“制气”还是“发电”？湿垃圾厌氧沼气资源化利用技术经济分析

随着经济的发展，垃圾分类投放、分类收集、分类运输、分类处理的生活垃圾管理系统建设已作为基本国策列入 2020 年《中华人民共和国固体废物污染环境防治法》。住建部要求 2019 年起全国地级及以上城市要全面启动生活垃圾分类工作，到 2025 年前全国地级及以上城市要基本建成“垃圾分类”处理系统。相较于生活垃圾焚烧和卫生填埋，分类收运后的湿垃圾（餐厨+厨余垃圾）成为一个新细分垃圾处理门类，也是垃圾分类处理相对薄弱的环节。目前，主流湿垃圾处理技术核心环节为厌氧消化，厌氧沼气是资源化过程的主要产品，属于绿色可再生能源，也是项目主要经济收入之一。在实现湿垃圾无害化、减量化的前提下，如何最大程度地提高资源化水平和经济效益，为城市持续提供基础服务，并助力实现无废城市的目标，是湿垃圾厌氧沼气资源化利用的关键挑战。

沼气主要成分为甲烷，具有无色无味、热值高（20800~23600 kJ/m³）等特点，是一种很好的清洁燃料，也是一种温室气体（甲烷吸收红外线的能力约为二氧化碳的 26 倍，其温室效应比二氧化碳高 22 倍，占温室气体贡献量的 15%）。厌氧沼气可转化为电力、蒸汽、生物天然气、氢气、甲醇等资源化利用，具有良好的经济效益，且可减少空气污染，降低对化石能源的依赖，对碳中和、碳达峰目标的实现具有重要现实意义。

此前，针对沼气资源化利用的相关技术研究较多，但缺乏有针对性的沼气利用的综合技术经济和应用场景分析。在生物质发电面临“国补退坡”、国际贸易动荡致天然气能源价格波动、双碳战略等诸多背景下，湿垃圾厌氧沼气资源化利用技术方案的优劣之争愈演愈烈，“制气”还是“发电”甚至成为“路线之争”。针对上述问题，综合分析比较 4 种沼气资源化利用技术，并选取 3 种主流技术的 4 个典型案例进行成本和效益的经济分析，进而针对 4 种沼气资源化利用技术进行应用场景分析，旨在为不断建设的湿垃圾资源化厂沼气资源化利用方案的选择提供参考和借鉴。

1. 湿垃圾厌氧沼气组分特点

湿垃圾厌氧沼气是一种混合气体，成分较复杂，不同原料、发酵工艺、发酵条件和发酵阶段所产沼气的组分不尽相同。以餐厨垃圾和厨余垃圾等为原料，经预处理和厌氧消化所产生的原生沼气组分和物化参数范围如表 1 和表 2 所示。

注：其他成分包括 N₂、O₂、CO、H₂、H₂O、硅氧烷和小分子烷烃等。

表2 原生沼气和净化后沼气的物化参数

注：厌氧消化工艺一般有3个温度范围（常温20~25℃、中温30~40℃、高温50~60℃）。

2. 沼气预处理技术

厌氧消化产生的原生沼气中 CO₂ 降低了其热值，H₂S 和 H₂O 会对后续设备和管道产生腐蚀，直接利用还会造成环境污染。因此，需设置沼气预处理单元。通过沼气存储、脱硫净化、脱水及增压等过程，一方面缓冲产气峰谷，另一方面除去 CO₂、H₂S 和水蒸气等成分便于资源化利用。

根据 GB/T 51063—2014 大中型沼气工程技术规范，沼气宜采用低压存储，储气容积宜按日用气量的 10%~30% 确定。目前，国内外湿垃圾项目常用的沼气柜有两种：双膜气柜和外钢内膜气柜。我国湿垃圾资源化处理项目主要根据外部环境影响、投资强度和选址占地面积等因素综合选用不同的沼气柜。

沼气利用前需经脱硫、脱水、除尘等预处理（主要是除去 H₂S 和水蒸气），减轻对后续设备、管道及仪表的污染和腐蚀，延长设备使用寿命；同时避免污染大气或保证产品品质。工程实例中主要工艺单元包括增压、过滤、脱硫、冷干脱水、稳压等环节。根据其核心脱硫工艺单元的原理不同，常用的沼气脱硫净化工艺包括生物脱硫、湿法脱硫、干法脱硫，上述 3 种单一的脱硫工艺均能满足出气 H₂S<0.01%，采用组合脱硫工艺可达出气 H₂S<0.001%，满足各种利用方案设备、产品和环保要求。工程应用中对沼气净化后组分及物化参数的要求如表 1~表 2 所示。

