西藏：新增光伏470MW、储能126万千瓦时，上网电价0.353元/千瓦时

6月29日，西藏印发《今冬明春及“十四五”期间电力保供方案》，要求存量光伏项目新增储能79万千瓦时，新增470MW光伏电站以及47万千瓦时储能，上网电价为0.353元/千瓦时。

文件指出，目前西藏最大电力负荷为230万千瓦（12月），2022年除水电外无新投产常规电源和主电网项目，区外最大电力输送约100万千瓦，预计冬季枯水期晚高峰电力缺口约35~45万千瓦。鉴于西藏“夏盈冬缺、昼盈夜缺”的结构性缺电特点，重点通过实施存量光伏电站改造升级新增配置储能的方式保障供电，对于缺口较大的地区则通过新建“光伏+储能”保供。

具体措施为，加快在建电源建设进度，优化存量扩大增量并推动新型储能建设，由电网企业负责实施在电网测、用户侧新增配置储能26万千瓦时。存量光伏项目实施改造升级增配储能，并新增“光伏+储能”项目。除林芝、山南外，其余5地市享受国补的项目增配储能79万千瓦时，昌都、日喀则、那曲、阿里新增47万千瓦光伏+47万千瓦时储能。

具体配套政策为存量增配储能光伏项目继续享受国家补贴，新建光伏+储能项目按照资金内部收益率不低于6.5%享受西藏贷款利率和税收政策，今冬明春保供项目上网电价结算电价为0.353元/千瓦时，保障收购1500小时，其余超发电量按照普通平价光伏电站结算。存量配储能以及新建配储能光伏项目须在11月30日前全容量并网，逾期至12月则降低上网电价0.01元/千瓦时，明年投产则不享受保供电价。

今年5月，在西藏自治区人民政府发布的《关于适当降低部分销售电价的通知》(藏政发〔2020〕12号)中表示，光伏继续实施分类上网电价。即集中式光伏电站与全额并网的分布式光伏上网电价为0.1元/千瓦时，自发自用、余量上网的分布式为0.25元/千瓦时。这意味着西藏本次新增的470MW光伏电站将享受0.353元/千瓦时的上网电价，远超普通光伏电站电价。

此外，今冬明春保供项目将享受优先调度政策，实现应发尽发，存量光伏电站在1100小时的基础上增配储能后提高到1500小时。对保供项目执行企业纾困政策，在国补资金到位之前由自治区财政部门先行垫付年度资金的50%，新建项目则给予贷款资金支持。

文件表示，“十四五”期间西藏电力缺口较大，预计2023年约30万千瓦，2024年约70万千瓦，2025年约90万千瓦。为保障电力供应，“十四五”电源项目建设时许将进行滚动调整优化，确保建成一系列“光伏+光热”项目以及输变电工程。

要加强组织领导，强化组织措施，开辟能源保供项目绿色通道，加快做好前置要件审批等工作，全力保障能源保供项目在今年11月底前投产。

具体文件见下：

西藏自治区今冬明春及“十四五”期间电力保供方案

根据国家发展改革委、能源局《关于建立电力供需平衡预警机制暨内部通报首次电力供需平衡预警等级（2022年夏季）的通知〉（发改能源〔2022〕476号），我区“十四五”期间电力供需形势定为橙色预警，属电力供需偏紧区域。需加快在建电源项目建设进度，提升电源电网供电能力，保障电力供应平衡有序，保障经济社会健康持续稳定发展。

一、今冬明春电力供需形势

今冬明春，预计全区最大电力负荷约230万千瓦（12月份），同比増长20.4%,负荷超预期增长.2022年除拉康水电站和湘河水利枢纽外，无新投产常规电源和主电网项目。通过现有交直流联网区外最大受入电力约100万千瓦后，在考虑同时率的基础上，全网最大电力缺口将出现在冬季枯水期晚高峰时段，约35-45万千瓦。其中：拉萨电网预计最大负荷约115万千瓦，同比增长20.9%，最大电力缺口约15-20万千瓦；昌都电网预计最大负荷约43万千瓦，同比增长30.3%,最大电力缺口约10—14万千瓦；日喀则电网预计最大负荷约38万千瓦，同比增长40%，最大电力缺口约3-4.5万千瓦；那曲电网预计最大负荷约18万千瓦，同比增长25.7%，最大电力缺口约2—3.5万千瓦；阿里电网预计最大负荷为8万千瓦，同比增长60%，最大电力缺口约1.5—2.5万千瓦；除山南、林芝市意外，其他地市电网还存在一定的电量缺口。此外，拉萨电网由于负荷中心呈现电源空心化趋势，当前负荷承载能力不足100万千瓦，存在系统稳定问题。

