金 通

（浙江財經(jīng)學(xué)院 科研處，浙江 杭州 310018）

發(fā)展前景的強烈預(yù)期與各級政府鼓勵扶持政策的相繼出臺，強有力地推動了我國光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)的迅猛發(fā)展。2007年中國已超過日本成為全球最大光伏產(chǎn)品制造國，2009年中國光伏產(chǎn)品達4382MW，占全球產(chǎn)量的47%，比2007年提高了20個百分點。然而與最大的光伏產(chǎn)品制造國形成強烈反差的是，截至2010年底我國光伏并網(wǎng)發(fā)電裝機容量僅有25.62萬千瓦，只占全國9.6億千瓦電力總裝機容量的0.03%。[1]而根據(jù)歐洲太陽能光伏行業(yè)協(xié)會（EPIA）統(tǒng)計數(shù)據(jù)，2009年全球太陽能新增裝機容量達64億千瓦，全球太陽能裝機總?cè)萘砍^了200億千瓦。與此對應(yīng)的是，限于國內(nèi)光伏發(fā)電市場滯后，目前我國95%以上光伏產(chǎn)品出口。

光伏產(chǎn)品高產(chǎn)量和光伏發(fā)電低比例的巨大反差造成了我國能源結(jié)構(gòu)和產(chǎn)業(yè)轉(zhuǎn)型升級的諸多矛盾：未能有效地通過發(fā)展光伏產(chǎn)業(yè)降低溫室氣體排放強度，從根本上背離了我國發(fā)展光伏產(chǎn)業(yè)的初衷；光伏產(chǎn)品大量出口極易遭致國際貿(mào)易摩擦，不利于我國光伏企業(yè)做大做強。我國光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展的重心應(yīng)轉(zhuǎn)移至下游光伏產(chǎn)品應(yīng)用環(huán)節(jié)，其中光伏發(fā)電，尤其是光伏并網(wǎng)發(fā)電應(yīng)成為重中之重。對于我國光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)來說，必須梳理和回答的一個問題是：光伏發(fā)電環(huán)節(jié)為什么能在歐、美、日等發(fā)達國家獲得強有力推進，而在光伏制品第一大國的我國發(fā)展卻為何如此緩慢？本文將從上網(wǎng)電價這一電力產(chǎn)業(yè)發(fā)展的核心要素出發(fā)，剖析光伏并網(wǎng)發(fā)電項目特許招投標(biāo)制度的現(xiàn)狀與問題，提出該項制度設(shè)計中引入不對稱管制的必要性與操作思路。

一、文獻回顧

光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)是近十年才快速發(fā)展起來的新興產(chǎn)業(yè)領(lǐng)域，隨著產(chǎn)業(yè)規(guī)模的擴大，對光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)的相關(guān)研究日益增多，但主要集中于該產(chǎn)業(yè)的發(fā)展現(xiàn)狀、問題瓶頸、政策扶持、產(chǎn)業(yè)鏈分析等方面。孟憲淦（2007）從產(chǎn)業(yè)鏈、產(chǎn)能、發(fā)展方向、光伏市場四個方面介紹了臺灣地區(qū)光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)狀況。[2]王曉剛、鄧麗榮（2008）回顧了多晶硅生產(chǎn)技術(shù)的現(xiàn)狀和最新進展，指出冶金法將成為更具發(fā)展?jié)摿Φ墓に嚰夹g(shù)，其發(fā)展重點是低成本高效率提純方法的進步。[3]宇文旭（2009）在分析光伏產(chǎn)業(yè)鏈與國際光伏產(chǎn)業(yè)發(fā)展趨勢的基礎(chǔ)上，闡述了我國光伏產(chǎn)業(yè)的規(guī)模與制約因素。[4]趙優(yōu)珍（2010）闡述了國際金融背景下全球新能源發(fā)展的新動向，探討了我國光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展的現(xiàn)狀與問題。[5]王茂洋、王林（2009）從光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)生態(tài)網(wǎng)絡(luò)的測度以及構(gòu)建的影響因素兩個基本問題著手，探索影響因素與產(chǎn)業(yè)生態(tài)網(wǎng)絡(luò)之間的作用關(guān)系。[6]王發(fā)明（2009）論述了光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)全球價值鏈的空間分布、空間特征和治理結(jié)構(gòu)，分析了我國光伏產(chǎn)業(yè)升級的條件、路徑和方式。[7]文嫮（2009)分析了太陽能電池產(chǎn)業(yè)鏈并通過實證分析發(fā)現(xiàn)，硅材料提煉環(huán)節(jié)毛利率最高，達40%以上，而組件封裝環(huán)節(jié)的毛利率不足10%，另兩個環(huán)節(jié)居于兩者之間。[8]

