綜合能源服務下的微電網投建營一體化探討*

陳倩 陳亮亮

(1.中國電建集團江西省水電工程局有限公司，江西 南昌 330096；2.南昌航空大學信息工程學院，江西 南昌 330063)

0 引言

微電網是指由分布式電源、用電負荷、配電設施、監控和保護裝置等組成的小型發配用電系統，電壓等級一般在35kV及以下，系統容量一般不超過20MW，且以可再生能源發電為主。根據2017年5月國家發展和改革委員會、國家能源局聯合發布的《關于印發新能源微電網示范項目名單》[1]，共計28個項目入選國家級微電網示范項目，為后續微電網項目的推廣與實施樹立了標桿。本文從分析這28個微電網示范項目特點出發，基于綜合能源服務的視角系統探討微電網的投建營一體化模式，并就微電網項目實施面臨的重要風險及風險控制措施提出思考與建議。

1 微電網示范項目特點

微電網示范項目分為24個并網型項目和4個獨立型項目。其中，并網型項目主要應用于與大電網相連的經濟開發區、工業園、學校校區、鄉村集居點等；獨立型項目則應用于海島供電，因與大電網完全斷開，均配置柴油發電機作為應急備用電源，在微電網發生故障等情況導致斷電時仍保持正常供電。分析這28個微電網示范項目的特點，可以為后續微電網項目的建設提供參考。

1.1 項目投資規模普遍較小

在28個國家微電網示范項目中，投資額最大的是太原西山生態產業區新能源示范園區項目，投資額為111.9億元；投資額最小的是泰安市泰開南區工業園新能源微電網項目，投資額僅為750萬元。如圖1所示，微電網示范項目中一半以上項目的投資額在1億元以下，超過80%的項目投資額在10億元以下，體現出微電網項目“小而精”的特點，適用于小范圍區域獨立供電，實現電力資源就地消納，減少遠距離輸送的能源損耗。

圖1 微電網示范項目投資規模分布

1.2 電能的多元化組合應用

微電網的發電來源主要包括太陽能、風能、天然氣、水能、地熱能等可再生能源和清潔能源及儲能裝置。國家微電網示范項目包括多元化的電能組合，實現多能互補、產生綜合效益。如圖2所示，絕大部分示范項目包含光伏發電和儲能，其次為風力發電與天然氣冷熱電三聯供，代表目前國內新能源發電技術應用最廣的三大領域，并利用儲能技術調峰填谷，在增強微電網運行穩定性的同時提高項目發電收益。

微電網項目通過配套利用更多新能源，如光熱、地熱、水能、沼氣、生物質、氫能等，積極開展新技術、新領域的研究與試點，獲得更加持續可靠的輸出電能，保證供電安全穩定。

圖2 微電網示范項目電能使用分布

1.3 尚未實現電能完全自給

電量自給率是指微電網項目中清潔能源發電量占微電網覆蓋園區總用電量的比重，用于衡量微電網項目電能的自給程度，而只有電量自給率不低于50%才能入選國家微電網示范項目。在28個示范項目中，電量自給率最高達到173%，最低僅為50.5%。如圖3所示，有23個項目電量自給率不足100%，即微電網自身不能實現完全的電能供給，需要其他電源支持。其中，近70%的微電網項目電量自給率不足90%，對其他非清潔能源依賴程度較大。1個項目實現了電能的平衡供給，4個項目除了滿足覆蓋區域所有用電需求外，能夠向大電網輸送電能，即可向外部售電，實現“自給自足、余電上網”，增加項目收益。

圖3 微電網示范項目電量自給率分布

2 微電網項目的投建營一體化

目前，政府大力推進微電網項目建設，鼓勵社會投資者以PPP(政府與社會資本合作)、特許經營等模式全產業鏈參與微電網項目的投資、建設與運營[2]，充分發揮社會資本的資金、管理、商業經營等優勢，讓政府部門免于項目煩瑣的日常管理實務，更專注于頂層規劃、制度設計與監督管理職能，提高項目執行效率與收益。

2.1 微電網投融資階段

以PPP模式或特許經營模式為例，微電網項目的實施主體通常為特殊目的載體(Special Purpose Vehicle，SPV)，即項目公司。投資者單獨或與政府方合資成立項目公司來具體實施微電網項目的投建營一體化及最終移交。

微電網項目的資金來源一般分為股權投資與債權融資。如圖4所示，股權投資部分為投資者自有資金投入，形成SPV公司的注冊資本金，根據國務院最新規定(國務院關于調整和完善固定資產投資項目資本金制度的通知國發〔2015〕51號)[3]，微電網項目最低資本金比例可以為項目總投資的20%。

