虽有一个接一个新能源政策的“保护伞”,但由“低碳、环保”领跑,备受企业和资本追捧的清洁能源,是否最终仍会是一场泡沫？
光伏产业前端“多晶硅产能过剩”早已是不争的事实,企业无奈之下寻求下游商机,却因技术缺失,难以破局本土终端市场难题。风电设备制造业赫然位列2009年产能过剩产业名单,矗立在中国土地上的风电场,却要高价从国外进口核心风电设备。
与“风光”能源相比,早几年发展的核电、水电也一直存有争议。核电在为“引进法国技术,还是美国技术”争执不休,而水电也因破坏生态环境,忙不迭地关停小水电以规范行业。
因原料短缺而一直难以发展的生物质发电,则将眼光转向了垃圾焚烧发电。垃圾焚烧发电却因部分企业不守规矩,导致政府失信民众,遭遇民众集体抵制而步履蹒跚。
传统能源的清洁利用,如清洁煤技术,在短暂追捧下繁荣一时,随即遭遇政策性限制。
种种难题横亘在清洁能源面前,现实与初衷渐行渐远,归根结底,症结还在于“技术的缺失”。无论是风、光等可再生能源,还是传统能源的清洁利用,其中的高精尖技术均需要通过巨资引自国外。正如CCVI中国价值指数首席研究员崔新生教授所言:中国缺乏自有的特殊技术和创新,是清洁能源进一步发展不可回避的一大难题。
此外,产业资本和金融资本一起跟风政策,导致清洁能源结构性产能过剩问题日益凸显。崔新生认为这一问题的根源在于,市场盲目追求政策投机,急功近利。因此,政策性市场导向下,其必然结果是产业结构和经济结构的严重失衡。
上海环境集团有限公司规划发展部总经理吉晓翔则认为:传统行业产能过剩,对资本缺乏吸引力,地产业近期又遭受挤压,大量资金缺乏出口,而此时政府大力发展新能源和低碳经济的政策导向,给企业和资本新开了一个出口。虽然对清洁能源的盈利质疑很多,但政策性补贴带来的稳定盈利预期确实很具诱惑力。
庆幸的是,政府对产业短期内过剩问题已经着手解决。煤制油、煤制天然气项目的政策性限制可见一斑。然而,比技术缺失、产业结构失衡更可怕的是金融手段的缺失,这才是最致命的。
“碳阴谋”的观点已是老生常谈,尽管不能一边倒的倾斜“阴谋”论,但是清洁能源为主调的低碳产业经济,却缺失了金融手段的支持,这不能不说是一大漏洞。崔新生认为规则、技术、金融交易,都控制在别人手上,这无疑是给自己套住了龙头。
崔新生给《英才》记者算了一笔账:根据国家发展改革委《节能中长期规划》测算,“十一五”期间,中国节能投资总额累计可达6000亿元以上。而中国作为目前世界上最具有潜力的碳减排市场,以及最大的清洁发展机制项目供应方,每年可提供1.5亿—2.25亿吨二氧化碳核定减排额度,这意味着碳减排交易额可高达22.5亿美元。
但是,作为目前最大碳交易供应国之一的中国,却因为尚未形成完整的碳交易市场,没有交易的定价权。假如真像气候变化资本集团中国区总裁路跃兵所言:“低碳产业将是下一轮经济周期的引擎”。作为低碳产业主力军的清洁能源,如果不补上技术和金融两条腿,将如何行走？“低价中标”是招致垃圾焚烧发电进入恶性竞争时代的罪魁？
BOT（b u i l d - o p e r a t e -transfer）投融资模式,曾经成功打造了英法海峡隧道、香港东区海底隧道等多个政府项目,在其被引入中国垃圾焚烧发电项目后,就发生了变异,变成了最低价中标模式,也因此备受诟病。
吉晓翔、杭州锦江集团环保总监王瑞红、威立雅环境亚洲技术总监张进锋,都认为“低价中标”是招致垃圾焚烧发电进入恶性竞争时代的罪魁,吉晓翔更是称之为“野蛮招标”。张进锋则在此基础上又增加一条:缺乏严格的执法机制。
争“食”垃圾
7月2日,由环境保护部、住房和城乡建设部、国家发展改革委起草的《关于加强生活垃圾处理和污染综合治理工作的意见（征求意见稿）》（以下简称《意见》）,完成了向社会公开征求意见。
《意见》中提到,新建生活垃圾焚烧设施,必须安装自动监测系统,对燃烧温度等主要运行工况,以及烟尘、一氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等主要污染物排放情况,进行实时监测。现有生活垃圾焚烧单位,必须于2011年12月底之前达到上述要求。上述标准的制定无疑是针对当前诸多垃圾焚烧发电企业排放标准不达标,引起附近居民怨声载道而设置。
