自1997年左右至今，中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展已歷經(jīng)20余年，我院推出專(zhuān)題研究報告《中國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展及投融資》，該研究報告分為《上篇：中國光伏制造業(yè)發(fā)展及投融資》和《下篇：中國光伏應用市場(chǎng)發(fā)展及投融資》，上下篇各分為六個(gè)發(fā)展階段，系統梳理分析中國光伏產(chǎn)業(yè)本身及投融資發(fā)展，每個(gè)階段選取一個(gè)典型案例，通過(guò)案例展現探討該階段中國光伏產(chǎn)業(yè)及投融資的發(fā)展、問(wèn)題，以及經(jīng)驗教訓。
第二階段：光伏并網(wǎng)發(fā)電特許權項目
（2007-2011年）
為降低我國光伏制造業(yè)對國外市場(chǎng)的過(guò)度依賴(lài)，國家能源局于2009年、2010年分別組織兩批光伏并網(wǎng)發(fā)電特許權項目招標，即政府通過(guò)招標方式選擇項目投資主體，給予中標企業(yè)開(kāi)發(fā)經(jīng)營(yíng)光伏電站項目的排它權利。光伏發(fā)電特許權招標作為我國光伏應用市場(chǎng)發(fā)展之初的標志性項目，雖然在當時(shí)光伏企業(yè)為搶占市場(chǎng)份額，造成行業(yè)過(guò)度競爭，但其后十余年內，中國光伏應用市場(chǎng)規模由小到大，產(chǎn)品技術(shù)不斷突破，成本價(jià)格逐步降低，建設標準趨于統一。根據光伏發(fā)電特許權項目融資情況來(lái)看，其建設資金主要由股東出資和銀行貸款兩部分組成，其中銀行貸款多來(lái)自國內銀行，歐洲投資銀行等國際金融機構也為這一時(shí)期光伏電站特許權項目提供了資金支持。
一、特許權招標助推光伏應用市場(chǎng)規模擴大
（一）政策推動(dòng)建設大型光伏并網(wǎng)電站
在偏遠地區推廣使用光伏發(fā)電系統，建設小型離網(wǎng)式光伏電站，解決我國無(wú)電地區的供電問(wèn)題后，通過(guò)光伏電站示范項目推動(dòng)太陽(yáng)能發(fā)電的推廣應用成為光伏應用市場(chǎng)下一步的發(fā)展方向。
國家發(fā)改委于2007年9月、2008年3月相繼發(fā)布《可再生能源中長(cháng)期發(fā)展規劃》、《可再生能源發(fā)展“十一五”規劃》，提出到2010年中國太陽(yáng)能發(fā)電總容量要達到30萬(wàn)千瓦、到2020年達到180萬(wàn)千瓦，在甘肅敦煌和西藏拉薩或阿里地區建設大型并網(wǎng)式光伏電站示范項目。
2008年，全球金融危機爆發(fā)導致國外市場(chǎng)對我國光伏產(chǎn)品需求明顯減少，為降低我國光伏制造業(yè)對國外市場(chǎng)的過(guò)度依賴(lài)，國家能源局于2009年、2010年分別組織兩批光伏并網(wǎng)發(fā)電特許權項目招標。2010年全國能源工作會(huì )議提出科學(xué)規劃、適度發(fā)展光伏產(chǎn)業(yè)，啟動(dòng)國內太陽(yáng)能發(fā)電市場(chǎng)。2011年7月，國家發(fā)改委發(fā)布《關(guān)于完善太陽(yáng)能光伏發(fā)電上網(wǎng)電價(jià)政策的通知》，以7月1日為界，將光伏發(fā)電標桿電價(jià)分為1.15元/度和1元/度價(jià)格，對特許權項目造成沖擊，加之第二批光伏發(fā)電特許權項目進(jìn)展緩慢，國有企業(yè)壟斷項目的現實(shí)情況，光伏發(fā)電特許權項目招標至此結束。
