越来越多的投资者将土壤修复市场看作是今年环保领域中的新蓝海。

    仅北京地区，2012年一年新出现的土壤修复企业就将近100个。“雨后春笋，太贴切了。”他说。

    一系列嗅觉灵敏的中小企业趁着空档期已经纷纷加入，跑的人都已经上了路，然而游戏规则还没定好。

    拼价格不拼技术

    国内土壤修复市场尽管预期规模比较大，但是目前从商业化运作角度来讲，还没有那么大。一些有实力的企业在一些地方甚至竞争不过一些皮包公司。

    新加入的企业使得行业里竞争加剧。可这种竞争已经脱离了技术层面的竞争，更多进入了价格竞争。

    诸多企业反映，在工商注册、参与招投标过程中，土壤修复行业“门槛”太低。

    “各行各业都往这方面靠，原来写写SCI文章的、搞地质矿山的、搞土壤肥料的，或者搞植物营养的都来做土壤修复。”广东生态环境与土壤研究所研究员陈能场告诉本报记者。

    “最好理解的就是土石方公司，挖土的，具有挖土机，有机械设备，土建的资质都比较全，他们招一批人就进入土壤修复行业了。”余志辉说，因为现在正好是空档期，国家对这一块的要求还没有明确，在实际施工过程中，挖掘、现场处理以及运输过程中都还不规范，但市场潜力又很大，很多公司就参与进来。

    一块土地被定性为污染场地，到正式修复，是一个漫长的过程，少则1~2年，多则4~5年。现在的情况是，很多企业鱼龙混杂，“不管最后能不能开工，先成立土壤修复部门，或者直接成立土壤修复的公司。”余志辉说。利用自己在当地的“裙带关系”把项目拿下来。

    “真正想干的，就会在人员、技术设备上引进，但是大多数还在观望。”他说，现在许多企业竞争的侧重点反倒变成了价格。

    “以前企业少，对业主来说，有垄断嫌疑；但现在这种情况又有点过了，太多了。”余志辉说。现在来看，获得技术方案的渠道多种多样，很多不具备技术资质的企业，从高校、研究院购买方案，然后稍加润色，应用到具体项目上，自己进行施工。

    一般土壤修复进入实施阶段，费用包括两大块，一块是现场施工的费用，挖掘、运输、建造临时场地等，都是参照土建的施工费用。另一块，才是修复费用。相比之下，前面的“硬费用”，看得见、摸得着；后者虽然面上看不到，却真正事关土壤是否能够得到合理的修复。

    对于不同的企业来说，后面可以大做文章。

    “同样一方土，如果是未被污染的，从一个地方转移另外一个地方，就是挖出来装车，到另外一个地方卸掉；但是对于污染的土壤来说，存在很多看不见的过程，比如说我怎么挖、怎么运输、土壤如何暂存等，每一步都要确保污染物不扩散，这个东西说起来挺简单的。但是里面体现的知识含量还是挺高的。”余志辉说。

    “现在市场很乱，没有标准，没有规范，也缺乏严格的监管。很多企业为了节省成本，在治理过程中，没有按照立项提交的治理方案严格执行，只是进行简单处理，甚至是将污染转移。”蔡红也说。

