储能与电力市场获悉，7月25日，阿里地区2023年保障性风电、光伏发电新能源项目（二次）项目（1-5标段）中标候选人公示。
截至目前，昌都、阿里、拉萨、日喀则、山南、林芝、那曲2023年风光新能源项目，全部保障性配储项目确定中标人。
7个市保障性项目共31个（每个标段计为一个项目），配储规模373MW/1484MWh；
市场化项目6个，功率按照4h配储时长计算，配储总规模为117.5MW/470MWh；
新能源项目配储总规模为490.5MW/1954MWh。
业主（第一中标候选人）分布上看，华电集团、西藏开投、国电投领先，规模分别为160/640MWh、56MW/224MWh、50MW/200MWh。
注：察雅县光伏+储能项目为联合体中标，规模全部计入联合体牵头人西藏开投；市场化项目功率按照4h配储时长计算；朗县光伏+储能项目两个标段储能规模按均分计入。
西藏属于弱电网地区，电网结构单一，主要以水电为主、光伏为辅，发电出力受气候影响大，架构薄弱，运行控制难度大。同时西藏又是国家重要的新能源基地，维持电网结构稳定，为全国输送高质量清洁能源的都对西藏地区的新能源配储提出了重点要求。
高比例的储能配置、弃风弃光率高、内部消纳低外送比例高是西藏地区的几大特点。
起底20%/4h的高比例储能配置
2023年1月12日，西藏自治区发改委发布印发《关于促进西藏自治区光伏产业高质量发展的意见》的通知（藏发改能源〔2023〕42号）（以下简称“意见”）。
意见表示保障性并网项目，按照不低于全区上一年度最大电力负荷增量的25%安排新增项目，配置储能规模不低于项目装机容量的20%，储能时长不低于4小时。
其中竞争性配置评分细则明确：新建储能容量按光伏备案容量的20%，储能时长4小时配置的，得5分。在此基础上储能时长每增加1小时，增加1分，直至满分（10分）。
这意味着，想要获得储能配置的满分配置，储能时长配置最多可达到9小时，这基本覆盖了光伏日间发电时长区间。（详见：25%4h，最长可达9h！西藏长时光储发展即将爆发）
光伏利用率长期倒数第一
实际上，根据储能与电力市场的追踪，西藏的光储项目已于2022年年中纷纷启动，并且大多按照25%/4小时的比例进行了储能配置，绝大多数在5小时以上。
如此高比例的储能配置与西藏当地的电源结构息息相关。西藏电网电源结构以水电为主、光伏为辅，发电出力受气候影响大，且电网网架结构相对薄弱，运行控制难度大。
截止2022年9月底，西藏地区光伏累计装机规模1.39GW，占本地区总装机比重30.1%，但同一时段西藏光伏累计发电量13.8亿千万时，仅占本地区总发电量15.7%。
2022年1~10月西藏光伏利用率为80%，全国倒数第一；2023年2月西藏弃光率26.9%，光伏利用率仅有73.1%，1-2月为72.3%。
消纳不足的主要原因还是在于需求跟不上。
上表可见，2021年用发比低至75.31%，远不及前两年的90%以上。其中水电的发电比例维持在80%左右，近两年加快建设步伐。
西藏地区纬度低、太阳高度角大、天气晴朗、光照时间，同时地势高，大气对太阳辐射削弱作用小，拥有发展光伏的优质资源禀赋。
澜沧江、金沙江、怒江流经西藏昌都境内分别达468公里、537公里、630公里，且水量大、水流急、天然落差大，其丰富的水资源也推进西藏稳步成为我国“西电东送”接续能源基地。
西藏是我国重要的清洁能源供给基地，我国规划的九大清洁能源基地中，金沙江上游“风光水储一体化基地”有大部分落在新疆境内。截至2022年底，西藏电力装机容量达到656万千瓦，其中清洁能源装机占比高达93.3%。青藏、川藏、藏中、阿里4条“电力天路”纵横南北，主网覆盖全区74个县区，源源不断向外省市输送清洁绿电91亿千瓦时。
其中2021年西藏外送电量25.54亿千瓦时，同比增长40.83%。
根据西藏“十四五”规划，2025年西藏将建成国家清洁可再生能源利用示范区，其中水电已建和在建装机容量将突破1500万千瓦，光伏装机容量将突破1000万千瓦。
在新能源装机逐步增长的同时，提高外送，发展当地产业是扩大需求，增加消纳的重要路径。
储能助力西藏光伏发展
建立外送线路，发展产业都不是一朝一夕之事。回顾过去6年，西藏的光伏装机几乎停滞，极低的上网电价、过高的弃光率都制约了西藏光伏的发展壮大。
在大量弃光的现状下，储能是助力西藏地区光伏发展壮大的重要推手。
2023年5月18日，西藏自治区发改委印发了《2023年风电、光伏发电等新能源项目开发建设方案》（以下简称“方案”）。
2023年将新增风电、光伏等新能源项目建设规模5.735GW。包括保障性并网项目建设规模3.73GW，市场化并网项目建设规模2.005GW。
对于保障性并网项目，方案提出了明确的储能需求，保障性并网光伏+储能项目配置储能规模不低于光伏装机容量的20%，储能时长不低于4小时，并按要求加装构网型装置。
明确保障性并网项目纯光伏配置最低储能规模（光伏+储能项目）的项目共1.444GWh，其中：
拉萨4个项目共配储480MWh；
日喀则5个项目共配储304MWh（含风光储一体化80MWh）；
山南市5个项目共配储160MWh；
昌都市1个项目共配储160MWh；
林芝市2个项目共配储84MWh；
那曲市4个项目共配储160MWh；
阿里地区4个项目共配储96MWh。
加之中广核改则县风电项目配备10MW/40MWh储能，保障性项目配储总规模为373MW/1484MWh。
2.78GW保障性光伏项目中保供光伏项目1.35GW，配储不低于1.08GWh。
2022年针对保供光伏项目，还提供优先调度保障措施并提高上网电价。2022年备案新建“光伏+储能”保供项目，于2022年11月30日前全容量并网的，上网电量结算电价按每千瓦时0.353元执行，电力保供项目优先调度，支持“光伏+储能”产业持续健康发展。
附：2023年竞配项目储能清单（含市场化项目）
注：市场化项目功率均按照4h由容量推算。
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通过对中国储能市场的发展特点、项目开展情况、市场竞争情况的深入分析，储能与电力市场近期形成了三份2022年度年度行业分析报告，以及一份2023年上半年行业分析报告：
《2023上半年储能市场全景分析报告》
《2022年储能市场分析和2023年发展展望》
《储能项目招投标及报价全景分析报告（2022年）》
《独立式储能电站周年考（2022年）》
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