“与光伏不同，光热发电能够更好地发挥调峰作用，能够真正实现水光互补，有利于保障西藏地区的电网稳定。”西藏开发投资集团有限公司(以下简称西开投)总裁谭继文8月30日在作西藏光热发电项目建设研讨会闭幕总结发言时如是表示。
西藏是我国太阳能资源最丰富的地区，适宜也有必要开发大规模光热发电项目，但也面临着高原缺氧、投资成本高、本土项目开发经验不足，电力外送配套政策不明等多重障碍。阻力之下，西开投仍计划通过在今年启动贡嘎50MW槽式电站的开发为西藏未来的光热发电项目开发奠定基础。
为什么选择光热发电?
国家电网能源研究院副院长蒋丽萍在上述会议上介绍称，“目前，西藏电力系统主要由西藏中部电网、昌都电网和阿里电网三个独立统调电网，其中以中部电网为主，截至2015年底，中部电网装机178.667万千瓦，其中水电113.414万千瓦，火电34.875万千瓦，光伏约16万千瓦，另有抽水蓄能9万千瓦，地热2.718万千瓦，风电0.75万千瓦，余热机组1.91万千瓦。”
另据谭继文介绍，西藏电网目前的总装机量为200多万千瓦，其中以水电为主，占168万千瓦左右，由于大部分水电为径流发电，调节能力较差。但西藏电网对调节能力的要求又较高，其中一个重要原因是，西藏没有采暖系统，冬季主要靠电采暖，耗电量比较大，而冬季又是枯水季，水电发电量仅是丰水期的四分之一，但用电负荷反而比丰水期增加至少三分之一，甚至更多，如此一来，用电负荷和发电量之间就产生了巨大矛盾。
如何解决这一矛盾?太阳能发电恰恰能起到补充作用，在西藏冬季缺水的时候，正是西藏太阳能资源最为丰富的季节，正好可以实现水光互补。
那么，利用系统简单的光伏发电是否可以满足这一需求?谭继文认为，由于西藏的电网网架比较小，光伏发电目前已经占了很高比例，囿于光伏的固有缺陷，电网对光伏的消纳已经十分有限，大部分的光伏电站都被迫弃光。而光热发电的优势就在于其可以作为调峰电源，这使其可以成为西藏电网中的有益补充电源。
蒋丽萍也认同上述观点，她强调，西藏虽然水电资源丰富，但这里的水电站的调节性能并不是多好，光热发电项目在打造西藏以清洁能源为供能主体的规划中，将会扮演非常重要的角色。
需要考虑的特殊问题
西藏的生态环境非常脆弱，一旦遭到破坏就很难恢复。电力规划设计总院副院长孙锐提出在西藏开发光热发电项目第一个需要考虑的特别因素即是生态，“要严格保护地表生态，要根据用地的实际情况，选择合适的聚光集热方式，避免对集热场进行较大的平整施工，以减少对原地表形态的破坏。”
蒋丽萍对此观点深表认同，她表示，“从个人感情来说，我对西藏这个地方充满感情和景仰，我希望我们在开发项目的时候能够保护好西藏的生态环境。”
孙锐同时表示，“由于西藏整块坡度较小的土地面积有限，西藏的光热发电机组单机容量不能过大;对于局部场地坡度较大，不适于光热发电项目建设的场地，可与光伏发电结合。另外，电网的容量较小，覆盖范围有限，开发光热发电项目需要同电网建设相协调，同时需要研究建设用地、水源、辅助燃料等众多外部条件，统筹进行规划。”
贡嘎50MW槽式项目先行示范
华北电力设计院与西开投此前联合做了一项“十三五”(2016～2020)期间西藏太阳能发电的发展规划(建议稿)，规划在西藏共4个地区开发9个太阳能热发电项目，总装机容量约525MW，其中到2017年完成225MW装机，到2020年完成500MW装机。其中拉萨地区3个项目，总容量为125MW;山南地区1个项目，总容量为50MW;日喀则地区4个项目，总容量325MW;阿里地区项目1个，总容量100MW。但需注意的是，该规划仅为建议稿，尚未获批。
图：贡嘎项目场址卫星图