    比如，一些企业把污染的土壤从污染场地挖走之后，放到垃圾填埋场填埋。但事实上，这种方法只是将污染转移，并没有把污染物消除掉，也是一个隐患。

    大量的土建公司压缩了这一块的成本，从而在价格上取得优势。修复过程中潜在的风险也许要到几年后才暴露。

    环环失序

    土壤修复是一个广义概念，不仅是大多数人所理解的对污染的土壤进行处理，往往还涉及到跟土壤有关的地下水等环境修复。

    目前国内土壤修复行业主要包括三块，场地修复、矿山土地修复和耕地修复。其中，场地修复最为热门。

    完整的土壤修复产业链包括了前期的调查评估、中期的修复工程，以及后期的第三方监测。看起来完善的“机制”，在实际过程中经常失序。

    目前，前期的调查评估主要是由具有资质的科研院所来做，同时前期评估的单位不能够参与项目的实施。

    “就相当于我们是球员，我们不好自己制定规则。正常情况下，是委托第三方的科研院所，来出具风险评估结果。”蔡红说。

    事实上，由于我国从事土壤修复的时间并不长，相应的土壤污染标准都在制定中，很多场地前期评估是找一个科研院所来挂名，实际上还是由后期那个修复公司来完成。

    土壤修复项目的发包方通常是政府或者开发商。但是由于目前国内缺乏技术的评判标准，业主对修复能否达到预期持有疑虑，所以在评估完成之后，项目招标之前，有意向竞标的修复实施单位将在污染土壤上进行试验示范。由专家对过程和结果进行预审，然后才进入立项阶段，进行招投标。

    这是“没有办法的办法”。一方面国内缺乏规范，技术也不成熟，国外一些相对成熟的技术拿到中国来，面临着成本和地域性问题。另外，因为国内土壤污染数据尚未公开，比较敏感，引用国外的公司，地方政府也存在疑虑。

    即便是有试验示范，最后哪种技术能通过审核，随机性也很大。

    “要看评审专家是以哪一块为主的。比如说是环保方面的专家，他可能更加关注污染是否转移，如果多是土建工程专家，更多关注的是建筑过程。”余志辉说，修复技术本身就不成熟，很难说哪种技术更加适合，而且不同方案成本差距比较大。

    在竞标过程中，项目的发包方会聘请咨询专家组定出一套标准。这标准包括了竞标方的资质、技术优势以及价格等。不过在具体操作过程中，价格往往成为评标的首要因素。

    这是因为土壤修复的成本巨大，如果场地没有足够的价值，无论是政府还是开发商出钱都会修复动力不足。

    土壤修复的费用按照土方量来计算，具体要结合污染的程度、处理难度以及处理后土地的建筑用途等。而且，不仅是处理土，处理过程中产生的废气、废水都要进行处理，如果场地下面有地下水，还要通过其他技术进行处理，这也产生了大量的处理经费。

    目前一方土的修复就要上千元，污染轻一点的也要上百元。一个项目下来，上亿元也很平常。

    平时做项目，首先会考虑资金来源、资金总量，能否足以支撑技术在土地修复中的应用。

    但很多时候，因为成本问题，一些实力稍逊的招标单位不得不对技术方案一改再改，甚至由于地方政府的资金不足，不得不将原本“1000亩的修复工程，改成500亩”，陈能场说。

    因此，目前土壤修复项目比较密集的地区，还主要集中在经济水平比较发达的地区。一方面，当地政府有足够的经济实力来支付修复费用，另一方面，地价可以卖得比较高。

    至于监测，一般包括了土壤修复过程中的过程检测，以及验收监测。过程检测基本上是由业主去委托，“可想而知，检测结果基本上是向着好的方向，只要不出现大的问题。”余志辉说，第三方检测一般是对最终结果进行抽样检测。

    现实情况是，“总有一些变通的方式”，监测的结果往往以最终能够圆满竣工为目的，达到业主的预期效果即可，而不是达到环保部门的预期效果，“这是两码事。”余志辉说。

    想象空间巨大

    尽管如此，这仍然是许多人眼里的一个投资新热地。

    中投顾问发布的《2012~2016年中国环保投资分析及前景预测报告》称，目前国内土壤修复产业产值不足环保产业产值的1%，远低于发达国家30%的水平，我国土壤修复行业目前仍处于初级发展阶段，企业数量少、实力弱、行业竞争不足。

    项目是在逐渐增多的。该公司从2009年开始做土壤修复，2012年全年只做了两三个几百万的小项目。而2013年，苏州、常州、无锡等地都相继推出了五六个上亿规模的项目。

