862小时，同比增加73小时;其中，全年火电设备平均利用小时数为4361小时，同比增加143小时。
全国6000千瓦及以上电厂供电标准煤耗308克/千瓦时，同比降低1克/千瓦时;全国电网输电线路损失率6.21%，比上年降低0.27个百分点。
(来源：中国电力知库 ID：pkthinker)2018年，全社会用电量68449亿千瓦时，同比增长8.5%。
具体到各行业用电量及其增速，如下表所示。
2018年，我国全口径发电量69940亿千瓦时，同比增长8.4%。
2018年，全社会用电量68449亿千瓦时，同比增长8.5%。
全国分地区发用电情况对比如下图所示：全国各省人均用电量排行如下图所示：注：各省总人口数量依据2017年国家统计局数据截至 2018 年底，全国发电装机容量19.0 亿千瓦，同比增长6.5%。
其中，火电11.4 亿千瓦(含煤电10.1 亿千瓦、气电 8330万千瓦)、水电3.5亿千瓦(含抽水蓄能2999万千瓦)、核电4466万千瓦、并网风电1.8 亿千瓦、并网太阳能发电1.7亿千瓦。
截止2018年底，全国十大电力装机省份分别是：山东13107万千瓦、江苏12657万千瓦、内蒙古12284 万千瓦、广东11812万千瓦、四川9833 万千瓦、浙江9565万千瓦、云南9381万千瓦、新疆8991万千瓦、山西8758万千瓦、河南8680万千瓦。
截止2018年底，全国十大火电装机省份分别是：山东10367万千瓦、江苏9749万千瓦、内蒙古8227万千瓦、广东8069万千瓦、河南6821万千瓦、山西6628万千瓦、浙江6209万千瓦、安徽5413万千瓦、新疆5377万千瓦、河北4617万千瓦。
杭州电费收费标准2018杭州市电费收费标准是根据国家有关规定和市场调研情况制定的。
2018年，杭州市电费收费标准有所调整，以满足市民生活和工业生产的需求。
以下是2018年杭州市电费收费标准的详细内容。
一、居民用电收费标准。
1. 家庭用电，根据居民家庭实际用电量按阶梯电价收费，每度电价格为0.538元，月用电量在150度以下的部分按照0.538元/度计费，超过150度的用电部分按照0.628元/度计费。
2. 农村居民用电，农村居民用电按照阶梯电价收费，每度电价格为0.538元，月用电量在150度以下的部分按照0.538元/度计费，超过150度的用电部分按照0.628元/度计费。
3. 临时用电，居民临时用电按照0.7元/度的价格计费。
二、工商业用电收费标准。
1. 工业用电，工业用电按照0.65元/度的价格计费。
2. 商业用电，商业用电按照0.75元/度的价格计费。
3. 服务业用电，服务业用电按照0.65元/度的价格计费。
三、特殊行业用电收费标准。
1. 农业生产用电，农业生产用电按照0.55元/度的价格计费。
2. 医疗机构用电，医疗机构用电按照0.6元/度的价格计费。
3. 学校用电，学校用电按照0.55元/度的价格计费。
四、其他相关收费标准。
1. 变压器租赁费，根据变压器容量和使用情况收取相应的租赁费用。
2. 电表违章费，对私自改装电表或者擅自接入电网的行为，将按照相关规定收取违章费用。
以上是2018年杭州市电费收费标准的详细内容，希望广大市民和企业能够按照规定合理使用电力资源，共同维护市场秩序和资源环境。
同时，市民和企业在用电过程中，也应该注意节约用电，提高用电效率，为节能减排做出自己的贡献。
杭州电费收费标准2018杭州市作为浙江省的省会城市，电费收费标准一直备受人们关注。
2018年，杭州市电费收费标准有了一些调整和变化，下面将为大家详细介绍。
首先，杭州市电费的计费方式主要分为居民用电和非居民用电两种情况。
居民用电按照阶梯电价计费，即用电量在一定范围内的部分按照较低的价格计费，超出部分按照较高的价格计费。
非居民用电则按照单一电价计费，即用电量的所有部分都按照同一个价格计费。
其次，根据杭州市发改委发布的文件，2018年杭州市居民用电的阶梯电价分为三个阶梯。
每个阶梯的电价和用电量范围如下：第一阶梯，0-100度，电价为0.538元/度。
第二阶梯，101-300度，电价为0.788元/度。
第三阶梯，301度及以上，电价为0.888元/度。
这意味着，居民用电量在100度以下的部分按照0.538元/度的价格计费，101-300度的部分按照0.788元/度的价格计费，超过300度的部分按照0.888元/度的价格计费。
再次，非居民用电的单一电价为0.888元/度，不设阶梯电价。
这意味着，无论非居民用电量多少，都按照0.888元/度的价格计费。
此外，杭州市电费还包括基本电费、燃料费和附加费等。
基本电费是指用户接入电网的基本费用，燃料费是指发电企业因燃料成本的变化而调整的费用，附加费是指政府根据相关政策规定征收的费用。
