對金融支持生物質能發電行業發展的思考與建議

○祁 寧 金 鵬 張衛兵

（湖北省建行授信評價部 湖北 武漢 430015）

生物質能發電主要是利用農業、林業、工業廢棄物、城市垃圾等生物質能為原料，采取直接燃燒或氣化的發電方式，是可再生能源發電的一種，屬于其他能源發電。生物質能發電作為新興能源產業，被列入“十二五”規劃中支持產業，國家陸續出臺相關政策扶持行業發展，各銀行也逐步開始提供相應金融支持。如何看待行業未來發展，全面準確地把握行業風險，提高金融支持的精準性和科學性，是我們亟待解決的課題。

一、行業發展現狀

從2005年開始，國家發改委批復國信如東、國能單縣、河北晉州3個秸稈發電示范項目，我國生物質能直燃發電開始邁出實質性步伐，裝機容量和投資規模逐年增加。截至2011年底，生物質能發電裝機容量達到436萬千瓦。國內各級政府核準的生物質能發電項目累計超過了170個，已經有50多個項目實現了并網發電，投資總額超過600億元。“十二五”規劃明確提出，“到2015年國內生物質發電裝機規模不低于1300萬千瓦”，國家在相關行業政策上給予了一系列的優惠，隨著產業政策的逐步完善，生物質能發電將進入快速發展期。

由于生物質能的資源因素和生產特性，生物質能發電行業的區域分布特征明顯。全國的一半以上項目裝機容量集中在華東地區，尤其是江蘇和山東兩省；約20%在中南地區。投資主體包括國有、民營及中外合資企業。目前，國家電網公司、五大發電集團、中國節能投資公司等企業均投資參與了建設運營。已核準的發電裝機容量最大的生物質能發電企業分別是國能生物和武漢凱迪，這兩大集團的總裝機容量占全國裝機容量的三分之一。

按照生產技術的不同，目前生物質能發電主要包括直接燃燒發電、氣化發電、混燃發電和沼氣發電等四種。目前我國應用較多的為生物質直燃技術，其核心技術和裝備主要包括生物質燃燒控制技術、直燃鍋爐技術、爐前給料技術及生物質鍋爐和給料設備。我國生物質發電還處于初級階段，核心技術領域缺少自有知識產權，發電裝備如鍋爐、燃料運輸系統等重要裝備大都依靠進口。即使部分主要設備國內也能生產，但國產設備轉化率低，能源消耗量大，間接增加了生物質能發電的生產成本。經過近幾年的發展，國產化生物質直燃鍋爐及給料設備都有了長足發展，尤其是中溫中壓75噸/小時循環流化床生物質鍋爐及130噸/小時高溫高壓循環流化床生物質鍋爐都能夠批量生產。循環流化床生物質鍋爐因自身技術標準高，對秸稈燃料混燒適應性較高，適合多種類型的燃料同時摻燒或純燒，符合我國生物質燃料的基本狀況，是目前我國生物質發電所采取的主要技術和裝備。

生物質發電企業的收入來源主要是售電收入、CDM收入和其他收入（如賣肥料收入、政府臨時補貼）等；而成本主要有經營成本、建設成本、其他成本等幾個方面。目前我國生物質發電廠執行統一的上網電價0.75元/度電，而平均成本在0.70元/度電左右，其中燃料成本0.40元以上，再加上管理費用0.25元左右，基本屬于微利狀態，經濟效益十分有限。

決定電廠效益的主要因素是經營成本，而經營成本的高低是由燃料成本決定的。燃料成本占經營成本約70%，由燃料收購價格、運輸費用、儲藏費用組成。要想電廠盈利，必須降低燃料成本。如果燃料價格達到300元/噸以上或燃料成本達到0.50元以上，電廠必然虧損。整體來看，在目前情況下，生物質發電項目盈利能力較為有限，抗風險能力一般。

二、行業存在的問題

雖然生物質發電得到了國家的大力支持，在建項目也越來越多，但是從全國整個生物質發電行業來看，大多數企業還處于虧損狀態，少數情況較好的企業利潤也不大。究其原因，主要存在以下幾個問題。

