姚英全，么伦强

（1.西藏开发投资集团有限公司，西藏 拉萨 850000；2.中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司，浙江 杭州 311122）

1 新形势下开发西藏清洁能源的重要性

2020 年9 月，在第75 届联合国大会上，中国向世界作出2030 年前碳达峰、2060 年前碳中和的承诺。在“双碳”目标实施的新形势下，在能源方面大力推动非化石能源开发，提高中长期非化石能源占比和非化石能源利用效率则是其中最重要的一环。为实现中长期非化石能源占比目标，我国可再生能源将从补充能源向替代能源转变，逐步成为国家能源消费、电力供应的增量主体[1]。

西藏可再生能源资源丰富，水能、太阳能、地热能储量均居全国首位，且目前开发利用程度不足1%，发展空间巨大。国家明确把西藏打造成国家重要的清洁能源基地和“西电东送”接续基地，西藏提出全力构建“一基地、两示范”发展新格局，着力建设国家清洁能源基地，打造新型电力系统示范区、清洁可再生能源利用示范区。中长期来看，西藏将是我国中长期可再生能源发展的主战场。

2 西藏清洁能源开发利用现状

西藏是全国水能、风能、太阳能、地热能等清洁能源非常丰富的地方，其能源储存量优势明显，拥有较大的开发应用潜能，是我国重要的清洁能源接续基地及战略资源储备基地。

西藏境内河流众多，水量丰沛，全区水力资源理论蕴藏量1.88 万亿kW·h，约占全国总量的1/3；技术可开发量1.81 亿kW，约占全国总量的1/4，均居全国首位。西藏的水力资源主要集中在雅鲁藏布江、怒江、澜沧江、金沙江流域，其技术可开发装机容量达1.53 亿kW，约占全区水力资源技术可开发量的86.57%。截至2021 年底，全区已在建水电站总装机容量895.4 万kW，占技术可开发量的4.94%；开发利用率为全国最低水平，开发潜力巨大。

西藏太阳能资源极其丰富，太阳能发电理论开发量5.98 万亿kW·h，折合装机规模约6.8 亿kW。全区光伏电站技术可开发量约3.2 亿kW，光热电站技术可开发量约1080 万kW。截至2021 年底，西藏全区已建成并网光伏电站装机容量154.5 万kW，发展潜力巨大。

西藏风能资源丰富，初步估算全区70 m 高度风力发电理论开发量1.65 万亿kW·h，折合装机规模约1.8 亿kW。其中大部分地区为超高海拔山区和自然保护区，不具备开发条件。全区风能技术可开发总装机规模约2856 万kW。截至目前，西藏全区仅建成并网龙源那曲高海拔试验风电场首批0.75 万kW 风电机组[2]。

3 西藏电力工业发展现状

西藏电源建设总体滞后，电力供应仍然不足，已建电源以水电、光伏为主，主力电源主要分布在拉萨、山南和林芝地区，另外在各电网负荷中心布局了一定容量的应急柴油机组和燃机，但整体调节能力差，电力系统出力过程与用电需求过程相矛盾。截至2021年底，西藏电网装机容量467.15 万kW。其中水电装机为271.3 万kW（占总装机的58.1%），光伏装机为136.5 万kW（占总装机的29.2%），抽水蓄能装机为9 万kW，火电（含油机）装机为38.9 万kW，地热装机为4.2 万kW，风电装机为2.95 万kW，其它机组（余热、垃圾发电）4.3 万kW。2021 年，西藏电网实际用电量101 亿kW·h，同比增长22.4%，全网实际最大负荷为1 910 MW，同比增长12.1%。

随着藏中与昌都电网联网、阿里与藏中电网联网以及农网改造升级工程完成，西藏自治区结束了“一大两小”独立电网的历史，2020 年底基本构建形成覆盖全部74 个县（区）和主要乡镇的统一电网，主网覆盖人口330 万人，成为西南电网的重要组成部分。目前，西藏电网通过一回±400 kV 直流线路与西北电网相连，联网通道两段落点分别位于青海格尔木换流站和西藏朗塘换流站。西藏电网最高交流电压等级为500 kV，通过双回500 kV 线路与四川电网相连，并已形成以拉萨220 kV 环网为核心，覆盖拉萨、日喀则、山南、林芝、阿里和昌都6 个地市的西藏电网220 kV主网架，各地市110 kV 电网供电能力和供电可靠性进一步提高，110 kV 主电网向无电地区进一步延伸。

4 存在的问题

4.1 电源结构不合理，电力供需矛盾突出

从已建电源运行情况看，水电站整体调节能力差，水电群枯水期平均出力不足50 万kW；新能源电站发电出力不稳定，出力过程与负荷需求过程相矛盾；燃机因为运行技术经济性问题主要作为过渡电源和备用电源使用；联网工程作用有限且运行经济性差。总体系统可供枯水期出力与系统实际需求仍有较大差距，需要跨区域联网送入保障供应。“十三五”以来乃至“十四五”期间，电力系统新增较大规模的电站仅有加查（36 万kW）和大古水电站（66 万kW），均为日调节电站，枯水期供需矛盾将进一步加深。

4.2 内需电源项目储备不足，电源规划不确定性大

由于资源条件及电网规模的限制，未来一定时期内满足区内用电需求的电源仍以水电为主。但从“十三五”规划电源实际执行情况看，果多、大古、金桥等基本实现按期开工和按期投产，其余规划电源均延后开工或不具备近期开工条件，主要因为河流水电规划滞后、前期工作深度不够、涉及环境敏感对象、投资额度大及投资效益较低等。