圖1：中國光伏發(fā)電特許權項目相關(guān)政策
數據來(lái)源：政府官網(wǎng)整理
（二）光伏發(fā)電特許權項目招標
光伏發(fā)電特許權項目招標即政府通過(guò)招標方式選擇項目投資主體，與其簽訂特許經(jīng)營(yíng)協(xié)議，給予中標企業(yè)開(kāi)發(fā)經(jīng)營(yíng)光伏電站項目的排它權利，同時(shí)承諾執行固定上網(wǎng)電價(jià)，通常由電站所在地電力公司承諾購買(mǎi)光伏電站的全部上網(wǎng)電量。在協(xié)議有效期內，中標企業(yè)有權獨家運營(yíng)光伏電站并擁有光伏電站設備及設施等所有權，進(jìn)行光伏電站的設計、投資、建設和運維，自行承擔項目費用和風(fēng)險，經(jīng)營(yíng)期滿(mǎn)后無(wú)償將項目移交給政府或指定機構。通過(guò)特許經(jīng)營(yíng)方式，政府可引進(jìn)社會(huì )資本，緩解資金不足的困境，同時(shí)通過(guò)競爭逐步降低電價(jià)，最終實(shí)現光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)。
這一時(shí)期，國家能源局進(jìn)行了兩批光伏并網(wǎng)發(fā)電特許權項目招標，2009年，第一批光伏發(fā)電特許權項目啟動(dòng)，僅甘肅敦煌光伏電站一個(gè)項目，該電站裝機規模10兆瓦，建設期不超過(guò)18個(gè)月，特許經(jīng)營(yíng)25年。此次招標中，共18家企業(yè)投標，其中，國投華靖電力報出最低價(jià)0.69元/度，中廣核能源報出次低價(jià)1.0928元/度。由于0.69元/度的光伏并網(wǎng)電價(jià)遠低于企業(yè)的合理利潤要求，甘肅省發(fā)改委最終確定中廣核能源、西班牙Efinity公司，以及江西百事德太陽(yáng)能公司聯(lián)合成為該項目最終中標企業(yè)，上網(wǎng)電價(jià)為1.09元/度，同時(shí)批準國投華靖電力在敦煌開(kāi)發(fā)10兆瓦的光伏并網(wǎng)發(fā)電示范項目，上網(wǎng)電價(jià)與中廣核相同。
2010年6月，國家能源局啟動(dòng)第二批光伏發(fā)電特許權項目招標，包括陜西榆林靖邊縣、青海共和縣、河南縣、甘肅白銀市、金昌市、武威市、內蒙古阿拉善盟、包頭市、巴彥卓爾市、寧夏青銅峽市、新疆哈密市、吐魯番市、和田市共6省13個(gè)光伏發(fā)電項目，總規模280兆瓦。其中，除青海共和光伏電站和寧夏青銅峽光伏電站規模為30兆瓦，其余11個(gè)項目規模均為20兆瓦，特許經(jīng)營(yíng)期同樣為25年。 企業(yè)對第二批招標參與積極性較高，50家企業(yè)提交了135份標書(shū)， 13個(gè)項目的最低報價(jià)均低于1元/度，中標價(jià)格在0.7288-0.9907元/度之間。其中，中國電力投資集團獲得7個(gè)項目的特許權，不同地區、不同項目之間競爭差異較大，內蒙古包頭項目和新疆哈密項目投標企業(yè)最多、競爭最激烈，而投標企業(yè)對甘肅、阿拉善、吐魯番等地項目的關(guān)注度相對較低。
表1：光伏并網(wǎng)發(fā)電特許權項目
數據來(lái)源：國家能源局，公開(kāi)資料整理
對比看，兩輪光伏發(fā)電招標項目的特許經(jīng)營(yíng)期限均為25年，但在上網(wǎng)電價(jià)及項目推進(jìn)等方面差異明顯：
