自1997年左右至今，中国光伏产业发展已历经20余年，我院推出专题研究报告《中国光伏产业发展及投融资》，该研究报告分为《上篇：中国光伏制造业发展及投融资》和《下篇：中国光伏应用市场发展及投融资》，上下篇各分为六个发展阶段，系统梳理分析中国光伏产业本身及投融资发展，每个阶段选取一个典型案例，通过案例展现探讨该阶段中国光伏产业及投融资的发展、问题，以及经验教训。

第二阶段：光伏并网发电特许权项目

（2007-2011年）

为降低我国光伏制造业对国外市场的过度依赖，国家能源局于2009年、2010年分别组织两批光伏并网发电特许权项目招标，即政府通过招标方式选择项目投资主体，给予中标企业开发经营光伏电站项目的排它权利。光伏发电特许权招标作为我国光伏应用市场发展之初的标志性项目，虽然在当时光伏企业为抢占市场份额，造成行业过度竞争，但其后十余年内，中国光伏应用市场规模由小到大，产品技术不断突破，成本价格逐步降低，建设标准趋于统一。根据光伏发电特许权项目融资情况来看，其建设资金主要由股东出资和银行贷款两部分组成，其中银行贷款多来自国内银行，欧洲投资银行等国际金融机构也为这一时期光伏电站特许权项目提供了资金支持。

一、特许权招标助推光伏应用市场规模扩大

（一）政策推动建设大型光伏并网电站

在偏远地区推广使用光伏发电系统，建设小型离网式光伏电站，解决我国无电地区的供电问题后，通过光伏电站示范项目推动太阳能发电的推广应用成为光伏应用市场下一步的发展方向。

国家发改委于2007年9月、2008年3月相继发布《可再生能源中长期发展规划》、《可再生能源发展“十一五”规划》，提出到2010年中国太阳能发电总容量要达到30万千瓦、到2020年达到180万千瓦，在甘肃敦煌和西藏拉萨或阿里地区建设大型并网式光伏电站示范项目。

2008年，全球金融危机爆发导致国外市场对我国光伏产品需求明显减少，为降低我国光伏制造业对国外市场的过度依赖，国家能源局于2009年、2010年分别组织两批光伏并网发电特许权项目招标。2010年全国能源工作会议提出科学规划、适度发展光伏产业，启动国内太阳能发电市场。2011年7月，国家发改委发布《关于完善太阳能光伏发电上网电价政策的通知》，以7月1日为界，将光伏发电标杆电价分为1.15元/度和1元/度价格，对特许权项目造成冲击，加之第二批光伏发电特许权项目进展缓慢，国有企业垄断项目的现实情况，光伏发电特许权项目招标至此结束。

图1：中国光伏发电特许权项目相关政策

数据来源：政府官网整理

（二）光伏发电特许权项目招标

光伏发电特许权项目招标即政府通过招标方式选择项目投资主体，与其签订特许经营协议，给予中标企业开发经营光伏电站项目的排它权利，同时承诺执行固定上网电价，通常由电站所在地电力公司承诺购买光伏电站的全部上网电量。在协议有效期内，中标企业有权独家运营光伏电站并拥有光伏电站设备及设施等所有权，进行光伏电站的设计、投资、建设和运维，自行承担项目费用和风险，经营期满后无偿将项目移交给政府或指定机构。通过特许经营方式，政府可引进社会资本，缓解资金不足的困境，同时通过竞争逐步降低电价，最终实现光伏发电平价上网。

这一时期，国家能源局进行了两批光伏并网发电特许权项目招标，2009年，第一批光伏发电特许权项目启动，仅甘肃敦煌光伏电站一个项目，该电站装机规模10兆瓦，建设期不超过18个月，特许经营25年。此次招标中，共18家企业投标，其中，国投华靖电力报出最低价0.69元/度，中广核能源报出次低价1.0928元/度。由于0.69元/度的光伏并网电价远低于企业的合理利润要求，甘肃省发改委最终确定中广核能源、西班牙Efinity公司，以及江西百事德太阳能公司联合成为该项目最终中标企业，上网电价为1.09元/度，同时批准国投华靖电力在敦煌开发10兆瓦的光伏并网发电示范项目，上网电价与中广核相同。