然而,在政府部门忙于规范垃圾焚烧项目的背后,依然是企业们为抢食“垃圾盛宴”而奔走的身影。据《英才》记者不完全统计,目前具有垃圾焚烧发电概念的上市公司就有16家,而在垃圾焚烧发电行业比较成熟的欧美地区,一般一个国家也仅有两三家垃圾焚烧发电企业。
“法国仅有两三家大型垃圾焚烧发电企业。而中国则是诸多企业参与,数量多却不专业,一旦政策市场发生变化,就会出现大量破产。”张进锋对大量企业拥入垃圾焚烧发电行业颇为担忧。
“目前,中国已在运营的垃圾焚烧发电项目70余座。”中化集团中化国际招标有限公司副总经理崔焱介绍,已经建设有垃圾焚烧发电项目的省级行政地区全国有20多个,其中,深圳能源拥有3座垃圾焚烧电厂,总装机容量为4.2万千瓦,天津泰达拥有6座垃圾焚烧电厂。不过,无论是规模还是装机容量,中国垃圾焚烧发电企业的排头兵与世界先进的此类企业相比,差距还很大。
那么,垃圾焚烧发电为何还能受到资本青睐？在吉晓翔看来,无外乎两个方面,一是垃圾焚烧发电商业模式相对简单,容易复制;二是政府大力发展新能源和低碳经济的政策导向,给资本新开了一个出口,具有环保和新能源双重概念的垃圾焚烧发电无疑是资本大佬们的佳选。
稳定微利
据了解,垃圾焚烧发电项目企业的支出,主要包括人员工资、材料消耗（包括药剂、燃料等）、银行贷款利息,以及前期投入的摊销。垃圾焚烧发电项目投资高,其主要成本是设备投资和基础设施建设的投资。
湘财证券电力环保行业研究员吴江,为《英才》记者提供了这样一组数据,按每天处理1吨垃圾的建设规模,其投资费用大约为40万—45万元。当前已在运营的垃圾焚烧发电企业的日处理垃圾量约为1000吨。据此推算,一个日处理1000吨垃圾的项目至少需投资4亿元。[page]而垃圾焚烧发电企业的收入则主要是垃圾处理贴费。据了解,企业收入来源主要分为两块,一是垃圾处理贴费,另外就是电价补贴。“电价补贴统一在标杆电价基础上加0.25元/度,但是电价补贴所得在总收益中占比非常小,企业主要还是依靠政府的垃圾处理贴费实现盈利。”吴江说。
目前,各地垃圾处理贴费标准并不统一,并呈下降趋势。上海、深圳以及北京垃圾处理贴费约为150元/吨,而中西部地区,如湖北武汉,贴费约为70元/吨。“70元/吨的贴费标准基本上已经达到了垃圾焚烧发电企业的底线。”吴江说补贴标准不统一,一方面在于地方政府的财力是否充足;另一方面则在于垃圾焚烧发电处理方式是否是唯一选择。
当前,垃圾焚烧发电主要集中在沿海发达城市,因为“东部沿海地区一方面经济比较发达,另一方面城市用地也比较紧张。”吴江认为相对而言,垃圾焚烧发电项目在中西部推进起来就比较困难,一是经济不够发达,另外就是中西部土地资源相对比较丰富,可以新建大型垃圾填埋厂处理垃圾。
除垃圾处理贴费外,在税收方面,政府对垃圾焚烧发电企业也有一定的优惠,如对企业征收的增值税即征即退,免征营业税;企业所得税则是前三年免征后三年减半的政策。并且,一般而言此类项目建设用地也多是政府划拨。
即便如此,“垃圾焚烧发电建设初期企业也只能保持微利”,吴江认为垃圾焚烧发电的意义更偏重于垃圾处理,发电只是其副产品,因为焚烧的垃圾没有分类,含水分高,燃烧值很低,能源转换效率也很低,发电量少,不能成为能源的供给环节。”
既然是微利,为何企业还如此竞相追逐？“从整个发电模式来看,只要投资人在前期控制好投资成本,使得项目正常运营起来,现金流就会很稳定。”吉晓翔介绍,“仅靠一个垃圾焚烧发电项目肯定赚不到钱,但是如果建设5-10个项目,形成连锁商业模式”,盈利就不再是制约企业的因素了。
垃圾焚烧发电的投资模式体现了投资人“借鸡生蛋”的优势。据了解,垃圾焚烧发电项目投资人和银行出资比例为3∶7。其中,投资人大都是大型投资运营商,如光大国际、深圳能源、上海环境、天津泰达,都具有上市公司的平台。
“规模化商业模式的优势在于通过设备批量采购,和标准化运营,以降低运营成本。”吉晓翔说,“但归根结底,垃圾焚烧发电毕竟是政府项目,受当地政府影响很大,不能完全实现投资人的理想。”
野蛮招标