一是上網(wǎng)電價(jià)制度有所調整，第一批招標項目的上網(wǎng)電價(jià)為兩段式，累計發(fā)電等效滿(mǎn)負荷小時(shí)數在2.5萬(wàn)小時(shí)以?xún)鹊纳暇W(wǎng)電價(jià)按中標價(jià)格執行，以每年發(fā)電滿(mǎn)負荷時(shí)長(cháng)1500-1800小時(shí)計算，上網(wǎng)電價(jià)實(shí)際年限僅14-17年，特許經(jīng)營(yíng)期內剩余期間電價(jià)則另行核定。而第二批招標項目的上網(wǎng)電價(jià)為統一電價(jià)，即25年的特許經(jīng)營(yíng)期間，光伏電站統一執行中標上網(wǎng)電價(jià)。
二是上網(wǎng)電價(jià)快速下滑，自2008年的4元/度大幅降至2009年特許權招標項目的1.09元/度，再到2010年第二批招標項目報價(jià)均低于1元/度，中電投下屬子公司黃河上游水電開(kāi)發(fā)公司在青海共和項目中投出最低價(jià)0.7288元/度。隨著(zhù)上網(wǎng)電價(jià)大幅下降，中標企業(yè)為減少虧損實(shí)現盈利，需要控制項目投資額，第一批甘肅敦煌項目每千瓦裝機投資4.73萬(wàn)元，而第二批項目則降至1.13-1.9萬(wàn)元/千瓦左右。從實(shí)際情況看，中標企業(yè)電站收益幾乎不可能覆蓋投資成本，2010年晶硅光伏組件價(jià)格1.9美元/瓦左右，僅組件成本已高于中標電價(jià)。
三是項目推進(jìn)進(jìn)度不同，第一批光伏發(fā)電特許權招標項目建設期為18個(gè)月，而第二批項目因裝機規模增加建設期延長(cháng)至24個(gè)月，第一批敦煌項目在協(xié)議簽署生效后即開(kāi)始建設，一年內國投項目、中廣核項目均全部建成并具備并網(wǎng)發(fā)電條件。但第二批項目在中標后8個(gè)月內，僅新疆哈密、吐魯番、和田和青海河南4個(gè)項目開(kāi)始建設，成本控制以及氣候因素等影響了第二批項目的順利推進(jìn)。
（三）特許權招標階段特點(diǎn)
1.國有企業(yè)包攬所有項目
這一時(shí)期前后兩批光伏并網(wǎng)發(fā)電特許權招標項目，最終中標者均為大型國有電力企業(yè)，中電投集團壟斷了裝機規模近一半的光伏特許權項目，華能集團、國電集團、國家能源集團等央企主導地位同樣明顯。民營(yíng)光伏制造企業(yè)雖有參與意愿，但最終全部退出，第一批參標企業(yè)以尚德、英利、天合等光伏組件制造企業(yè)為主，而在2010年競標中，民營(yíng)光伏制造企業(yè)則選擇作為供應商參與競標，拓日新能、三安光電、正泰太陽(yáng)能、中盛光電等民營(yíng)企業(yè)在第一輪技術(shù)標的競爭中已被淘汰出局。從客觀(guān)因素看，項目競標要求每個(gè)標的500萬(wàn)保證金，押金期長(cháng)達14個(gè)月，此外，競標企業(yè)還需10%的項目資本金，且項目投資須有30%自有資金。上述要求對于普通民營(yíng)企業(yè)來(lái)說(shuō)難度較大，但國有企業(yè)憑借資金及成本優(yōu)勢，能夠在特許權項目競標中占據主導地位。
圖2：光伏特許權中標企業(yè)項目規模占比
