对金融支持生物质能发电行业发展的思考与建议

○祁 宁 金 鹏 张卫兵

（湖北省建行授信评价部 湖北 武汉 430015）

生物质能发电主要是利用农业、林业、工业废弃物、城市垃圾等生物质能为原料，采取直接燃烧或气化的发电方式，是可再生能源发电的一种，属于其他能源发电。生物质能发电作为新兴能源产业，被列入“十二五”规划中支持产业，国家陆续出台相关政策扶持行业发展，各银行也逐步开始提供相应金融支持。如何看待行业未来发展，全面准确地把握行业风险，提高金融支持的精准性和科学性，是我们亟待解决的课题。

一、行业发展现状

从2005年开始，国家发改委批复国信如东、国能单县、河北晋州3个秸秆发电示范项目，我国生物质能直燃发电开始迈出实质性步伐，装机容量和投资规模逐年增加。截至2011年底，生物质能发电装机容量达到436万千瓦。国内各级政府核准的生物质能发电项目累计超过了170个，已经有50多个项目实现了并网发电，投资总额超过600亿元。“十二五”规划明确提出，“到2015年国内生物质发电装机规模不低于1300万千瓦”，国家在相关行业政策上给予了一系列的优惠，随着产业政策的逐步完善，生物质能发电将进入快速发展期。

由于生物质能的资源因素和生产特性，生物质能发电行业的区域分布特征明显。全国的一半以上项目装机容量集中在华东地区，尤其是江苏和山东两省；约20%在中南地区。投资主体包括国有、民营及中外合资企业。目前，国家电网公司、五大发电集团、中国节能投资公司等企业均投资参与了建设运营。已核准的发电装机容量最大的生物质能发电企业分别是国能生物和武汉凯迪，这两大集团的总装机容量占全国装机容量的三分之一。

按照生产技术的不同，目前生物质能发电主要包括直接燃烧发电、气化发电、混燃发电和沼气发电等四种。目前我国应用较多的为生物质直燃技术，其核心技术和装备主要包括生物质燃烧控制技术、直燃锅炉技术、炉前给料技术及生物质锅炉和给料设备。我国生物质发电还处于初级阶段，核心技术领域缺少自有知识产权，发电装备如锅炉、燃料运输系统等重要装备大都依靠进口。即使部分主要设备国内也能生产，但国产设备转化率低，能源消耗量大，间接增加了生物质能发电的生产成本。经过近几年的发展，国产化生物质直燃锅炉及给料设备都有了长足发展，尤其是中温中压75吨/小时循环流化床生物质锅炉及130吨/小时高温高压循环流化床生物质锅炉都能够批量生产。循环流化床生物质锅炉因自身技术标准高，对秸秆燃料混烧适应性较高，适合多种类型的燃料同时掺烧或纯烧，符合我国生物质燃料的基本状况，是目前我国生物质发电所采取的主要技术和装备。

生物质发电企业的收入来源主要是售电收入、CDM收入和其他收入（如卖肥料收入、政府临时补贴）等；而成本主要有经营成本、建设成本、其他成本等几个方面。目前我国生物质发电厂执行统一的上网电价0.75元/度电，而平均成本在0.70元/度电左右，其中燃料成本0.40元以上，再加上管理费用0.25元左右，基本属于微利状态，经济效益十分有限。

决定电厂效益的主要因素是经营成本，而经营成本的高低是由燃料成本决定的。燃料成本占经营成本约70%，由燃料收购价格、运输费用、储藏费用组成。要想电厂盈利，必须降低燃料成本。如果燃料价格达到300元/吨以上或燃料成本达到0.50元以上，电厂必然亏损。整体来看，在目前情况下，生物质发电项目盈利能力较为有限，抗风险能力一般。

二、行业存在的问题

虽然生物质发电得到了国家的大力支持，在建项目也越来越多，但是从全国整个生物质发电行业来看，大多数企业还处于亏损状态，少数情况较好的企业利润也不大。究其原因，主要存在以下几个问题。