從以上有關(guān)光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)的代表性研究成果中發(fā)現(xiàn)，已有研究集中在對該產(chǎn)業(yè)的現(xiàn)狀、問題的探討，并以此為基礎(chǔ)提出政策建議，這些研究成果顯然為包括本文在內(nèi)的后續(xù)研究提供了強有力支持。目前學(xué)術(shù)界針對光伏產(chǎn)業(yè)下游并網(wǎng)發(fā)電環(huán)節(jié)的研究還極其稀少，而針對這一環(huán)節(jié)出現(xiàn)的諸如上網(wǎng)電價的形成機制、政府管制等問題的研究，將對我國光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)政策的制定和改進提供不可或缺的理論基礎(chǔ)和決策參考。

二、特許招投標(biāo)制度與光伏并網(wǎng)發(fā)電項目標(biāo)桿電價

全國按接受太陽光輻射量大小大致上可分為五類地區(qū)，年日照時數(shù)大于2000小時、輻射總量高于5000MJ/m2的有一、二、三類地區(qū)，是我國太陽能資源豐富或較豐富的地區(qū)，約占全國總面積的2/3以上，具有利用太陽能的良好條件。因此，從宏觀上來說，我國有太陽能開發(fā)和利用的天然優(yōu)勢。當(dāng)前，光伏發(fā)電在國內(nèi)的應(yīng)用主要集中于農(nóng)村電氣化和離網(wǎng)型光伏產(chǎn)品。[9]根據(jù)國際經(jīng)驗看，要大規(guī)模開發(fā)利用太陽能，大力建設(shè)光伏并網(wǎng)發(fā)電項目將是關(guān)鍵途徑，而光伏并網(wǎng)發(fā)電項目的順利運營不外乎要滿足以下兩個條件：一是電網(wǎng)公司愿意收購光伏電力；二是項目開發(fā)商獲得的售電收入足以彌補包括會計成本和機會成本在內(nèi)的經(jīng)濟成本。

第一個條件的滿足顯然取決于國家電網(wǎng)企業(yè)自身的利益考量?！吨腥A人民共和國可再生能源法》于2006年1月1日正式實施，考慮到近年來可再生能源領(lǐng)域發(fā)展的實際狀況，十一屆全國人大常委會第十二次會議表決通過了《中華人民共和國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》第十四條明確規(guī)定“國家實行可再生能源發(fā)電全額保障性收購制度”，但“發(fā)電企業(yè)有義務(wù)配合電網(wǎng)企業(yè)保障電網(wǎng)安全”。也就是說，在保障電網(wǎng)安全的條件下，國家電網(wǎng)企業(yè)應(yīng)該無條件地全額收購并網(wǎng)發(fā)電項目的電力。由于光伏發(fā)電與電網(wǎng)安全之間的關(guān)系更多地涉及技術(shù)層面問題，在此不做過多探討，只是假設(shè)“光伏發(fā)電項目生產(chǎn)電力并網(wǎng)不會產(chǎn)生危及電網(wǎng)安全問題”，為后續(xù)探討奠定基礎(chǔ)。掃除并網(wǎng)技術(shù)層面障礙后，影響光伏發(fā)電項目的核心因素是成本與收益問題，其中上網(wǎng)電價又是“核心的核心”。