    中国的土壤修复市场已经开启。未来会陆续有污染场地项目或大范围的区域土壤需要修复。当然具体的进展将受到宏观政策和法律法规的影响，就当前了解的情况来看，这两个条件已经初步具备。对于未来3~5年，预计市场将保持50%的增长。

    预计未来3~5年内，场地污染修复业务会迅速崛起。但投资回报是一个较为漫长的过程。

    桑德环保去年主要做前期投资，正儿八经盈利还要到今年以后。“如果你拿到一块土地之后，直接就拿到回报，是不可能的，有一些企业，通过很强的业主关系，没有经过严格评审的情况下去拿，通过收费来盈利是最快的。但是要把事情做好，需要很长的过程，一般需要一到两年。”蔡红表示。

    李争荣说，目前蒙古国新一届政府在中国港口调研后，开始通过精煤港口价倒推煤价，但由于蒙古国对国内运输、海关等方面不甚了解，且对其国内煤炭公司采掘、流通、销售等环节认识不足，觉得出口的原煤、精煤价格太低了，所以想涨价。

    做了多年中蒙煤炭生意的老闫，详细讲解了一吨蒙古煤的身价翻倍之旅。老闫说，蒙古原煤坑口价约25至28美元，蒙古政府征收资源税等十余种税总共9美元，另外蒙古中介公司代发费5美元，从蒙古煤矿坑口运往蒙古口岸运费17至18美元，蒙古口岸报关费、仓储费3.5美元，从蒙古口岸到中国口岸20余公里短倒费9美元，进入中国口岸报关缴纳17%进口增值税，再加上中方仓储口岸杂费及草原基金9美元。这一吨原煤到了中方口岸后，还要运到洗煤厂。老闫说，在运到洗煤厂之前，从蒙古国进口原煤按2%损耗计算，口岸到洗煤厂运费大概在10美元左右，洗选回收率按80%计算，大约洗煤后精煤成本853元人民币/吨。

    如果精煤不是就地消化，运到用户手上还需要运费和装卸费。比如，把精煤从洗煤厂直接通过汽车运输至京唐港，运输费用在360元至370元人民币左右，通过火车运输，包括运费等各种费用在内大概是330元。

    就是说，经过这么几次的装卸“倒腾”，一吨蒙古煤最终到京唐港(消费市场)大约需要1183元人民币左右。而当前京唐港精煤报价仅每吨1250元左右，虽然有利可图，但蒙古煤的优势并不明显。

    在去甘其毛都口岸的路上，神华巴彦淖尔能源有限责任公司(下称神华巴能)是唯一一家有铁路专运线——甘泉线的焦化厂。这条专运线是中国神华和蒙古国共同开发蒙古煤炭的运输线，从甘其毛都到包头市万水泉南，全程长367公里，目前该专运线已于去年年底正式开通，神华从蒙古进口的焦煤得以源源不断地输入。

    但煤炭运输仍以汽运为主。在空旷的草原公路上，一两分钟就能看见成队的运煤车。在口岸，一运煤车司机告诉中国证券报记者，一般从口岸运到洗煤厂的运煤车载重40吨左右，每月大概跑15次左右，今年由于需求下滑等因素牵连，运费已降了5元，目前运价是每吨55元。

    相比来看，铁路运输成本吨公里成本在0.05元至0.06元之间，目前汽车运输吨公里成本在0.5至0.6元之间，两者相差10倍左右。

    神华巴能生产负责人说，公司拟分两期在巴彦淖尔市乌拉特中旗甘其毛都口岸加工园区规划建设年产1200万吨洗煤、480万吨焦炭、48万吨甲醇、20万吨焦油加氢、20万吨硝酸铵和30万吨甲醇制聚丙烯以及深加工生产项目。

    上述负责人表示，目前，已开工建设年产600万吨洗煤、240万吨焦炭、24万吨甲醇和10万吨焦油等一期项目，一期焦炉正在运行，年产能可达300万吨洗煤、120万吨焦化，目前有两个焦炉在运作，另外6月预计12万吨甲醇设备将投产。

