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。
原标题:西藏光热发电项目开发寻求破局
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