雖有一個接一個新能源政策的“保護傘”，但由“低碳、環保”領跑，備受企業和資本追捧的清潔能源，是否最終仍會是一場泡沫？

　　光伏產業前端“多晶硅產能過剩”早已是不爭的事實，企業無奈之下尋求下游商機，卻因技術缺失，難以破局本土終端市場難題。風電設備制造業赫然位列2009年產能過剩產業名單，矗立在中國土地上的風電場，卻要高價從國外進口核心風電設備。

　　與“風光”能源相比，早幾年發展的核電、水電也一直存有爭議。核電在為“引進法國技術，還是美國技術”爭執不休，而水電也因破壞生態環境，忙不迭地關停小水電以規范行業。

　　因原料短缺而一直難以發展的生物質發電，則將眼光轉向了垃圾焚燒發電。垃圾焚燒發電卻因部分企業不守規矩，導致政府失信民眾，遭遇民眾集體抵制而步履蹣跚。

　　傳統能源的清潔利用，如清潔煤技術，在短暫追捧下繁榮一時，隨即遭遇政策性限制。

　　種種難題橫亙在清潔能源面前，現實與初衷漸行漸遠，歸根結底，癥結還在于“技術的缺失”。無論是風、光等可再生能源，還是傳統能源的清潔利用，其中的高精尖技術均需要通過巨資引自國外。正如C C V I中國價值指數首席研究員崔新生教授所言：中國缺乏自有的特殊技術和創新，是清潔能源進一步發展不可回避的一大難題。

　　此外，產業資本和金融資本一起跟風政策，導致清潔能源結構性產能過剩問題日益凸顯。崔新生認為這一問題的根源在于，市場盲目追求政策投機，急功近利。因此，政策性市場導向下，其必然結果是產業結構和經濟結構的嚴重失衡。

　　上海環境集團有限公司規劃發展部總經理吉曉翔則認為：傳統行業產能過剩，對資本缺乏吸引力，地產業近期又遭受擠壓，大量資金缺乏出口，而此時政府大力發展新能源和低碳經濟的政策導向，給企業和資本新開了一個出口。雖然對清潔能源的盈利質疑很多，但政策性補貼帶來的穩定盈利預期確實很具誘惑力。

　　慶幸的是，政府對產業短期內過剩問題已經著手解決。煤制油、煤制天然氣項目的政策性限制可見一斑。然而，比技術缺失、產業結構失衡更可怕的是金融手段的缺失，這才是最致命的。

　　“碳陰謀”的觀點已是老生常談，盡管不能一邊倒的傾斜“陰謀”論，但是清潔能源為主調的低碳產業經濟，卻缺失了金融手段的支持，這不能不說是一大漏洞。崔新生認為規則、技術、金融交易，都控制在別人手上，這無疑是給自己套住了龍頭。

　　崔新生給《英才》記者算了一筆賬：根據國家發展改革委《節能中長期規劃》測算，“十一五”期間，中國節能投資總額累計可達6000億元以上。而中國作為目前世界上最具有潛力的碳減排市場，以及最大的清潔發展機制項目供應方，每年可提供1.5億—2.25億噸二氧化碳核定減排額度，這意味著碳減排交易額可高達22.5億美元。

　　但是，作為目前最大碳交易供應國之一的中國，卻因為尚未形成完整的碳交易市場，沒有交易的定價權。假如真像氣候變化資本集團中國區總裁路躍兵所言：“低碳產業將是下一輪經濟周期的引擎”。作為低碳產業主力軍的清潔能源，如果不補上技術和金融兩條腿，將如何行走？

　　搶食“垃圾盛宴”

　　“低價中標”是招致垃圾焚燒發電進入惡性競爭時代的罪魁？

　　B O T（b u i l d - o p e r a t e -transfer）投融資模式，曾經成功打造了英法海峽隧道、香港東區海底隧道等多個政府項目，在其被引入中國垃圾焚燒發電項目后，就發生了變異，變成了最低價中標模式，也因此備受詬病。