《可再生能源法》第二十一條規(guī)定：“電網(wǎng)企業(yè)為收購可再生能源電量而支付的合理的接網(wǎng)費用以及其他合理的相關(guān)費用，可以計入電網(wǎng)企業(yè)輸電成本，并從銷售電價中回收?！笨梢姡夥l(fā)電項目上網(wǎng)電價高于傳統(tǒng)電力（比如火電、水電等）價格部分是經(jīng)過電網(wǎng)平攤后由全體電力消費者共同承擔(dān)。當(dāng)光伏并網(wǎng)發(fā)電比例還處于較低水平時，明顯偏高的光伏發(fā)電上網(wǎng)電價不會顯著提高終端電力用戶的消費價格。但可以預(yù)見的是，隨著光伏發(fā)電比例的上升，較高的光伏上網(wǎng)電價將會對終端電力產(chǎn)生壓力，進而影響國民經(jīng)濟的方方面面。因此，從長期來看，如何形成科學(xué)合理的光伏發(fā)電上網(wǎng)電價對于整個電力產(chǎn)業(yè)乃至國民經(jīng)濟具有重大意義。

怎樣的上網(wǎng)電價是合理的？與火電、水電、核電、風(fēng)電按照標(biāo)桿電價由政府物價主管部門核定上網(wǎng)電價不同，光伏發(fā)電目前還缺乏標(biāo)桿電價，不可能采取這一模式確定上網(wǎng)電價，究其原因主要有以下三個方面：（1）發(fā)電成本因選址差異而不同。光照強度等空間地理因素對光伏發(fā)電成本具有重大影響，不同選址的光伏發(fā)電項目的發(fā)電成本存在較大差異，這給以成本核算為基礎(chǔ)形成光伏發(fā)電標(biāo)桿電價制造了障礙。（2）技術(shù)效率還能為發(fā)電成本下降提供較大空間。近幾年來，國際上太陽能電池產(chǎn)品正在由第一代晶體太陽能電池向第二代薄膜太陽能電池過渡，而后者的硅材料用量比前者少得多，其生產(chǎn)成本也就顯著低于前者。另一方面，國際上技術(shù)領(lǐng)先光伏電池生產(chǎn)商的光電轉(zhuǎn)化率已經(jīng)達到22%，比我國的17%要高5個百分點左右。這也可從德國光伏發(fā)電實踐中得到了印證?？紤]到技術(shù)進步因素，德國核定的可再生能源所發(fā)電上網(wǎng)價格，每年會按照一定比例遞減。光伏發(fā)電因技術(shù)進步相對較快，每年的價格遞減率在8%到10%之間；海上風(fēng)電為5%；其他僅為在1%左右。[9]因此，隨著我國光伏設(shè)備制造技術(shù)和光電轉(zhuǎn)化技術(shù)的改進，技術(shù)效率將為光伏發(fā)電成本下降提供可觀的空間。（3）光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)上游供應(yīng)環(huán)節(jié)的成本特性為發(fā)電成本提供了變數(shù)。光伏發(fā)電的技術(shù)經(jīng)濟特征決定了發(fā)電設(shè)備價格對其成本有顯著影響，而近幾年來作為光伏電池生產(chǎn)最重要原材料的多晶硅卻經(jīng)歷了“過山車”式的價格波動。多晶硅價格從2002年的10～20美元/公斤上漲到2007年末的 400美元/公斤，2008年市場現(xiàn)貨價格更是一度高達450美元/公斤；但受國際金融危機影響，多晶硅價格從2009年四季度開始一路下滑，跌至100美元/公斤以下，下降幅度超過80%。[10]顯然，上游原材料價格波動將通過產(chǎn)業(yè)鏈傳導(dǎo)到終端發(fā)電環(huán)節(jié)，造成光伏電力的成本波動。綜上所述，在現(xiàn)有技術(shù)、經(jīng)濟條件下，光伏發(fā)電的技術(shù)經(jīng)濟特征決定了其成本核算的困難，目前還不太可能完全通過政府主管部門以成本核算為基礎(chǔ)制定上網(wǎng)標(biāo)桿電價，必須充分發(fā)揮市場的價格發(fā)現(xiàn)功能，通過發(fā)電主體競爭來確定光伏并網(wǎng)發(fā)電項目的上網(wǎng)電價。正因如此，在光伏發(fā)電市場上引入特許招投標(biāo)制度對于我國現(xiàn)階段光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)發(fā)展具有不可低估的重要作用。