1、生物質發電燃料問題。燃料問題包括燃料收、儲、運和燃料收購價兩部分。我國秸稈等生物質總量豐富，但是分布分散，并且秸稈的收獲具有季節性，可獲得量有限，再加上部分地區直燃發電項目分布密集，秸稈收購競爭激烈，使得收集成本高，燃料收購困難。同時，由于秸稈體積蓬松，堆積密度小，不便運輸，運輸成本相當高。因此，直燃電廠必須在電廠周圍設立秸稈收購站，以收集、打包、儲存秸稈燃料，再集中、定量向電廠輸送。但是收購站的建設以及運行管理的成本較高，以江蘇國信如東25MW秸稈直燃發電項目為例，在電廠周圍設立4個收購站，每個收購站的占地面積約26700m2，建設成本需要300萬元。燃料成本的高低將直接影響生物質電廠的經濟效益。

2、生物質發電設備問題。設備制造問題包括鍋爐效率低和設備運行穩定性差兩部分。

（1）鍋爐效率低。據了解，從丹麥BWE公司進口的高溫高壓水冷振動爐排鍋爐，其秸稈單耗可控制在1200g/kwh以下，有的甚至可低于1000g/kwh。在這種情況下，即使秸稈收購價上升到400元/噸，燃料成本也不會超過0.5元/千瓦時。而我國多數生物質發電廠的鍋爐效率都比較低，有的還不到80%，中溫中壓鍋爐的秸稈單耗為1600—2000g/kwh，其中有的單耗已愈2000g/kwh，勢必導致燃料成本的增加。此外，各個生物質電廠的秸稈收購價普遍較高，燃料成本高達0.40—0.60元/kwh，再加上財務成本、設備折舊等相關費用，即使銷售電價0.75元/kwh，生物質電廠也難以盈利。因此，我國迫切需要大力開發高參數生物質鍋爐，以降低秸稈單耗，提高鍋爐效率。目前國內的生物質發電項目盈利能力普遍欠佳，大多處于虧損或保本邊緣。

（2）設備運行穩定性差。我國生物質直燃發電起步較晚，基于燃料特點的上料、給料系統和鍋爐開發、優化還不到位，導致上給料系統和鍋爐難以很快適應燃料特點，進而影響設備運行的穩定性，造成發電量降低和維護費用增高等問題。調研發現，許多生物質電廠都經歷了2至3年的不穩定運行期，有的仍在技改之中，最長連續生產時間僅為3個月左右，最短者還不足1個月。目前介入生物質發電鍋爐的制造商均為中小型鍋爐制造廠家，在經濟實力和利潤空間較低的情況下，許多設備制造商不愿意開展相關科研攻關，致使設備改進與更新步伐極為緩慢。

3、CDM收入前景不明朗。生物質發電項目符合國際CDM履約項目，目前我國大部分生物質發電項目均實現了注冊，但《京都議定書》第一個履約期到2012年到期，2012年后新建的生物質發電項目能否獲得減排資金支持，前景不明朗。對于生物質發電企業而言，如果成本可控又拿不到CDM補貼，那么只能是保本微利甚至虧損。

三、行業風險特征

對生物質能發電行業來說，主要存在以下風險：第一，燃料供應風險。目前，燃料來源供應不足的矛盾十分突出，由于秸稈等燃料供應、收集、運輸模式落后，直接影響電廠燃料供應總量和速度，進而影響生物質發電廠的正常運營；同時秸稈發電項目對成本的控制力不強，因此，燃料供應不論在數量上還是成本控制上均具有較大的不確定性。第二，建設和運營成本高的風險。生物質發電廠建設投資成本高，單位投資成本一般為8000元/kW—10000元/kW左右，相當于火電廠的2倍；在運營期，生物質電廠運營成本平均在0.70元左右，如果經營管理不善，經營成本高于上網電價將形成虧損。第三，技術風險。生物質發電復雜的燃料供應系統和鍋爐燃燒技術，完全不同于常規火電機組，在技術層面上也是一道很高的門檻。如果采用的主要設備不能適應燃料種類，引進設備、關鍵部件不能順利到位、安裝，關鍵設備、部件的知識產權、專利存在糾紛；自主開發設備的成熟性及運行指標不能達標，都有一定的技術風險。第四，抵押擔保風險。生物質發電項目可以采取幾種擔保方式：一是可以以建成后的有效資產作抵押，但專業設備的處置難度較大。二是采用收費權賬戶質押，但收費權質押對于銀行債權作用有限，不能真正緩釋信貸風險。三是如果采用第三方擔保的方式，就要注意考查擔保方的實力。第五，與項目建設運營有關的其他風險等。如資金風險、電廠經營管理風險、外部條件導致的工程延期完工風險、行業政策調整或環保標準提高的風險等。第六，對集團客戶而言，還存在以下風險：一是關聯交易及資金挪用風險。集團與子公司之間股權關系復雜，關聯交易頻繁，僅在生物質電廠建設和投資方面，股權轉讓就很頻繁，不排除集團內部公司之間為利益輸送而轉讓股權。而且，集團資金一般由總部統一調度，存在著挪用信貸資金的可能。二是多種經營風險。集團與子公司之間，經營范圍廣泛，投資項目較多，涉及面廣，可能出現因攤子鋪得過大、戰線過長、主業不突出，多種經營效益差的風險。

