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1、浙仁电力呢赁市伤第六泛僚算弑已朽工仔方多根据国家发展改革委、国家能源局关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见（发改办体改（2022）118号）关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知（发改办体改（2023813号）浙江电力现货市场规则（浙监能市场（2024）4号）等要求，编制浙江电力现货市场第六次结算试运行工作方案。一、工作目标贯彻落实省委省政府关于能源“绿保稳”工程的决策部署,组织开展浙江电力现货市场结算试运行，形成体现时间和空间特性、反映市场供需变化的电能量价格信号，发挥市场在电力资源配置中的决定性作用，力争早日转入正式运行，推进统一开放、竞争有序的电力市场体系建设。二、工作安排（一）
2、时间安排本次结算试运行自2024年4月9日启动，运行时间视运行情况调整，具体安排另行通知。（二）参与范围全省统调发电企业（含抽蓄电站）和全体工商业用户参与本次结算试运行。其中，统调风电、光伏参与模拟申报，不参与出清、调电和结算；紧水滩电厂参与申报、出清和调电，不参与结算。（三）申报出清本次结算试运行发电侧每日申报，电能申报采用10段式,申报和出清电价包含环保和超低排放电价。启动、空载、电能成本按照附件2确定。调频申报包括调频容量申报和调频里程价格申报。若经营主体在日前市场关闸前未进行申报，则采用常设报价。（四）不同类型机组参与方式1.统调煤电机组：正常参与市场申报和出清。2 .统调燃气机组：正
3、常参与市场申报和出清，其中分轴燃机通过燃机报价决定启停和出力，汽机不参与报价，按照固定比例（采用电厂申报的方式）跟随燃机出力，成本补偿考虑燃机和汽机总成本。燃气机组因缺气等非自身原因不能开机的，发电企业可提出申请经调度审核确认后不参与日前市场结算。3 .政府批准的热电联产机组、统调水电机组、统调核电机组、抽蓄电站：以自计划方式参与市场，D-2日17:00前提交交易日出力曲线，不参与市场定价，不给予成本补偿，机组组合和出力曲线作为日前市场事前信息发布。4 .特殊情况（1）试验机组：以自计划方式参与市场，D-2日17:00前提交交易日出力曲线，不参与市场定价，不给予成本补偿，机组组合和出力曲线作为
4、日前市场事前信息发布。（2）统调临修（消缺）或计划检修机组：在检修单终结并正式报复役前（含报复役当日D日）之前并网运行的，以自计划方式参与市场，其中计划检修机组不参与日前市场结算，实发电量参与实时市场结算。在机组正式报复役D+1日起，可正常参与市场申报和出清。（3）径流式水电（三溪口电厂）：考虑来水情况不受控，暂以自计划方式参与市场，不参与日前市场结算，实发电量参与实时市场结算，其合约参考价格为实时市场价格。（4）必开机组：必开机组根据系统安全等情况设置，日前市场设置的必开机组在全日（煤电机组为最小运行时间段内）采用核定成本和市场申报的低值参与出清和补偿，实时市场设置的必开机组在必开时段（煤电
5、机组为最小运行时间段内）采用核定成本和市场申报的低值参与出清和补偿。（五）中长期合约5 .市场化合约统调煤电机组（包括热电联产机组）通过市场化方式签订的中长期合约，按照既定算法分解至每个结算时段。整月结算试运行期间，不再开展月内挂牌交易及发电侧合同转让交易。（1）合约量：结算试运行当月中长期合约总量。非整月结算试运行情况下，按照运行天数占当月天数比例确定试运行期间合约量。（2）合约分解方法：煤电机组和热电联产机组分别按照其工作日、周六、周日和节假日典型曲线，分解至每台机组的每个结算时段。机组计划检修时段的合约调整到该机组其他时段或电厂其他机组，机组计划检修时段不分配合约电量(合约电量为零)，检