针对我区电力供需“夏盈冬缺”“昼盈夜缺”的结构性缺电特点，重点通过实施存量光伏电站改造升级新增配置储能设施的方式，提高冬季用电早晚髙峰最大负荷时段的保障能力，并减少白天的光伏弃电量。针对日喀则、那曲和阿里等电力电量保障压力均比较大的地市，通过新建一定规模“光伏+储能”保供项目满足供电需要。同时，需进一步优化电网调度运行方式，深化负荷侧管理，落实配套政策措施，以确保电力安全可靠供应。

二、今冬明春保供举措

（一）推进电源项目建设

一是加快在建电源建设进度。确保拉康水电站16万千瓦、湘河水利枢纽4万千瓦和措美哲古风电5万千瓦年内全部并网发电。

二是优化存量扩大增量。实施存量光伏电站改造升级增配储能和新建适当规模“光伏+储能”项目。除林芝、山南外，其余5地市享受国家补贴政策的已建存量光伏电站增配储能合计79万千瓦时（考虑拉萨9E燃机发电工况），昌都、日喀则、阿里需新建“光伏+储能”项目47万千瓦+储能47万千瓦时。分地市如下：

拉萨电网：存量光伏电站增配储能32万千瓦时（含山南互济14万千瓦时）；

昌都电网：存量光伏电站増配储能23万千瓦时，同时需新建光伏14万千瓦+14万千瓦时储能；

日喀则电网：存量光伏电站增配储能20万千瓦时，同时需新建光伏4万千瓦+4万千瓦时储能；

去那曲电网：存量光伏电站增配储能4万千瓦时，同时需新年光伏15万千瓦+15万千瓦时储能；

阿里电网：新建光伏14万千瓦+14万千瓦时储能。

三是推动新型储能建设。根据国家《“十四五”新型储能发展实施方案》（发政能源〔2022〕209号），由电网企业负责实施电网侧、用户侧新增配置储能约26万千瓦时，储能装置成本纳入电网资产，并在电价成本监审中予以合理考虑。建立电网侧储能电站容量电价机制，加快落实分时电价政策，建立尖峰电价机制，拉大峰谷价差，按市场化方式琉导电价。

（二）充分挖掘调度潜力

国网西藏电力公司应结合网架优化和电源支撑能力提升，优化完善电网运行方式和机组检修安排，充分挖掘调度潜力，加强与国调中心、西南分调沟通街接，提升枯水期区外受电能力和本地新能源发电能力，力争提高联网通道送电能力5万千瓦以上。联合监管部门开展拉萨河、雅鲁藏布江中游梯级水电优化水库调度工作，提升流域水能利用效率，增加枯水期电网保供能力。通过优化网内电源与新增配套储能的联合调度运行，充分发挥储能作用，降低白天光伏弃电压力，提升早晚髙峰时段电源出力水平。

（三）深化电力负荷管理

根据《国家发展改革委办公厅国家能源局综合司关于推进新型电力负荷管理系统建设的通知》（发改办运行〔2022〕471号）要求，电网企业持续加强负荷管理专业力量建设，出资开展新型电力负荷管理系统平台建设、负荷管理装置安装和运行维护，确保在2022年迎峰渡冬前基本建成负荷管理系统，力争负荷控制能力达到我区最大负荷的5%,2025年达到20%以上、负荷监测能力达到本地区最大负荷的70%以上.