四、金融支持行業發展的建議

生物質能發電屬于國家支持行業，有明確的發展目標，因此未來發展前景十分廣闊。但目前尚處于起步階段，在燃料供應、發電效率、技術穩定等方面存在較多不確定因素，運行中有諸多問題，因此，在對生物質發電企業進行金融支持時，要充分考慮目前行業發展不成熟所帶來的各種風險。第一，適度把握政策，確保項目建設合法合規。根據國家投融資體制改革的要求，電力項目的開工建設需要國家相關部門核準通過，其核準重點在于確保項目在環評、國土、用水、電網接入等方面合規。因此，選擇金融支持的生物質發電項目要符合國家產業政策、國家行業規劃，以取得國家發改委核準為前提，同時環評、用水、建設用地、入網等須經國家相關部門批復同意。對未經審批的項目、審批程序不合規或越權審批的項目，建議不予支持。第二，審慎選擇項目。在具體項目選擇上，要選擇燃料供應充足有保障的地區建廠，如在糧食主產區秸稈豐富的地區，且每個縣或100公里半徑范圍內不得重復布置；積極支持在糧食主產區建設以秸稈為燃料的生物質發電廠，或將已有燃煤小火電機組改造為燃用秸稈的生物質發電機組，在大中型農產品加工企業、部分林區和灌木集中分布區、木材加工廠，以稻殼、灌木林和木材加工剩余物為原料的生物質發電廠，審慎進入生物質原材料貧乏區、資源爭奪激烈、產業布局不合理區域。第三，審慎選擇客戶。在客戶選擇上，要求自身具備較強的資本實力、現金流充沛、進入行業時間較早、具備投資運營生物質發電項目豐富經驗的企業。優先選擇中央企業、省級電力或能源集團投資的生物質發電企業。審慎進入股東實力弱、無電力運營經驗的企業。第四，對不同的技術工藝采取不同的授信策略。不同工藝需要的成本和經濟效益各不相同，建議有選擇地支持擁有自主知識產權，掌握核心關鍵技術，設備性能穩定、技術已經國產化的直燃發電項目，審慎對待資源沒保障、設備不穩定、發電成本難控制的項目和尚處于摸索階段、技術還不成熟的生物質氣化發電項目。第五，謹慎評估CDM機制對項目收入的影響。生物質發電作為可再生能源，可取得相應的CDM收入。但是，CDM項目申請減排額認證的時間長、費用高，而且這部分收入有一定的時限性。由于《京都議定書》中關于溫室氣體只規定了到2012年的減排目標，那么項目的CDM 銷售收入也只能計入到2012年，2012年后這部分收入就不確定。因此，應充分了解企業是否可通過CDM規劃獲取此項收益、合約的時間。謹慎評價通過CDM規劃獲取收益的可能性和收益的大小，一般情況下不應作為項目確定性的收入來源。第六，全面分析項目融資方案，對項目資金實行有效管理，同時落實貸款擔保措施，確保擔保的合法、充足、有效。第七，關注國家行業政策。跟蹤國家對生物質發電行業、上網電價和環保優惠政策的穩定性和持續性，關注企業的技術實力和設備運營情況以及項目實施情況，及時掌握企業的盈利及償債能力變化，適時調整金融支持政策。

[1]韓璐：我國生物質發電的技術進展、問題和前景[J].生物技術世界，2008（12）.

[2]王士偉：河南省生物質發電企業營運現狀及對策[J].經濟導刊，2011（6）.