    据当地企业人士称，近年来为了节约运输成本，改汽车运输为铁路运输，中国神华等大型企业开始加大对蒙古及内蒙古相关地段的基础设施建设，主要是铁路专运线。国资委网站显示，3月3日，首列满载4160吨蒙古洗精煤的列车从甘其毛都站发往河北定州，神华销售集团西北公司承接蒙古煤东线外运新渠道正式开通。

    业内专家预计，随着2010年蒙古铁路开发计划推出，加之内蒙古煤炭运输通道的完备，蒙古国煤炭资源进入大规模开发和外运期。

    分布式光伏发电又见政策“东风”。有消息称，发改委日前已就光伏发电补贴征求意见，其中分布式光伏发电度电补贴0.35元，不过，业界普遍认为这一补贴额度较低，屋顶式光伏电站投资回报期限较长。

    实际上，尽管近两年来国家多次对分布式光伏发电给予政策支持，但由于审批程序繁琐、度电补贴政策不明朗、自有屋顶产权较少等因素，屋顶式光伏电站始终 “叫好不叫座”，而对应的光伏产业在国外市场遇冷的境况下，分布式光伏产业也就担当不起开拓光伏产业新市场乃至拯救国内光伏产业的大任。专家建议，分布式光伏发电对中国来说意义深远，激发分布式光伏电站开发热情，仍需简化审批程序，明确并适当提高分布式电站补贴政策，鼓励企业积极进入开发。

    我国光伏产能利用率不到60%

    “昔日蜜糖，今日砒霜”，这句话用来形容光伏产业并不为过。日前沪深两市以光伏为主业或以光伏为核心业务的32家公司，预亏的有13家，占比42%;预减的有12家，占比36%;仅4家公司预增。

    其中，ST超日1月28日公布2012年财报显示，2012年度归属于上市公司股东的净利润亏损9亿—11亿元，业绩比上年下降1542.67%—1907.71%。值得注意的是，由于ST超日2011年已亏损5479万元，2012年如果再度亏损，将被*ST。

    另外，光伏企业东方日升成为创业板问世以来亏损最严重的公司。东方日升的2012年业绩预告显示，2012年归属于上市公司股东的净利润预计将亏损约1.8亿—2.6亿元。“由于连续两年巨亏，东方日升可能成为创业板首家退市的公司。”观察人士指出。

    事实上，ST超日、东方日升并非孤案，整个光伏产业链业绩下滑已成为主基调。各家公司财报中均称，产能过剩、欧美双反调查，导致光伏产业遭遇“寒冬”。数据显示，在欧美双反的影响下，国内光伏产业产能过剩问题逐渐暴露，光伏产能的利用率甚至不到60%。

    民生证券日前发布分析报告指称，2013年国内市场容量将压缩至8GW，出货量增长30%左右。如果考虑组件、逆变器全年均价下跌均接近30%，按金额计今年国内市场容量基本无增长。

    而更让业界忧心的是，欧盟双反3个月追诉期将在二季度逐步体现，若失去欧洲市场，国内光伏产业将面临崩盘的风险，一大批光伏企业难逃倒闭命运。

    有不愿具名的在光伏行业浸淫几年的人士看来，光伏产业的原罪是，我国光伏产品过度依赖海外市场，而非产能过剩。

    他观察到，从2004年到2011年，我国光伏产品出口比例均维持在80%—90%以上。其中，欧盟装机容量占中国市场的80%，一旦欧盟爆发金融危机，自然会对我国光伏市场产生重大冲击。

    数据显示，我国光伏产能在全球总产能的占比已达到80%，而中国光伏应用市场在全球市场的占比只为0.8%。悬殊的比例差距映衬出我国光伏产业内外供需失衡的现状。“国内市场的滞后才是造成国内光伏产业阶段性过剩以及遭遇欧美双反的根本原因。”上述人士分析。

