中國儲能網(wǎng)訊：6月29日，西藏印發(fā)《今冬明春及“十四五”期間電力保供方案》，要求存量光伏項目新增儲能79萬千瓦時，新增470MW光伏電站以及47萬千瓦時儲能，上網(wǎng)電價為0.353元/千瓦時。
文件指出，目前西藏最大電力負荷為230萬千瓦（12月），2022年除水電外無新投產(chǎn)常規(guī)電源和主電網(wǎng)項目，區(qū)外最大電力輸送約100萬千瓦，預計冬季枯水期晚高峰電力缺口約35~45萬千瓦。鑒于西藏“夏盈冬缺、晝盈夜缺”的結(jié)構(gòu)性缺電特點，重點通過實施存量光伏電站改造升級新增配置儲能的方式保障供電，對于缺口較大的地區(qū)則通過新建“光伏+儲能”保供。
具體措施為，加快在建電源建設進度，優(yōu)化存量擴大增量并推動新型儲能建設，由電網(wǎng)企業(yè)負責實施在電網(wǎng)測、用戶側(cè)新增配置儲能26萬千瓦時。存量光伏項目實施改造升級增配儲能，并新增“光伏+儲能”項目。除林芝、山南外，其余5地市享受國補的項目增配儲能79萬千瓦時，昌都、日喀則、那曲、阿里新增47萬千瓦光伏+47萬千瓦時儲能。
具體配套政策為存量增配儲能光伏項目繼續(xù)享受國家補貼，新建光伏+儲能項目按照資金內(nèi)部收益率不低于6.5%享受西藏貸款利率和稅收政策，今冬明春保供項目上網(wǎng)電價結(jié)算電價為0.353元/千瓦時，保障收購1500小時，其余超發(fā)電量按照普通平價光伏電站結(jié)算。存量配儲能以及新建配儲能光伏項目須在11月30日前全容量并網(wǎng)，逾期至12月則降低上網(wǎng)電價0.01元/千瓦時，明年投產(chǎn)則不享受保供電價。
今年5月，在西藏自治區(qū)人民政府發(fā)布的《關于適當降低部分銷售電價的通知》 (藏政發(fā)〔2020〕12號)中表示，光伏繼續(xù)實施分類上網(wǎng)電價。即集中式光伏電站與全額并網(wǎng)的分布式光伏上網(wǎng)電價為0.1元/千瓦時，自發(fā)自用、余量上網(wǎng)的分布式為0.25元/千瓦時。這意味著西藏本次新增的470MW光伏電站將享受0.353元/千瓦時的上網(wǎng)電價，遠超普通光伏電站電價。
此外，今冬明春保供項目將享受優(yōu)先調(diào)度政策，實現(xiàn)應發(fā)盡發(fā)，存量光伏電站在1100小時的基礎上增配儲能后提高到1500小時。對保供項目執(zhí)行企業(yè)紓困政策，在國補資金到位之前由自治區(qū)財政部門先行墊付年度資金的50%，新建項目則給予貸款資金支持。
文件表示，“十四五”期間西藏電力缺口較大，預計2023年約30萬千瓦，2024年約70萬千瓦，2025年約90萬千瓦。為保障電力供應，“十四五”電源項目建設時許將進行滾動調(diào)整優(yōu)化，確保建成一系列“光伏+光熱”項目以及輸變電工程。
要加強組織領導，強化組織措施，開辟能源保供項目綠色通道，加快做好前置要件審批等工作，全力保障能源保供項目在今年11月底前投產(chǎn)。
具體文件見下：
西藏自治區(qū)今冬明春及“十四五”期間電力保供方案
根據(jù)國家發(fā)展改革委、能源局《關于建立電力供需平衡預警機制暨內(nèi)部通報首次電力供需平衡預警等級（2022年夏季）的通知〉（發(fā)改能源〔2022〕476號），我區(qū)“十四五”期間電力供需形勢定為橙色預警，屬電力供需偏緊區(qū)域。需加快在建電源項目建設進度，提升電源電網(wǎng)供電能力，保障電力供應平衡有序，保障經(jīng)濟社會健康持續(xù)穩(wěn)定發(fā)展。