6、修时段包括正式报复役当日D日，正式复役日期与计划复役日期不一致时，合约根据调度中心记录的正式报复役日进行事后调整，按照既定算法，保持电厂月度总合约量不变。若电厂结算试运行期间所有机组全时段计划检修，则不分配合约。(3)合约价格和交割点：合约价格按照当月该电厂所有中长期合约的加权平均价格确定。合约交割点为发电侧关口。合约交割参考价格原则上为日前市场价格。6 .政府授权合约统调气电、抽蓄电站、水电、核电、光伏发电和风电按照以下方式确定政府授权合约。(1)气电的合约量：气电政府授权合约电量分为事前分配和事后分配两部分。其中，事前分配部分根据试运行期间计划电量的3%确定合约量，根据电厂装机容量分配；事
7、后根据按照实际计量上网电量的87%比例确定每台机组每个结算时段的中长期合约电量。(2)抽蓄电站的合约量：事后按照实际计量上网电量和抽水电量的95%确定每台机组每个结算时段的政府授权合约电量。(3)水电、核电、光伏发电、风电的合约量：事后按照4实际计量上网电量的95%确定每台机组每个结算时段的政府授权合约电量。机组启停机期间发生的负电量结算时段，合约电量为零。（4）气电事前合约分解方法：按照燃气机组工作日、周六、周日和节假日典型曲线，分解至每台机组的每个结算时段。低谷时段（22时至次日6时）不分配合约电量（合约电量为零）。机组计划检修时段的合约调整到该机组其他时段或电厂其他机组，机组计划检修时段
8、不分配合约电量（合约电量为零），检修时段包括正式报复役当日D日，正式复役日期与计划复役日期不一致时，合约根据调度中心记录的正式报复役日进行事后调整，按照既定算法，保持电厂月度总合约量不变。若电厂结算试运行期间所有机组全时段计划检修，则不分配合约。（5）合约价格和交割点：合约价格按照政府批复上网电价确定。合约交割点为发电侧关口。合约交割参考价格原则上为日前市场价格，其中径流式水电（三溪口电厂）为实时市场价格。（六）计量本次结算试运行，统调电厂上网电量采用现上网关口分时计量，每个发电单元的上网电量按照其对应主变的高压侧输出电量的比例进行分配，若有多个发电单元共用单个主变的情况,则每个发电单元的上网
9、电量按照发电单元发电量的比例进行二次分配。针对乌溪江#1、2主变三圈变特殊情况，上网电量按照发电单元发电量的比例进行分配。机组启机期间发生的负结算时段电量，以市场价格结算。电厂机组全停时段，各时段上网电量置零处理，用电量根据有关文件规定结算。（七）市场结算1 .结算模式参与试运行的省统调发电企业采用“日清月结”的结算模式。非整月结算试运行的情况下，现货市场月结电量为试运行各日日清电量之和，月度计量电量总量与现货市场月结电量之差按照现货未运行情形结算，运行期间电费和剩余时间电费分开计算后，汇总形成当月总电费。全体工商业用户维持现行结算模式不变。试运行期间按月实施二级限价机制，当统调发电企业的结算
10、均价高于二级限价触发值时，同比例调整日前市场和实时市场结算价格，直至结算均价不高于二级限价触发值，根据调整后的价格开展各项结算。非整月结算试运行的情况下，按实际试运行周期实施二级限价机制。2 .发电企业结算项目发电企业（含抽蓄电站）的结算项目包括电能量电费（含环保电费、超低排放费用）、市场化辅助服务费用、成本补偿费用、燃煤机组容量电费、燃气机组容量电费、抽水蓄能电站容量电费、市场化辅助服务费用分摊、成本补偿费用分摊、追退补电费、燃煤电厂超低排放扣除费用等。电能量电费：按照“日前基准、实时差量、合约差价”的原则进行结算。市场化辅助服务费用：暂仅包括调频辅助服务费用。市场化辅助服务费用分摊：发电企