2. 沼气资源化利用技术

预处理后的沼气资源化通过对主要成分甲烷的能量或纯度转换来实现，主要包括热电联产、提纯制天然气、直燃供热和制备氢气 4 种利用技术。天然气制绿色甲醇燃料项目对选址要求较为严格，通常建在有天然气管网的化工园区，且生产规模对该类项目投资收益影响较大，不适合与单一的湿垃圾资源化厂配套建设，目前我国尚未有运营案例，故本研究不做单独论述和分析。

（1）沼气热电联产资源化技术。该技术是利用预处理净化后的沼气作为燃料，在内燃发电机组的机缸内燃烧，通过活塞带动曲轴转化为机械能输出，进而带动发电机发电。内燃机中产生的高温烟气可经余热锅炉产蒸汽供热，实现热电联产，最大程度地提高能源利用率。此外，内燃机气缸的高温高压使得助燃空气中 O₂ 与 N₂ 反应生成 NO_x，为保护环境还应设置选择性非催化还原（Selective Non-catalytic Reduction，SNCR）烟气脱硝装置确保尾气达标排放。

（2）沼气提纯制天然气资源化技术。沼气组分主要为 CH₄ 和 CO₂，通过工艺技术净化除去 CO₂ 等杂质气体，分离出符合标准的天然气，通过加臭加压后由气罐车外运或并入城市天然气管道。国内外类似项目常用提纯方法包括水洗法、变压吸附法（Pressure Swing Adsorption，PSA）、醇胺吸附法和膜分离法。制备生物天然气应符合 GB/T 13611—2018 城镇燃气分类和基本特性中表 2 的 12T 技术指标要求。具体参数如表 3 所示。

表3 提纯后生物天然气成分

（3）沼气直燃供热资源化技术。沼气作为燃料直接送至燃气锅炉内燃烧产生蒸汽，将化学能转化为热能，产生的蒸汽除项目生产自用外，余汽可对外供热。沼气直燃供热技术一般适用于周边有长期稳定的供热需求客户或园区一体化供热项目，其主要适用于特定条件下的中小规模应用场景。

（4）沼气制氢资源化技术。在高温高压及催化剂存在的条件下，沼气的主要组分甲烷和水蒸气发生重整化学反应：

沼气进入重整和变换炉使得 CH₄ 转化成 H₂ 和 CO₂，再经过换热、冷凝水气分离和加压进入装有特定吸附剂的吸附塔，采用 PSA 变压吸附、升压吸附等提纯方法制取产品氢气，同时释放其他气体。对以上 4 种沼气资源化利用技术的工艺过程、主要设备及技术特点的比较如表 4 所示。

1. 典型工程案例选择

根据统计资料，截至 2023 年底，全国湿垃圾厌氧消化处理设施约 400 余座。其中，沼气资源化利用方式为热电联产项目比例约 50%，提纯制天然气项目比例约 30%，沼气直燃供热项目比例约 20%。沼气制氢项目因安全问题、加氢站距离远等原因落地难度较大。目前，我国仅在广东佛山有 1 个试点项目，总体尚不成熟，经济效益较差。因此，对制氢项目不做具体经济效益分析。

其他 3 种主流沼气资源化利用方式的 4 个典型案例概况如表 5 所示。其中，案例 1 和案例 2 的沼气资源化处理工艺均为热电联产。根据财政部、国家发改委、国家能源局联合颁布的《关于促进非水可再生能源发电健康发展的若干意见》（财建〔2020〕4 号）文件，2021 年底后并网的生物质发电项目不再列入中央补贴范围，而是由地方政府根据实际情况出台补贴政策。案例 1 沼气发电机组于 2020 年并网，取得了电价补贴，而案例 2 于 2024 年建成，未取得电价补贴。故选取二者分别加以讨论。

2. 研究方法

选取典型工程案例，对其投资、运营成本及收益进行定量分析，采用成本效益比较分析法探讨湿垃圾厌氧沼气的 3 种主流资源化处理方案的经济可行性。主要分析条件包括：①确定测算基准规模，按湿垃圾处理规模 600 t/d、沼气产量 60000  m³/d、沼气资源化利用规模 3000 m³/h 作为测算基准；②明确分析主要成本和收入构成，包括投资、运营成本和产品销售收入。

不同案例在投资、运行成本及产品收入方面均有较大差异，本研究以 a 为单位，考虑时间价值，采用“净年值法”进行经济效益分析。

净年值（NAV）的计算公式为：

式中：NAV 表示净年值；NAV_E 表示效益净年值；NAV_C 表示成本净年值；AE_n 表示正常年净年收益；AC_n 表示正常年净年成本。

成本年值的计算公式为：

式中：AC_n 为正常年等值年成本；IC 为等值投资成本（设置费）；DC 为第 0  年的一次投资成本；r 为利率；n 为使用寿命或计算年限；SC_n 为正常年运行成本（维持费），其中正常达产年NAV_C = AC_n 。