2010年6月，国家能源局启动第二批光伏发电特许权项目招标，包括陕西榆林靖边县、青海共和县、河南县、甘肃白银市、金昌市、武威市、内蒙古阿拉善盟、包头市、巴彦卓尔市、宁夏青铜峡市、新疆哈密市、吐鲁番市、和田市共6省13个光伏发电项目，总规模280兆瓦。其中，除青海共和光伏电站和宁夏青铜峡光伏电站规模为30兆瓦，其余11个项目规模均为20兆瓦，特许经营期同样为25年。 企业对第二批招标参与积极性较高，50家企业提交了135份标书， 13个项目的最低报价均低于1元/度，中标价格在0.7288-0.9907元/度之间。其中，中国电力投资集团获得7个项目的特许权，不同地区、不同项目之间竞争差异较大，内蒙古包头项目和新疆哈密项目投标企业最多、竞争最激烈，而投标企业对甘肃、阿拉善、吐鲁番等地项目的关注度相对较低。

表1：光伏并网发电特许权项目

数据来源：国家能源局，公开资料整理

对比看，两轮光伏发电招标项目的特许经营期限均为25年，但在上网电价及项目推进等方面差异明显：

一是上网电价制度有所调整，第一批招标项目的上网电价为两段式，累计发电等效满负荷小时数在2.5万小时以内的上网电价按中标价格执行，以每年发电满负荷时长1500-1800小时计算，上网电价实际年限仅14-17年，特许经营期内剩余期间电价则另行核定。而第二批招标项目的上网电价为统一电价，即25年的特许经营期间，光伏电站统一执行中标上网电价。

二是上网电价快速下滑，自2008年的4元/度大幅降至2009年特许权招标项目的1.09元/度，再到2010年第二批招标项目报价均低于1元/度，中电投下属子公司黄河上游水电开发公司在青海共和项目中投出最低价0.7288元/度。随着上网电价大幅下降，中标企业为减少亏损实现盈利，需要控制项目投资额，第一批甘肃敦煌项目每千瓦装机投资4.73万元，而第二批项目则降至1.13-1.9万元/千瓦左右。从实际情况看，中标企业电站收益几乎不可能覆盖投资成本，2010年晶硅光伏组件价格1.9美元/瓦左右，仅组件成本已高于中标电价。

三是项目推进进度不同，第一批光伏发电特许权招标项目建设期为18个月，而第二批项目因装机规模增加建设期延长至24个月，第一批敦煌项目在协议签署生效后即开始建设，一年内国投项目、中广核项目均全部建成并具备并网发电条件。但第二批项目在中标后8个月内，仅新疆哈密、吐鲁番、和田和青海河南4个项目开始建设，成本控制以及气候因素等影响了第二批项目的顺利推进。

（三）特许权招标阶段特点

1.国有企业包揽所有项目

这一时期前后两批光伏并网发电特许权招标项目，最终中标者均为大型国有电力企业，中电投集团垄断了装机规模近一半的光伏特许权项目，华能集团、国电集团、国家能源集团等央企主导地位同样明显。民营光伏制造企业虽有参与意愿，但最终全部退出，第一批参标企业以尚德、英利、天合等光伏组件制造企业为主，而在2010年竞标中，民营光伏制造企业则选择作为供应商参与竞标，拓日新能、三安光电、正泰太阳能、中盛光电等民营企业在第一轮技术标的竞争中已被淘汰出局。从客观因素看，项目竞标要求每个标的500万保证金，押金期长达14个月，此外，竞标企业还需10%的项目资本金，且项目投资须有30%自有资金。上述要求对于普通民营企业来说难度较大，但国有企业凭借资金及成本优势，能够在特许权项目竞标中占据主导地位。

图2：光伏特许权中标企业项目规模占比

数据来源：国家能源局，公开资料整理

光伏产业具有技术更迭快的特点，只有充分多元化市场竞争才能有效推动技术进步和成本降低。在中国光伏制造业发展初期，民营企业作为领军者发挥了重要作用，国内光伏应用市场发展后，电站作为重资产，对民企而言资金压力和风险较大，国企则凭借资金、规模、并网便利等方面优势，能有效参与产业链终端应用市场的竞争，且国企中标后向民企购买太阳能电池片、光伏组件等产品，使整个光伏产业链获益。总体而言，民营和国有企业不同优势形成了这一时期光伏电站国企基本垄断的竞争格局。