11、业市场化辅助服务费用的总和，由所有参与结算试运行的发电企业按中长期合约电费占比分摊。其中，抽蓄电站中长期总合约电费为负时置零。成本补偿费用：暂仅包括运行成本补偿，鉴于目前中长期合约价格已包含机组对应电量的成本，本次结算试运行对于中长期合约覆盖范围内的电量不予以成本补偿（见结算示例）。成本补偿费用分摊：运行成本补偿由发用两侧共同承担，发电企业承担比例为95%,由所有参与结算试运行的发电企业按中长期合约电费占比分摊。其中，抽蓄电站中长期总合约电费为负时置零。其他费用：按现行有关规定执行。3 .工商业用户结算项目工商业用户的结算电费按照用电价格和实际结算电量计算。工商业用户用电价格由上网电价（含发用
12、两侧电能电费偏差费用分摊/返还）、上网环节线损费用、输配电价、系统运行费用、政府基金及附加等构成，结算时分时电价用户按照分时电价政策规定的浮动比例形成分时结算价格。电能量分摊/返还资金：按照现货未运行情形下计算发电企业总电能电费，该部分电费与现货运行情形结算模式下总电能量电费的差值，纳入发用两侧电能电费偏差费用，由全体工商业用户分摊/返还。（见结算示例）成本补偿费用分摊：运行成本补偿由发用两侧共同承担，用户侧承担比例为5%,纳入系统运行费，由全体工商业用户分摊/返还。其他费用：按现行有关规定执行。4 .结算费用收付电网企业开展经营主体月度结算工作时，按照交易中心出具的市场化日结算依据、月结算依
13、据，出具结算账单，经经营主体确认、盖章后，按照现行模式和时序进行结算资金收付。经营主体的各日日清电量与计量关口月度计量电量的偏差，暂按试运行当月该主体市场化电能量（含合约、日前和实时市场）平均价格结算。经营主体月度结算依据和结算账单根据复盘结果经省发展改革委、浙江能源监管办、省能源局批准同意，多退少补。5 .结算问询经营主体可在电力市场技术支持系统提起结算依据和结算账单问询，交易中心和省电力公司在收到问询的2个工作日内进行答复。如确认经营主体结算依据或结算账单存在错误，且错误未影响其他经营主体的结算，则本次不进行重新结算，相关争议费用在次月结算依据或结算账单中作追退补调整。（八）信息披露根据电
14、力市场信息披露基本规则（国能发监管（2024）9号）和浙江电力市场信息披露实施细则（暂行）（浙监能市场（2023）4号）执行。三、风险控制1.当出现气候异常和自然灾害，或重大电源、电网故障、负荷突变等突发事件影响电力供应或电网安全时，或技术支持系统出现异常无法正常开展交易时，调度机构按照安全第一的原则处理事故和安排电网运行方式，必要时可及时中止现货市场结算试运行，恢复非现货市场模式调度。日前市场且实时市场完整运行日部分纳入市场结算。中止原因消除后，由浙江能源监管办、省发展改革委、省能源局决定是否恢复结算试运行。2 .当电力市场交易发生恶意串通、操纵市场行为并严重影响交易结果等情况时，浙江能源监
15、管办、省发展改革委、省能源局可以做出中止电力现货市场结算试运行的决定，转由非现货市场模式开展全月结算。3 .因中长期及现货市场交易规则或技术支持系统等问题导致结算日经营主体出现较大范围的巨额盈亏，省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办可以做出中止电力现货市场结算试运行的决定，或根据问题原因对交易规则进行调整，给出书面意见,并重新出具结算依据。4 .调度机构切实加强调度运行管理，全力保障市场有序出清和电网安全运行。当处于保供电、自然灾害影响、特殊管控要求、电力供应紧张等特殊时期，调度机构可根据电网运行情况，采取必要措施优先保障电力系统安全稳定运行。5考虑到母线负荷波动性、随机性较大，为确保电网安