　　吉曉翔、杭州錦江集團環保總監王瑞紅、威立雅環境亞洲技術總監張進鋒，都認為“低價中標”是招致垃圾焚燒發電進入惡性競爭時代的罪魁，吉曉翔更是稱之為“野蠻招標”。張進鋒則在此基礎上又增加一條：缺乏嚴格的執法機制。

　　爭“食”垃圾

　　7月2日，由環境保護部、住房和城鄉建設部、國家發展改革委起草的《關于加強生活垃圾處理和污染綜合治理工作的意見（征求意見稿）》（以下簡稱《意見》），完成了向社會公開征求意見。

　　《意見》中提到，新建生活垃圾焚燒設施，必須安裝自動監測系統，對燃燒溫度等主要運行工況，以及煙塵、一氧化碳、二氧化硫、氮氧化物等主要污染物排放情況，進行實時監測?，F有生活垃圾焚燒單位，必須于2011年12月底之前達到上述要求。上述標準的制定無疑是針對當前諸多垃圾焚燒發電企業排放標準不達標，引起附近居民怨聲載道而設置。

　　然而，在政府部門忙于規范垃圾焚燒項目的背后，依然是企業們為搶食“垃圾盛宴”而奔走的身影。據《英才》記者不完全統計，目前具有垃圾焚燒發電概念的上市公司就有16家，而在垃圾焚燒發電行業比較成熟的歐美地區，一般一個國家也僅有兩三家垃圾焚燒發電企業。

　　“法國僅有兩三家大型垃圾焚燒發電企業。而中國則是諸多企業參與，數量多卻不專業，一旦政策市場發生變化，就會出現大量破產。”張進鋒對大量企業擁入垃圾焚燒發電行業頗為擔憂。

　　“目前，中國已在運營的垃圾焚燒發電項目70余座。”中化集團中化國際招標有限公司副總經理崔焱介紹，已經建設有垃圾焚燒發電項目的省級行政地區全國有20多個，其中，深圳能源擁有3座垃圾焚燒電廠，總裝機容量為4.2萬千瓦，天津泰達擁有6座垃圾焚燒電廠。不過，無論是規模還是裝機容量，中國垃圾焚燒發電企業的排頭兵與世界先進的此類企業相比，差距還很大。

　　那么，垃圾焚燒發電為何還能受到資本青睞？在吉曉翔看來，無外乎兩個方面，一是垃圾焚燒發電商業模式相對簡單，容易復制；二是政府大力發展新能源和低碳經濟的政策導向，給資本新開了一個出口，具有環保和新能源雙重概念的垃圾焚燒發電無疑是資本大佬們的佳選。

　　穩定微利

　　據了解，垃圾焚燒發電項目企業的支出，主要包括人員工資、材料消耗（包括藥劑、燃料等）、銀行貸款利息，以及前期投入的攤銷。垃圾焚燒發電項目投資高，其主要成本是設備投資和基礎設施建設的投資。

　　湘財證券電力環保行業研究員吳江，為《英才》記者提供了這樣一組數據，按每天處理1噸垃圾的建設規模，其投資費用大約為40萬—45萬元。當前已在運營的垃圾焚燒發電企業的日處理垃圾量約為1000噸。據此推算，一個日處理1000噸垃圾的項目至少需投資4億元。

　　而垃圾焚燒發電企業的收入則主要是垃圾處理貼費。據了解，企業收入來源主要分為兩塊，一是垃圾處理貼費，另外就是電價補貼。“電價補貼統一在標桿電價基礎上加0.25元/度，但是電價補貼所得在總收益中占比非常小，企業主要還是依靠政府的垃圾處理貼費實現盈利。”吳江說。

　　目前，各地垃圾處理貼費標準并不統一，并呈下降趨勢。上海、深圳以及北京垃圾處理貼費約為150元/噸，而中西部地區，如湖北武漢，貼費約為70元/噸。“70元/噸的貼費標準基本上已經達到了垃圾焚燒發電企業的底線。”吳江說補貼標準不統一，一方面在于地方政府的財力是否充足；另一方面則在于垃圾焚燒發電處理方式是否是唯一選擇。