吉晓翔所在企业,早在2003年就已经涉及垃圾焚烧发电,算是在行业里抓住先机的国有企业,但他现在的感受却是“这个行业壁垒太低”。
垃圾焚烧发电项目采取的是BOT模式,因此,很多投资方为了拿到一个项目,把垃圾处理补贴费价格压的很低,而在具体操作的时候就通过降低投资总额弥补贴费的差价,到最后实际被压缩的部分还是投入到公益事业的部分。
吉晓翔认为最低价中标的模式,其直接后果就是不法厂商为了攫取利益,制造大量假冒伪劣产品,致使项目运营在控制排放上不达标。
越来越多的资本,开始关注垃圾焚烧发电行业,也给整个行业带来不小的冲击。“为了多盈利而偷排偷放的企业也很多”,张进锋用“行业不规范,恶性竞争严重”来描述垃圾发电企业面临的生存环境。
对于这样的环境,吉晓翔甚是忧虑:“一定要改变当前野蛮的招标方式,最起码应该是综合竞标法。投资业绩、过往环保经验,都要进行严格审核,提高整个行业的准入地位,把因行业较热而恶意竞争的人挡在门外。”
实际上,欧美地区也采取BOT融资模式,但是这些地区国家因担忧完全依赖竞标模式,采用的是综合招标方法。而中国的问题则在于,政府不锁定边界,只采取贴费最低中标。“目前,企业大多是根据27年的特许经营期,倒推价格,参与招标。”
实际上,垃圾焚烧发电行业并不缺标准。目前,很多城市已经开始采用欧盟2000标准。此外,《城市生活垃圾焚烧处理工程项目建设标准》、《生活垃圾焚烧处理工程技术规范》以及《生活垃圾处理工程技术规范》等相关法规中,均对垃圾焚烧发电做了相应的规范措施。
但是,“法律是严格的,执法却是非常不严格的。”清华大学环境科学与工程系教授王伟说。张进锋则主张:“这个产业应该定性为公益性事业。首先要保证环境能达标,其次才是盈利问题。”
清洁煤为何遭冷遇
先是众星捧月,随之遭遇坚冰,煤制天然气最终也未能逃脱和煤制油一样的命运。6月18日,国家发展改革委一纸通知,将煤制天然气项目审批权收编。而相较煤制天然气早几年的煤制油项目,此时早已几次三番遭遇政策性限制。
同属替代能源的煤制天然气、煤制油项目,不仅难以与风、光、核等新能源的热闹相匹敌,就连备受诟病的垃圾焚烧发电,都相应的配有政府补贴的垃圾费处理费支持。为何清洁煤项目遭遇如此冷遇？
一支持,必过剩？
一边是政策性限制不断推陈出新,一边却是石油、天然气需求的高涨。
国家发展改革委发布的《关于规范煤制天然气产业发展有关事项通知》（以下简称《通知》）,其中规定在国家出台明确的产业政策之前,煤制天然气及配套项目由国家发展改革委统一核准。
不仅如此,《通知》中还规定通知下发前已经备案和核准的项目,也需进行严格审查。审查不合格的项目严禁开工建设。符合条件的项目则需上报国家发展改革委进一步审核。
实际上,不只是煤制天然气受此限制,煤制油项目更是三次遭遇政策性规范。两年前,国家发展改革委下发《加强煤制油项目管理有关问题的通知》,而这已是自2006年起,国家发展改革委第三次限制煤制油项目。
凯基证券统计资料显示:我国石油对外依存度高达50%,天然气虽然进口量不多,对外依存度仅5%,但其占一次能源消耗的比重也不足5%,远低于20%的世界平均水平,因此,随着国内需求越来越大,供应会越来越紧张。
面对供需不平衡的矛盾,政府的态度却是“很慎重”,海油能源投资有限公司澳洲煤矿项目经理张满怀如此解读《通知》。我国虽然是富煤国,但是“煤炭毕竟是不可再生的能源,转化成天然气是否是最佳方式,目前还不是很确定。另外,煤制天然气理论转化率比较高,可达50%,但是实际上操作效果还没有掌握。”
政府的谨慎,或许在一定程度上是吸取了“凡政策支持产业必过剩”的教训。据了解,国际油价不断上涨,而我国富煤少油,因此,在政策支持下,各类新型煤化工不断发展起来。但是,煤制甲醇、二甲醚、醋酸等项目快速投资后,直接导致了目前的产能过剩。[page]“因为是政策导向型市场的缘故,市场盲目追求政策投机,很容易导致产能迅速过剩。”崔新生说。此时,政策出击,不能不说是有规范投机,引导市场的因素存在。
据《英才》记者不完全统计,大唐、中电投、华能、神华集团等公司的煤制天然气项目的合计产能超过100亿立方米,总投资超2000亿元。
技术成本瓶颈