一、今冬明春電力供需形勢
今冬明春，預計全區(qū)最大電力負荷約230萬千瓦（12月份），同比増長20.4%,負荷超預期增長.2022年除拉康水電站和湘河水利樞紐外，無新投產(chǎn)常規(guī)電源和主電網(wǎng)項目。通過現(xiàn)有交直流聯(lián)網(wǎng)區(qū)外最大受入電力約100萬千瓦后，在考慮同時率的基礎上，全網(wǎng)最大電力缺口將出現(xiàn)在冬季枯水期晚高峰時段，約35-45萬千瓦。其中：拉薩電網(wǎng)預計最大負荷約115萬千瓦，同比增長20.9%，最大電力缺口約15-20萬千瓦；昌都電網(wǎng)預計最大負荷約43萬千瓦，同比增長30.3%,最大電力缺口約10—14萬千瓦；日喀則電網(wǎng)預計最大負荷約38萬千瓦，同比增長40%，最大電力缺口約3-4.5萬千瓦；那曲電網(wǎng)預計最大負荷約18萬千瓦，同比增長25.7%，最大電力缺口約2—3.5萬千瓦；阿里電網(wǎng)預計最大負荷為8萬千瓦，同比增長60%，最大電力缺口約1.5—2.5萬千瓦；除山南、林芝市意外，其他地市電網(wǎng)還存在一定的電量缺口。此外，拉薩電網(wǎng)由于負荷中心呈現(xiàn)電源空心化趨勢，當前負荷承載能力不足100萬千瓦，存在系統(tǒng)穩(wěn)定問題。
針對我區(qū)電力供需“夏盈冬缺”“晝盈夜缺”的結(jié)構(gòu)性缺電特點，重點通過實施存量光伏電站改造升級新增配置儲能設施的方式，提高冬季用電早晚髙峰最大負荷時段的保障能力，并減少白天的光伏棄電量。針對日喀則、那曲和阿里等電力電量保障壓力均比較大的地市，通過新建一定規(guī)?！肮夥?儲能”保供項目滿足供電需要。同時，需進一步優(yōu)化電網(wǎng)調(diào)度運行方式，深化負荷側(cè)管理，落實配套政策措施，以確保電力安全可靠供應。
二、今冬明春保供舉措
（一）推進電源項目建設
一是加快在建電源建設進度。確保拉康水電站16萬千瓦、湘河水利樞紐4萬千瓦和措美哲古風電5萬千瓦年內(nèi)全部并網(wǎng)發(fā)電。
二是優(yōu)化存量擴大增量。實施存量光伏電站改造升級增配儲能和新建適當規(guī)?！肮夥?儲能”項目。除林芝、山南外，其余5地市享受國家補貼政策的已建存量光伏電站增配儲能合計79萬千瓦時（考慮拉薩9E燃機發(fā)電工況），昌都、日喀則、阿里需新建“光伏+儲能”項目47萬千瓦+儲能47萬千瓦時。分地市如下：
拉薩電網(wǎng)：存量光伏電站增配儲能32萬千瓦時（含山南互濟14萬千瓦時）；
昌都電網(wǎng)：存量光伏電站増配儲能23萬千瓦時，同時需新建光伏14萬千瓦+14萬千瓦時儲能；
日喀則電網(wǎng)：存量光伏電站增配儲能20萬千瓦時，同時需新建光伏4萬千瓦+4萬千瓦時儲能；
去那曲電網(wǎng)：存量光伏電站增配儲能4萬千瓦時，同時需新年光伏15萬千瓦+15萬千瓦時儲能；
阿里電網(wǎng)：新建光伏14萬千瓦+14萬千瓦時儲能。
三是推動新型儲能建設。根據(jù)國家《“十四五”新型儲能發(fā)展實施方案》（發(fā)政能源〔2022〕209號），由電網(wǎng)企業(yè)負責實施電網(wǎng)側(cè)、用戶側(cè)新增配置儲能約26萬千瓦時，儲能裝置成本納入電網(wǎng)資產(chǎn)，并在電價成本監(jiān)審中予以合理考慮。建立電網(wǎng)側(cè)儲能電站容量電價機制，加快落實分時電價政策，建立尖峰電價機制，拉大峰谷價差，按市場化方式琉導電價。