三、我國光伏并網(wǎng)發(fā)電項目特許招投標(biāo)的現(xiàn)狀與問題

目前我國光伏發(fā)電裝機容量僅占總裝機容量的萬分之三，較世界上先行國家有巨大差距。然而盡管如此，我國還是在光伏并網(wǎng)發(fā)電項目的建設(shè)、運營、投融資等方面進行了一系列嘗試，其中實施特許招投標(biāo)制度是這些嘗試中的重要內(nèi)容，為我國光伏并網(wǎng)發(fā)電項目的建設(shè)運營分析提供了初步樣本。

我國嚴(yán)格意義上的光伏發(fā)電特許招投標(biāo)項目共有14個，分別是2009年的甘肅敦煌10兆瓦光伏并網(wǎng)發(fā)電項目、2010年位于陜西榆林等地區(qū)的13個共280兆瓦光伏并網(wǎng)發(fā)電項目（詳見表1）。

上述特許招投標(biāo)的14個光伏并網(wǎng)發(fā)電項目有以下幾個特點：（1）不同地點的光伏發(fā)電項目上網(wǎng)電價存在較大差異。2010年的13個項目是在同一時間（第二輪價格標(biāo)開標(biāo)日為2010年8月16日）進行的，最低的中標(biāo)上網(wǎng)電價為0.7288元/千瓦時（青海共和30兆瓦光伏發(fā)電項目），而中標(biāo)上網(wǎng)電價最高的為新疆和田20兆瓦光伏并網(wǎng)發(fā)電項目，達0.9907元/千瓦時，是最低上網(wǎng)電價的1.36倍，這也進一步驗證了光伏發(fā)電成本與項目選址之間存在較強的相關(guān)性。（2）上網(wǎng)電價隨時間推移呈現(xiàn)下降趨勢。2009年甘肅敦煌10兆瓦光伏發(fā)電項目中標(biāo)上網(wǎng)電價為1.09元/千瓦時，是2010年特許招投標(biāo)項目中同樣來自甘肅的三個項目中標(biāo)電價的1.32倍（甘肅白銀）、1.40倍（甘肅金昌）、1.35倍（甘肅武威）。如果與2008年審批的上海市崇明島1兆瓦項目和內(nèi)蒙古鄂爾多斯225千瓦項目所核定的4元/千瓦時比較，2010年項目的上網(wǎng)電價更是有了大幅度的降低。這說明近三年來，我國光伏發(fā)電項目單位成本有了質(zhì)的下降，為太陽能商業(yè)化運作奠定了初步基礎(chǔ)。①（3）中標(biāo)企業(yè)的上網(wǎng)電價均顯著低于當(dāng)時的單位成本。地面光伏發(fā)電站成本主要由光伏組件、逆變和輸配電、電站建設(shè)安裝、土地等組成，其中光伏組件的成本占了主要部分，而多晶硅又是光伏組件的主要原材料，約占光伏電池成本的70%左右。[11]第二批光伏發(fā)電項目開標(biāo)的2010年7月、8月，光伏發(fā)電組件價格上漲了15%左右，光伏發(fā)電項目要確保盈虧平衡，電價水平起碼要保持在1.15元/千瓦時。這與實際招標(biāo)情況存在很大差異，幾乎所有項目均有一半企業(yè)的報價低于1元/千瓦時，而最終中標(biāo)上網(wǎng)電價只相當(dāng)于盈虧平衡價格的86.4%～63.4%，被業(yè)內(nèi)和政府主管部門稱為“跳樓價”。這一價格落差不僅大大出乎決策者的預(yù)料，也使得通過特許招投標(biāo)形式確定光伏發(fā)電上網(wǎng)標(biāo)桿電價的計劃落空。