当煤炭价格分别为300、400、500元/吨时,煤制油项目对应的盈亏平衡点的油价为40、48、54美元/桶。相较目前70美元/桶的油价来说,煤制油还是有可观的利润空间的。凯基证券分析师魏宏连在其研究报告中指出。
在煤制油和煤制天然气项目上,虽然政府的态度看起来有点谨小慎微,但煤制天然气项目约为12.5%的利润率还是对企业形成了不小的吸引力。
不过,我国煤制天然气的盈利性带有区域性特点。魏宏连介绍,目前新疆和蒙东的项目约13%的毛利,内蒙和陕西地区的项目基本处于小幅亏损情况,而山东和河南的项目亏损则较大。
之所以西北地区的煤制天然气项目盈利性较好,是因为项目所在地富含煤炭资源,就地消化资源降低了运输成本。并且,西北地区煤炭坑口价格也较山西、山东和河南等地低。
并且,由于国产天然气价格与进口天然气的价格相比,价差较大,还具有一定的涨价空间,这就为煤制天然气预留了一定的盈利空间。
据了解,上海7月1日调整了非居民用户天然气销售价格,上涨0.39元/立方米,工业燃气价格区间为2.22-4.19元/立方米。
而“煤制天然气制造成本约为2.5元/立方米,而从塔吉克斯坦进口天然气价格约3元/立方米。”张满怀认为目前煤炭转化天然气成本略低于进口成本,存在一定的盈利空间。
然而,崔新生则对此推算方法提出了异议,他认为,煤制油、煤制天然气的成本不应该与进口石油、天然气的价格比较,而是要与煤炭使用成本价格相比较,否则会导致能源结构不合理。“任何替代能源技术,最基本的是实现对传统能源的替代,在成本和功能等多个方面均具有替代优势。这之后才可适时谈论是否达到新能源要求。”
张满怀也认为,如果用燃烧值高的优质煤,如气煤、焦煤等,转化煤制油、煤制天然气,是得不偿失。目前,煤制天然气和煤制油项目采用的煤,多为褐煤、矸石等含硫、氢较高和燃烧值低的煤种。“但是也不乏一些企业因拥有较好的上游资源,利用优质煤进行炒作。”
此外,目前煤制油和煤制天然气技术均是国外引进,生产线设备的国产自主化程度也不高,这就造成了“技术成本瓶颈”,迟早都会成为困扰煤制油和煤制天然气项目发展的一大难题。
一致人和国际环境科技有限责任公司副总经理石婉茗也曾谈到,在节能减排中本该唱主角的传统能源领域的能效提高项目,却少而又少,主要是因为“技术瓶颈和高额成本代价”。技术的缺失,羁绊着传统能源的能效提高。
销路成本大
煤制天然气属于资源、资金、技术密集型产业。从项目立项等待相关部门批复,到工程建成,一个40亿方的煤制天然气项目需要耗时三到五年,投资约260亿元。而这260亿投资中还不包含煤矿成本、管网和管道建设和运输成本。张满怀向《英才》记者算了这么一笔账。
据了解,煤制天然气项目建设不仅涉及煤炭开采与转化、技术的集成与优化,其需要的外部配套支持条件也比较多,比如配套建设天然气管网、培育用气市场等。
“石油、天然气都属于不宜仓储的危险产品,生产出来就必须消化,因此,销路成本大的问题就显现出来了。”张满怀说,“市场和管道连接非常紧密,市场大了,就需要相应的管道运输与之配套,否则通过路上运输成本既高,也不安全。”
目前,中石油已经建成西气东输工程,但管网依旧会成为煤制天然气项目发展的一大制约。“产销相宜,就不存在问题。当产大于销的时候,就会出现管道拥挤状况。此外,季节性因素带来的消费周期的淡旺季,也会导致管道拥挤和闲置状况。”张满怀说。
此外,煤制油和煤制天然气等煤化工项目耗煤量大,目前项目基本上都布局在内蒙古、陕西、新疆等煤炭资源丰富的地区。然而,煤化工耗水量大也是不争的事实,而这些地区水资源却相对匮乏。因此,张满怀认为煤制天然气项目不太可能大规模上,如果生产出的天然气不能完全消耗掉,就会造成严重的浪费。
正是因为需要水资源的保障,煤制天然气项目建设必须“因地制宜”。项目地址宜选在煤炭资源、水资源都比较丰富,或是二者比较折中的地点,减少资源运输距离。
除工艺技术不成熟、耗水量大之外,魏宏连还担心煤化工规划过大,存在产能过剩风险。不过,鉴于项目都还处于建设期,张满怀认为“刚刚开始的煤制天然气,从总量来讲,还未达到补充我国天然气需求缺口的作用。”
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