效益年值的计算公式为：

式中：AE_n 为第 n 年收益；Q_n 为产品 n 的产量；a_n为产品 n 的销售单价，其中正常达产年 NAV_E=AE_n。

以典型工程案例数据为基础，通过对投资折旧、运行成本和产品收益等方面进行综合经济分析，确定 3 种沼气资源化利用技术在不同条件下的合适应用场景。为便于经济比较，4 个典型案例沼气利用规模均按 60000 m³/d 折算。其中，热电联产沼气发电机组容量为 4.8 MW，配套余热锅炉蒸发量为 5 t/h；制备生物天然气量为 36000 m³/d；沼气直燃蒸汽锅炉额定蒸发量为 18 t/h。

1. 成本分析

（1）投资成本

沼气资源化利用设施的投资费用包括土建工程、设备和安装工程、征地费用等。各典型案例沼气利用系统投资经济指标及投资等值年成本见表6。主要经济基础数据如下：征地费用 100 万元/亩（1 亩约为 666.67 m²），建筑单位造价指标  5000 元/m²，基础构筑物单位造价指标 1200 元/m³，设备和安装费按各典型案例初步设计概算计取，设备和安装工程投资折旧按 15 a 计取，土建工程和征地投资折旧按 30 a 计取，残值率按 5% 计取，基准投资收益率按 6% 计取。

虽然 4 个案例沼气存储和净化设施投资等均相同，但是案例 1、案例 2 中沼气利用设施需要设置沼气发电机组和余热锅炉等建筑用房。因此，其一次性投资和投资等值年成本大于案例 3 的沼气提纯天然气装置和案例 4 的制热锅炉。其中，案例 4 投资最小，其等值年成本仅约为案例 1 的 60%。

（2）运营成本

典型案例运营成本主要包括人工、水、电、药剂及检修成本等。各典型案例沼气利用系统运营成本见表7。

主要经济基础数据如下：人均工资按 25 万元/a 计取；生产用自来水和锅炉软化水单价分别按 5 元/t 和 8 元/t 计取；案例 3 外购电单价为 0.8 元/kWh，案例 1、案例 2 电力自发自用和案例3 园区协同供电单价均为 0.65 元/kWh；药剂费用按实际计取；检修费用按设备投资的 5% 计取。

2. 效益分析

沼气资源化利用系统的收益主要来自电力、生物天然气或蒸汽的销售收入。除了沼气利用系统外，湿垃圾资源化处理项目还包括预处理、厌氧消化、污水及除臭处理等工艺系统，这些系统消耗了大量电力和蒸汽资源。其中，案例 1 和案例 2 中沼气系统发电可满足工艺系统全部电力，余热锅炉产生蒸汽可满足工艺系统部分蒸汽消耗需求；案例 4 沼气系统产生的蒸汽可满足工艺系统的全部蒸汽消耗。为便于经济分析，将沼气利用系统以外的湿垃圾项目自用的蒸汽和电力成本均等值计入沼气系统销售收入，外售的电力、蒸汽或天然气按市场全量消纳计算销售收入。各典型案例沼气利用系统年经济收入见表8。

主要经济基础数据如下：湿垃圾项目生产耗电量指标按 100 kWh/t（不含沼气利用系统耗电量）计取，单位沼气发电量指标按 2.2 kWh/m³ 计取，享受国家可再生能源补贴的电价为 0.639 元/kWh，不享受电价补贴的电价按华东地区燃煤机组标杆电价 0.4155 元/kWh 计取；纳管天然气销售单价按案例 3 协议单价 2.3 元/m³ 计取；1 MPa 饱和蒸汽单价均按 180 元/t 计取。

案例 1 和案例 2 热电联产的销售收入均高于案例 3 的生产生物天然气和案例 4 的生产蒸汽供热。主要原因是沼气热电联产利用与湿垃圾项目电力、蒸汽耗量较大相匹配，案例 2 即使在无电价补贴的情况下销售收入仍略高于案例 3。同时，热电联产方案受上网电价补贴影响较大，案例 1 比没有电价补贴的案例 2 销售收入增加约  17%。

3. 综合经济分析

根据式（3）~式（5）以及成本和效益分析结果，按“年收入-（投资等值年成本+年运营费用）”计算 4 个典型案例的综合净年值，结果分别为 2477.06、1956.27、1983.94、1797.07 万元/a。各方案净年值顺序为 案例 1 >案例 3 >案例 2 >案例 4。案例1 的沼气热电联产方案由于存在上网电价补贴，其效益年值高，虽然运营成本高，其净年值也最高。案例 2 的沼气热电联产方案因没有电价补贴，其净年值略小于案例 3 制生物天然气的净年值，但依旧明显优于案例 4 的直燃供热。