    国内市场能否打开是拯救光伏的关键

    实际上，国家早已意识到，国内市场能否打开才是拯救光伏产业的关键。而在此前，西部大规模的光伏电站，曾是众多光伏企业的宠儿。

    2011年7月，国家发改委发布光伏发电的上网电价，吸引众多光伏企业西部投资大型光伏电站。不过，由于西部电量需求有限，导致一些西部光伏电站难以满负荷运转。

    有分析认为，作为世界上能源消耗大国，中国有世界上最大的光伏产能，也拥有世界最全的光伏产业链，我国城市和农村有世界上最多的城市建筑、工业建筑、民用建筑的屋顶，“打开国内分布式光伏市场，才能真正拯救光伏产业。”

    “中国拥有3.16亿平方米日照条件资源很好的屋顶，每年大概可以发到316亿千瓦时，这相当于每年3000万户中国居民一年的用电量。”上述分析人士提供的数据更让人振奋。他还指出，以中东部为例，这些城市布局有很多光伏屋顶资源，再加上这些城市支付能力比较强、经济基础较好，拥有装机的潜在规模和潜力。

    实际上，从去年开始，国家能源局多次力推“分布式光伏发电”，并要求“大力推广”，而对光伏电站提出的要求是“有序推进”。

    而在去年年底的某次国务院常务会议上，更是提出“积极开拓国内光伏应用市场，着力推进分布式光伏发电”要求，“分布式”发电第一次被提到国务院层面。

    分布式光伏发电面临的并网难题也于去年得以破题。继去年10月底，国家电网[微博]就公布《关于分布式光伏发电并网服务意见》，旨在扫清10千伏及以下电压等级介入电网的分布式光伏发电站并网难题。

    分布式光伏现阶段发电“叫好不叫座”

    不过，《并网意见》颁布5个月以来，我国分布式光伏发电并网申请并未见多。南方日报记者根据公开信息统计，目前仅有包括北京、上海、无锡、青岛、济南等地有少数市民提出申请，来自工商企业的申请热情也不高。

    缘何分布式光伏发电会出现叫好不叫座的局面?

    在彭博新能源财经分析师王旻楠的理解里，多数居民并未拥有自主产权屋顶，且用电量较小、电价较低，而光伏电站需要投资、维护，导致建设热情较低。

    “分布式光伏发电叫好不叫座，主要原因是国家对分布式光伏发电的电价政策不够清晰，不能让人们形成合理稳定的预期。”两会上，全国人大代表、江苏综艺集团董事长昝圣达提交《关于推广分布式光伏发电的建议》的提案中称。

    实际上，分布式光伏电站并网问题解决后，电价补贴成为业界期待。好消息是，日前有报道称，发改委已下发《关于完善光伏发电价格政策通知》的意见稿，其中，分布式电价补贴为每度电0.35元。

    “征求意见稿里只提到自发自用度电补贴0.35元，低于市场0.4元-0.6元的预期，并且尚不清楚上网部分是否给予同样的补贴。”王旻楠告诉南方日报记者，从回报率来看，如果只是给自发自用部分补贴，屋顶光伏电站投资回报期限较长。

    北京市民如海化名是北京市分布式光伏发电并网申请第一人。他告诉南方日报记者，现在光伏屋顶发电补贴只能按照0.4元的脱硫煤上网电价进行结算，即使上网部分给予0.35元的度电补贴，加上自用电0.5元的电价，他的小型光伏电站项目回报需要12年的时间。

    另外，繁琐的并网申请程序也让人望而却步。如海向南方日报记者透露，虽然自己的并网申请比较顺利，但他了解到，不少地方供电局以“发改委未核准”为由，拒绝个人光伏电站入网。

    “实际上，现在分布式并网申请程序并不适用于小型屋顶式光伏电站。”如海表示，小型屋顶分布式光伏电站既不是法人投资，也不影响城市规划、土地使用和环境，所以核准原要求的部门许可完全是不必须的。