表1 我國光伏發(fā)電特許招投標(biāo)項目一覽表（截至2010年）

目前特許招投標(biāo)的14個光伏并網(wǎng)發(fā)電項目的業(yè)主單位均來自于五大國有發(fā)電集團，其中中國電力投資集團公司中標(biāo)了第二批13個項目中的7個，占53.8%。國有發(fā)電集團中標(biāo)的原因除了資源、資金、技術(shù)等優(yōu)勢外，明顯低于民營企業(yè)的上網(wǎng)電價報價是不可忽視的關(guān)鍵因素（見表2）。表2數(shù)據(jù)顯示，民營企業(yè)上網(wǎng)電價報價平均為1.151元/千瓦時，國企平均報價（1.007元/千瓦時）是前者的0.875倍。同時，2010年特許招投標(biāo)的13個項目，除了新疆和田20兆瓦項目中民企略低于國企報價外，其余12個項目均是國企顯著低于民企，在甘肅武威20兆瓦項目中，國企平均報價僅為民企的63.6%。

對于同一選址的光伏并網(wǎng)發(fā)電項目，按照招投標(biāo)時點的技術(shù)條件和光伏組件價格計算的固定平均成本、可變平均成本分別假設(shè)為AFC0(q)、AVC0(q)，則平均總成本為AC0（q），其中q為發(fā)電量，固定成本核算時考慮了機會成本?？紤]到光伏發(fā)電還存在較高技術(shù)效率提升空間，預(yù)期平均總成本為：其中α(t)∈(0，1]，是反映光伏發(fā)電產(chǎn)業(yè)技術(shù)效率的折算系數(shù)，隨著時間t的推移和技術(shù)進步，α(t)逐步下降。

表2 第二批光伏發(fā)電特許招投標(biāo)項目國企、民企報價對比 單位：元/千瓦時

2010年3月26日國務(wù)院國資委頒布實施了《中央企業(yè)節(jié)能減排監(jiān)督管理暫行辦法》，將節(jié)能減排目標(biāo)完成情況作為央企負責(zé)人經(jīng)營業(yè)績考核的重要內(nèi)容。節(jié)能減排考核是否完成，不僅為國有發(fā)電企業(yè)在“資產(chǎn)保值增值”外設(shè)立了第二個考核的剛性指標(biāo)，而且節(jié)能減排指標(biāo)的完成情況又有可能通過“新的火電項目”能否通過審批等渠道反作用于資產(chǎn)盈利性考核指標(biāo)。因此，與民營企業(yè)純市場回報率考量不同，國有發(fā)電集團的節(jié)能減排考核將激勵其采取降低報價來獲得光伏發(fā)電項目，加之國有發(fā)電集團擁有民企無法獲得的資金實力和穩(wěn)定收入來源，顯著加大了通過交叉補貼的途徑實施這種激勵的可能性。如果把來自于光伏發(fā)電外的交叉補貼看成是光伏發(fā)電成本的一種下降，則國有發(fā)電企業(yè)的光伏發(fā)電預(yù)期總平均成本為：

其中β(t)∈(0，1]，表示國有發(fā)電企業(yè)節(jié)能減排考核所促發(fā)的上網(wǎng)電價下調(diào)的折算系數(shù)，其大小與節(jié)能減排考核的嚴(yán)厲程度成反比。

圖1把不同條件下光伏并網(wǎng)發(fā)電招投標(biāo)上網(wǎng)電價底線分別用AC0(q)、ACπ(q)、ACs-π(q)曲線表示出來。根據(jù)特許招投標(biāo)一般的制度設(shè)計，當(dāng)市場信息足夠充分時，中標(biāo)價格將等于參與投標(biāo)的企業(yè)中成本最低企業(yè)的平均成本，即上述三條曲線上的A、B、C三點所代表的成本，上述三個點的排列順序與前文中光伏發(fā)電當(dāng)前成本、民營企業(yè)上網(wǎng)電價報價、國有發(fā)電集團上網(wǎng)電價報價相一致。

