特许招投标、不对称管制和光伏发电产业发展，本文主要内容关键词为：产业发展论文,管制论文,招投标论文,不对称论文,光伏论文，此文献不代表本站观点，内容供学术参考，文章仅供参考阅读下载。
中图分类号：F426.61 文献标识码：A文章编号：1005-0892(2011)11-0098-07
发展前景的强烈预期与各级政府鼓励扶持政策的相继出台，强有力地推动了我国光伏发电产业的迅猛发展。2007年中国已超过日本成为全球最大光伏产品制造国，2009年中国光伏产品达4382MW，占全球产量的47%，比2007年提高了20个百分点。然而与最大的光伏产品制造国形成强烈反差的是，截至2010年底我国光伏并网发电装机容量仅有25.62万千瓦，只占全国9.6亿千瓦电力总装机容量的0.03%。[1]而根据欧洲太阳能光伏行业协会(EPIA)统计数据，2009年全球太阳能新增装机容量达64亿千瓦，全球太阳能装机总容量超过了200亿千瓦。与此对应的是，限于国内光伏发电市场滞后，目前我国95%以上光伏产品出口。
光伏产品高产量和光伏发电低比例的巨大反差造成了我国能源结构和产业转型升级的诸多矛盾：未能有效地通过发展光伏产业降低温室气体排放强度，从根本上背离了我国发展光伏产业的初衷；光伏产品大量出口极易招致国际贸易摩擦，不利于我国光伏企业做大做强。我国光伏产业发展的重心应转移至下游光伏产品应用环节，其中光伏发电，尤其是光伏并网发电应成为重中之重。对于我国光伏发电产业来说，必须梳理和回答的一个问题是：光伏发电环节为什么能在欧、美、日等发达国家获得强有力推进，而在光伏制品第一大国的我国发展却为何如此缓慢？本文将从上网电价这一电力产业发展的核心要素出发，剖析光伏并网发电项目特许招投标制度的现状与问题，提出该项制度设计中引入不对称管制的必要性与操作思路。
一、文献回顾
光伏发电产业是近十年才快速发展起来的新兴产业领域，随着产业规模的扩大，对光伏发电产业的相关研究日益增多，但主要集中于该产业的发展现状、问题瓶颈、政策扶持、产业链分析等方面。孟宪淦(2007)从产业链、产能、发展方向、光伏市场四个方面介绍了台湾地区光伏发电产业状况。[2]王晓刚、邓丽荣(2008)回顾了多晶硅生产技术的现状和最新进展，指出冶金法将成为更具发展潜力的工艺技术，其发展重点是低成本高效率提纯方法的进步。[3]宇文旭(2009)在分析光伏产业链与国际光伏产业发展趋势的基础上，阐述了我国光伏产业的规模与制约因素。[4]赵优珍(2010)阐述了国际金融背景下全球新能源发展的新动向，探讨了我国光伏发电产业发展的现状与问题。[5]王茂洋、王林(2009)从光伏发电产业生态网络的测度以及构建的影响因素两个基本问题着手，探索影响因素与产业生态网络之间的作用关系。[6]王发明(2009)论述了光伏发电产业全球价值链的空间分布、空间特征和治理结构，分析了我国光伏产业升级的条件、路径和方式。[7]文嫮(2009)分析了太阳能电池产业链并通过实证分析发现，硅材料提炼环节毛利率最高，达40%以上，而组件封装环节的毛利率不足10%，另两个环节居于两者之间。[8]
从以上有关光伏发电产业的代表性研究成果中发现，已有研究集中在对该产业的现状、问题的探讨，并以此为基础提出政策建议，这些研究成果显然为包括本文在内的后续研究提供了强有力支持。目前学术界针对光伏产业下游并网发电环节的研究还极其稀少，而针对这一环节出现的诸如上网电价的形成机制、政府管制等问题的研究，将对我国光伏发电产业政策的制定和改进提供不可或缺的理论基础和决策参考。
二、特许招投标制度与光伏并网发电项目标杆电价
全国按接受太阳光辐射量大小大致上可分为五类地区，年日照时数大于2000小时、辐射总量高于5000MJ/m[2]的有一、二、三类地区，是我国太阳能资源丰富或较丰富的地区，约占全国总面积的2/3以上，具有利用太阳能的良好条件。因此，从宏观上来说，我国有太阳能开发和利用的天然优势。当前，光伏发电在国内的应用主要集中于农村电气化和离网型光伏产品。[9]根据国际经验看，要大规模开发利用太阳能，大力建设光伏并网发电项目将是关键途径，而光伏并网发电项目的顺利运营不外乎要满足以下两个条件：一是电网公司愿意收购光伏电力；二是项目开发商获得的售电收入足以弥补包括会计成本和机会成本在内的经济成本。