　　當前，垃圾焚燒發電主要集中在沿海發達城市，因為“東部沿海地區一方面經濟比較發達，另一方面城市用地也比較緊張。”吳江認為相對而言，垃圾焚燒發電項目在中西部推進起來就比較困難，一是經濟不夠發達，另外就是中西部土地資源相對比較豐富，可以新建大型垃圾填埋廠處理垃圾。

　　除垃圾處理貼費外，在稅收方面，政府對垃圾焚燒發電企業也有一定的優惠，如對企業征收的增值稅即征即退，免征營業稅；企業所得稅則是前三年免征后三年減半的政策。并且，一般而言此類項目建設用地也多是政府劃撥。

　　即便如此，“垃圾焚燒發電建設初期企業也只能保持微利”，吳江認為垃圾焚燒發電的意義更偏重于垃圾處理，發電只是其副產品，因為焚燒的垃圾沒有分類，含水分高，燃燒值很低，能源轉換效率也很低，發電量少，不能成為能源的供給環節。”

　　既然是微利，為何企業還如此競相追逐？“從整個發電模式來看，只要投資人在前期控制好投資成本，使得項目正常運營起來，現金流就會很穩定。”吉曉翔介紹，“僅靠一個垃圾焚燒發電項目肯定賺不到錢，但是如果建設5-10個項目，形成連鎖商業模式”，盈利就不再是制約企業的因素了。

　　垃圾焚燒發電的投資模式體現了投資人“借雞生蛋”的優勢。據了解，垃圾焚燒發電項目投資人和銀行出資比例為3∶7。其中，投資人大都是大型投資運營商，如光大國際、深圳能源、上海環境、天津泰達，都具有上市公司的平臺。

　　“規?；虡I模式的優勢在于通過設備批量采購，和標準化運營，以降低運營成本。”吉曉翔說，“但歸根結底，垃圾焚燒發電畢竟是政府項目，受當地政府影響很大，不能完全實現投資人的理想。”

　　野蠻招標

　　吉曉翔所在企業，早在2003年就已經涉及垃圾焚燒發電，算是在行業里抓住先機的國有企業，但他現在的感受卻是“這個行業壁壘太低”。

　　垃圾焚燒發電項目采取的是BOT模式，因此，很多投資方為了拿到一個項目，把垃圾處理補貼費價格壓的很低，而在具體操作的時候就通過降低投資總額彌補貼費的差價，到最后實際被壓縮的部分還是投入到公益事業的部分。

　　吉曉翔認為最低價中標的模式，其直接后果就是不法廠商為了攫取利益，制造大量假冒偽劣產品，致使項目運營在控制排放上不達標。

　　越來越多的資本，開始關注垃圾焚燒發電行業，也給整個行業帶來不小的沖擊。“為了多盈利而偷排偷放的企業也很多”，張進鋒用“行業不規范，惡性競爭嚴重”來描述垃圾發電企業面臨的生存環境。

　　對于這樣的環境，吉曉翔甚是憂慮：“一定要改變當前野蠻的招標方式，最起碼應該是綜合競標法。投資業績、過往環保經驗，都要進行嚴格審核，提高整個行業的準入地位，把因行業較熱而惡意競爭的人擋在門外。”

　　實際上，歐美地區也采取BOT融資模式，但是這些地區國家因擔憂完全依賴競標模式，采用的是綜合招標方法。而中國的問題則在于，政府不鎖定邊界，只采取貼費最低中標。“目前，企業大多是根據27年的特許經營期，倒推價格，參與招標。”

　　實際上，垃圾焚燒發電行業并不缺標準。目前，很多城市已經開始采用歐盟2000標準。此外，《城市生活垃圾焚燒處理工程項目建設標準》、《生活垃圾焚燒處理工程技術規范》以及《生活垃圾處理工程技術規范》等相關法規中，均對垃圾焚燒發電做了相應的規范措施。

