“與光伏不同，光熱發電能夠更好地發揮調峰作用，能夠真正實現水光互補，有利于保障西藏地區的電網穩定。”西藏開發投資集團有限公司（以下簡稱西開投）總裁譚繼文8月30日在作西藏光熱發電項目建設研討會閉幕總結發言時如是表示。

西藏是我國太陽能資源最豐富的地區，適宜也有必要開發大規模光熱發電項目，但也面臨著高原缺氧、投資成本高、本土項目開發經驗不足，電力外送配套政策不明等多重障礙。阻力之下，西開投仍計劃通過在今年啟動貢嘎50MW槽式電站的開發為西藏未來的光熱發電項目開發奠定基礎。

為什么選擇光熱發電？

國家電網能源研究院副院長蔣麗萍在上述會議上介紹稱，“目前，西藏電力系統主要由西藏中部電網、昌都電網和阿里電網三個獨立統調電網，其中以中部電網為主，截至2015年底，中部電網裝機178.667萬千瓦，其中水電113.414萬千瓦，火電34.875萬千瓦，光伏約16萬千瓦，另有抽水蓄能9萬千瓦，地熱2.718萬千瓦，風電0.75萬千瓦，余熱機組1.91萬千瓦。”

另據譚繼文介紹，西藏電網目前的總裝機量為200多萬千瓦，其中以水電為主，占168萬千瓦左右，由于大部分水電為徑流發電，調節能力較差。但西藏電網對調節能力的要求又較高，其中一個重要原因是，西藏沒有采暖系統，冬季主要靠電采暖，耗電量比較大，而冬季又是枯水季，水電發電量僅是豐水期的四分之一，但用電負荷反而比豐水期增加至少三分之一，甚至更多，如此一來，用電負荷和發電量之間就產生了巨大矛盾。

如何解決這一矛盾？太陽能發電恰恰能起到補充作用，在西藏冬季缺水的時候，正是西藏太陽能資源最為豐富的季節，正好可以實現水光互補。

那么，利用系統簡單的光伏發電是否可以滿足這一需求？譚繼文認為，由于西藏的電網網架比較小，光伏發電目前已經占了很高比例，囿于光伏的固有缺陷，電網對光伏的消納已經十分有限，大部分的光伏電站都被迫棄光。而光熱發電的優勢就在于其可以作為調峰電源，這使其可以成為西藏電網中的有益補充電源。

蔣麗萍也認同上述觀點，她強調，西藏雖然水電資源豐富，但這里的水電站的調節性能并不是多好，光熱發電項目在打造西藏以清潔能源為供能主體的規劃中，將會扮演非常重要的角色。

需要考慮的特殊問題

西藏的生態環境非常脆弱，一旦遭到破壞就很難恢復。電力規劃設計總院副院長孫銳提出在西藏開發光熱發電項目第一個需要考慮的特別因素即是生態，“要嚴格保護地表生態，要根據用地的實際情況，選擇合適的聚光集熱方式，避免對集熱場進行較大的平整施工，以減少對原地表形態的破壞。”

蔣麗萍對此觀點深表認同，她表示，“從個人感情來說，我對西藏這個地方充滿感情和景仰，我希望我們在開發項目的時候能夠保護好西藏的生態環境。”

孫銳同時表示，“由于西藏整塊坡度較小的土地面積有限，西藏的光熱發電機組單機容量不能過大；對于局部場地坡度較大，不適于光熱發電項目建設的場地，可與光伏發電結合。另外，電網的容量較小，覆蓋范圍有限，開發光熱發電項目需要同電網建設相協調，同時需要研究建設用地、水源、輔助燃料等眾多外部條件，統籌進行規劃。”

貢嘎50MW槽式項目先行示范

華北電力設計院與西開投此前聯合做了一項“十三五”（2016~2020）期間西藏太陽能發電的發展規劃（建議稿），規劃在西藏共4個地區開發9個太陽能熱發電項目，總裝機容量約525MW，其中到2017年完成225MW裝機，到2020年完成500MW裝機。其中拉薩地區3個項目，總容量為125MW；山南地區1個項目，總容量為50MW；日喀則地區4個項目，總容量325MW；阿里地區項目1個，總容量100MW。但需注意的是，該規劃僅為建議稿，尚未獲批。