第一个条件的满足显然取决于国家电网企业自身的利益考量。《中华人民共和国可再生能源法》于2006年1月1日正式实施，考虑到近年来可再生能源领域发展的实际状况，十一届全国人大常委会第十二次会议表决通过了《中华人民共和国可再生能源法修正案》，并于2010年4月1日起施行。修改后的《可再生能源法》第十四条明确规定“国家实行可再生能源发电全额保障性收购制度”，但“发电企业有义务配合电网企业保障电网安全”。也就是说，在保障电网安全的条件下，国家电网企业应该无条件地全额收购并网发电项目的电力。由于光伏发电与电网安全之间的关系更多地涉及技术层面问题，在此不做过多探讨，只是假设“光伏发电项目生产电力并网不会产生危及电网安全问题”，为后续探讨奠定基础。扫除并网技术层面障碍后，影响光伏发电项目的核心因素是成本与收益问题，其中上网电价又是“核心的核心”。
《可再生能源法》第二十一条规定：“电网企业为收购可再生能源电量而支付的合理的接网费用以及其他合理的相关费用，可以计入电网企业输电成本，并从销售电价中回收。”可见，光伏发电项目上网电价高于传统电力(比如火电、水电等)价格部分是经过电网平摊后由全体电力消费者共同承担。当光伏并网发电比例还处于较低水平时，明显偏高的光伏发电上网电价不会显著提高终端电力用户的消费价格。但可以预见的是，随着光伏发电比例的上升，较高的光伏上网电价将会对终端电力产生压力，进而影响国民经济的方方面面。因此，从长期来看，如何形成科学合理的光伏发电上网电价对于整个电力产业乃至国民经济具有重大意义。
怎样的上网电价是合理的？与火电、水电、核电、风电按照标杆电价由政府物价主管部门核定上网电价不同，光伏发电目前还缺乏标杆电价，不可能采取这一模式确定上网电价，究其原因主要有以下三个方面：(1)发电成本因选址差异而不同。光照强度等空间地理因素对光伏发电成本具有重大影响，不同选址的光伏发电项目的发电成本存在较大差异，这给以成本核算为基础形成光伏发电标杆电价制造了障碍。(2)技术效率还能为发电成本下降提供较大空间。近几年来，国际上太阳能电池产品正在由第一代晶体太阳能电池向第二代薄膜太阳能电池过渡，而后者的硅材料用量比前者少得多，其生产成本也就显著低于前者。另一方面，国际上技术领先光伏电池生产商的光电转化率已经达到22%，比我国的17%要高5个百分点左右。这也可从德国光伏发电实践中得到了印证。考虑到技术进步因素，德国核定的可再生能源所发电上网价格，每年会按照一定比例递减。光伏发电因技术进步相对较快，每年的价格递减率在8%到10%之间；海上风电为5%；其他仅为在1%左右。[9]因此，随着我国光伏设备制造技术和光电转化技术的改进，技术效率将为光伏发电成本下降提供可观的空间。(3)光伏发电产业上游供应环节的成本特性为发电成本提供了变数。光伏发电的技术经济特征决定了发电设备价格对其成本有显著影响，而近几年来作为光伏电池生产最重要原材料的多晶硅却经历了“过山车”式的价格波动。多晶硅价格从2002年的10—20美元/公斤上涨到2007年末的400美元/公斤，2008年市场现货价格更是一度高达450美元/公斤；但受国际金融危机影响，多晶硅价格从2009年四季度开始一路下滑，跌至100美元/公斤以下，下降幅度超过80%。[10]显然，上游原材料价格波动将通过产业链传导到终端发电环节，造成光伏电力的成本波动。综上所述，在现有技术、经济条件下，光伏发电的技术经济特征决定了其成本核算的困难，目前还不太可能完全通过政府主管部门以成本核算为基础制定上网标杆电价，必须充分发挥市场的价格发现功能，通过发电主体竞争来确定光伏并网发电项目的上网电价。正因如此，在光伏发电市场上引入特许招投标制度对于我国现阶段光伏发电产业发展具有不可低估的重要作用。
三、我国光伏并网发电项目特许招投标的现状与问题
目前我国光伏发电装机容量仅占总装机容量的万分之三，较世界上先行国家有巨大差距。然而尽管如此，我国还是在光伏并网发电项目的建设、运营、投融资等方面进行了一系列尝试，其中实施特许招投标制度是这些尝试中的重要内容，为我国光伏并网发电项目的建设运营分析提供了初步样本。
我国严格意义上的光伏发电特许招投标项目共有14个，分别是2009年的甘肃敦煌10兆瓦光伏并网发电项目、2010年位于陕西榆林等地区的13个共280兆瓦光伏并网发电项目(详见表1)。