16、全约束不频繁越限，出清程序中按稳定限额的97%设置出清约束,若实际运行仍越限可对部分断面裕度做适当调整。6.电力调度机构、电力交易机构应按照浙江电力调度交易机构市场运营监管指引（试行），认真履行市场监控和风险防控职责。电力调度机构、电力交易机构在结算试运行期间每日12：OO前向浙江能源监管办、省发展改革委、省能源局报送上一日市场运营及监控情况报告。四、其他事项1.市场申报和信息披露在电力交易平台进行，各经营主体应高度重视本次结算试运行工作，积极参与现货市场交易申报,并及时关注信息披露内容,试运行过程中如有问题应及时反馈。2.严肃调度纪律，对结算试运行期间无故不执行调度指令的行为，按照华东区域发
17、电厂并网运行管理实施细则第六条规定，认定为违反调度纪律行为并从重处罚。3.本次结算试运行期间，原则上要求所有参与市场的机组均投入AGC远控模式（固定出力、水电、试验机组可根据调度指令在特定时段退出AGC运行），未能投入远控的机组，各发电厂应及时将具体原因书面汇报调控中心。4本次结算试运行期间，各发电厂应密切关注包括发电机端、主变高压侧、上网关口等相关计量表计、ERTU和远动数据采集的运行状况，确保计量数据的完整及时上传调度端。应密切关注省调实时发电计划曲线下发指令传输的可靠性，确保其在线运行，尤其是AGC因故退出情况下，保证机组跟随发电计划曲线执行，对于个别尚未完成发电计划曲线下发传输调试的电
18、厂，应抓紧调试。5 .负备用不足期间处理方式为：将某些机组解除AGC控制，人工调度至最小技术出力以下，并作为固定出力进入现货市场出清模块，消除系统负备用不足。若系统负荷需求已高于系统干预前的系统可调出力下限，则应将被干预的机组恢复至最小技术出力，并投入AGC控制，由现货市场出清模块进行优化调度。备用不足消除，市场干预状态结束。负备用不足时段的市场价格设为市场价格下限，其余时段按照市场正常出清价格。被干预机组在低于最小技术出力运行期间发生非计划停运时，免于考核。6 .参与市场的储能电站应具备独立计量、AGC调节等技术条件，并接入调度自动化系统统一监控、调度，遵循调度指令执行充（放）电。7 .数据
19、传输、结算计算和信息发布精度规定。市场运营机构间数据传输和信息发布精度，遵循电量保留4位小数（兆瓦时）、电价保留2位小数（元/兆瓦时）、费用结果保留2位小数（元）。在结算计算时，对于每个结算时段的量、价、费数据均做小数点位数的截取（四舍五入），电量和电价先进行小数位数截取，再进行费用的计算，其中电量保留4位小数，电价保留2位小数，费用保留2位小数。各项分摊返还系数在计算过程中不作截取，各项分摊返还费用保留2位小数。8 .浙江电力交易中心应做好结算试运行全过程详细记录，试运行结束后进行专题分析研究，为进一步优化完善规则体系和运营参数储备基础数据。9 .结算模式专题研究，本次结算试运行适时成立结算
20、专题研究小组，以集中办公的方式，对此次结算试运行的结果进行复盘分析，并根据分析结果，对不同结算模式进行研究，具体数据需求参见附件5。10 .本方案中有关市场运营、市场参数、结算方式、职责界面等安排仅应用于本次结算试运行。I1.本次结算试运行过程中，经营主体在具体执行中如遇问题和情况，应根据实际及时向省发展改革委（能源局）、浙江能源监管办报告，或与浙江电力交易中心联系。结算试运行结算账单报经省发展改革委（能源局）确认后向经营主体发布。附件：1.结算试运行时间安排2 .市场运行参数3 .参与机组名单及相关参数4 .燃气发电企业事前政府授权合约电量5 .结算（复盘）分析数据清单6 .分轴燃机申报配比