四、引入不對稱管制的必要性及其管制路徑

節(jié)能減排指標(biāo)考核促使國有發(fā)電集團在光伏發(fā)電項目招投標(biāo)中報出比民營企業(yè)更低的上網(wǎng)電價，如果這種低價來自于國有企業(yè)更高的生產(chǎn)效率，則低價表明的是資源有效配置。然而，從實踐中看，國有發(fā)電集團進入光伏發(fā)電領(lǐng)域盡管擁有協(xié)同效應(yīng)，但經(jīng)營績效和節(jié)能減排的雙重考核扭曲了其經(jīng)營決策，進而導(dǎo)致資源誤配。更重要的是，國有發(fā)電集團在光伏發(fā)電領(lǐng)域的“跑馬圈地”極大地影響了民營光伏企業(yè)的長遠發(fā)展。

圖1 不同條件下招投標(biāo)上網(wǎng)電價的差異

2010年5月7日，國務(wù)院頒布了《關(guān)于鼓勵和引導(dǎo)民間投資健康發(fā)展的若干意見》（國發(fā)〔2010〕13號），鼓勵和引導(dǎo)民營企業(yè)發(fā)展包括光伏發(fā)電在內(nèi)的戰(zhàn)略性新興產(chǎn)業(yè)。經(jīng)過近10年來的快速發(fā)展，民營企業(yè)在光伏產(chǎn)業(yè)中獲得了巨大發(fā)展，涌現(xiàn)出了一大批像無錫尚德、英利能源、浙江正泰、江西賽維等實力強大的民營企業(yè)。然而從產(chǎn)業(yè)鏈角度看，民營光伏企業(yè)主要扎堆于電池生產(chǎn)、組件封裝等資金和技術(shù)門檻低、勞動力比較密集的環(huán)節(jié)。[12]隨著德國、西班牙等歐美國家光伏發(fā)電補貼退出政策的實施，95%依賴于出口的光伏產(chǎn)業(yè)必將受到嚴(yán)重沖擊。擁有廣闊發(fā)展前景的國內(nèi)市場顯然是我國光伏民營企業(yè)的出路，不僅如此，光伏組件生產(chǎn)環(huán)節(jié)的民營企業(yè)還應(yīng)實施前向一體化戰(zhàn)略，進入光伏發(fā)電領(lǐng)域，培育光伏發(fā)電項目的設(shè)計、安裝、運營能力。

光伏并網(wǎng)發(fā)電領(lǐng)域顯然不同于民營企業(yè)擔(dān)綱主角的紡織、服裝、家電等完全競爭性領(lǐng)域，其技術(shù)經(jīng)濟特征決定了較高的進入壁壘，特許招投標(biāo)制度就是這種進入壁壘的一個重要方面。當(dāng)前民企與國企之間在成本上的非對稱性顯著地對民營企業(yè)進入光伏并網(wǎng)發(fā)電領(lǐng)域形成了擠出效應(yīng)，不利于我國民營企業(yè)建設(shè)、運營光伏發(fā)電能力的提升，長期來看必將對我國光伏產(chǎn)業(yè)的整體提升造成傷害。因此，國有企業(yè)凌駕于民營企業(yè)之上的這種無形壁壘應(yīng)該得到清除，還民營企業(yè)公平競爭的機會。