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光伏產(chǎn)業(yè)具有技術(shù)更迭快的特點(diǎn)，只有充分多元化市場(chǎng)競爭才能有效推動(dòng)技術(shù)進(jìn)步和成本降低。在中國光伏制造業(yè)發(fā)展初期，民營(yíng)企業(yè)作為領(lǐng)軍者發(fā)揮了重要作用，國內光伏應用市場(chǎng)發(fā)展后，電站作為重資產(chǎn)，對民企而言資金壓力和風(fēng)險較大，國企則憑借資金、規模、并網(wǎng)便利等方面優(yōu)勢，能有效參與產(chǎn)業(yè)鏈終端應用市場(chǎng)的競爭，且國企中標后向民企購買(mǎi)太陽(yáng)能電池片、光伏組件等產(chǎn)品，使整個(gè)光伏產(chǎn)業(yè)鏈獲益?？傮w而言，民營(yíng)和國有企業(yè)不同優(yōu)勢形成了這一時(shí)期光伏電站國企基本壟斷的競爭格局。
2. 低價(jià)搶占市場(chǎng)
依據光伏發(fā)電特許權招標項目最低價(jià)中標的原則，投標者必須最大限度壓縮企業(yè)利潤空間，調低內部收益率，雖然理論上有利于上網(wǎng)電價(jià)下降，推進(jìn)光伏發(fā)電平價(jià)上網(wǎng)，但2009、2010年作為中國大型光伏并網(wǎng)電站項目的啟動(dòng)階段，光伏企業(yè)不僅考慮單個(gè)項目盈利，更注重在應用市場(chǎng)上搶占市場(chǎng)份額和領(lǐng)先地位，所有競標企業(yè)為成功中標均給出較低的投標電價(jià)，但這一時(shí)期電站實(shí)際投資成本不可能低于之后標桿電價(jià)時(shí)期成本即1.15元/度。第一批特許權招標最低報價(jià)項目的內部收益率不到4%，第二批中標項目?jì)炔渴找媛识酁?-6%，遠低于常規電站8%的內部收益率，更低于歐洲光伏電站項目12%以上的常規收益率。競標企業(yè)以低價(jià)搶占市場(chǎng)，項目經(jīng)濟效益難以保障。
低價(jià)中標后，企業(yè)在項目建設過(guò)程中也會(huì )面臨諸多挑戰。一方面，作為光伏電站的核心設備，太陽(yáng)能電池、光伏組件的供貨價(jià)格必須壓縮，2010年，在晶硅組件市場(chǎng)價(jià)格約14元/瓦的情況下，而兩次光伏發(fā)電項目招標最低報價(jià)僅9元/瓦、8.5元/瓦。國際市場(chǎng)光伏產(chǎn)品需求量大，國內很多大型光伏制造企業(yè)的供貨合同已排到2011年下半年，對于低價(jià)供應特許權項目的意愿較低。另一方面，2011年7月，光伏標桿上網(wǎng)電價(jià)相關(guān)政策出臺，規定通過(guò)特許權招標確定業(yè)主的光伏發(fā)電項目，其上網(wǎng)電價(jià)按中標價(jià)格執行，中標價(jià)格不得高于標桿電價(jià)，意味著(zhù)中標價(jià)格0.7288-0.99元/度的光伏發(fā)電特許權項目均無(wú)法享受1元/度或1.15元/度的標桿電價(jià)，使得特許權招標難以持續。
二、光伏應用市場(chǎng)投融資：股東出資+銀行貸款
根據統計的5個(gè)光伏發(fā)電特許權項目融資，其建設資金主要由股東出資和銀行貸款兩部分組成，除青海共和項目企業(yè)資本金占比達到60%，由廈門(mén)三安光電科技、青海萬(wàn)立水電股份、神光新能源各出資20%之外，其它特許權項目企業(yè)資本金在投資總額中占比均為20%。以寧夏青銅峽30兆瓦項目為例，其總投資34864.58萬(wàn)元，其中股東出資6984.92萬(wàn)元，另一部分則由商業(yè)貸款提供，包括長(cháng)期貸款27891.66萬(wàn)元、流動(dòng)資金借款28萬(wàn)元，借款利率6.8%。銀行貸款多來(lái)自國內銀行，例如，青海河南項目與銀行達成協(xié)議，享受長(cháng)期貸款利率下調10%優(yōu)惠，年利率5.346%。此外，國際金融機構也為這一時(shí)期光伏電站特許權項目提供了資金支持，2011年7月，國家發(fā)改委宣布利用歐洲投資銀行應對氣候變化框架二期貸款項目第一批備選項目，其中國華能源投資建設的陜西榆林靖邊20兆瓦光伏電站獲得歐洲投資銀行2600萬(wàn)歐元貸款。