2. 低价抢占市场

依据光伏发电特许权招标项目最低价中标的原则，投标者必须最大限度压缩企业利润空间，调低内部收益率，虽然理论上有利于上网电价下降，推进光伏发电平价上网，但2009、2010年作为中国大型光伏并网电站项目的启动阶段，光伏企业不仅考虑单个项目盈利，更注重在应用市场上抢占市场份额和领先地位，所有竞标企业为成功中标均给出较低的投标电价，但这一时期电站实际投资成本不可能低于之后标杆电价时期成本即1.15元/度。第一批特许权招标最低报价项目的内部收益率不到4%，第二批中标项目内部收益率多为5-6%，远低于常规电站8%的内部收益率，更低于欧洲光伏电站项目12%以上的常规收益率。竞标企业以低价抢占市场，项目经济效益难以保障。

低价中标后，企业在项目建设过程中也会面临诸多挑战。一方面，作为光伏电站的核心设备，太阳能电池、光伏组件的供货价格必须压缩，2010年，在晶硅组件市场价格约14元/瓦的情况下，而两次光伏发电项目招标最低报价仅9元/瓦、8.5元/瓦。国际市场光伏产品需求量大，国内很多大型光伏制造企业的供货合同已排到2011年下半年，对于低价供应特许权项目的意愿较低。另一方面，2011年7月，光伏标杆上网电价相关政策出台，规定通过特许权招标确定业主的光伏发电项目，其上网电价按中标价格执行，中标价格不得高于标杆电价，意味着中标价格0.7288-0.99元/度的光伏发电特许权项目均无法享受1元/度或1.15元/度的标杆电价，使得特许权招标难以持续。

二、光伏应用市场投融资：股东出资+银行贷款

根据统计的5个光伏发电特许权项目融资，其建设资金主要由股东出资和银行贷款两部分组成，除青海共和项目企业资本金占比达到60%，由厦门三安光电科技、青海万立水电股份、神光新能源各出资20%之外，其它特许权项目企业资本金在投资总额中占比均为20%。以宁夏青铜峡30兆瓦项目为例，其总投资34864.58万元，其中股东出资6984.92万元，另一部分则由商业贷款提供，包括长期贷款27891.66万元、流动资金借款28万元，借款利率6.8%。银行贷款多来自国内银行，例如，青海河南项目与银行达成协议，享受长期贷款利率下调10%优惠，年利率5.346%。此外，国际金融机构也为这一时期光伏电站特许权项目提供了资金支持，2011年7月，国家发改委宣布利用欧洲投资银行应对气候变化框架二期贷款项目第一批备选项目，其中国华能源投资建设的陕西榆林靖边20兆瓦光伏电站获得欧洲投资银行2600万欧元贷款。

表2：部分光伏发电特许权项目融资结构

数据来源：公开资料整理

三、光伏发电特许权招标的实施效果

（一）推动光伏应用市场发展

1.推动光伏发电成本下降

早期光伏组件成本在项目开发总成本中占比达70%以上，光伏发电特许权项目在低价中标情况下，能够顺利建成电站并运营，离不开光伏组件和设备制造企业的支持。2009年，中国光伏组件市场价格13元/瓦左右，出口价格可达14元/瓦，但英利集团向中广核提供的组件价格仅8.5元/瓦，在这一前提下，中广核将其竞标上网电价降至1.09元/千瓦，最终成功中标第一个特许权招标项目。随后，第二批特许权招标项目启动，恰逢欧美开始限制中国光伏组件产品进口，多种因素叠加造成光伏组件价格下滑，2011年至2012年欧美对华光伏“双反”期间跌幅最为明显。到2019年，特许权招标十年后，光伏组件价格下降91.6%，逆变器价格下降92.5%，系统价格下降88.3%，因此推动光伏电价下降81.3%，成本及电价下降进一步推动了光伏应用市场的规模扩张。