1、生物质发电燃料问题。燃料问题包括燃料收、储、运和燃料收购价两部分。我国秸秆等生物质总量丰富，但是分布分散，并且秸秆的收获具有季节性，可获得量有限，再加上部分地区直燃发电项目分布密集，秸秆收购竞争激烈，使得收集成本高，燃料收购困难。同时，由于秸秆体积蓬松，堆积密度小，不便运输，运输成本相当高。因此，直燃电厂必须在电厂周围设立秸秆收购站，以收集、打包、储存秸秆燃料，再集中、定量向电厂输送。但是收购站的建设以及运行管理的成本较高，以江苏国信如东25MW秸秆直燃发电项目为例，在电厂周围设立4个收购站，每个收购站的占地面积约26700m2，建设成本需要300万元。燃料成本的高低将直接影响生物质电厂的经济效益。

2、生物质发电设备问题。设备制造问题包括锅炉效率低和设备运行稳定性差两部分。

（1）锅炉效率低。据了解，从丹麦BWE公司进口的高温高压水冷振动炉排锅炉，其秸秆单耗可控制在1200g/kwh以下，有的甚至可低于1000g/kwh。在这种情况下，即使秸秆收购价上升到400元/吨，燃料成本也不会超过0.5元/千瓦时。而我国多数生物质发电厂的锅炉效率都比较低，有的还不到80%，中温中压锅炉的秸秆单耗为1600—2000g/kwh，其中有的单耗已愈2000g/kwh，势必导致燃料成本的增加。此外，各个生物质电厂的秸秆收购价普遍较高，燃料成本高达0.40—0.60元/kwh，再加上财务成本、设备折旧等相关费用，即使销售电价0.75元/kwh，生物质电厂也难以盈利。因此，我国迫切需要大力开发高参数生物质锅炉，以降低秸秆单耗，提高锅炉效率。目前国内的生物质发电项目盈利能力普遍欠佳，大多处于亏损或保本边缘。

（2）设备运行稳定性差。我国生物质直燃发电起步较晚，基于燃料特点的上料、给料系统和锅炉开发、优化还不到位，导致上给料系统和锅炉难以很快适应燃料特点，进而影响设备运行的稳定性，造成发电量降低和维护费用增高等问题。调研发现，许多生物质电厂都经历了2至3年的不稳定运行期，有的仍在技改之中，最长连续生产时间仅为3个月左右，最短者还不足1个月。目前介入生物质发电锅炉的制造商均为中小型锅炉制造厂家，在经济实力和利润空间较低的情况下，许多设备制造商不愿意开展相关科研攻关，致使设备改进与更新步伐极为缓慢。

3、CDM收入前景不明朗。生物质发电项目符合国际CDM履约项目，目前我国大部分生物质发电项目均实现了注册，但《京都议定书》第一个履约期到2012年到期，2012年后新建的生物质发电项目能否获得减排资金支持，前景不明朗。对于生物质发电企业而言，如果成本可控又拿不到CDM补贴，那么只能是保本微利甚至亏损。

三、行业风险特征

对生物质能发电行业来说，主要存在以下风险：第一，燃料供应风险。目前，燃料来源供应不足的矛盾十分突出，由于秸秆等燃料供应、收集、运输模式落后，直接影响电厂燃料供应总量和速度，进而影响生物质发电厂的正常运营；同时秸秆发电项目对成本的控制力不强，因此，燃料供应不论在数量上还是成本控制上均具有较大的不确定性。第二，建设和运营成本高的风险。生物质发电厂建设投资成本高，单位投资成本一般为8000元/kW—10000元/kW左右，相当于火电厂的2倍；在运营期，生物质电厂运营成本平均在0.70元左右，如果经营管理不善，经营成本高于上网电价将形成亏损。第三，技术风险。生物质发电复杂的燃料供应系统和锅炉燃烧技术，完全不同于常规火电机组，在技术层面上也是一道很高的门槛。如果采用的主要设备不能适应燃料种类，引进设备、关键部件不能顺利到位、安装，关键设备、部件的知识产权、专利存在纠纷；自主开发设备的成熟性及运行指标不能达标，都有一定的技术风险。第四，抵押担保风险。生物质发电项目可以采取几种担保方式：一是可以以建成后的有效资产作抵押，但专业设备的处置难度较大。二是采用收费权账户质押，但收费权质押对于银行债权作用有限，不能真正缓释信贷风险。三是如果采用第三方担保的方式，就要注意考查担保方的实力。第五，与项目建设运营有关的其他风险等。如资金风险、电厂经营管理风险、外部条件导致的工程延期完工风险、行业政策调整或环保标准提高的风险等。第六，对集团客户而言，还存在以下风险：一是关联交易及资金挪用风险。集团与子公司之间股权关系复杂，关联交易频繁，仅在生物质电厂建设和投资方面，股权转让就很频繁，不排除集团内部公司之间为利益输送而转让股权。而且，集团资金一般由总部统一调度，存在着挪用信贷资金的可能。二是多种经营风险。集团与子公司之间，经营范围广泛，投资项目较多，涉及面广，可能出现因摊子铺得过大、战线过长、主业不突出，多种经营效益差的风险。