　　但是，“法律是嚴格的，執法卻是非常不嚴格的。”清華大學環境科學與工程系教授王偉說。張進鋒則主張：“這個產業應該定性為公益性事業。首先要保證環境能達標，其次才是盈利問題。”

　　清潔煤為何遭冷遇

　　先是眾星捧月，隨之遭遇堅冰，煤制天然氣最終也未能逃脫和煤制油一樣的命運。6月18日，國家發展改革委一紙通知，將煤制天然氣項目審批權收編。而相較煤制天然氣早幾年的煤制油項目，此時早已幾次三番遭遇政策性限制。

　　同屬替代能源的煤制天然氣、煤制油項目，不僅難以與風、光、核等新能源的熱鬧相匹敵，就連備受詬病的垃圾焚燒發電，都相應的配有政府補貼的垃圾費處理費支持。為何清潔煤項目遭遇如此冷遇？

　　一支持，必過剩？

　　一邊是政策性限制不斷推陳出新，一邊卻是石油、天然氣需求的高漲。

　　國家發展改革委發布的《關于規范煤制天然氣產業發展有關事項通知》（以下簡稱《通知》），其中規定在國家出臺明確的產業政策之前，煤制天然氣及配套項目由國家發展改革委統一核準。

　　不僅如此，《通知》中還規定通知下發前已經備案和核準的項目，也需進行嚴格審查。審查不合格的項目嚴禁開工建設。符合條件的項目則需上報國家發展改革委進一步審核。

　　實際上，不只是煤制天然氣受此限制，煤制油項目更是三次遭遇政策性規范。兩年前，國家發展改革委下發《加強煤制油項目管理有關問題的通知》，而這已是自2006年起，國家發展改革委第三次限制煤制油項目。

凱基證券統計資料顯示：我國石油對外依存度高達50%，天然氣雖然進口量不多，對外依存度僅5%，但其占一次能源消耗的比重也不足5%，遠低于20%的世界平均水平，因此，隨著國內需求越來越大，供應會越來越緊張。

　　面對供需不平衡的矛盾，政府的態度卻是“很慎重”，海油能源投資有限公司澳洲煤礦項目經理張滿懷如此解讀《通知》。我國雖然是富煤國，但是“煤炭畢竟是不可再生的能源，轉化成天然氣是否是最佳方式，目前還不是很確定。另外，煤制天然氣理論轉化率比較高，可達50%，但是實際上操作效果還沒有掌握。”

　　政府的謹慎，或許在一定程度上是吸取了“凡政策支持產業必過剩”的教訓。據了解，國際油價不斷上漲，而我國富煤少油，因此，在政策支持下，各類新型煤化工不斷發展起來。但是，煤制甲醇、二甲醚、醋酸等項目快速投資后，直接導致了目前的產能過剩。

　　“因為是政策導向型市場的緣故，市場盲目追求政策投機，很容易導致產能迅速過剩。”崔新生說。此時，政策出擊，不能不說是有規范投機，引導市場的因素存在。

　　據《英才》記者不完全統計，大唐、中電投、華能、神華集團等公司的煤制天然氣項目的合計產能超過100億立方米，總投資超2000億元。

　　技術成本瓶頸

　　當煤炭價格分別為300、400、500元/噸時，煤制油項目對應的盈虧平衡點的油價為40、48、54美元/桶。相較目前70美元/桶的油價來說，煤制油還是有可觀的利潤空間的。凱基證券分析師魏宏連在其研究報告中指出。

　　在煤制油和煤制天然氣項目上，雖然政府的態度看起來有點謹小慎微，但煤制天然氣項目約為12.5%的利潤率還是對企業形成了不小的吸引力。

　　不過，我國煤制天然氣的盈利性帶有區域性特點。魏宏連介紹，目前新疆和蒙東的項目約13%的毛利，內蒙和陜西地區的項目基本處于小幅虧損情況，而山東和河南的項目虧損則較大。