21、7 .结算示例修第弑迄功时Z的序号时间节点工作内容牵头单位1D-30交易中心完成各煤电、气电事前合约曲线分解交易中心牵头，调控中心配合2D-I日09:30前调控中心汇总现货市场开市前信息，通过电力市场技术支持系统进行信息发布调控中心牵头，交易中心、省电力公司配合3D-I日10:15前经营主体进行日前市场申报交易中心、调控中心负责4D-I017:00前调控中心完成日前现货市场出清计算；交易结果通过电力市场技术支持系统进行发布调控中心牵头，交易中心、省电力公司配合5D日每隔5分钟实时市场滚动出清计算、出清结果下发、出清结果执行调控中心6D+1日14:00前通过电能量计量系统（TMR）推送经营主体分
22、时计量数据至电力市场技术支持系统调控中心7Dl日15:00前发布D日的实时市场出清结果调控中心牵头，交易中心、省电力公司配合8D+3日交易中心根据气电、核电机组、水电、光伏、风电、抽蓄机组的实际计量电量按照政府主管部门确定的比例分配合约交易中心9D+3012:00前出具经营主体的日结算依据，并推送日结算依据给省电力公司交易中心10D+4日18:00前经营主体确认结算依据经营主体11M+1月2日前按照方案调整各机组中长期合约电量交易中心12M+1月3日12:00前交易中心出具经营主体的M月最后一日的日结算依据，以及M月各日更新后的日结算依据（若有），并推送日结算依据给省电力公司交易中心13M+1
23、月4日18:00前经营主体确认结算依据经营主体14M+1月9日18:00前出具M月各日合计的结算依据，并推送给省电力公司交易中心序号时间节点工作内容牵头单位15M+1月13日18:00前出具M月试结算的结算账单，报经省发展改革委（能源局）确认后，按经营主体点对点进行推送省电力公司16M+1月14日18:00前经营主体完成结算账单的核对和确认经营主体17M+1月15日18:00前根据经营主体确认结果，产生M月试结算的正式账单，并加盖省电力公司电费结算专用章省电力公司注：Di指结算试运行期间的第i个交易日市伤迄打参数一、价格限制为保障市场价格平稳有序，本次结算试运行期间设置价格申报和出清上、下限。
24、其中，市场申报价格上、下限分别建议为800元/兆瓦时和200元/兆瓦时，市场出清价格上、下限分别建议为1200元/兆瓦时和-200元/兆瓦时。辅助服务市场调频里程申报、出清价格上、下限分别为15元/兆瓦和。元/兆瓦。由于联合循环分轴燃机的汽机不单列边际成本，汽机边际成本折算到燃机，分轴燃机的燃机市场申报价格上限为1200元/兆瓦时。M月现货市场二级限价触发值为“M2月晾晒电煤现货采购价格上浮30%”形成的煤电月度联动交易价格。二、机组成本（一）燃气机组标杆容量本次结算试运行，燃气机组的各项能耗参数以机组供电能耗初步实测数据为标杆计算，9F类型燃气机组以联合循环（燃机加对应汽机）总容量为标杆，9
25、E、6F、6B等分轴类型燃气机组以分轴燃机的燃机容量为标杆。具体标杆容量见表1。表1机组标杆容量9F机组（总容量）9E机组（分轴燃机）6F机组（分轴燃机）6B机组（分轴燃机）启动成本标杆（兆瓦）402.4111.077.038.0空载成本标杆（兆瓦）408.7144.577.038.0（二）启动成本参数本次结算试运行期间，机组启动成本使用冷态启动成本，具体见表2,机组停机成本不进行考虑。燃气机组启动能耗以机组供电能耗初步实测数据为标杆计算。各类型燃气机组启动成本参照机组启动成本标杆容量（见表1）和机组启动成本参数（见表2）,根据机组实际容量等比例折算。联合循环分轴机组中的汽机不单列启停成本。表
