政策护航 生物质发电产业前景改善

尽管前次增发募资未获证监会通过，凯迪电力仍然坚持加码投资生物质能电厂，拟以5402万元收购控股股东持股的11个下属生物质能电厂子公司的100%股权。同样看好生物质发电产业的还有韶能股份，公司拟定向增发募集资金投向广东省韶关市2×30MW生物质发电项目。

据了解，凯迪电力前次增发未获通过主要是由于募资项目潜在的关联交易问题，而非一些市场人士所认为的生物质发电项目本身盈利能力，但面对眼下生物质能电厂普遍亏损的格局，也有投资者不免对生物质发电项目的盈利前景存在疑问。

而最新的消息显示，由于生物质发电具有清洁可再生且惠及三农等特点，各级政府都对其持支持态度。为了解决眼下生物质发电项目面临的困难，提高上网电价和规范项目建设管理等都已经纳入日程。

凯迪韶能领跑

去年底，凯迪电力就以3801.82万元的价格从控股股东凯迪控股手中收购了9家生物质电厂，在6月份公司非公开发行股票未获得通过后，公司明确表示将以自有资金进行生物质电厂的建设。此次收购完成后，大股东的全部20家生物质电厂都将注入凯迪电力。

在长城证券分析师张霖看来，凯迪电力自筹建生物电厂具备可行性。事实上，此次公司拟转让中盈长江股权将获得4亿元的现金流入，并为公司本年度带来投资收益6090万元，再加上公司拟发行的中期票据，合计可筹措资金约16亿元。而此前公司打算增发融资18亿元，投入首批收购生物质电厂中的7家。张霖认为，公司可能在自建部分生物质电厂以证明盈利性之后，不放弃再次进行股权融资的机会。

一旦上述项目建设顺利，凯迪电力后续可能还将上马更多的生物质发电项目。国信证券预计到2011年凯迪电力旗下第一批9家生物质电厂将全面投产，而凯迪控股层面拿到的生物质电厂“路条”约有50家，生物质电厂的建设周期仅1年，一旦资金到位，生物质电厂将以非常快的速度发展。

相比于凯迪电力，韶能股份在初涉生物质发电时显得更为谨慎。公司募集资金投资项目为广东省韶关市2×30MW生物质发电项目，总投资为55054万元，总投资收益率7.59%。预计投产后，将可以贡献税后利润为4800万元。

行业前景改善

据不完全统计，我国各级政府核准的生物质发电项目累计超过170个，总装机超过460万千瓦，其中已经并网发电的项目超过50个，发电总装机已超过200万千瓦。凯迪电力和韶能股份虽然是率先宣告涉足生物质电厂建设的两家上市公司，但在整个生物质发电产业中，国家电网旗下的国能生物质发电有限公司仍占据最大份额。

长期从事生物质发电项目咨询的中节蓝天投资咨询管理有限责任公司总经理助理丁航介绍，目前我国生物质电厂投资结构大致为，国有企业投资占主体，占比达60%，民营占30%，外资等占10%。而民营资本进入较少的根本原因就在于项目的盈利能力不强。

“可再生能源发电是比较贵的，农林生物发电产业也存在这个问题，成本比较高。”据丁航介绍，目前生物质发电规模比较小，单位造价比价高，新建项目成本近年来虽有所下降，但每千瓦尚高达9000-10000元。此外，由于生物质发电的燃耗较高，一度电消耗生物质1100-1500克左右，有的甚至高达1900克，如果按照当前普遍的250-300元/吨的燃料成本测算，度电的燃料成本就要达到0.4元左右。

根据中节蓝天投资咨询管理公司的测算，生物质发电项目要获得10%的内部收益率，按照目前的设备技术水平和燃料成本，除了运用运行小时数比较高的进口设备电价能达到0.61元/度外，几乎所有的上网电价都必须达到0.7元/度以上，甚至有的需要达到0.8元/度。