圖4 微電網項目資金來源

債權融資分為以股東即投資者為主體進行的債務融資和以SPV公司為主體進行的債務融資。其中，股東融資主要包括企業銀行貸款、企業債券、企業中期票據等，以及基于投資者自身信用和擔保進行的融資。股東融資以股東借款方式注入SPV公司，形成項目投資者與SPV公司之間的債權債務關系。

項目融資主要包括項目貸款與項目收益債券，最重要的目的是將融資的主要責任歸屬于SPV公司，投資者作為項目股東只提供必要的增信擔保措施，在金融市場機制發達穩健的情況下甚至可由SPV公司進行無追索的項目融資，從而實現投資者與項目本身的風險隔離。

通過對各種融資方式的分析，相比直接融資渠道，傳統的銀行貸款審批較方便、放款速度較快；債券融資期限安排較長，適用于運營期長達十幾年、幾十年的微電網項目，且根據企業或項目的信用評級及增信可以獲得更低的融資利率；票據融資方式安排靈活，一次注冊可以多次發行，適用于短期融資。各種融資方式各具優勢，投資者可以運用多種融資工具的組合使用與結構化融資，一方面，尋找到更優惠的利率和更便捷有利的籌資方案，降低財務成本；另一方面，將項目投資風險適當分散給金融機構和市場投資者，降低投資風險。

2.2 微電網設計建設階段

由于微電網項目涉及多種能源的組合開發，每一個能源類型實際是一個微電網子項目，彼此相對獨立，開工前也必須按照獨立的子項目履行各自的行政審批程序。但在建成后的運行中，又必須形成統一的整體，彼此協調聯動，因而對項目設計和建設來說要求很高、難度很大。

保證微電網項目長期穩定運行是項目設計和建設的目標，主要包括電源、負荷、儲能系統的穩定以及配網、并網接入系統的可靠。由于微電網使用綜合性能源整體輸出電能，各類電源特性的差異可能導致輸出電能變化較大，進而對電力系統的穩定性造成不利影響，因此需要在項目設計建設環節對微電網多能源結構不斷進行協調優化，在保障微電網安全的前提下達到多能互補、效率最大化的狀態。

與傳統電網建設不同，微電網建設側重于智能化、節能化。根據用戶需求，運用先進的信息通信技術、儲能技術等對微電網進行監測與調度，平衡電力負荷、有效梯級利用電能，從而進一步降低電能損耗，優化能量管理，提高供電質量與效率。

2.3 微電網運營管理階段

微電網投建營一體化成功與否的關鍵在于商業模式的構建，重在經營與營利。從微電網項目的收入來源看，主要包括用戶電費收入、獨立輔助服務收入和售電交易收入。

微電網最基礎的服務是響應用戶側的電力需求，用戶群體涵蓋社區居民、海島居民、工業園區企業等，滿足生活、生產及商業用電需求[4]，微電網投資者可以通過為用戶提供供電服務獲取長期穩定的電費收入。根據用戶類型與行業不同，投資者可與用戶協商收取不同的用電價格，爭取最大收益。

獨立輔助服務既包含一次調頻、基本調峰、基本無功調節等基本輔助服務，也包含自動發電控制、有償調峰、旋轉備用、有償無功調節、黑啟動等有償輔助服務，將微電網滿足用戶用電需求以外的電能用于協助大電網穩定、安全運行[5]。例如，微電網的儲能技術優勢可在大電網面臨用電高峰時放電支持大電網電力需求，即為大電網提供備用容量，大電網根據備用容量定價政策支付微電網相關服務費用。

根據對國家28個新能源微電網示范項目的分析，雖然電量自給率大于100%的項目很少，但“自給自足+余電上網”的微電網營利模式仍具有非常大的發展空間。國家政策允許微電網以獨立的購售電主體身份直接參與電力交易，例如微電網可以在用電低谷期將電能儲存起來，在用電高峰期以更高的電價出售，賺取電價差[6]。

在國家支持微電網建設發展的利好背景下，投資者一方面可以在政府的支持下更方便地執行各項行政審批程序，獲得相關財政補貼和稅收優惠，提高微電網項目落地效率、增加項目收益；另一方面，可與高校、科研機構、企業等聯合研發微電網相關技術，如電網控制、能量管理、優化調度等，降低微電網項目發電、儲能及相關建設運營成本，提高項目經濟效益。

3 微電網項目風險與應對措施

在微電網項目的整個生命周期中，從前期規劃落地到投建營一體化，再到投資者退出或最終移交，均面臨各式各樣的風險與挑戰。其中較為重大的風險主要有3類，即政策風險、資金風險以及合同風險。