26、2机组启动成本（暂行）燃煤机组装机容量启动成本（万元）/次150兆瓦级及以下20200-300兆瓦40600兆瓦60100O兆瓦80燃气机组机组类型启动成本（万元）/次9F109E66F1.86B0.8（三）空载成本参数结算试运行期间，300MW级煤电机组、600MW级煤电机组、100OMW级煤电机组、6B级燃气机组、6F级燃气机组、9E级燃气机组和9F级燃气机组的空载能耗以机组供电能耗初步实测数据为标杆计算。机组空载成本参数由空载能耗乘以燃料价格得出。试运行期间，Kl综合月度长协煤价和月度现货煤价确定；天然气价格K2采用省能源天然气集团发布的月全省统调燃机天然气到厂均价。各类型机组空载成本参
27、照机组空载成本标杆容量（见表1）和机组空载成本参数（见表3）,根据机组实际容量等比例折算。联合循环分轴机组中的汽机不单列空载成本。表3机组空载成本（暂行）燃煤机组装机容量实测空载标煤耗（吨/小时）空载成本（元/小时）注I300MW级及以下10.3810.38K1600MW19.2019.20K11000MW35.6235.62K1燃气机组机组类型实测空载标气耗（标方/小时）空载成本（元/小时）9F1075410754K29E69706970K26F47394739K26B33393339K2注1.空载成本=空载能耗X入炉标煤单价2.K=（0.8770+0.2x月度现货煤价+60）5500700
28、0,月度现货煤价取M-2月现货电煤价格（四）电能边际成本参数本次结算试运行期间，300MW级煤电机组、600MW级煤电机组、100OMW级煤电机组、6B级燃气机组、6F级燃气机组、9E级燃气机组和9F级燃气机组的边际能耗以机组供电能耗初步实测数据为标杆计算。机组边际能耗成本参数由边际能耗乘以燃料价格得出。机组边际成本在核定边际能耗成本之外，还应考虑机组运行时的用水成本、化学物料成本等其它边际成本。燃煤机组边际能耗成本占边际成本的比例系数K3和燃气机组边际能耗成本与边际成本的比例系数K4作为边际成本参数核定依据。K3取值为90%,K4取值为94%o联合循环分轴机组中的汽机不单列边际成本，根据附件
29、6分轴燃机申报配比折算至燃机。表4机组边际成本（暂行）燃煤机组装机容量实测边际标煤耗（吨/兆瓦时）边际能耗成本（元/兆瓦时）曲边际成本（元/兆瓦时）注2300MW级及以下0.2910.291K0.291KK3600MW0.2700.270Kl0.270KiK3100OMW0.2600.260K0.260KiK3燃气机组机组类型实测边际标气耗（标方/兆瓦时）边际能耗成本（元/兆瓦时）边际成本（元/兆瓦时）9F162162K2162K2K41.03679E178178K2178K2K41.03676F157157K2157K2K41.03676B180180K2180K2K41.0367注1.边际
30、能耗成本=边际能耗X燃料价格2.边际成本=边际能耗X燃料价格/燃料成本占边际成本比例三、机组启停曲线及固定出力曲线本次结算试运行在申报页面增加启停曲线和固定出力曲线申报功能，需在规定时间内予以申报。申报要求如下：启停曲线：所有参与市场出清的发电机组，在日前市场关闸前(10:15)和运行日报价同步申报。固定出力曲线：省统调水电、核电机组、自备电厂、政府相关部门核准的供热机组、抽蓄电站及省调控中心批复开展调试的机组，在D-2日17:00前申报，由调度进行审核确保电力平衡及电网安全，并在D-I日9:30作为事前信息发布。四、其它相关参数影响电网运行的相关参数暂由省调控中心确定。一是市场运营参数方面，
31、现货市场备用需求和调频容量需求根据运行日电网实际需求确定。二是机组运行参数方面，包括额定容量、最大技术出力、最小技术出力、爬坡率、滑坡率、最小停机时间、最小运行时间等沿用第一次结算试运行参数。三是日前市场出清且根据调度指令实时运行的机组，以及根据调度指令实时开机的机组采取运行成本补偿。机组在实际运行日发生故障跳机或因缺陷申请紧急停机，不给予运行成本补偿。参与机的名单笈相关参数机组序号调度命名电厂简称机组序号电压等级(kV)控股(管理)集团类型铭牌出力(兆瓦)厂用电率(%)1.北仑港电厂北仑厂1220国家能源火电6305.62.北仑港电厂北仑厂2500国家能源火电6305.63.北仑港电厂北二厂