现有的生物质发电上网电价按照2005年的火电标杆电价加0.25元/度确定，部分地区还有0.1元/度的补贴。即便如此，也只有少数几省，如广东、福建、江苏等的上网电价能达到0.73元/度以上，大部分生物质电厂都无法实现盈利。

国家发改委、财政部、电监会以及国家能源局等单位今年上半年组成联合调研组，对内蒙古、黑龙江、江苏、河南四省区的生物质发电项目进行考察、调研。据悉，调研组考察的8个生物质发电项目全部亏损。

为了解决这一难题，调研各方已经基本达成共识，将完善电价措施，执行全国统一标杆电价。据消息人士透露，这一电价可能达到0.75元/度，这将能保证生物质发电项目实现一定的效益。

根据国家“十一五”可再生能源发展规划，到今年末我国生物质发电要达到550万千瓦装机容量，《可再生能源中长期发展规划》确定，到2020年生物质发电装机要达到3000万千瓦。事实上，我国生物质能发电目前只占可再生能源发电装机的0.5%，远远低于世界平均25%的水平。

亟待规范发展

据业内人士介绍，近两年随着行业环境和预期改善，一些有行业基础和资金、技术优势的大型国有企业，以及民营、外资等企业纷纷投资参与建设生物质发电的运营。然而，由于相关的规划迟迟未出，区域投资过热、布局不合理等矛盾已经开始成为困扰产业发展的障碍。

对于生物质电厂而言，燃料供应是生物质发电项目成本的关键，其风险也贯穿生物质发电项目的全过程。与其他可再生能源不同，太阳能、水电、风电等的原料成本为零，而生物质发电的燃料需要从农民手中收购。据丁航介绍，随着技术进步，设备价格、管理、单位发电量燃耗等成本都有下降空间，而对发电成本影响最大的燃料成本不但不会下降，反而可能随着社会经济发展和农村劳动力成本提高而上升，因而发电整体运营成本还有上涨的可能。

而在燃料供应上，由于缺乏对生物质燃料的调查和规范，以及各地区域性生物质发电规划的缺失，一些项目在开发战略阶段就出现了区域选择失误。如设在潮湿多雨、燃料不足的地区，或在同一区域内出现多个项目，相互竞争有限的燃料，抬高了成本。

例如，由于江苏省电价比较高，且气候等条件适宜发展生物质电厂，虽然燃料并不缺乏，但仅在苏北地区200公里半径范围内就聚集了10家生物质电厂，仅宿迁就兴建了3个生物质电厂，当地还有几家生物质发电项目在建或已核准立项。如此密度的项目建设，很难保证运行后的燃料供应。

业内专家认为，标准和规范不完善，不利于产业的健康发展。相关的规划跟不上将导致各地继续盲目上马生物质发电项目，尤其在有关鼓励政策出台以后，更需要通过规划和制定相应的标准来规范行业发展，防止一再出现建一家亏一家的情况。

韶能股份日前公布增发预案，拟募资投建广东省韶关市2×30MW生物质发电项目。项目投产后，将产生新的利润增长点，公司未来将逐渐形成以水电、生物质发电等清洁能源为主的发电业务格局。

广东韶关市地处南岭山脉南部，这里生物质资源十分丰富，可以为建立生物质发电厂提供充足的原料来源。据公司测算，该生物质发电厂年燃用生物质燃料30.66万吨，按厂址50公里收集半径计算，主要生物质燃料可供量每年可以达到73.59万吨，燃料保障倍数为2.4倍，当地的生物质资源可以充足保证本项目对燃料的需求。

公司已经与12家林场、5家木材加工厂及一些经纪人等签订了生物质燃料供购合作意向书，年供应量达51万吨，燃料的持续、稳定供应得到了充分保障。为进一步保证燃料供应的稳定性，公司还在与其他林场、木材加工厂及经纪人协商燃料供应事宜。