（二）充分挖掘調(diào)度潛力
國網(wǎng)西藏電力公司應結(jié)合網(wǎng)架優(yōu)化和電源支撐能力提升，優(yōu)化完善電網(wǎng)運行方式和機組檢修安排，充分挖掘調(diào)度潛力，加強與國調(diào)中心、西南分調(diào)溝通街接，提升枯水期區(qū)外受電能力和本地新能源發(fā)電能力，力爭提高聯(lián)網(wǎng)通道送電能力5萬千瓦以上。聯(lián)合監(jiān)管部門開展拉薩河、雅魯藏布江中游梯級水電優(yōu)化水庫調(diào)度工作，提升流域水能利用效率，增加枯水期電網(wǎng)保供能力。通過優(yōu)化網(wǎng)內(nèi)電源與新增配套儲能的聯(lián)合調(diào)度運行，充分發(fā)揮儲能作用，降低白天光伏棄電壓力，提升早晚髙峰時段電源出力水平。
（三）深化電力負荷管理
根據(jù)《國家發(fā)展改革委辦公廳國家能源局綜合司關于推進新型電力負荷管理系統(tǒng)建設的通知》（發(fā)改辦運行〔2022〕471號）要求，電網(wǎng)企業(yè)持續(xù)加強負荷管理專業(yè)力量建設，出資開展新型電力負荷管理系統(tǒng)平臺建設、負荷管理裝置安裝和運行維護，確保在2022年迎峰渡冬前基本建成負荷管理系統(tǒng)，力爭負荷控制能力達到我區(qū)最大負荷的5%,2025年達到20%以上、負荷監(jiān)測能力達到本地區(qū)最大負荷的70%以上.
（四）相關配套政實
一是國家補貼政策。存量光伏增配儲能的保供項目繼續(xù)享受國家可再生能源補貼政策。
二是保供電價政策。按照企業(yè)資本金內(nèi)部收益率不低于6.5%,享受西藏貸款利率和稅收政策，新建光伏電站運行周期按25年、儲能設施沖放電次數(shù)6000-7000次、年發(fā)電小時數(shù)不低于1500小時測算，新建“光伏+儲能”保供項目全生命周期上網(wǎng)電量結(jié)算電價執(zhí)行0.353元/千瓦時（僅適用于今冬明春保供項目）。超出年發(fā)電小時數(shù)的電量按照自治區(qū)價格部門核定的普通并網(wǎng)光伏電價政策執(zhí)行。
三是優(yōu)先調(diào)度政策.在能源監(jiān)管機構(gòu)的監(jiān)督和指導下，由國網(wǎng)西藏電力公司對在電力保供期間和跨區(qū)外送時段對存量光伏電站增配儲能項目和新建“光伏純那能”項目實行優(yōu)先調(diào)度保障措施，實現(xiàn)應發(fā)盡發(fā)，將存量光伏近3年實際年平均利用小時數(shù)約1100小時，增配儲能后提高到約1500小時。
四是執(zhí)行企業(yè)紓困玫策。存量光伏電站改造升級增配儲能的保供項目，國家可再生能源補貼資金到位之前，由自治區(qū)財政部門先行墊付50%年度資金（每年周轉(zhuǎn)資金需求總量約1億元），待國家可再生能源補貼資金到位后由自治區(qū)財政部門直接扣除墊付資金。新建“光伏+儲能”保供項目，由自治區(qū)發(fā)展改革委協(xié)調(diào)金融機構(gòu)給予貸款資金等方面的支持。
三、2023-2025年電力供需形勢及保供舉措
（一）電力供需形勢
