有關(guān)人士介紹，每個?。▍^(qū)、市）先由一個投資主體在國家級經(jīng)濟(jì)開發(fā)區(qū)（或工業(yè)園區(qū)）實(shí)施這類項(xiàng)目（1到2個），可采用合同能源管理方案操作，且今年7月10日前匯總至國家能源局。不過多位行業(yè)人士則表示，方案雖不錯，但操作上有難度，如上報項(xiàng)目的時間段過于緊張、設(shè)立一個投資主體不現(xiàn)實(shí)、合同能源管理模式操作時不能完全確保投資收益等。
企業(yè)稱1個月時間過緊
分布式光伏發(fā)電系統(tǒng)，又稱分散式發(fā)電或分布式供能，用中小型光伏發(fā)電供電系統(tǒng)來滿足特定用戶的需求。分布式發(fā)電一般接入配電網(wǎng)，發(fā)電后就地消納，不必并入主干電網(wǎng)。
在看到上述方案后，一家東部省市的光伏企業(yè)李姓銷售人士有些納悶： “文件中提到，要在2013年7月10日前，各地區(qū)將方案上報國家能源局，20日國家明確示范區(qū)名單，7月底啟動建設(shè)，我感覺時間太緊迫了。”
從現(xiàn)在看，距離啟動項(xiàng)目的時間約5周，電站投資方等要立刻尋找相應(yīng)的國家級園區(qū)，與對方談好條件，若彼此能迅速達(dá)成口頭意向的話，還要看該園區(qū)內(nèi)有多少面積的屋頂、可建多少光伏組件，園區(qū)內(nèi)部的電量消耗值、電壓等也要一一測算。
而且，上報的文件中還要有其他詳細(xì)結(jié)論做支撐：如測算光伏發(fā)電與用電負(fù)荷的匹配度、測算光伏發(fā)電量及自發(fā)自用比例、發(fā)電成本及合理收益、用戶收益分成，提出最低度電補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)建議等，“這一系列工作，再快的速度估計也要用2個月。我想，可能是有個別的企業(yè)提早已知道了政策，早就做了準(zhǔn)備。否則從現(xiàn)在開始做準(zhǔn)備的企業(yè)，幾乎是不可能完成的任務(wù)。”李先生談到。
另一方面，若只有一個投資主體（即投資者）參與示范區(qū)光伏項(xiàng)目的建設(shè)，李先生也不太能理解，“現(xiàn)在幾乎沒人可拿出足夠的投資資金來單獨(dú)做一個項(xiàng)目，聯(lián)合幾方投資還可能實(shí)現(xiàn)。”協(xié)鑫集團(tuán)一位劉姓管理層也說道，愿意參與的投資者可能主要是這些園區(qū)下面的那些創(chuàng)投或者投資公司，“我們也覺得多個主體參與建設(shè)的話會更好，資金壓力小，風(fēng)險也分散一些。”
合同能源管理保護(hù)機(jī)制不夠
“在整個政策中，我感覺更重要的一點(diǎn)是未來收益能否保證的問題。”李先生說，按照新文件，國家應(yīng)傾向于合同能源管理的模式進(jìn)行收益結(jié)算，“這不是不好，而是還有一些缺陷。”
李先生所服務(wù)企業(yè)所在的地區(qū)，就有一個國家級開發(fā)區(qū)。按一般模式，電站投資者的收入（即售電價格）基本是0.92元/千瓦時（以國家補(bǔ)貼0.45元+0.47元脫硫電價計算）；而如果換成“合同能源管理”模式，電站投資者的收入則是1.25元/千瓦時（0.45元補(bǔ)貼價+高新區(qū)電價的90%，約0.8元）。相比之下，售電越貴對投資者越合算；而且后一種合作方式中，投資者和用電方單獨(dú)結(jié)算費(fèi)用，不涉及對主干網(wǎng)的接入影響，是電網(wǎng)所推崇的。
所以，國家對合同能源管理的推行也是有道理的，按照后一種算法，基本上投資6年后就有固定收益。
但合同能源管理也存在著幾個弊端：其一，沒人保證用電企業(yè)能長期在這一園區(qū)內(nèi)運(yùn)轉(zhuǎn)，這樣賣方（即電站投資方）的收益就不確定；其二，沒有相應(yīng)機(jī)制約束用電企業(yè)一直繳納電費(fèi)，畢竟賣方無法像電網(wǎng)公司那樣可以因?qū)Ψ讲毁I單而隨時斷電、限電。
不過，一家已簽訂合同能源管理的用電企業(yè)工作人員劉先生則表示，合同能源管理的實(shí)施能否到位，涉及信譽(yù)及擔(dān)保體系等諸多方面。假設(shè)用電企業(yè)有第三方擔(dān)保，或有保險公司愿對這類項(xiàng)目進(jìn)行承保，上述難題解決起來也不算特別復(fù)雜。“光伏項(xiàng)目本來就在試驗(yàn)和摸索中，不可能面面俱到，而且國家有些政策也是在征求意見的過程中，企業(yè)和政府都可以再提意見進(jìn)行完善。如果知難而退，很多光伏項(xiàng)目都將寸步難行了。”