3.1 政策風險

通過對目前國家新能源政策變動的分析，最主要的政策風險在于新能源補貼呈現持續下降趨勢。例如，微電網項目普遍采用的光伏與風力發電，國家目前實施電價退坡機制，新能源標桿上網電價均逐步下調，從而引發全國各地的“搶裝潮”。在新能源發電成本比較高時，國家政策補貼多少可能對微電網項目盈虧與否產生決定性影響。應對國家政策變化風險最有效的方式是提前布局，一方面，積極拓展收入來源渠道，提供優質的供電服務，增強用戶黏性，在電費價格和其他用電服務價格上爭取有利的談判地位，并充分挖掘售電交易市場潛力；另一方面，增強與高校、科研機構和研發企業的合作，運用創新技術不斷減少微電網項目建設運營成本，降本增效。

3.2 資金風險

對微電網項目而言，前期投資較大、運營期長、投資回收期較長，在項目整個生命周期中保證充足穩健的現金流實際比賺取項目利潤更為重要。資金風險主要體現為資金到位風險、還本付息風險以及資金沉淀成本風險。

鑒于國家針對PPP項目的一系列監管政策以及資管新規的出臺，市場融資環境整體收緊，多地企業債務違約事件爆發。在資本市場面臨重新洗牌的形勢下，融資難度增大，項目資金順利到位的不確定性提高。即使資金到位之后，市場融資利率的提高也將導致項目還本付息壓力陡增，對項目未來營利的持續性和穩定性要求增高。

投資者將資金沉淀在運營期十幾年甚至幾十年的微電網項目中，資金占用成本很大，在投資者面臨企業經營或其他項目資金短缺時，不能將此部分資金用于補充而給投資者帶來較大風險。目前，國家鼓勵經營穩健、未來現金流穩定的PPP項目通過資產證券化為投資者進行再融資，適當回收現金流優化投資者的財務結構，并將初始投資者的部分風險釋放于資本市場，由其他投資者共擔。

3.3 合同風險

微電網項目涉及的利益相關者眾多，如投資者、政府、融資方、供應商、承包商、用戶、電網公司等[7]，需要簽署大量合同協議。在投建營一體化模式下，以SPV公司為實施主體的微電網項目主要合同組織結構如圖5所示。

在全產業鏈、全生命周期的履約中，SPV公司不僅面臨合作方違約或者項目實際與合同條款出現偏差的風險，更面臨以此帶來的合同爭議與索賠風險，協調未果下將導致仲裁或訴訟，成本高昂。因此，投資者最好選擇熟悉的、信譽良好的合作方進行合作，在簽訂各類合同協議時，須聘請專業的律師參與合同的談判與簽訂工作，審核合同文本找出潛在的“陷阱”與不利因素，并在項目履約中注重過程記錄和相關證據的搜集積累，運用有利的合同條件維護自身的合法權益。

在合同產生爭議時，可優先啟動內部調解機制，選擇損失最小的方式解決爭議。當內部無法協調不得不提交仲裁或法院時，也可以采取積極措施減輕自身可能的損失。例如，作為微電網項目主要收入來源的電費，可以在發起仲裁或訴訟之前，向仲裁機構或法院提交電費保全申請，在整個仲裁或訴訟期間將此財產凍結，保護受害方的合法權益，在仲裁或訴訟結果公布之后也能盡快拿到賠償款。

圖5 微電網項目主要合同組織結構

4 結語

本文基于綜合能源服務視角，從分析28個國家新能源微電網示范項目特點出發，指出微電網項目投資規模普遍較小且為多種能源類型的組合應用，其中以光伏、風電、天然氣冷熱電三聯供及儲能技術應用相對成熟和廣泛。在電量自給率上，雖然大部分示范項目均不能實現完全自給供電，但“自給自足+余電上網”模式是未來的研究方向和發展趨勢。

深入分析微電網項目的投建營一體化模式，按照項目生命周期劃分為投融資、設計建設和運營管理3個階段，詳細探討微電網項目各類投融資渠道、多電能規劃與可行的營利方式，以組合的模式降低融資成本、多能互補優化、開拓收入來源，提升微電網項目的商業價值，實現投資收益與效率最大化。

根據微電網項目投建營實踐中產生的各類風險，識別出較為重大的3類風險，即政策風險、資金風險和合同風險。政策風險主要指由于國家對新能源項目的政策扶持補貼力度逐漸減弱導致項目可能虧損的風險；資金風險主要指資金到位風險、還本付息風險以及資金沉淀成本風險；合同風險主要指由于微電網項目涉及的大量合同簽訂而導致的合同違約與爭議風險。針對這3類風險，本文提出了相關應對措施，積極應對國家政策變化，保持項目現金流穩健，審慎對待合同條款以及在面對可能的仲裁和訴訟時有策略地維護自身合法權益。