表2：部分光伏發(fā)電特許權項目融資結構
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三、光伏發(fā)電特許權招標的實(shí)施效果
（一）推動(dòng)光伏應用市場(chǎng)發(fā)展
1.推動(dòng)光伏發(fā)電成本下降
早期光伏組件成本在項目開(kāi)發(fā)總成本中占比達70%以上，光伏發(fā)電特許權項目在低價(jià)中標情況下，能夠順利建成電站并運營(yíng)，離不開(kāi)光伏組件和設備制造企業(yè)的支持。2009年，中國光伏組件市場(chǎng)價(jià)格13元/瓦左右，出口價(jià)格可達14元/瓦，但英利集團向中廣核提供的組件價(jià)格僅8.5元/瓦，在這一前提下，中廣核將其競標上網(wǎng)電價(jià)降至1.09元/千瓦，最終成功中標第一個(gè)特許權招標項目。隨后，第二批特許權招標項目啟動(dòng)，恰逢歐美開(kāi)始限制中國光伏組件產(chǎn)品進(jìn)口，多種因素疊加造成光伏組件價(jià)格下滑，2011年至2012年歐美對華光伏“雙反”期間跌幅最為明顯。到2019年，特許權招標十年后，光伏組件價(jià)格下降91.6%，逆變器價(jià)格下降92.5%，系統價(jià)格下降88.3%，因此推動(dòng)光伏電價(jià)下降81.3%，成本及電價(jià)下降進(jìn)一步推動(dòng)了光伏應用市場(chǎng)的規模擴張。
2. 探索完善光伏電站建設運營(yíng)流程及標準
在中國光伏應用市場(chǎng)初步發(fā)展階段，光伏電站建設沒(méi)有統一行業(yè)標準，率先參與其中的企業(yè)通過(guò)特許權招標項目逐步探索積累經(jīng)驗，改進(jìn)完善相關(guān)流程和標準。中廣核第一個(gè)特許權招標項目自2009年8月開(kāi)始建設，直至2010年10月才并網(wǎng)發(fā)電，規模10兆瓦項目建設當時(shí)歷時(shí)16個(gè)月，而目前僅需一個(gè)月即能建設完成。在國內光伏電站發(fā)展初期，項目建設的關(guān)鍵路徑不明確，導致速度慢、問(wèn)題多，整個(gè)光伏系統僅能實(shí)現80%左右的效率。特許權招標項目的開(kāi)展促使企業(yè)開(kāi)始探索改進(jìn)光伏電站建設運營(yíng)的實(shí)際操作流程，到2012年，國內第一個(gè)光伏電站建設標準《光伏發(fā)絲暗戰設計規范》推出，補充該標準的主要內容，該《規范》為相關(guān)企業(yè)建設光伏電站提供了參考依據，光伏系統效率也提升至90%以上。
（二）項目存在問(wèn)題
1.央企低價(jià)搶占市場(chǎng)
2009年，無(wú)錫尚德、英利集團等13家光伏制造企業(yè)聯(lián)名發(fā)布《光伏發(fā)電“一元工程”建設倡議書(shū)》，提出到2012年將光伏發(fā)電成本降至1元/度，對于2012年建成使用的光伏特許權招標項目，1元/度的報價(jià)更符合行業(yè)實(shí)際情況。但在特許權競標中，電力央企紛紛以最低價(jià)競爭，不在意項目利潤，主要目的在于搶占我國剛剛興起的光伏應用市場(chǎng)，在政府鼓勵可再生能源發(fā)展的形勢下為其長(cháng)期能源戰略布局。