    而如海从北京市发改委得到的消息是，目前自然人项目审批程序以及享受电价补贴仍无相关文件支持。

    让企业得到好处才是方向

    ■解决方向

    “既然国家电网允许 6MW以下分布式并网免收接入费用，发改委核准应该相应调整6MW以下分布式光伏项目改为备案制。”如海期待，发改委的核准政策与国家电网的并网新政相配套。

    日前有媒体报道称，五大电力集团正在和国家发改委价格司商谈近日发布的《关于完善光伏发电价格政策通知》征求意见稿一事，希望提高补贴价格，不过并未提及是否上调居民分布式光伏电站度电补贴。

    对此，昝圣达也表示，家庭光伏电站建设成本高而发电规模小，也就意味着每千瓦时光伏电的价格相当高，需要政府方面给予更高的度电补贴。

    在如海看来，个人屋顶分布式度电补贴为0.35元，加上自用节省的居民用电价格0.5元，每度电综合价格才0.85元，低于集中式上网标杆电价0.95元。“居民分布式光伏电站度电补贴不应低于0.6元。”他建议。

    另外，昝圣达特别强调了政策持续年限的重要性。他说，在电价明确的前提下，人们会依据现在的电价政策以及分布式光伏电站系统成本，考虑这一电价持续的时限，从而确定当前的建设是否合算。

    “电价补贴一旦落实，企业方面应该会有较大的并网热情。”王旻楠相对乐观，一般企业拥有屋顶自主权，且现行企业用电价格较高，0.35元的度电补贴，工商业企业更适合开发屋顶式光伏电站。

    如海则给南方日报记者算了一笔账，对于工商业企业，由于原本电价是1-1.5元，如果再加上0.35元补贴，每度电综合价格能到1.35-1.85元，远高于光伏上网标杆电价，经计算投资回报只需6年，基本接近于金太阳的力度，具有足够的投资吸引力。

    从安迅思息旺能源了解到，近日，神华、中煤与电力集团2013年煤电谈判已经落实，谈判结果为电煤无长协煤、市场煤之分，统一浮动作价，价格以环渤海指数为基准，以当周环渤海指数减 10 元与客户结算。

    至此，从2012年12月开始的煤电谈判历时近3个月终于尘埃落定。

    电煤价格

    将以环渤海指数浮动作价

    去年12月25日，国务院办公厅发布了关于深化电煤市场化改革的指导意见，自2013年起，取消重点合同煤，取消电煤价格双轨制，这意味着电煤价格双轨制宣告结束。

    但是，对于2013年的电煤供应，煤企和电企一直无法就煤电价格达成一致意见，导致双方的谈判一度陷入僵局。

    近日，华能电力集团相关人士与两地方电力集团人士均表示，神华、中煤的年度电煤合同谈判既非“长协煤和市场煤 7:3 比例，环渤海指数浮动作价”方案，也非后来电力集团提出的“不分长协煤和市场煤，固定作价”方案，而是两者方案的折中，即“不分长协煤和市场煤，以环渤海指数浮动作价”。

    这让持续3个月的谈判终于见到了曙光。

    电力集团人士也表示，目前与伊泰集团的合同尚在修改当中，双方的分歧在于是周环渤海指数作价还是月度环渤海指数均价作价，但无论如何，将会参照环渤海指数浮动作价。而四大矿中大同煤业最终的价格还没落实，不过目前双方的下水煤价格差距不大，预计也将参考神华和中煤的模式，双方目前的差距在车板价格上，由于近期国家铁路运费上调，矿方成本提高，对于当前电力集团提出的比下水煤低 100元/吨以上的价格难以接受。

    安迅思息旺能源分析认为，2013年是取消重点合同煤价格，实行煤价并轨制度的首年，在历经长时间的谈判之后，煤矿和电力集团签订的价格浮动作价，标志着中国电煤市场真正进入了“自由市场”的时代，电煤的价格走势至此将完全由市场供需关系决定。

    从煤炭企业角度考虑，这是它们长期以来希望实现的一个目标，而从电力集团角度来看，这也是电力集团在充分判断了2013年的用电需求增速、煤价走势后的一个结果。