(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。四季度根据实际用热增长情况，适度调整年度计划。
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