在本轮光热发电示范项目申报中，西藏地区共申报了三个光热发电项目，其中西开投主导的有两个，西开投计划在今年先期启动其中一个即贡嘎50MW槽式项目的建设工作，并计划于2018年底前建成投运。该项目原为华能西藏发电有限公司持有，后转至西开投继续开发。
该项目厂址位于山南地区贡嘎县北侧，雅鲁藏布江北岸。根据拉萨市气象站的多年气象数据，及项目业主在厂址处设置的测光站一整年(2013.6～2014.8)的实测数据，其直接辐射量为2109.7kW.h/m2.年。厂址地形基本平坦(坡度1.5%～5%)，以河滩地为主，厂址可用面积约2km2。但由于项目厂址位于贡嘎机场附近，为避免对航班飞行造成眩光等影响，故并不适合塔式项目开发。送出方面，该项目初步考虑接入单回11万伏的贡嘎县变电站。
另据该电站的可研方华北电力设计院新能源工程事业部经理助理田增华介绍，该项目在场址方面面临的一个特殊问题是有一条公路横穿项目场址，华北电力设计院为此提出了三个方案来应对这一问题，包括道路改线、局部道路改线、道路不调整等，但无论最终如何设计，都对该项目的开发带来了附加难度。
该项目拟采用槽式导热油配置熔盐储热技术路线，但西开投对采用导热油传热还有所顾虑，其担心导热油泄露对当地生态环境可能造成的负面影响。
该项目集热场设计由144条标准槽式回路组成，总聚光面积为470880m2，储热6小时。这与当时申报示范项目时的设计有所不同，其申报时的设计为120条回路，3小时储热，后经过业主方的争取，在场址可用面积上又增加了一些，这也带来了发电成本的进一步降低，其申报示范项目时所报电价为1.49元/kWh，重新调整后的优化电价成本约1.33元/kWh，年发电量1.588亿千瓦时。
贡嘎50MW槽式电站将作为西藏首个启动建设的光热示范项目，其开发结果也将直接影响西藏未来的光热项目开发。在多重困难之下，西开投对启动该项目的决心很大，在此次研讨会之后，西开投方面希望能尽快确定该项目的基本技术方案，力争在今年10月份启动该项目的建设工作。
西藏光热发电项目电价单独申报
受制于多方面的自然和非自然因素影响，在西藏地区开发光热发电项目比在国内其它地区开发的投资成本更高，华北电力设计院结合贡嘎项目对此作了一个简单对比，以贡嘎项目为例，该项目的静态投资概算为158465万元，单位发电量投资399元/MWh，若在青海等地开发同样的一个项目，单位发电量投资约325元/MWh，差距约为20%左右，即一个在青海投资15亿元的光热发电项目放到西藏，总投资要高出3个亿左右，电价成本同时增加20%左右。
由此来看，即便我国示范项目电价政策下发，确定为1.15元/kWh，西藏地区的光热发电项目开发也不适宜执行该电价政策。对此，西开投方面对CSPPLAZA记者透露，“就在西藏开发这样一个光热发电项目而言，我们并不担心电价问题，我们将会通过地方发改委单独为该项目向国家申报合理的电价，是否入选示范项目对我们来说没有什么影响。”
事实上，西藏的光伏发电项目开发就走的就是特殊电价政策，目前全国光伏发电标杆电价为三类资源区上网电价分别为0.8、0.88、0.98元/千瓦时，西藏地区依然执行的是2011年国家发改委公布的光伏上网电价，即1.15元/kWh，比全国其它地区最低高出约15%。
目前，光热发电执行的是示范项目电价政策，对西藏而言，其需要针对单个项目向国家层面提出申请，出于西藏各方面特殊性的考虑，也几乎可以确定其可以获得针对该项目的特殊电价政策支持。
根据国家能源局下发的2020年各省行政区域全社会用电量中非水可再生能源电力消纳比重指标设定，西藏要达到13%。光热发电是西藏改善电源结构、解决丰枯不平衡和实现水光互补的重要途径。但必须看到，在西藏开发光热发电项目有较大的特殊性和难度，要成功迈出第一步，必须做足做细各项准备工作。
