光热光伏电站项目风险分析及应对措施

光热光伏电站项目风险分析及应对措施

张涛王芝福

中国电建集团华东勘测设计研究院有限公司浙江杭州311100

摘要：太阳能发电技术已经越来越多的应用在生活中，除了太阳能光伏发电技术已经非常成熟，光热发电技术也正以一种蓬勃的姿态展现在人们的视野之中。文章介绍了光热发电的技术原理、光热发电技术的分类，并且着重介绍了光热发电的风险识别以及相应的风险应对措施。

关于太阳能的能源利用方面，目前有两种，一种是光伏发电利用太阳能电池板将光能转化为电能；另外一种是光热技术：利用太阳能的高温将光能转化成热能。光热发电技术正以一种蓬勃的姿态展现在人们的视野之中。

截至2018年，全球在运行的光热发电站装机为5206MW，在建光热发电站装机为1048MW，另外还有3691MW装机光热发电站正在开发中。

图1全球光热发电站分布

一、光热发电技术的原理

光热发电技术，是不同于光伏发电的全新的新能源应用技术。它是一个将太阳能转化为热能，再将热能转化为电能的过程。利用定日镜等聚热器采集太阳热能，将传热介质加热到几百度的高温，传热介质经过换热器后产生高温蒸汽，从而带动汽轮机产生电能。此处的传热介质多为导热油与熔盐。通常我们将整个的光热发电系统分成四部分：集热系统、热传输系统、蓄热与热交换系统、发电系统。

集热系统：集热系统包括聚光装置、接收器、跟踪机构等部件。如果说集热系统是整个光热发电的核心，那么聚光装置就是集热系统的核心。聚光装置即为聚光镜或者定日镜等。其反射率、焦点偏差等均能影响发电效率。目前国内生产的聚光镜，效率可以达到94%，与国外生产的聚光镜效率相差不大。集热系统采集太阳能，并将太阳能转化为热能。

热传输系统：热传输系统主要是传输集热系统收集起来的热能。利用传热介质将热能输送给蓄热系统。传热介质多为导热油和熔盐。理论上，熔盐比导热油温度高，发电效率大，也更安全。热传输系统一般有预热器、蒸汽发生器、过热器和再热器等组成。热传输系统的基本要求是：传热管道散热小、热量传输的成本低。在热传输过程中，传热管道越紧凑，热损耗就越小。

蓄热与热交换系统：个人认为，光热发电技术在蓄热与热交换系统中充分体现了对比光伏发电技术的优势。即将太阳热能储存起来。可以在夜间发电，也可以根据当地的用电负荷，适应电网调度发电。蓄热装置常由真空绝热或以绝热材料包覆的蓄热器构成。蓄热系统中对储热介质的要求为：储能密度大，来源丰富且价格低廉，性能稳定，无腐蚀性，安全性好，传热面积大，热交换器导热性能好，储热介质具有较好的黏性。目前我国正在研究蓄热的各种新技术新材料，更有专家提出用陶瓷等价格低廉的固体蓄热，以达到降低发电成本的效果。

发电系统：用于太阳能热发电系统的发电机有汽轮机、燃气轮机、低沸点工质汽轮机、斯特林发电机等。这些发电装置，可根据汽轮机入口热能的温度等级及热量、蒸汽压力等情况进行选择。对于大型光热发电系统，由于其温度等级与火力发电系统基本相同，可选用常规的汽轮机；工作温度在800℃以上时，可选用燃气轮机；对于小功率或者低温的太阳能发电系统，则可选用低沸点工质汽轮机或斯特林发动机。目前使用的汽轮机，空冷居多。虽然光热技术的发电系统类似于火力发电系统，但是还是有一定的区别，这样就要要求汽轮机具有频繁启停、快速启动、低负荷运行、高效性等特点。

二、光热发电技术的分类

光热技术依照聚焦方式及结构的不同，可以分为塔式、槽式、碟式、菲涅尔式四种。目前，在大型光热电站中应用较多的为槽式以及塔式光热两种。目前光热发电项目中，槽式发电系统占比为84.7%，塔式发电系统占比为12.4%，其他发电技术占比为3%。

世界范围内槽式光热发电系统占比最高，但塔式光热发电系统综合效率高，非常适合于大规模、大容量商业化应用，在规划建设的光热电站项目中塔式所占的比例已经超出了槽式技术。有关专家认为，未来塔式光热发电技术将是光热发电的主要技术流派。