这些费用会根据实际情况进行调整，用户在缴纳电费时需要注意核对账单上的各项费用。
最后，需要提醒用户的是，为了节约用电，杭州市也实行了电力需求侧管理政策，对超过一定用电量的用户征收超限电费。
因此，用户在使用电力时要注意节约用电，避免不必要的浪费，以免增加不必要的费用支出。
综上所述，2018年杭州市电费收费标准主要包括居民用电的阶梯电价和非居民用电的单一电价，以及基本电费、燃料费和附加费等。
用户在了解这些收费标准的基础上，可以更好地控制用电成本，合理安排用电，做到节约用电，节约支出。
希望本文能够对大家有所帮助。
变压器直流偏磁产生原因、影响和防范措施发布时间：2021-03-24T02:58:55.152Z 来源：《河南电力》2020年9期作者：沈海峰[导读] 浙江省受一次能源匮乏等制约，外购电成为满足电力供应的重要保障。
（浙江浙能电力股份有限公司萧山发电厂）摘要：直流偏磁是指直流电流注入变压器绕组中，导致变压器磁通中产生直流分量而导致的一系列电磁效应，使变压器工作在非正常工作状态的现象。
随着直流输电系统的日益发展，直流输电距离不断加长，输送容量不断加大，直流偏磁对换流站周边的发电厂和变电站主变压器的影响也不断加剧，本文对直流偏磁产生的原因进行了说明，对现有主变压器直流偏磁抑制措施及优缺点进行了阐述。
关键词：直流特高压；直流偏磁；原因；影响；防范措施1.浙江省电网直流特高压发展情况浙江省受一次能源匮乏等制约，外购电成为满足电力供应的重要保障。
由于高压直流输电系统具有造价低、损耗小、稳定性高等优点，在远距离、大功率输电中得到越来越广泛的应用。
近年来，浙江省特高压直流系统发展迅速，供电能力和供电量持续攀升。
2014年7月，四川溪洛渡左岸-浙江金华±800千伏特高压直流输电工程（宾金直流工程）投产；2016年11月，宁夏灵州-浙江绍兴±800千伏特高压直流输电工程（灵绍直流工程）投产。
分析表1统计数据，2018年浙江省外购电力、电量分别达到3011万千瓦、1497亿千瓦时，分别占全省最高负荷及用电量的37.5%、33%。
其中宾金直流最大外购电力、电量分别为564.19万千瓦、257.17亿千瓦时；灵绍直流最大外购力、电量分别为752.25万千瓦、334.22亿千瓦。
宾金直流和灵绍直流的最大外购电力、电量分别占外购总量的43.72%，39.51%。
此外，浙江省还接受吉泉±1100千伏供电能力1200万千瓦的直流特高压分电。
另外，据了解四川白鹤滩至浙江±800千伏特高压直流规划于2022年投产，电力供应能力800万千瓦。
关于做好2018年度电力直接交易试点后续相关工作的通知分享日期：2018-05-18 来源：能源局电力处浏览次数： 59 字号：[ 大中小 ] 视力保护色：浙交易办〔2018〕5号省直接交易工作小组成员单位、各市、县（市、区）经信委（局）、供电公司：2018年度我省电力直接交易试点涉及市场主体范围较广，交易电量规模较大，后续相关工作较为复杂。
为维护市场正常秩序，保证直接交易顺利进行，保障市场主体合法权益，现就将有关事宜通知如下：一、电力用户信息变更的办理（一）试点期间，参与直接交易的电力用户办理过户的，由负责办理其过户业务的市、县（市、区）供电公司负责告知用户，填写《2018年浙江省电力直接交易试点用电企业信息变更申请表》（详见附件1，以下简称申请表）并提交申请表附件材料。
（二）电力用户将申请材料（申请表及申请表附件，一式三份）备齐后，递交负责办理其过户业务的市、县（市、区）供电公司，市供电公司于每月10日前（遇节假日顺延）汇总本地用户申请材料（一式三份），交同级经信部门审核。
（三）市经信部门应在收到同级供电公司转交的申请材料后予以公示，并在每月17日前（遇节假日顺延）出具审核意见，一式两份发还同级供电公司，由负责办理其过户业务的供电公司将一份经审核的材料交用户留存，并将一份报送省电力公司进行直接交易信息变更。
（四）各市、县（市、区）供电公司应于每月5日前（遇节假日顺延），汇总本地上月电力用户信息变更情况（更名、过户或退出直接交易，详见附件2），报送同级经信部门。
各设区市经信委应在汇总后，于每月10日前（遇节假日顺延）将本地区上月电力用户信息变更情况（详见附件2）报送省直接交易工作小组办公室（省能源局）备案，并抄送国网浙江省电力公司。
二、直接交易合同的监督履行（一）各市、县（市、区）供电公司应汇总本地上月电力用户参加直接交易合同执行及电费结算情况（详见附件3，县（市、区）供电公司填报附件3中本县（市、区）情况即可），于每月5日前（遇节假日顺延）报送同级经信部门。
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***《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。