根據(jù)“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃，考慮原規(guī)劃內(nèi)燃氣電站不能按期建設投運的因素，“十四五”中后期，那曲、日喀則、阿里電網(wǎng)存在一定的電力電量缺口。預計2025年全社會用電量達到144億千瓦時、最大負荷達到335萬千瓦。其中，全區(qū)最大電力缺口2023年約30萬千瓦、2024年約70萬千瓦、2025年約90萬千瓦。
（二）保供舉措
在落實今冬明春保供措施并持續(xù)發(fā)揮作用的基礎上，對“十四五”電網(wǎng)規(guī)劃項目建設時序進行滾動調(diào)整優(yōu)化，確保2023年建成投運阿里“光伏+光熱”項目、那曲“光伏+光熱”項目、日喀則薩迦5萬千瓦風力發(fā)電項目、川藏鐵路施工供電工程（二期）、拉薩500千伏輸變電工程、青藏直流二期擴建工程，2024年建成投運拉薩-烏瑪塘500千伏輸變電工程、仁布500千伏輸變電工程，2025年建成投運梅帕塘水利工程、烏瑪塘-忠玉-同卡500千伏輸電通道等項目，“十四五”中后期全區(qū)電力供需實現(xiàn)基本平衡。
四、保障措施
（一）加強組織領導。自治區(qū)發(fā)改委（能源局）要健全完善自治區(qū)、市、縣三級電力供應保障工作專班機制，統(tǒng)籌推進全區(qū)電力保供工作，建立電力保供月調(diào)度工作機制和保供工作常態(tài)化運行機制，會同相關部門做好分地區(qū)電力需求預測、電源電網(wǎng)供電能力分析，重大問題及時向自治區(qū)人民政府報告。隨著我區(qū)經(jīng)濟社會的發(fā)展，全社會用電的增速變化，每年對電力供需形勢進行持續(xù)跟蹤研判，對保供方案進行滾動調(diào)整優(yōu)化。
（二）強化組織實施。按照存量光伏電站增配儲能為主，新建光伏電站配套儲能為輔，以負荷中心就近接入、就地平衡為原則配建光伏電站及儲能設施。各地（市）能源主管部門負責今冬明春保供項目備案和組織實施，并抄送自治區(qū)能源局。存量光伏電站增配儲能設施及新建“光伏瑞能”保供項目確保在2022年11月30日前全容量并網(wǎng)投運；逾期至2022年12月日前全容量并網(wǎng)投產(chǎn)的，上網(wǎng)電價降低0.01元/千瓦時，2022年12月31日之后并網(wǎng)投產(chǎn)的，不享受保供項目上網(wǎng)電價政策。
（三）壓實工作責任,各地（市）行署（人民政府）要將電力保供納入本地重點工作任務，明確職責分工，設立項目建設臺賬，明確各項目開工時間、主要施工節(jié)點、竣工達產(chǎn)時間，及時協(xié)調(diào)調(diào)度。自治區(qū)相關廳局要按照保供方案相關要求落實工作責任，開辟能源保供項目建設綠色通道，按照并行推進、聯(lián)合審批原則，加快做好前置要件審批等各項工作，全力保障能源保供項目在今年11月30日前投產(chǎn)。電網(wǎng)企業(yè)要加快保供項目接入系統(tǒng)建設。
（四）做好應急保障。電網(wǎng)企業(yè)要提前制定完善有序用電方案，全面加強需求側(cè)管理并組織開展應急演練，保障基本民生用電需求。發(fā)電企業(yè)要提前落實設備檢修維護，確保應急保障電源“隨調(diào)隨用”，加快9E燃機應急調(diào)峰電源技術改造，提供冬季電力支撐約13萬千瓦。緊急情況下，利用羊湖抽水蓄能電站內(nèi)循環(huán)運行方式，提供約8萬千瓦的短時電力支撐能力.