從以上的分析可以看出，民營光伏企業(yè)與國有發(fā)電集團之間是一種不對稱競爭關(guān)系，導(dǎo)致了沒有一個民營企業(yè)在現(xiàn)有的14個光伏并網(wǎng)發(fā)電特許招投標(biāo)項目中中標(biāo)。因此，為了有效貫徹《關(guān)于鼓勵和引導(dǎo)民間投資健康發(fā)展的若干意見》，引導(dǎo)民營資本進入光伏并網(wǎng)發(fā)電領(lǐng)域，提升我國光伏產(chǎn)業(yè)長遠的產(chǎn)業(yè)鏈整合能力，形成真正反映真實發(fā)電成本的標(biāo)桿電價，有必要在光伏并網(wǎng)發(fā)電項目的特許招投標(biāo)制度中引入不對稱管制。其管制措施具體包括：

（1）降低競標(biāo)門檻以提高民營企業(yè)參與的積極性。2010年第二批光伏并網(wǎng)發(fā)電項目的競標(biāo)有兩個基本要求：一是每個標(biāo)需繳納500萬元保證金，抵押時長14個月；二是必須有10%的項目資本金，在后續(xù)融資方案中保證有30%的自有資金。要達到這兩個要求，競標(biāo)企業(yè)在每個項目中至少得持有1.33億元自有資金。這樣的資金門檻對于五大發(fā)電集團來說不過是“九牛一毛”，而對于民營企業(yè)卻是巨大的資金壓力，構(gòu)成了難以逾越的競標(biāo)壁壘。因此，政府主管部門應(yīng)該通過一些制度安排（比如與誠信記錄掛鉤調(diào)整保證金額度），切實降低民營企業(yè)競標(biāo)的資金門檻。

（2）設(shè)立光伏發(fā)電專項資金對中標(biāo)民營企業(yè)給予補貼。由于國有發(fā)電集團存在交叉補貼行為，在其他條件不變的情況下，其上網(wǎng)電價報價將低于民營企業(yè)報價，雖然政府主管部門可以對這種交叉補貼實施一定程度管制，但可以預(yù)見的是，這種管制將面臨高額成本。作為對民營光伏企業(yè)的鼓勵扶持措施，國家可以從電力銷售總額或者財政收入中拿出部分資金成立光伏發(fā)電專項基金，用于民營光伏發(fā)電項目的電價補貼。補貼力度可以以彌補與國有發(fā)電集團報價落差為基準(zhǔn)，考慮到光伏發(fā)電的技術(shù)效率，單位電量補貼額應(yīng)該遵循逐年遞減原則，如第t年補貼額為上一年額度乘以一個小于1的倍數(shù)。②

（3）預(yù)留部分光伏并網(wǎng)發(fā)電項目僅限于民營光伏企業(yè)競標(biāo)。民營光伏企業(yè)競標(biāo)價格更能反映光伏發(fā)電的市場狀況和成本性狀，其中標(biāo)價格更能作為標(biāo)桿電價發(fā)揮示范作用。預(yù)留部分光伏并網(wǎng)發(fā)電項目僅限于民營光伏企業(yè)競標(biāo)，將直接把國有發(fā)電集團排除出競標(biāo)范圍，是一種具有直接效果的不對稱管制措施。

（4）要求國有發(fā)電集團競標(biāo)中采用捆綁民營企業(yè)的聯(lián)合體競標(biāo)方式。這種方式有助于國有發(fā)電企業(yè)、民營光伏企業(yè)實現(xiàn)優(yōu)勢互補，也不會出現(xiàn)招標(biāo)中國有企業(yè)“一邊倒”的情況，部分地彌補民企競標(biāo)失敗而無法進入招標(biāo)項目的損失，這在某種程度也是對民營光伏企業(yè)的有效扶持。

注 釋：

①2009年國內(nèi)13家光伏企業(yè)簽署《洛陽宣言》，宣布將在2012年將光伏上網(wǎng)電價控制在1元/度。筆者認(rèn)為，《洛陽宣言》進一步表明，雖然我國光伏發(fā)電應(yīng)用項目稀少，但光伏產(chǎn)業(yè)（尤其是太陽能電池）經(jīng)過多年發(fā)展后，還是為光伏發(fā)電經(jīng)濟性提高和商業(yè)化運作奠定了堅實的基礎(chǔ)。

②這也是德國的做法。

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