四、金融支持行业发展的建议

生物质能发电属于国家支持行业，有明确的发展目标，因此未来发展前景十分广阔。但目前尚处于起步阶段，在燃料供应、发电效率、技术稳定等方面存在较多不确定因素，运行中有诸多问题，因此，在对生物质发电企业进行金融支持时，要充分考虑目前行业发展不成熟所带来的各种风险。第一，适度把握政策，确保项目建设合法合规。根据国家投融资体制改革的要求，电力项目的开工建设需要国家相关部门核准通过，其核准重点在于确保项目在环评、国土、用水、电网接入等方面合规。因此，选择金融支持的生物质发电项目要符合国家产业政策、国家行业规划，以取得国家发改委核准为前提，同时环评、用水、建设用地、入网等须经国家相关部门批复同意。对未经审批的项目、审批程序不合规或越权审批的项目，建议不予支持。第二，审慎选择项目。在具体项目选择上，要选择燃料供应充足有保障的地区建厂，如在粮食主产区秸秆丰富的地区，且每个县或100公里半径范围内不得重复布置；积极支持在粮食主产区建设以秸秆为燃料的生物质发电厂，或将已有燃煤小火电机组改造为燃用秸秆的生物质发电机组，在大中型农产品加工企业、部分林区和灌木集中分布区、木材加工厂，以稻壳、灌木林和木材加工剩余物为原料的生物质发电厂，审慎进入生物质原材料贫乏区、资源争夺激烈、产业布局不合理区域。第三，审慎选择客户。在客户选择上，要求自身具备较强的资本实力、现金流充沛、进入行业时间较早、具备投资运营生物质发电项目丰富经验的企业。优先选择中央企业、省级电力或能源集团投资的生物质发电企业。审慎进入股东实力弱、无电力运营经验的企业。第四，对不同的技术工艺采取不同的授信策略。不同工艺需要的成本和经济效益各不相同，建议有选择地支持拥有自主知识产权，掌握核心关键技术，设备性能稳定、技术已经国产化的直燃发电项目，审慎对待资源没保障、设备不稳定、发电成本难控制的项目和尚处于摸索阶段、技术还不成熟的生物质气化发电项目。第五，谨慎评估CDM机制对项目收入的影响。生物质发电作为可再生能源，可取得相应的CDM收入。但是，CDM项目申请减排额认证的时间长、费用高，而且这部分收入有一定的时限性。由于《京都议定书》中关于温室气体只规定了到2012年的减排目标，那么项目的CDM 销售收入也只能计入到2012年，2012年后这部分收入就不确定。因此，应充分了解企业是否可通过CDM规划获取此项收益、合约的时间。谨慎评价通过CDM规划获取收益的可能性和收益的大小，一般情况下不应作为项目确定性的收入来源。第六，全面分析项目融资方案，对项目资金实行有效管理，同时落实贷款担保措施，确保担保的合法、充足、有效。第七，关注国家行业政策。跟踪国家对生物质发电行业、上网电价和环保优惠政策的稳定性和持续性，关注企业的技术实力和设备运营情况以及项目实施情况，及时掌握企业的盈利及偿债能力变化，适时调整金融支持政策。

[1]韩璐：我国生物质发电的技术进展、问题和前景[J].生物技术世界，2008（12）.

[2]王士伟：河南省生物质发电企业营运现状及对策[J].经济导刊，2011（6）.