上述特许招投标的14个光伏并网发电项目有以下几个特点：(1)不同地点的光伏发电项目上网电价存在较大差异。2010年的13个项目是在同一时间(第二轮价格标开标日为2010年8月16日)进行的，最低的中标上网电价为0.7288元/千瓦时(青海共和30兆瓦光伏发电项目)，而中标上网电价最高的为新疆和田20兆瓦光伏并网发电项目，达0.9907元/千瓦时，是最低上网电价的1.36倍，这也进一步验证了光伏发电成本与项目选址之间存在较强的相关性。(2)上网电价随时间推移呈现下降趋势。2009年甘肃敦煌10兆瓦光伏发电项目中标上网电价为1.09元/千瓦时，是2010年特许招投标项目中同样来自甘肃的三个项目中标电价的1.32倍(甘肃白银)、1.40倍(甘肃金昌)、1.35倍(甘肃武威)。如果与2008年审批的上海市崇明岛1兆瓦项目和内蒙古鄂尔多斯225千瓦项目所核定的4元/千瓦时比较，2010年项目的上网电价更是有了大幅度的降低。这说明近三年来，我国光伏发电项目单位成本有了质的下降，为太阳能商业化运作奠定了初步基础。①(3)中标企业的上网电价均显著低于当时的单位成本。地面光伏发电站成本主要由光伏组件、逆变和输配电、电站建设安装、土地等组成，其中光伏组件的成本占了主要部分，而多晶硅又是光伏组件的主要原材料，约占光伏电池成本的70%左右。[11]第二批光伏发电项目开标的2010年7月、8月，光伏发电组件价格上涨了15%左右，光伏发电项目要确保盈亏平衡，电价水平起码要保持在1.15元/千瓦时。这与实际招标情况存在很大差异，几乎所有项目均有一半企业的报价低于1元/千瓦时，而最终中标上网电价只相当于盈亏平衡价格的86.4%～63.4%，被业内和政府主管部门称为“跳楼价”。这一价格落差不仅大大出乎决策者的预料，也使得通过特许招投标形式确定光伏发电上网标杆电价的计划落空。
目前特许招投标的14个光伏并网发电项目的业主单位均来自于五大国有发电集团，其中中国电力投资集团公司中标了第二批13个项目中的7个，占53.8%。国有发电集团中标的原因除了资源、资金、技术等优势外，明显低于民营企业的上网电价报价是不可忽视的关键因素(见表2)。表2数据显示，民营企业上网电价报价平均为1.151元/千瓦时，国企平均报价(1.007元/千瓦时)是前者的0.875倍。同时，2010年特许招投标的13个项目，除了新疆和田20兆瓦项目中民企略低于国企报价外，其余12个项目均是国企显著低于民企，在甘肃武威20兆瓦项目中，国企平均报价仅为民企的63.6%。
其中α(t)∈(0，1]，是反映光伏发电产业技术效率的折算系数，随着时间t的推移和技术进步，α(t)逐步下降。
2010年3月26日国务院国资委颁布实施了《中央企业节能减排监督管理暂行办法》，将节能减排目标完成情况作为央企负责人经营业绩考核的重要内容。节能减排考核是否完成，不仅为国有发电企业在“资产保值增值”外设立了第二个考核的刚性指标，而且节能减排指标的完成情况又有可能通过“新的火电项目”能否通过审批等渠道反作用于资产盈利性考核指标。因此，与民营企业纯市场回报率考量不同，国有发电集团的节能减排考核将激励其采取降低报价来获得光伏发电项目，加之国有发电集团拥有民企无法获得的资金实力和稳定收入来源，显著加大了通过交叉补贴的途径实施这种激励的可能性。如果把来自于光伏发电外的交叉补贴看成是光伏发电成本的一种下降，则国有发电企业的光伏发电预期总平均成本为：
其中β(t)∈(0，1]，表示国有发电企业节能减排考核所促发的上网电价下调的折算系数，其大小与节能减排考核的严厉程度成反比。
图1把不同条件下光伏并网发电招投标上网电价底线分别用
曲线表示出来。根据特许招投标一般的制度设计，当市场信息足够充分时，中标价格将等于参与投标的企业中成本最低企业的平均成本，即上述三条曲线上的A、B、C三点所代表的成本，上述三个点的排列顺序与前文中光伏发电当前成本、民营企业上网电价报价、国有发电集团上网电价报价相一致。
四、引入不对称管制的必要性及其管制路径
节能减排指标考核促使国有发电集团在光伏发电项目招投标中报出比民营企业更低的上网电价，如果这种低价来自于国有企业更高的生产效率，则低价表明的是资源有效配置。然而，从实践中看，国有发电集团进入光伏发电领域尽管拥有协同效应，但经营绩效和节能减排的双重考核扭曲了其经营决策，进而导致资源误配。更重要的是，国有发电集团在光伏发电领域的“跑马圈地”极大地影响了民营光伏企业的长远发展。
