局域微网模式破解分布式光伏结算风险难题

　　今年两会期间，全国政协委员、汉能控股集团董事长李河君提出，预计从2014年起，我国光伏电站的发展将以分布式电站发展为主。但目前分布式发电发展中还存融资难、上网难和结算风险大等问题，其中“结算风险大”是影响项目推广及融资的关键问题，应着力解决。

　　业内人士提出，分布式光伏发电直接接入电网，电站投资者不能对用户进行用电管理，容易发生违约现象。可以通过建立局域微网，改变“分布式电站-电网”的直接接入方式，允许电站投资者参与用电管理，破解分布式光伏结算风险大的难题。

　　结算风险大是分布式光伏发展突出问题

　　全国政协委员、汉能控股集团董事长李河君表示，阻碍分布式电站发展的主要问题有融资难、项目结算风险大、补贴力度弱、并网难、中央与地方政策存在不配套等。而结算风险影响到项目的推广及融资，为分布式光伏发展的突出问题。

　　李河君认为，分布式发电采用“优先自发自用、余量上网”的购电模式，在该模式下，用能企业作为主要的电价结算对象，支付的用电费为电站收益。但分布式电站核心部件仅安装在厂房屋顶，是否正常运营对用能单位的正常生产经营不构成直接影响，从而导致用能单位违约成本较低，项目违约风险较高。

　　北京远方动力电力工程有限公司副总经理房建国表示，企业能否按时交纳电费意味着电站能否稳定获得收益，是企业在选择投资项目时的首要考虑因素。大部分企业为了降低结算风险，基本上只考虑投资用电户为国企的电站项目，而不考虑用电户为小企业和个人的用电项目。但是光伏项目对国企缺乏吸引力，一方面，使用光伏发电为国企带来的经济效益非常有限；另一方面，企业有光伏发电质量不过关、电站重量可能对屋顶造成损坏、电站清洗可能会引起屋顶漏水等担忧。

　　并且，由于分布式光伏电站存在结算风险，电站项目难获得融资。李河君提出，由于存在结算风险，金融机构审批项目贷款时，发电企业未来的现金流收益很难通过风险评估，在这种状况下能够拿到银行贷款的项目并不多。融资难已经成为分布式电站建设中的首要问题。

　　局域微网模式破解结算风险大难题

　　光伏研究机构Solarbuzz高级分析师廉锐表示，降低结算风险最有效的方法是由电网公司来进行电费的代收和管理。分布式发电直接并入电网，如果由电网公司来负责电费的代收和管理，在用户发生违约时，电网公司可以通过在端口处进行拉闸限电的措施，限制用户用电。然而，很难说服电网公司来负责电费的代收。

　　晶科能源首席执行官陈康平认为，在“分布式电站-电网”的直接接入模式下，只有电网公司能够进行用户的发电管理。如果能够打破直接接入模式，让电站投资企业参与用电管理，则能够有效降低结算风险。他提出，可以通过建立局域微网，改变直接接入模式，具体思路是:将区域内的分布式光伏发电首先汇总至10KV的电网支线，然后再汇总至电网。10KV支线内由光伏电站的投资方负责电费的收取和用电管理，投资方和电网公司在10KV支线端口处进行电费的结算。对于实行峰谷电价的地区，按白天平均电价折算。

　　在局域微网模式下，电站投资方直接参与了用电管理，能够对不交纳电费的用户采取拉闸限电等措施，能够降低结算风险。同时国家和地方可根据政策收取一定的电网过路费，真正意义上实现了三方共赢的局面。

　　陈康平表示，局域微网模式不会对电网构成冲击。一般而言，地方的太阳能和风能的发电总量不超过当地用电总量的25%，就不会对当地的电量调配带来技术上的冲击和管理风险。并且可以通过采用“孤岛系统”的保护措施，防止在大电网断电维护状态下的微网系统发电安全。

　　注：本信息仅代表专家个人观点仅供参考，据此投资风险自负。

（摘自中国金融信息网 2014-03-18）