　　之所以西北地區的煤制天然氣項目盈利性較好，是因為項目所在地富含煤炭資源，就地消化資源降低了運輸成本。并且，西北地區煤炭坑口價格也較山西、山東和河南等地低。

　　并且，由于國產天然氣價格與進口天然氣的價格相比，價差較大，還具有一定的漲價空間，這就為煤制天然氣預留了一定的盈利空間。

　　據了解，上海7月1日調整了非居民用戶天然氣銷售價格，上漲0.39元/立方米，工業燃氣價格區間為2.22-4.19元/立方米。

　　而“煤制天然氣制造成本約為2.5元/立方米，而從塔吉克斯坦進口天然氣價格約3元/立方米。”張滿懷認為目前煤炭轉化天然氣成本略低于進口成本，存在一定的盈利空間。

　　然而，崔新生則對此推算方法提出了異議，他認為，煤制油、煤制天然氣的成本不應該與進口石油、天然氣的價格比較，而是要與煤炭使用成本價格相比較，否則會導致能源結構不合理。“任何替代能源技術，最基本的是實現對傳統能源的替代，在成本和功能等多個方面均具有替代優勢。這之后才可適時談論是否達到新能源要求。”

　　張滿懷也認為，如果用燃燒值高的優質煤，如氣煤、焦煤等，轉化煤制油、煤制天然氣，是得不償失。目前，煤制天然氣和煤制油項目采用的煤，多為褐煤、矸石等含硫、氫較高和燃燒值低的煤種。“但是也不乏一些企業因擁有較好的上游資源，利用優質煤進行炒作。”

　　此外，目前煤制油和煤制天然氣技術均是國外引進，生產線設備的國產自主化程度也不高，這就造成了“技術成本瓶頸”，遲早都會成為困擾煤制油和煤制天然氣項目發展的一大難題。

　　一致人和國際環境科技有限責任公司副總經理石婉茗也曾談到，在節能減排中本該唱主角的傳統能源領域的能效提高項目，卻少而又少，主要是因為“技術瓶頸和高額成本代價”。技術的缺失，羈絆著傳統能源的能效提高。

　　銷路成本大

　　煤制天然氣屬于資源、資金、技術密集型產業。從項目立項等待相關部門批復，到工程建成，一個40億方的煤制天然氣項目需要耗時三到五年，投資約260億元。而這260億投資中還不包含煤礦成本、管網和管道建設和運輸成本。張滿懷向《英才》記者算了這么一筆賬。

　　據了解，煤制天然氣項目建設不僅涉及煤炭開采與轉化、技術的集成與優化，其需要的外部配套支持條件也比較多，比如配套建設天然氣管網、培育用氣市場等。

　　“石油、天然氣都屬于不宜倉儲的危險產品，生產出來就必須消化，因此，銷路成本大的問題就顯現出來了。”張滿懷說，“市場和管道連接非常緊密，市場大了，就需要相應的管道運輸與之配套，否則通過路上運輸成本既高，也不安全。”

　　目前，中石油已經建成西氣東輸工程，但管網依舊會成為煤制天然氣項目發展的一大制約。“產銷相宜，就不存在問題。當產大于銷的時候，就會出現管道擁擠狀況。此外，季節性因素帶來的消費周期的淡旺季，也會導致管道擁擠和閑置狀況。”張滿懷說。

　　此外，煤制油和煤制天然氣等煤化工項目耗煤量大，目前項目基本上都布局在內蒙古、陜西、新疆等煤炭資源豐富的地區。然而，煤化工耗水量大也是不爭的事實，而這些地區水資源卻相對匱乏。因此，張滿懷認為煤制天然氣項目不太可能大規模上，如果生產出的天然氣不能完全消耗掉，就會造成嚴重的浪費。

　　正是因為需要水資源的保障，煤制天然氣項目建設必須“因地制宜”。項目地址宜選在煤炭資源、水資源都比較豐富，或是二者比較折中的地點，減少資源運輸距離。

　　除工藝技術不成熟、耗水量大之外，魏宏連還擔心煤化工規劃過大，存在產能過剩風險。不過，鑒于項目都還處于建設期，張滿懷認為“剛剛開始的煤制天然氣，從總量來講，還未達到補充我國天然氣需求缺口的作用。”