2010年5月7日，国务院颁布了《关于鼓励和引导民间投资健康发展的若干意见》(国发[2010]13号)，鼓励和引导民营企业发展包括光伏发电在内的战略性新兴产业。经过近10年来的快速发展，民营企业在光伏产业中获得了巨大发展，涌现出了一大批像无锡尚德、英利能源、浙江正泰、江西赛维等实力强大的民营企业。然而从产业链角度看，民营光伏企业主要扎堆于电池生产、组件封装等资金和技术门槛低、劳动力比较密集的环节。[12]随着德国、西班牙等欧美国家光伏发电补贴退出政策的实施，95%依赖于出口的光伏产业必将受到严重冲击。拥有广阔发展前景的国内市场显然是我国光伏民营企业的出路，不仅如此，光伏组件生产环节的民营企业还应实施前向一体化战略，进入光伏发电领域，培育光伏发电项目的设计、安装、运营能力。
光伏并网发电领域显然不同于民营企业担纲主角的纺织、服装、家电等完全竞争性领域，其技术经济特征决定了较高的进入壁垒，特许招投标制度就是这种进入壁垒的一个重要方面。当前民企与国企之间在成本上的非对称性显著地对民营企业进入光伏并网发电领域形成了挤出效应，不利于我国民营企业建设、运营光伏发电能力的提升，长期来看必将对我国光伏产业的整体提升造成伤害。因此，国有企业凌驾于民营企业之上的这种无形壁垒应该得到清除，还民营企业公平竞争的机会。
从以上的分析可以看出，民营光伏企业与国有发电集团之间是一种不对称竞争关系，导致了没有一个民营企业在现有的14个光伏并网发电特许招投标项目中中标。因此，为了有效贯彻《关于鼓励和引导民间投资健康发展的若干意见》，引导民营资本进入光伏并网发电领域，提升我国光伏产业长远的产业链整合能力，形成真正反映真实发电成本的标杆电价，有必要在光伏并网发电项目的特许招投标制度中引入不对称管制。其管制措施具体包括：
图1 不同条件下招投标上网电价的差异
(1)降低竞标门槛以提高民营企业参与的积极性。2010年第二批光伏并网发电项目的竞标有两个基本要求：一是每个标需缴纳500万元保证金，抵押时长14个月；二是必须有10%的项目资本金，在后续融资方案中保证有30%的自有资金。要达到这两个要求，竞标企业在每个项目中至少得持有1.33亿元自有资金。这样的资金门槛对于五大发电集团来说不过是“九牛一毛”，而对于民营企业却是巨大的资金压力，构成了难以逾越的竞标壁垒。因此，政府主管部门应该通过一些制度安排(比如与诚信记录挂钩调整保证金额度)，切实降低民营企业竞标的资金门槛。
(2)设立光伏发电专项资金对中标民营企业给予补贴。由于国有发电集团存在交叉补贴行为，在其他条件不变的情况下，其上网电价报价将低于民营企业报价，虽然政府主管部门可以对这种交叉补贴实施一定程度管制，但可以预见的是，这种管制将面临高额成本。作为对民营光伏企业的鼓励扶持措施，国家可以从电力销售总额或者财政收入中拿出部分资金成立光伏发电专项基金，用于民营光伏发电项目的电价补贴。补贴力度可以以弥补与国有发电集团报价落差为基准，考虑到光伏发电的技术效率，单位电量补贴额应该遵循逐年递减原则，如第t年补贴额为上一年额度乘以一个小于1的倍数。②
(3)预留部分光伏并网发电项目仅限于民营光伏企业竞标。民营光伏企业竞标价格更能反映光伏发电的市场状况和成本性状，其中标价格更能作为标杆电价发挥示范作用。预留部分光伏并网发电项目仅限于民营光伏企业竞标，将直接把国有发电集团排除出竞标范围，是一种具有直接效果的不对称管制措施。
(4)要求国有发电集团竞标中采用捆绑民营企业的联合体竞标方式。这种方式有助于国有发电企业、民营光伏企业实现优势互补，也不会出现招标中国有企业“一边倒”的情况，部分地弥补民企竞标失败而无法进入招标项目的损失，这在某种程度也是对民营光伏企业的有效扶持。
注释：
①2009年国内13家光伏企业签署《洛阳宣言》，宣布将在2012年将光伏上网电价控制在1元/度。笔者认为，《洛阳宣言》进一步表明，虽然我国光伏发电应用项目稀少，但光伏产业(尤其是太阳能电池)经过多年发展后，还是为光伏发电经济性提高和商业化运作奠定了坚实的基础。
②这也是德国的做法。
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