（四）相关配套政实

一是国家补贴政策。存量光伏增配储能的保供项目继续享受国家可再生能源补贴政策。

二是保供电价政策。按照企业资本金内部收益率不低于6.5%,享受西藏贷款利率和税收政策，新建光伏电站运行周期按25年、储能设施冲放电次数6000-7000次、年发电小时数不低于1500小时测算，新建“光伏+储能”保供项目全生命周期上网电量结算电价执行0.353元/千瓦时（仅适用于今冬明春保供项目）。超出年发电小时数的电量按照自治区价格部门核定的普通并网光伏电价政策执行。

三是优先调度政策.在能源监管机构的监督和指导下，由国网西藏电力公司对在电力保供期间和跨区外送时段对存量光伏电站增配储能项目和新建“光伏纯那能”项目实行优先调度保障措施，实现应发尽发，将存量光伏近3年实际年平均利用小时数约1100小时，增配储能后提高到约1500小时。

四是执行企业纾困玫策。存量光伏电站改造升级增配储能的保供项目，国家可再生能源补贴资金到位之前，由自治区财政部门先行垫付50%年度资金（每年周转资金需求总量约1亿元），待国家可再生能源补贴资金到位后由自治区财政部门直接扣除垫付资金。新建“光伏+储能”保供项目，由自治区发展改革委协调金融机构给予贷款资金等方面的支持。

三、2023-2025年电力供需形势及保供举措

（一）电力供需形势

根据“十四五”能源发展规划，考虑原规划内燃气电站不能按期建设投运的因素，“十四五”中后期，那曲、日喀则、阿里电网存在一定的电力电量缺口。预计2025年全社会用电量达到144亿千瓦时、最大负荷达到335万千瓦。其中，全区最大电力缺口2023年约30万千瓦、2024年约70万千瓦、2025年约90万千瓦。

（二）保供举措

在落实今冬明春保供措施并持续发挥作用的基础上，对“十四五”电网规划项目建设时序进行滚动调整优化，确保2023年建成投运阿里“光伏+光热”项目、那曲“光伏+光热”项目、日喀则萨迦5万千瓦风力发电项目、川藏铁路施工供电工程（二期）、拉萨500千伏输变电工程、青藏直流二期扩建工程，2024年建成投运拉萨-乌玛塘500千伏输变电工程、仁布500千伏输变电工程，2025年建成投运梅帕塘水利工程、乌玛塘-忠玉-同卡500千伏输电通道等项目，“十四五”中后期全区电力供需实现基本平衡。

四、保障措施

（一）加强组织领导。自治区发改委（能源局）要健全完善自治区、市、县三级电力供应保障工作专班机制，统筹推进全区电力保供工作，建立电力保供月调度工作机制和保供工作常态化运行机制，会同相关部门做好分地区电力需求预测、电源电网供电能力分析，重大问题及时向自治区人民政府报告。随着我区经济社会的发展，全社会用电的增速变化，每年对电力供需形势进行持续跟踪研判，对保供方案进行滚动调整优化。

（二）强化组织实施。按照存量光伏电站增配储能为主，新建光伏电站配套储能为辅，以负荷中心就近接入、就地平衡为原则配建光伏电站及储能设施。各地（市）能源主管部门负责今冬明春保供项目备案和组织实施，并抄送自治区能源局。存量光伏电站增配储能设施及新建“光伏瑞能”保供项目确保在2022年11月30日前全容量并网投运；逾期至2022年12月日前全容量并网投产的，上网电价降低0.01元/千瓦时，2022年12月31日之后并网投产的，不享受保供项目上网电价政策。

（三）压实工作责任,各地（市）行署（人民政府）要将电力保供纳入本地重点工作任务，明确职责分工，设立项目建设台账，明确各项目开工时间、主要施工节点、竣工达产时间，及时协调调度。自治区相关厅局要按照保供方案相关要求落实工作责任，开辟能源保供项目建设绿色通道，按照并行推进、联合审批原则，加快做好前置要件审批等各项工作，全力保障能源保供项目在今年11月30日前投产。电网企业要加快保供项目接入系统建设。

（四）做好应急保障。电网企业要提前制定完善有序用电方案，全面加强需求侧管理并组织开展应急演练，保障基本民生用电需求。发电企业要提前落实设备检修维护，确保应急保障电源“随调随用”，加快9E燃机应急调峰电源技术改造，提供冬季电力支撑约13万千瓦。紧急情况下，利用羊湖抽水蓄能电站内循环运行方式，提供约8万千瓦的短时电力支撑能力。