4. 敏感性分析

沼气资源化利用系统综合效益受产品（电力、燃气、蒸汽）销售单价、总投资和运行成本影响。因此，选取这 3 个因子开展效益净年值的敏感性分析，分析结果如图 1 所示。由图 1 可知，综合效益受敏感因子影响排序为：产品单价>运行成本>总投资；而销售产品敏感性排序为：天然气>蒸汽>电力。因此，产品价格是影响沼气资源化利用方案综合效益的最核心因素。

图1 典型案例沼气利用系统敏感性分析

5. 产品价格对综合效益影响分析

结合上述 4 个案例，在投资和运营成本为已建项目实际数据的情况下，天然气价格、蒸汽价格和上网电价决定了沼气资源化利用方案的综合效益。图 2 表示沼气利用产品的价格对效益净年值的影响。其中，案例 1 上网电价固定为 0.639  元/kWh（有电价补贴）；案例 2 上网电价固定为 0.4155 元/kWh（无电价补贴），蒸汽和天然气价格为变动价格；案例 3 以纳管天然气销售单价 2.3 元/m³ 为基准价格，图 2 中横坐标相应系数取 1.0；案例 4 以销售蒸汽单价 180 元/t 为基准，图 2 中横坐标相应系数取 1.0。

图2 典型案例沼气利用系统产品价格系数-效益净年值分析

当天然气销售价格超过 2.28 元/m³（横坐标价格系数为 0.991）或蒸汽销售价格超过 191.50 元/t（横坐标价格系数为1.064）时，其效益净年值高于没有上网电价补贴的热电联产方案；当天然气销售价格超过 2.68 元/m³（横坐标价格系数为 1.166）或蒸汽销售价格超过 229.30 元/t（横坐标价格系数为 1.274）时，其效益净年值高于有上网电价补贴的热电联产方案。

沼气资源化利用方案的选择应充分考虑湿垃圾项目规模、选址边界条件、产品市场消纳及价格、综合经济效益等多种因素。4 类沼气资源化利用技术的应用场景如表 9 所示。由表 9 可知：

沼气热电联产技术的产品特性与湿垃圾项目匹配性最好，适用于项目边界条件不理想的情况，尤其针对享受可再生能源发电上网补贴的大中型项目，其综合效益最好，是常规首选方案；沼气提纯制备天然气技术适用于园区有廉价电力和蒸汽协同供应的大中型项目，且天然气价格应高于 2.28/2.68 元/m³（相对于无/有上网电价补贴的热电联产），是有条件的高附加值的备选方案；沼气直燃供热技术适用于周边有长期稳定的供热需求客户或园区一体化供热需求的中小规模项目，且供热单价高于  191.50/229.30 元/t（相对于无/有上网电价补贴的热电联产）时效益较佳，是一种有条件的方案；沼气制氢技术适用于有政策托底、氢能产销体系配套成熟的一、二线城市，可作为探索性大中型示范项目。

表9 沼气资源化利用技术应用场景分析

湿垃圾厌氧消化产生的沼气经预处理净化后的资源化利用技术主要包括热电联产、提纯制天然气、直燃供热和制备氢气 4 种。对其中 3 种主流技术的 4 个典型工程案例的成本、效益、敏感性和产品价格等进行分析，其综合效益排序为沼气热电联产（有电价补贴）案例>沼气提纯制天然气案例>沼气热电联产（无电价补贴）案例>沼气直燃供热案例。

选择沼气资源化利用方案时，需要考虑项目规模、选址边界条件、投资、电力和蒸汽成本、产品市场和价格、综合经济效益等因素，产品价格是其中最核心的因素。对于有上网发电补贴的大中型湿垃圾项目，热电联产是首选；提纯制备天然气技术适合于有廉价电力和蒸汽供应的大中型项目，且天然气价格应高于 2.28/2.68  元/m³（相对于无/有上网电价补贴的热电联产）；直燃供热技术适合于有稳定供热需求的中小规模项目，且供热单价高于 191.50/229.30 元/t（相对于无/有上网电价补贴的热电联产）时效益较佳；沼气制氢技术适合于有政策支持、氢能市场成熟的一、二线城市，可作为示范项目探索。

随着我国可再生能源补贴退出政策的实施，城市化水平提高，燃气管网等配套设施逐步完善，无废低碳产业园区化、供热一体化的发展趋势，沼气资源化利用技术的应用场景正在发生变化。因此，湿垃圾厌氧沼气资源化利用项目的设计决策需根据具体条件进行技术和经济分析。总之，湿垃圾厌氧消化产沼资源化利用技术具有广阔的应用前景，但仍需不断优化和改进，以克服现有技术面临的挑战，实现更高效、更环保的处理效果。

来源丨环境卫生工程