“国家队”或将再次包揽光伏特许权投资的全部名额。
日前，280兆瓦的光伏并网发电特许权项目已开闸，并将于8月10日正式开标， 据记者多方了解，以华能及大唐为主的五大电力集团，国投电力、国华电力、华润电力、中广核四小龙，国家电网、南方电网两大电网公司，以及中国节能投资公司，共计12家企业均有意参与此轮竞标。
这种情况并非第一次发生。
在2009年3月22日的第一轮光伏电站特许权项目——敦煌10兆瓦光伏电站的开标会上，虽然有50家企业买走标书，但第二轮进入商务标的13家企业均为国有企业，如华能、龙源电力、中广核、国投电力等。
作为国内顶尖的光伏系统及EPC厂商，中盛光电董事长王兴华对记者坦言，该公司计划参与此轮1/3项目的投标，主要以设备商的角色出现，而其联合的投资商全部是国有企业。“前期国有资本的进入，可以保证项目的顺利展开”。
7月5日，据一位参与投标的光伏厂商代表透露，“与新疆哈密20兆瓦光伏并网发电特许权项目相似，已有7家企业领取的标书，五大电力集团有两家，民营企业虽然也有，但均为设备商。”
这位光伏厂商却对此忧心忡忡。在他看来，特许权项目上网电价与合理电价的偏离，缘于国企的争相压价，其最终结果或如风电特许权项目招标的复制——国企负责下游投资、民资在上游制造寻找机会。
自2003年开始推行风电项目特许权建设方式，虽然为中国风电装机容量跃居亚洲第一奠定了基础，但“最低价者得之”的模式也导致了另一结果的出现——民营资本几近全面出局、赢利模式的模糊、大量风电无法上网。
这一次，光伏特许权招标能跳出同样的发展轨迹吗？
前车之鉴：风电特许权招标阴影
280兆瓦的光伏并网发电特许权是国家第二批光伏发电招标项目，也是迄今为止中国最大规模的光伏项目招标。
细分下来，280兆瓦招标项目分别是内蒙古60兆瓦、新疆60兆瓦、甘肃60兆瓦、青海50兆瓦、宁夏30兆瓦、陕西20兆瓦，共有13个项目，全部集中在光照条件优越的西部省区。
“此次招标的结果或将成为未来出台光伏上网标杆电价的重要参照。”CSI阿特斯一位高管表示。
相对于去年敦煌项目10兆瓦，此次特许权项目个体体量均不小于20兆瓦，且一次推出13个项目，“本质上也有试探中国光伏电站建设成本的考量”。
根据多位业内人士的预计，以多晶硅电池项目为例，业内普遍预测最终结果是在1.1-1.3元/度左右。
“虽然较去年第一轮项目的1.09元/度的上网电价已有所提高，但还不是很合理的价格。”前述人士说。“光伏业界最为担心的是作为投资人的国企相互压低价格，最终影响到国家未来的光伏上网标杆电价的制定。”
在2009年第一轮光伏特许权项目招标上，国投电力投出0.69元/度的竞标价，业界一时为之哗然。虽然最后次低者中广核以1.09元/度中标，但其价格是否可赢利仍被质疑。
中国可再生能源学会副理事长赵玉文曾对记者指出，“光伏特许权招标不能走风电的老路，否则无论是市场，抑或是光伏企业，都很难获得一个健康成长的环境。”
按照中国可再生能源学会风能专业委员会的统计，中国2009年新增风电装机1380.3万千瓦，同比增长124%，累计达2580.53万千瓦，新增装机容量位列世界第一，累计装机容量位居世界第二位。
但据中国风能协会副理事长施鹏飞介绍，中国的风电下游基本上是五大发电集团，加上中广核、神华、中节能八大国企为投资主体，“约占风电下游总投资金额的76%”。其他投资来自于地方国企比如电网公司的“三产多经”企业，民营仅占微小份额。
在这样的背景下，高盛高华近日已泼出一盆冷水。该公司预计，到2011年，中国仍有高达32%的风电无法得到接入。
1/3风电项目空转的背后，缘于风电特许权招标机制：五大国有发电集团几乎是不计得失的风电场“圈地”运动，使得除开第一轮风电特许权招标之后，后续的风电招标几近成为国有企业独有的“价格战”秀场。
“目前一些地方的风电投资也出现了类似风电特许权招标的恶性循环。”前述光伏厂商人士痛心的表示，“一些光伏电站投资商与承建商为降低成本，向光伏设备商压价。在成本难以大幅下调的情况下，设备制造商必然以降低质量为代价来压缩成本，使光伏电站项目的风险增大。”
光伏企业的企盼
根据招标规则要求，投标者可以投多个项目、多个标段，组件厂商可独立投标，而投资商必须捆绑组件厂商。此次投标产品类别不限，多晶硅、单晶硅、薄膜均可，不过对转换率有具体要求，即单晶光伏不能低于15%、多晶不能低于14%、薄膜不能低于6.5%。
王兴华直言，以光伏电站需要达到8%-10%的IRR(内部收益率)作为标准，考虑到当前的光伏产品成本，折算到此轮光伏特许权项目的上网电价，1.4元/度的含税价较为合理。“如果低于1.4元/度，我们就很难做”。
事实上，280兆瓦的装机容量，对国内光伏企业有着巨大的吸引力。去年国内光伏电池产量达4000兆瓦，此轮招标规模相当于消化了总产量中的7%。根据国家初步规划，到2015年光伏发电装机容量要达到5000兆瓦。
“如果以今年的基数对比去年的基数来算的话，明后年的光伏电站特许权招标将有可能达到500兆瓦。”赛维LDK一位高管表示。
尽管光伏电站建设前景极为诱人，但民营资本的进入更讲究资本的回报率，“至少IRR要达到10%左右”。在在国内光伏上网存在困难、且第二轮项目招标体量较大的情况下，民企资本会有较多顾虑。
事实上，民企对国有资本欲拒还迎。一方面，国企进来，以极强大行政资源及财力，可迅速打开光伏发电新兴市场。另一方面，民企又惧怕国企以取得项目、抢占优质资源为出发点，而不是以项目投资收益为出发点，这种非理性出价导致竞标价格与合理水平相差甚远。
王兴华认为，“特许权项目招标不应简单的以‘低价者得之’为标准，而应该设置合理的IRR水平、参照国际市场行情、每个季度的发电量等标准，这样才能驱动信托、保险、民营资本等资金进入，光伏发电成本的降低与市场的健康运行才能并行不悖”。
“中国的政策可能不具备西班牙及意大利有20%的利润，但至少有像基建这样10%的利润回报，才能支撑起这个市场的成长，并驱动民企进入。”王兴华说。
在他眼中，光伏电站的日常运营并不是大问题。“与火力与水电相比，光伏电站的运营风险是可控的，因为后期运营管理比较简单，譬如调度等问题，均只需要数个电站管理人员即可完成。”
目前，视不同的地域条件及土地成本，光伏电站目前在国内的投资成本每兆瓦为2000万-5000万元之间。
前述赛维LDK高管还认为，“目前民营资本进入除了国家政策扶持外，更需要金融创新工具的引入。光伏电站的投资类似建设高速公路，需要好的赢利模式，使得信托与保险等机构进入，民营方面才可有金融支撑。”