塔式发电系统：塔式发电系统为点式聚焦系统，其利用大规模的定日镜形成的定日镜场阵列，将太阳辐射反射到置于高塔顶部的吸热器上，加热传热介质，使其直接产生蒸汽或者换热后再产生蒸汽，以此驱动汽轮机发电。塔式系统具有热传递路程短、热损耗小、聚

光比和温度较高等优点，但塔式系统必须规模化利用，占地要求高，单次投资较大，采用双轴跟踪系统，镜场的控制系统较为复杂。

图2塔式光热发电站原理

槽式光热发电系统：槽式光热发电系统主要由数百行抛物面聚光槽、中高温真空集热管构成的太阳能集热场以及一套传统的蒸汽涡轮发电装置组成。聚光反射槽由经过表面处理的金属薄板制成，单轴跟踪装置保证将太阳光准确反射到集热管上，将管内合成油加热到400℃，高温热油通过热交换器产生蒸汽驱动涡轮发电机。槽式光热电站还配有储热管，用熔融盐作为介质将太阳能以热能的形式储存起来，需要时再放出热量用于发电。

图3槽式光热发电站原理

三、光热发电项目风险识别

近些年光热发电项目在世界各国发展迅速，但与已成熟的风电、光伏发电等可再生能源产业相比，光热发电技术、制造、市场、政策环境等方面都有待完善和发展。在项目投资之前需要做好完善的风险识别并制定防范措施，光热发电项目的投资风险主要可识别为政策风险、政治风险、收益风险、技术风险、不可抗力、融资风险、建设风险、运维风险、环境风险等因素。

具体风险因素及可能对项目造成的影响如下：

四、光热项目常见的风险应对措施：

4.1政策风险

为了应对政策风险，投资者应积极寻求公共部门作为项目公司的合作伙伴，并事先制定法律法规变更的应对措施，例如：合同中规定因为法律法规的变更而引起的项目成本的增加，应当由所在政府承担该增加成本。上网电价制度（Feed-inTariff）能为项目提供持续稳定的上网电价，上网购电协议（PPA）能很好的降低项目开发的风险，并且有助于项目完成融资。

在项目投资之前，投资人需要完成投资国别和行业政策法规的尽职调查，在PPA协议洽谈的时候聘请专业的团队进行协议的谈判。

4.2政治风险

除了购买常规的保险产品外，投资人还应取得当地政府对于项目的支持，能很好的降低项目所面临的政治风险。为缺电地区提供电力保障，增加当地就业，为当地员工的技术培训，并且引入当地合作伙伴等措施能很好的获得当地政府的支持。投资人通过和地方政府和国家部门之间的合作，将项目的政治风险进行合理的转移。

4.3收益和市场风险

项目的投资者必须进行全面的市场和需求分析，同时考虑人口变化等问题，以了解项目具体的收入和市场风险。在项目前期财务模型中需要进行敏感性分析，并分析不同因素带来的影响。例如：例如货币汇率风险、电价变化、项目建设成本变化等因素带来的收益风险。

4.4技术风险

项目所在国如果能进行全国光伏光热资源普查，并结合光热资源、国家电网、电力消纳等因素进行宏观的规划，则能很好的减少技术方面的风险。在光伏电站整体布局时，不仅需要考虑电站技术本身，还需要考虑电站周围的环境因素，例如：电网基础设施、气候条件等。在项目设备选购时需要考虑光热组件与电站当地环境的匹配问题（例如紫外线辐射，沙子，天气）。在规划时就需要考虑电站电网的接入问题，评估电网接入的可行性及稳定性。

4.5不可抗力

不可抗力风险往往对项目会造成巨大的影响，但是发生的概率较低。如果发生自然灾害或发生战争，恐怖主义或人为破坏等灾害，其结果可能导致部分或整个电站的破坏，从而造成高昂的修复甚至重建费用。在购买项目保险产品时，需要结合项目选择合适的保险产品。

4.6融资风险

项目投资人在挑选合作伙伴的时候需要考虑其出资能力以及以往的项目投资经验，如果项目合作伙伴不能及时提供项目资本金或者不满足银行融资要求将会拖累电站项目整体融资计划。

4.7建设风险

项目公司可以通过选择具有丰富的光热项目施工经验的EPC承包商来降低施工风险。并且投资人往往会将政府、PPA购电协议对于项目的要求转嫁到EPC承包方，从而分担项目风险。

4.8运维风险

项目投资方往往通过长期的O&M运维协议，将光热电站的运行维护工作通过合同协议总包给专业运维公司，由运维公司保证电站的运行维护及发电效率。