32、3500浙江能源火电6605.94.北仑港电厂北二厂4500浙江能源火电6605.95.北仑港电厂北二厂5500浙江能源火电6605.96.北仑港电厂北三厂6500国家能源火电10503.87.北仑港电厂北三厂7500国家能源火电10503.88.嘉兴发电厂嘉兴厂1220浙江能源火电3306.59.嘉兴发电厂嘉兴厂2220浙江能源火电3306.510.嘉兴发电厂嘉二厂3220浙江能源火电6605.311.嘉兴发电厂嘉二厂4500浙江能源火电6605.312.嘉兴发电厂嘉二厂5500浙江能源火电6605.313.嘉兴发电厂嘉二厂6500浙江能源火电6605.314.嘉兴发电厂嘉二厂7500浙江能
33、源火电10005.315.嘉兴发电厂嘉二厂8500浙江能源火电10005.316.强蛟发电厂强蛟厂1500国家能源火电6305.317.强蛟发电厂强蛟厂2500国家能源火电6305.318.强蛟发电厂强蛟厂3500国家能源火电6305.319.强蛟发电厂强蛟厂4500国家能源火电6305.320.胜龙发电厂胜龙厂5500国家能源火电10554.721.胜龙发电厂胜龙厂6500国家能源火电10004.722.兰溪发电厂拦溪厂1500浙江能源火电6605.723.兰溪发电厂兰溪厂2500浙江能源火电6605.724.兰溪发电厂兰溪厂3500浙江能源火电6605.725.兰溪发电厂兰溪厂4220浙江
34、能源火电6605.726.玉环发电厂玉环厂1500华能火电10554.5机组序号调度命名电厂简称机组序号电压等级(kV)控股(管理)集团类型铭牌出力(兆瓦)厂用电率(%)27.玉环发电厂玉环厂2500华能火电10004.528.玉环发电厂玉环厂3500华能火电10554.529.玉环发电厂玉环厂4500华能火电10004.530.乌沙山发电厂乌沙山1500大唐火电6505.531.乌沙山发电厂乌沙山2500大唐火电6505.532.乌沙山发电厂乌沙山3500大唐火电6505.533.乌沙山发电厂乌沙山4500大唐火电6505.534.乐清发电厂乐清厂1500浙江能源火电6605.435.乐清发
35、电厂乐清厂2500浙江能源火电6605.436.乐清发电厂乐清厂3500浙江能源火电6605.437.乐清发电厂乐清厂4500浙江能源火电6605.438.乐清发电厂大楼厂5500浙江能源火电10004.639.乐清发电厂大感厂6500浙江能源火电10004.640.苍南发电厂苍南厂1500华润电力火电10004.641.苍南发电厂苍南厂2500华润电力火电10304.642.六横发电厂六横厂1500浙江能源火电10304.643.六横发电厂六横厂2500浙江能源火电10304.644.牛山发电厂牛山厂1500浙江能源火电10504.945.牛山发电厂牛山厂2500浙江能源火电10504.94
36、6.长兴发电厂长兴厂1220华能火电6604.647.长兴发电厂长兴厂2220华能火电6604.648.台州发电厂台州厂7220浙江能源火电3508.249.台州发电厂台州厂8220浙江能源火电3508.250.台州发电厂台五厂9220浙江能源火电3308.251.台州发电厂台五厂10220浙江能源火电3308.252.温州发电厂温二厂3220浙江能源火电3307.553.温州发电厂温二厂4220浙江能源火电3307.554.温州发电厂温三厂5220浙江能源火电3305.955.温州发电厂温三厂6220浙江能源火电3305.956.温州发电厂温州厂7220浙江能源火电6605.957.温州发电
