中國儲能網訊：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常規(guī)電源和主電網項目，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”的結構性缺電特點，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，由電網企業(yè)負責實施在電網測、用戶側新增配置儲能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電價結算電價為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，逾期至12月則降低上網電價0.01元/千瓦時，明年投產則不享受保供電價。
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)實施分類上網電價。即集中式光伏電站與全額并網的分布式光伏上網電價為0.1元/千瓦時，自發(fā)自用、余量上網的分布式為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)先調度政策，實現應發(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。
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，提升電源電網供電能力，保障電力供應平衡有序，保障經濟社會健康持續(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，無新投產常規(guī)電源和主電網項目。通過現有交直流聯網區(qū)外最大受入電力約100萬千瓦后，在考慮同時率的基礎上，全網最大電力缺口將出現在冬季枯水期晚高峰時段，約35-45萬千瓦。其中：拉薩電網預計最大負荷約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，其他地市電網還存在一定的電量缺口。此外，拉薩電網由于負荷中心呈現電源空心化趨勢，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”的結構性缺電特點，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)化電網調度運行方式，深化負荷側管理，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5萬千瓦年內全部并網發(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：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：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：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：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：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），由電網企業(yè)負責實施電網側、用戶側新增配置儲能約26萬千瓦時，儲能裝置成本納入電網資產，并在電價成本監(jiān)審中予以合理考慮。建立電網側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）充分挖掘調度潛力
國網西藏電力公司應結合網架優(yōu)化和電源支撐能力提升，優(yōu)化完善電網運行方式和機組檢修安排，充分挖掘調度潛力，加強與國調中心、西南分調溝通街接，提升枯水期區(qū)外受電能力和本地新能源發(fā)電能力，力爭提高聯網通道送電能力5萬千瓦以上。聯合監(jiān)管部門開展拉薩河、雅魯藏布江中游梯級水電優(yōu)化水庫調度工作，提升流域水能利用效率，增加枯水期電網保供能力。通過優(yōu)化網內電源與新增配套儲能的聯合調度運行，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《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6000-7000次、年發(fā)電小時數不低于1500小時測算，新建“光伏+儲能”保供項目全生命周期上網電量結算電價執(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)電小時數的電量按照自治區(qū)價格部門核定的普通并網光伏電價政策執(zhí)行。
三是優(yōu)先調度政策.在能源監(jiān)管機構的監(jiān)督和指導下，由國網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)先調度保障措施，實現應發(fā)盡發(fā)，將存量光伏近3年實際年平均利用小時數約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)展改革委協調金融機構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“十四五”能源發(fā)展規(guī)劃，考慮原規(guī)劃內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”電網規(guī)劃項目建設時序進行滾動調整優(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日前全容量并網投運；逾期至2022年12月日前全容量并網投產的，上網電價降低0.01元/千瓦時，2022年12月31日之后并網投產的，不享受保供項目上網電價政策。
（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、竣工達產時間，及時協調調度。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。電網企業(yè)要加快保供項目接入系統(tǒng)建設。
（四）做好應急保障。電網企業(yè)要提前制定完善有序用電方案，全面加強需求側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“隨調隨用”，加快9E燃機應急調峰電源技術改造，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循環(huán)運行方式，提供約8萬千瓦的短時電力支撐能力.