韶能股份生物质发电项目拟采用国外技术、国内制造的130t/h振动炉排直接燃烧高温高压锅炉。据悉，国内生物质发电技术和设备已经得到广泛应用。

生物质发电因其电能质量好、可靠性高、污染少等优点，得到国家支持发展，在电价补贴和税收方面都有优惠。此外，生物质发电项目还有可能获得碳减排收益。生物质发电CDM项目是基于在相同发电量的情况下，燃烧生物质燃料比燃烧传统化石燃料可显著减少温室气体排放，这部分减少排放的温室气体经过相关机构的核实后就可成为经核实的减排额度(CER)，并产生相应的收益。

据公司披露，2010年上半年，公司取得了上堡水电站CDM项目第一笔碳减排额度产生的净收益231.68万元。公司已经在联合国气候变化框架公约CDM执行理事会成功注册了大洑潭水电站和溢洲水电站CDM项目，预计从注册之日起至2012年(首期)，每年可获得可观的收益。公司目前正在积极准备生物质发电厂CDM项目的申报工作，如果申报成功，该项目每年还将额外获得一定的碳减排收益。

李十中：生物燃料没有“与民争粮”

有消息称，生物质能的开发将列入我国可再生能源“十二五”规划。但是，我国生物质能的开发曾经存在“与民争粮”、“与民争地”的争议，是否已经得到解决？我国生物燃料产业发展的前景和挑战如何？就这些问题，中国证券报记者专访了清华大学核研院新能源技术研究所副所长李十中。

中国证券报：目前我国的生物质能在可再生能源中占比重不太高，您如何看待生物质能在可再生能源中的地位？

李十中：先看一组数据，美国预计到2035年非水电可再生能源将发展到5886.5亿千瓦时，占其发电量增长的41%，其中，生物质占比为49.3%，其次是风力发电，为37%，光伏发电为4.2%，地热发电为4.8%，垃圾发电为4.7%。由此可以看出，生物质有能力在可再生能源中“挑大梁”。我国未来也应该充分开发生物质能源的潜力。

中国证券报记者：您认为生物质能源的利用方式主要是哪一种？

李十中：生物燃料是生物质能源重要的利用方式之一，包括燃料乙醇和生物柴油，原因是无论从能源安全还是减排温室气体方面考虑，用生物质替代石油都是国际能源发展战略的重点。国际上公认生物燃料将替代30%的运输燃油，主要满足日益增长的石油需求。

2009年全球生物燃料的产量为7219万吨，减排1.235亿吨二氧化碳，其中，燃料乙醇产量达5859万吨，生物柴油产量为1360万吨，其他汽油占比为5.4%，减排3590万吨二氧化碳。对我国而言，生物燃料能够拉动农林产业，有利于落实增加农民收入的惠农政策。

中国证券报：您如何预期我国生物燃料产业的发展趋势？如何解决开发生物燃料时面临的“与民争粮”、“与民争地”的尴尬？

李十中：我国能源结构中，石油紧缺，对外依存度已经上升到51.3%，应该大力支持生物燃料产业发展成我国有经济竞争性的新型战略产业。

从技术上来看，我国已经成功实现了燃料乙醇原料的转型，从玉米等粮食原料转为木薯等非粮原料，在广西建成年产20万吨木薯燃料乙醇工厂。虽然由于还未建立起非粮原料供应体系造成成本偏高，但综合考虑生态效益、社会效益、农业效益后，木薯燃料乙醇利大于弊。