37、厂温州厂8220浙江能源火电6605.9机组序号调度命名电厂简称机组序号电压等级(kV)控股(管理)集团类型铭牌出力(兆瓦)厂用电率(%)58.长兴二厂长二厂1220浙江能源火电3307.259.长兴二厂长二厂2220浙江能源火电3307.260.长兴二厂长二厂3220浙江能源火电3307.261.长兴二厂长二厂4220浙江能源火电3307.262.招宝山发电厂招宝山厂1500浙江能源火电6605.863.招宝山发电厂招宝山厂2500浙江能源火电6605.864.曹娥江热电厂曹娥江1220浙江能源火电3007.065.曹娥江热电厂曹娥江2220浙江能源火电3007.066.曹娥江热电厂曹娥江3
38、220浙江能源火电5718.067.曹娥江热电厂曹娥江4220浙江能源火电5718.068.曹娥江热电厂曹娥江5110浙江能源火电5718.069.曹娥江热电厂曹娥江6110浙江能源火电5718.070.曹娥江热电厂曹娥江7110浙江能源火电5718.071.朗熹电厂朗熹厂3220国家能源火电3155.772.朗熹电厂朗熹厂4220国家能源火电3505.773.台塑电厂台塑厂1220台塑集团火电148.6480.074.台塑电厂台塑厂2220台塑集团火电148.6480.075.台塑电厂台塑厂3220台塑集团火电51.6580.076.镇海发电厂镇燃气7220浙江能源燃气114.22.377.
39、镇海发电厂镇燃气8220浙江能源燃气119.82.378.镇海发电厂镇燃气9220浙江能源燃气1102.379.温州龙湾燃机发电厂龙湾气1220浙江能源燃气1141.280.温州龙湾燃机发电厂龙湾气2220浙江能源燃气Ill1.281.温州龙湾燃机发电厂龙湾气3220浙江能源燃气1171.282.金华燃机发电厂金燃气5220浙江能源燃气120.372.583.金华燃机发电厂金燃气6220浙江能源燃气65.882.584.德能电厂德能厂1220普星能量燃气383.785.德能电厂德能厂2220普星能量燃气183.7机组序号调度命名电厂简称机组序号电压等级(kV)控股(管理)集团类型铭牌出力(兆瓦
40、)厂用电率(%)86.德能电厂德能厂3220普星能量燃气383.787.德能电厂德能厂4220普星能量燃气183.788.蓝天电厂蓝天厂1220普星能量燃气383.989.蓝天电厂蓝天厂2220普星能量燃气183.990.蓝天电厂蓝天厂3220普星能量燃气383.991.蓝天电厂蓝天厂4220普星能量燃气183.992.半山发电厂半燃厂1220华电燃气3902.693.半山发电厂半燃厂2220华电燃气3902.694.半山发电厂半燃厂3220华电燃气3902.695.半山发电厂半燃二7220华电燃气4152.696.半山发电厂半燃二8220华电燃气4152.697.半山发电厂半燃二9220华电
41、燃气4152.698.华舜电厂华舜厂1220国家能源燃气251.62.499.华舜电厂华舜厂2220国家能源燃气251.62.4100.华舜电厂华舜厂3220国家能源燃气284.42.4101.镇海发电厂镇燃厂11220浙江能源燃气394.61.9102.镇海发电厂镇燃厂12220浙江能源燃气394.61.9103.萧山发电厂箫燃厂3220浙江能源燃气402.4552.3104.萧山发电厂萧燃厂4220浙江能源燃气402.4552.3105.萧山发电厂萧燃厂5220浙江能源燃气421.22.3106.唐绍发电厂唐绍厂1220大唐燃气4522.0107.唐绍发电厂唐绍厂2220大唐燃气4522.01