4.3 电源经济性差，项目推动困难

西藏人口稀少、工业不发达、交通等设施基础薄弱，区内水电资源多位于高海拔地区，地质条件相对较差。受自然条件、交通条件、建筑材料条件等因素的影响，水电站建设投资高，经济性差。已建电站运行成本难以通过电价得到补偿，常常需要财政资金予以补贴。财政补贴批复额度与发电企业期望额度有较大差距，电站的开发建设受到影响，项目推动困难。

4.4 支撑电源不足，电网结构薄弱，跨区域联网工程作用有限

目前，中部电网负荷中心仅直孔、雪卡、老虎嘴、旁多、藏木、加查、多布水电站支撑，昌都电网主要由金河、果多水电站支撑，阿里电网仅狮泉河水电站和过渡柴油机组支撑，电网规模及覆盖面较小、结构薄弱，长距离输电和负荷中心缺乏电源支撑，电网安全问题突出，无法满足负荷发展和可靠供电的需要。青藏联网工程在枯水期引入青海电网电力，丰水期将西藏中部电网富余电力电量送入青海电网，减少水电弃水电量。按照电网安全稳定运行要求及相关规定，青藏联网工程输入容量不宜超过西藏中部电网负荷的20%。为满足持续快速增长的负荷需求，同时考虑到川藏联网的作用，枯水期高峰时段采取双回线路输入，但对电网安全稳定运行是个潜在威胁。

5 西藏清洁能源发展思路

结合区内清洁能源资源特点和开发条件，需加快流域统一谋划、系统布局、科学实施，以水能资源开发为基础，同步推进太阳能、风能、地热能等新能源规模化开发利用，通过“以点带面、就近接入、多能互补”，构建完善以水电为主、多能互补、互联互通的可持续发展综合能源体系，构建清洁能源“一基地、两示范”发展新格局。

5.1 推动清洁能源基地建设

藏东地区以清洁能源开发外送为重点，推动水电、太阳能、风能等可再生能源开发，优化各类电源规模配比，充分发挥水、光、风可再生能源出力互补特性，依托流域梯级水电的调节能力和送出通道，形成金沙江上游、澜沧江西藏段、雅鲁藏布江下游、藏东南水风光水储一体化清洁能源外送基地；藏中地区坚持绿色能源开发，形成以雅鲁藏布江中游河段水电群为主的水电、光电、风电以及输入区外优质能源相互补充的电源结构，打造水风光储一体化清洁能源内需基地，配套非电可再生能源发展应用，形成安全可靠的综合能源高质量发展格局；藏西地区以提升能源保障能力为重点，建设象泉河阿青等水电站作为区域支撑性电源，沿主电网延伸完善区域配电网，在边境地区和末端电网、孤立电网区域推动源网荷储一体化微电网供能方式，提升对边境边区及偏远地区能源供应能力，形成自给自足的能源发展格局[3]。

5.2 完善电网设施升级改造

深入实施主电网延伸工程，推进农牧区配电网升级改造，加强城镇网配电网巩固提升工程，提升区内电网安全稳定运行水平。推动建设500 kV 超高压、220 kV 高压输电线路工程，打造以超高压为主网架、各电压等级电网协调发展的全区统一电网。进一步增强藏中地区骨干网架，增强负荷中心电力供应保障。

5.3 强化外送输电工程建设

结合能源外送需求及电站建设时序，谋划藏东清洁能源送出基地送电东部地区，适时开展澜沧江上游清洁能源外送特高压输电工程及雅鲁藏布江下游清洁能源外送输电工程，保障新增可再生能源电力送出。加强与内地省市协同开发跨省水能、风能等自然资源，探索西电东送能源基础设施共建共享机制，协同推进覆盖藏、川、渝三省区的西南电网建设。

5.4 构建新型电力系统

试点建设智能电站，加速建设全区统一智能电网，提升高低峰协调调度功能。加快引进、应用大规模电网安全保障和防御体系、智能调度系统、电网环保与节能技术及设备、大规模储能系统、可再生能源规模化接入与消纳系统、分布式电源并网及控制系统。探索5G、充电桩、数据中心、分布式光伏、储能等多功能综合一体站建设。

6 思考与建议

6.1 加快推进清洁能源资源普查

以清洁能源基地为重点，全面开展可再生资源普查工作。在全区资源丰富及具备发展条件的地区，增设能源观测设备，加快重点江河流域、跨境河流规划及环评报告审查批复工作。在风能储备丰富地区新建测风塔，开展前期测风工作。在高温地热富集地区开展地热资源潜力勘查和选区评价，启动EGS（干热岩）靶区勘探工作。收集清洁能源资源数据，建立清洁能源分布数据库，为重点项目建设提供依据[4]。

6.2 加快开展抽水蓄能站点规划

西藏自治区绵延起伏的山脉和发达的水系为建设抽水蓄能电站创造了有利条件。在西藏建设抽水蓄能电站有利于保证电力系统安全稳定经济运行，优化配置能源资源，促进西藏光伏、风电规模化开发和送出，缓解汛枯季节性电能供需矛盾。统筹考虑西藏自治区电力系统储能调峰需求和安全稳定运行要求，开展抽水蓄能对电站选点规划工作，合理布局抽水蓄能电站，加强站点资源保护。

6.3 推动“多能互补”发展。

加快推进“水电/光伏/风电+储能”研究和试点，引进风光互补发电装置，开发一批风光互补的可再生清洁能源技术，建设一批储能工厂、抽蓄电站等配套设施。积极推广“新能源+储能+调相机”发展模式，引导用能储能与新能源峰谷重叠、供需匹配。打造储能试验检测和实证平台，培育、孵化、验证新型电力系统相关新技术、新装备、新模式。研究制定储能参与新能源消纳补偿机制，试点可再生能源电力制氢，配套开展加氢站及氢气储运等基础设施建设，探索氢能与“光伏+储能”协同发展，补充电力系统调节能力。