2. 探索完善光伏电站建设运营流程及标准

在中国光伏应用市场初步发展阶段，光伏电站建设没有统一行业标准，率先参与其中的企业通过特许权招标项目逐步探索积累经验，改进完善相关流程和标准。中广核第一个特许权招标项目自2009年8月开始建设，直至2010年10月才并网发电，规模10兆瓦项目建设当时历时16个月，而目前仅需一个月即能建设完成。在国内光伏电站发展初期，项目建设的关键路径不明确，导致速度慢、问题多，整个光伏系统仅能实现80%左右的效率。特许权招标项目的开展促使企业开始探索改进光伏电站建设运营的实际操作流程，到2012年，国内第一个光伏电站建设标准《光伏发丝暗战设计规范》推出，补充该标准的主要内容，该《规范》为相关企业建设光伏电站提供了参考依据，光伏系统效率也提升至90%以上。

（二）项目存在问题

1.央企低价抢占市场

2009年，无锡尚德、英利集团等13家光伏制造企业联名发布《光伏发电“一元工程”建设倡议书》，提出到2012年将光伏发电成本降至1元/度，对于2012年建成使用的光伏特许权招标项目，1元/度的报价更符合行业实际情况。但在特许权竞标中，电力央企纷纷以最低价竞争，不在意项目利润，主要目的在于抢占我国刚刚兴起的光伏应用市场，在政府鼓励可再生能源发展的形势下为其长期能源战略布局。此外，国有发电集团均面临清洁能源应用指标任务，新开发火电项目必须与可再生能源配套，这一任务也促使电力央企不惜成本参与特许权招标项目竞标。中电投低于1元/度的竞标价是在不用银行贷款以省去利息成本，以及不计任何管理费用和电力接入费用，内部收益率主动降至5%的情况下提出的竞标报价。在当时光伏电站平均收益率8%左右的情况下，中电投之所以能够大幅降低上网电价，主要原因之一是全部使用自有资金，融资成本为零，对于民企而言，难以与之竞争。在当时国内光伏应用市场发展尚不成熟的情况下，如果参与其中的多数是对成本和价格不敏感的央企，行业的市场机制和效率会逐渐弱化，不利于行业长期健康发展。

2.项目建设积极性降低

一方面，对于0.7288元/度的最低中标电价，按照光伏特许权项目建设及运营核算，预计需要17至18年，甚至20年才能实现盈利，以1.09元／度价格中标的敦煌光伏发电项目使用的光伏组件价格约1.5美元/，该项目预计需要16年才能实现盈利。

在项目总周期仅25年的前提下，盈利期过短促使中标企业为寻求更低价的光伏组件、逆变器等，纷纷将项目开工后延，以降低成本提高项目盈利能力。另一方面，国家标杆电价出台后对光伏特许权项目造成了冲击，中标企业认为自己主动压低利润，支持光伏应用市场发展，推动光伏上网电价下降，却不能享受每度1.15元的上网标杆电价，有失公平。截至2011年8月，西部8省区第二批13个光伏发电特许权招标项目中，除新疆哈密、吐鲁番、和田和青海、河南等少数项目外，过半项目尚未开始建设。

3.光伏电站质量难以保障

过低的中标上网电价除导致光伏电站自身盈利期大幅后延外，还直接降低了光伏元器件供货价格以及制造企业的利润。对于国内光伏制造企业而言，一边是国际光伏市场需求量价齐升，一边是国内光伏市场被央企低价垄断，光伏制造企业对国内低盈利乃至赔本的订单并不感兴趣。即便有光伏制造企业愿意低价甚至低于成本将产品供给中标央企，也很难保证电池组件质量，由此带来故障频现、维修费用高昂等问题，难以保障光伏电站稳定持续运营。当可再生能源在发电占比仅1%时，整体影响并不显著，但随着光伏发电份额不断提升，电源质量以及可调性、可控性如果得不到保证，将影响光伏发电的可持续发展。

原文摘要

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作者：

徐洪峰中央财经大学绿色金融国际研究院副院长

白 杨 中央财经大学绿色金融国际研究院研究员

特邀专家顾问：

彭 澎中央财经大学绿色金融国际研究院特邀专家、中国新能源电力投融资联盟秘书长

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新媒体编辑：蒙格