在本輪光熱發電示范項目申報中，西藏地區共申報了三個光熱發電項目，其中西開投主導的有兩個，西開投計劃在今年先期啟動其中一個即貢嘎50MW槽式項目的建設工作，并計劃于2018年底前建成投運。該項目原為華能西藏發電有限公司持有，后轉至西開投繼續開發。

該項目廠址位于山南地區貢嘎縣北側，雅魯藏布江北岸。根據拉薩市氣象站的多年氣象數據，及項目業主在廠址處設置的測光站一整年（2013.6~2014.8）的實測數據，其直接輻射量為2109.7kW.h/m2.年。廠址地形基本平坦（坡度1.5%~5%），以河灘地為主，廠址可用面積約2km2。但由于項目廠址位于貢嘎機場附近，為避免對航班飛行造成眩光等影響，故并不適合塔式項目開發。送出方面，該項目初步考慮接入單回11萬伏的貢嘎縣變電站。

另據該電站的可研方華北電力設計院新能源工程事業部經理助理田增華介紹，該項目在場址方面面臨的一個特殊問題是有一條公路橫穿項目場址，華北電力設計院為此提出了三個方案來應對這一問題，包括道路改線、局部道路改線、道路不調整等，但無論最終如何設計，都對該項目的開發帶來了附加難度。

該項目擬采用槽式導熱油配置熔鹽儲熱技術路線，但西開投對采用導熱油傳熱還有所顧慮，其擔心導熱油泄露對當地生態環境可能造成的負面影響。

該項目集熱場設計由144條標準槽式回路組成，總聚光面積為470880m2，儲熱6小時。這與當時申報示范項目時的設計有所不同，其申報時的設計為120條回路，3小時儲熱，后經過業主方的爭取，在場址可用面積上又增加了一些，這也帶來了發電成本的進一步降低，其申報示范項目時所報電價為1.49元/kWh，重新調整后的優化電價成本約1.33元/kWh，年發電量1.588億千瓦時。

貢嘎50MW槽式電站將作為西藏首個啟動建設的光熱示范項目，其開發結果也將直接影響西藏未來的光熱項目開發。在多重困難之下，西開投對啟動該項目的決心很大，在此次研討會之后，西開投方面希望能盡快確定該項目的基本技術方案，力爭在今年10月份啟動該項目的建設工作。

西藏光熱發電項目電價單獨申報

受制于多方面的自然和非自然因素影響，在西藏地區開發光熱發電項目比在國內其它地區開發的投資成本更高，華北電力設計院結合貢嘎項目對此作了一個簡單對比，以貢嘎項目為例，該項目的靜態投資概算為158465萬元，單位發電量投資399元/MWh，若在青海等地開發同樣的一個項目，單位發電量投資約325元/MWh，差距約為20%左右，即一個在青海投資15億元的光熱發電項目放到西藏，總投資要高出3個億左右，電價成本同時增加20%左右。

由此來看，即便我國示范項目電價政策下發，確定為1.15元/kWh，西藏地區的光熱發電項目開發也不適宜執行該電價政策。對此，西開投方面對CSPPLAZA記者透露，“就在西藏開發這樣一個光熱發電項目而言，我們并不擔心電價問題，我們將會通過地方發改委單獨為該項目向國家申報合理的電價，是否入選示范項目對我們來說沒有什么影響。”

事實上，西藏的光伏發電項目開發就走的就是特殊電價政策，目前全國光伏發電標桿電價為三類資源區上網電價分別為0.8、0.88、0.98元/千瓦時，西藏地區依然執行的是2011年國家發改委公布的光伏上網電價，即1.15元/kWh，比全國其它地區最低高出約15%。

目前，光熱發電執行的是示范項目電價政策，對西藏而言，其需要針對單個項目向國家層面提出申請，出于西藏各方面特殊性的考慮，也幾乎可以確定其可以獲得針對該項目的特殊電價政策支持。

根據國家能源局下發的2020年各省行政區域全社會用電量中非水可再生能源電力消納比重指標設定，西藏要達到13%。光熱發電是西藏改善電源結構、解決豐枯不平衡和實現水光互補的重要途徑。但必須看到，在西藏開發光熱發電項目有較大的特殊性和難度，要成功邁出第一步，必須做足做細各項準備工作。