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“中国已注册的130个左右的生物质能清洁发展机制(CDM)项目，从2007年开始，初始内部报酬率(IRR)呈现的趋势不是上升，反而是下降。IRR为何会越来越低?”近日，上海金融学院国际金融研究院副研究员鄢德春的这则微博再次印证了我国生物质能产业商业化进程的坎坷。
商业化之路渐行渐远
鄢德春的这则微博至少可以引发两种思考：其一，是什么原因导致生物质能CDM项目的IRR下降?其二，IRR下降说明了什么问题?在接受记者采访时，鄢德春在对130个生物质能CDM项目作出对比分析后发现了一个特点，即这些项目存在技术转移的情况。
早期主要采用国外的技术和设备，后期则主要使用国内的技术和设备。当然，这并非表明国内的技术和设备是“罪魁祸首”，“后期更多地使用国产设备，可使项目成本逐渐降低。我国很多领域都经历过这样的过程：先采购国外设备，然后获得国外的许可证，在国内生产，最后彻底本土化。技术上并没有太多问题。”鄢德春解释说。
但最大的问题恰恰出现在这里———既然通过技术的提升，项目成本得到了下降，为何项目的原始内部报酬率反而不升反降?对此，鄢德春表示：“一般来说，清洁发展机制扶持具体项目的过程，会使得该项目越来越能脱离机制而走向商业化。但这一理论似乎对生物质能项目无效。就是说，在CDM的帮助下，生物质能项目距离真正商业化反而越来越远。”究其原因，在鄢德春这一微博的评论 中，原料成本上升成为被提及最多的字眼，似乎能够窥探一二。
原料供应成最大障碍
其实，生物质能产业商业化题目难解早已成为业界共识。根据生物质能的应用形式，大致可分为生物质发电、生物质供热、生物质液体燃料和生物质燃气等。
整体而言，产业的商业化进程需建立在专业化、规模化、市场化的基础之上，但对于生物质能产业而言，各个领域的产业链并不尽完善。
在近日举行的2013年中国国际生物质大会上，中国科学院广州能源研究所副所长马隆龙表示，目前生物质燃气和生物质供暖的发展潜力非常大，政策方面也给予了很多倾斜;乙醇和丁醇在产业上已初具规模，而纤维素乙醇由于关键技术仍未突破，成本居高不下。生物质柴油则难以突破原料供应的瓶颈，尚未形成规模;生物质发电是目前具有较大规模、商业化模式最为成熟的一个领域，但由于原料采、收、运困难且成本高，导致很多生物质发电厂长期“无米下锅”。
“生物质发电本应是一个要求高度集约化的产业，但生物质能源资源却具有地域、季节的分散性特点。”国家发展改革委能源研究所研究员秦世平向记者表示。
而利益的博弈更是难以协调。以往生物质发电机组所需的原料很大一部分是从农户手中收集，后来又加入了燃料“经纪人”这个中间商，在利益的驱使下，生物质原料价格被越抬越高。记者了解到，目前一吨生物质原料的平均价格大约在200~300元之间，再加上运输和存储成本，大多数生物质发电厂亏损严重。
加强能源间的“双融合”
生物质能发展到目前的阶段，需要讨论的不是其发展潜力有多大，而是如何让其突破瓶颈，真正实现商业化。《生物质能发展“十二五”规划》提出，到2015年，生物质能产业在电力、供热、农村生活用能领域初步实现商业化和规模化利用，形成较为完整的生物质能产业体系。
“现在最大的问题不是技术问题，当务之急是政府和企业都要做到创新和开放。”秦世平向记者提出了两条思路：首先，要加强可再生能源之间的融合和互补。“不能固步自封，搞单一的能源建设。
比如，将生物质能作为一种替补，和天然气共同保障供热，在光伏电站较少的地区，将生物质发电纳入统筹规划等。”其次是加强生物质能与化石能源的融合和互补。秦世平表示，出于环保、优化能源结构的考虑，现在政策鼓励优先使用可再生能源，但可再生能源具有不稳定性，如果自成体系，单一供应难免会对能源供应安全造成影响。一个可行的方案是，在优先发展可再生能源的同时，将化石能源作为替补，从而保障能源供应的安全稳定。
按照秦世平的思路，生物质混燃发电就在一定程度上做到了能源融合和互补。“但一个现实问题是，只有100%使用生物质原料的发电机组才能享受国家的相关补贴。如果是掺混的，比如10%是燃烧秸秆，剩下的是燃烧煤炭，就不会得到补贴，因为无法测算发电机组究竟使用了多少比例的生物质原料。”秦世平表示，在政策的制定上，需要更加超前和细化。
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