此外，我国1.5代生物燃料技术已经国际领先，清华大学开发的ASSF法生产甜高粱秆乙醇技术在内蒙古鄂尔多斯特弘生物有限公司工业化实验成功。

从这一角度看，我国发展生物燃料是利用耕地以外的边际土地，并不会“与民争地”，这里需要澄清对生物燃料的认识误区。

不仅如此，发展生物燃料还能“储粮于地”，在粮食紧张时使用这些改造好的边际土地从生产能源转向生产粮食，不仅不会影响粮食安全，反而会促进粮食安全。

中国证券报：在您看来，目前我国生物燃料行业存在哪些挑战？

李十中：我国生物燃料产业虽然实现了原料由粮食向“非粮”的战略转移，但依然面临不少挑战：首先，非粮原料供应体系有待建立，能源农业机制比较滞后，我国需要通过示范、推广，建立起从种植、收获、储存、运输的生物燃料原料供应体系；其次，生物燃料产业缺乏科技支撑体系；第三，现有定价机制和扶持政策需要进一步优化和调整。

生物质能商业化路漫漫

一边是涉足生物质能源的上市公司业绩普遍平平，甚至增发项目面临质疑；另一边是各地生物质发电和生物质能源林项目建设如雨后春笋，上市公司投身生物质能源的热情越来越高。在良好的预期下，不挣钱也要上项目，这种状况在我国新能源和可再生能源发展中并不少见，风电、光伏无不如此。但不同的是，由于燃料来源、成本、技术等方面存在诸多问题，生物质能源距离商业化路途遥远。

生物质能利用主要包括生物质能发电、生物燃料、生物质压块成型以及传统的沼气利用等，其中，发电和生物燃料规模较大。以秸秆为主要燃料的生物质能发电项目，除了面临原料收集的问题外，成本也高于火电成本，关键设备及其附属设备还存在许多需要改进的技术问题，发电设备的年运行小时数比较低。

生物燃料的问题大同小异。首先，在技术水平上与发达国家相比仍存在差距，自主研发能力较弱。例如非粮乙醇方面，以甜高粱、木薯、甘蔗等原料生产燃料乙醇技术还需在优良品种选育、适应性种植、发酵菌种培育、关键工艺和配套设备优化、废渣废水回收利用等方面做进一步研究。

成本较高也成为阻碍生物燃料下游应用的一大障碍。据悉，我国以甜高粱、木薯等为原料生产的燃料乙醇每吨成本约4000元，不但高于石化、煤炭传统路线的乙醇成本，甚至高于等效热值的汽油成本。燃料乙醇和生物柴油的主要用途都是与传统的汽柴油调和后，用作液体运输燃料，是石油产品的替代。而成本过高，以及相关掺烧技术标准的模糊和实际操作中的混乱，也给生物燃料的下游应用带来不确定性。

从上市公司来看，丰原生化的燃料乙醇项目运行成本高，投资回报率低，盈利状况一般。而同样涉足生物燃料的还有北海国发、皖能电力、华资实业、贵糖股份等公司。大部分生物质发电项目在经济效益测算期内，仍然难以实现商业化运行，要想盈利，短期来看只有依靠更优惠合理的电价补贴政策，或者获得CDM等项目资金的支持。

分析人士指出，在政策尚未到位的情况下，虽然运营生物质能源项目难以盈利，遍地开花的新建项目却能给相关设备制造企业带来机会。在良好的政策预期下，提前布局成为不少公司的选择。在2008年8月已经并网发电的26个项目中，除了3个小电厂改造，其他均为新建项目，26个并网发电厂中，燃料为黄秸秆的17个，占65%。

国内设计、生产、制造生物质发电锅炉厂家数量并不多，主要有华光股份、华西能源、济南锅炉等公司。大量的新建项目，以及国产化率的提高，给这些公司带来机会，这从华西能源IPO招股书申报稿中可窥见一斑：华西能源生物质锅炉市场订单2007年还只有2200万元，到2008年就一举增长到9576万元。

业内人士指出，国家在各种规划中，对包括生物质锅炉在内的特种锅炉生产进行鼓励，也将给这一细分市场带来机遇。另外，生物质能的发展，还将对全产业链运输、打捆、添炉等农机技术，以及高热质的植物研究、灰的应用研究等多个环节带来需求。

来源：中国证券报