此外，國有發(fā)電集團均面臨清潔能源應用指標任務(wù)，新開(kāi)發(fā)火電項目必須與可再生能源配套，這一任務(wù)也促使電力央企不惜成本參與特許權招標項目競標。中電投低于1元/度的競標價(jià)是在不用銀行貸款以省去利息成本，以及不計任何管理費用和電力接入費用，內部收益率主動(dòng)降至5%的情況下提出的競標報價(jià)。在當時(shí)光伏電站平均收益率8%左右的情況下，中電投之所以能夠大幅降低上網(wǎng)電價(jià)，主要原因之一是全部使用自有資金，融資成本為零，對于民企而言，難以與之競爭。在當時(shí)國內光伏應用市場(chǎng)發(fā)展尚不成熟的情況下，如果參與其中的多數是對成本和價(jià)格不敏感的央企，行業(yè)的市場(chǎng)機制和效率會(huì )逐漸弱化，不利于行業(yè)長(cháng)期健康發(fā)展。
2.項目建設積極性降低
一方面，對于0.7288元/度的最低中標電價(jià)，按照光伏特許權項目建設及運營(yíng)核算，預計需要17至18年，甚至20年才能實(shí)現盈利，以1.09元／度價(jià)格中標的敦煌光伏發(fā)電項目使用的光伏組件價(jià)格約1.5美元/，該項目預計需要16年才能實(shí)現盈利。
在項目總周期僅25年的前提下，盈利期過(guò)短促使中標企業(yè)為尋求更低價(jià)的光伏組件、逆變器等，紛紛將項目開(kāi)工后延，以降低成本提高項目盈利能力。另一方面，國家標桿電價(jià)出臺后對光伏特許權項目造成了沖擊，中標企業(yè)認為自己主動(dòng)壓低利潤，支持光伏應用市場(chǎng)發(fā)展，推動(dòng)光伏上網(wǎng)電價(jià)下降，卻不能享受每度1.15元的上網(wǎng)標桿電價(jià)，有失公平。截至2011年8月，西部8省區第二批13個(gè)光伏發(fā)電特許權招標項目中，除新疆哈密、吐魯番、和田和青海、河南等少數項目外，過(guò)半項目尚未開(kāi)始建設。
3.光伏電站質(zhì)量難以保障
過(guò)低的中標上網(wǎng)電價(jià)除導致光伏電站自身盈利期大幅后延外，還直接降低了光伏元器件供貨價(jià)格以及制造企業(yè)的利潤。對于國內光伏制造企業(yè)而言，一邊是國際光伏市場(chǎng)需求量?jì)r(jià)齊升，一邊是國內光伏市場(chǎng)被央企低價(jià)壟斷，光伏制造企業(yè)對國內低盈利乃至賠本的訂單并不感興趣。即便有光伏制造企業(yè)愿意低價(jià)甚至低于成本將產(chǎn)品供給中標央企，也很難保證電池組件質(zhì)量，由此帶來(lái)故障頻現、維修費用高昂等問(wèn)題，難以保障光伏電站穩定持續運營(yíng)。當可再生能源在發(fā)電占比僅1%時(shí)，整體影響并不顯著(zhù)，但隨著(zhù)光伏發(fā)電份額不斷提升，電源質(zhì)量以及可調性、可控性如果得不到保證，將影響光伏發(fā)電的可持續發(fā)展。
原文摘要
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作者：
徐洪峰中央財經(jīng)大學(xué)綠色金融國際研究院副院長(cháng)
白 楊 中央財經(jīng)大學(xué)綠色金融國際研究院研究員
特邀專(zhuān)家顧問(wèn)：
彭 澎中央財經(jīng)大學(xué)綠色金融國際研究院特邀專(zhuān)家、中國新能源電力投融資聯(lián)盟秘書(shū)長(cháng)
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