生物质能发电行业分析

生物质能发电行业分析（精选9篇）

生物质能发电行业分析 篇1

生物质发电主要是利用农业、林业和工业废弃物为原料，也可以将城市垃圾为原料，采取直接燃烧或气化的发电方式。近年来中国能源、电力供求趋紧，国内外发电行业对资源丰富、可再生性强、有利于改善环境和可持续发展的生物质资源的开发利用给予了极大的关注，生物质能发电行业应运而生。

世界生物质发电起源于20世纪70年代，当时，世界性的石油危机爆发后，丹麦开始积极开发清洁的可再生能源，大力推行秸秆等生物质发电。自1990年以来，生物质发电在欧美许多国家开始大发展。

中国是一个农业大国，生物质资源十分丰富。中国拥有充足的可发展能源作物，同时还包括各种荒地、荒草地、盐碱地、沼泽地等。如加以有效利用，开发潜力将十分巨大。为推动生物质发电技术的发展，我国实施了生物质发电优惠上网电价等有关配套政策，从而使生物质发电，特别是秸秆发电迅速发展。最近几年来，国家电网公司、五大发电集团等大型国有、民营以及外资企业纷纷投资参与中国生物质发电产业的建设运营。

前瞻产业研究院数据显示：截至2011年底，国内各级政府核准的生物质能发电项目累计超过了170个，已经有50多个项目实现了并网发电，投资总额超过600亿元。可再生能源“十二五”规划明确提出，到2015年国内生物质发电装机规模不低于1300万千瓦。国家在相关行业政策上给予了一系列的优惠，随着产业政策的逐步完善，生物质能发电将进入快速发展期。

前瞻网《2013-2017年中国生物质能发电设备行业市场前瞻与投资战略规划分析报告》共七章。首先介绍了生物质能的概念及特性等，接着分析了国内外生物质能的开发利用情况，然后对国内外生物质能发电行业的现状进行了重点介绍。随后，报告具体介绍了生物质能发电技术及中国生物质能发电项目的建设运行情况，并对秸秆发电、沼气发电、生物质气化发电及其他类型生物质发电做了具体细致的分析，最后介绍了重点生物质能发电企业的运营状况。

生物质能发电行业分析 篇2

项目实施市区有一的大型造纸企业, 在生产纸浆的过程中产生大量的工业废水。2003年该企业新建了厌氧生物处理 (USAB) 装置来处理工业废水, 该装置对污水处理后产生大量的有害气体“沼气”。

新能燃气公司是燃气专业运营商。经与该企业协商负责处理污水处理后产生的有害气体。受公司委托, 笔者负责整个工程的论证, 设计、施工过程。

2 沼气发电项目优势

2.1 政策支持

沼气发电技术是生物质能的综合利用, 国家颁部<<可再生能源法>>是对发展生物可再生能源的有力支持。沼气发电属于生物可再生能源范畴, 是国家大力支持的项目。该项目从资金到电力并网都有政策的支持, 还可加入清洁能源发展机制计划。

2.2 发电技术成熟

我国开展沼气发电领域的研究始于八十年代初。主设备均已国产化, 产品大都采用了电控燃气混合、预增压、数字点火等多项先进技术。产品热效率达到32%~40%左右, 若采用热、电、冷联供, 效率可达80%以上。

2.3 技术可行

沼气中一般甲烷含量在60%-90%左右, 通过对装置产生的沼气检测, 沼气含量在93%以上、H2S在0.2%左右, 气体质量高于国家关于沼气的标准。该项目每天可产生30000立方米沼气, 若以单台沼气发电机组为500k W, 日耗气量为5400立方米计, 项目可最终建设5台沼气发电机组。

3 沼气发电项目设计

虽然沼气发电技术已在国内应用多年, 但主要集中在垃圾填埋发电、造酒等发酵行业。造纸污水的应用在省内还属首例, 通过借签其他行业的经验, 并结合燃气内燃机生产厂家, 提出了项目的几大模块。

3.1 沼气脱硫

由于沼气中含有少量的H2S气体.该气体为有毒气体, 还会腐蚀燃气内燃机的火花塞、汽缸等重要部件, 造成机组出力降低、寿命缩短。现行的脱硫方式分为两种干法、湿法, 由于H2S气体含量比较低, 站区土地比较紧张等诸多因素, 采用了占地比较少的干法脱硫。增加了自动控制系统, 可以实时的对脱硫过程进行干预、控制, 该系统有两个脱硫罐及其他附属设备组成, 小时处理沼气1200立方米。

3.2 沼气发电机组

根据对沼气发电机组效率的比较, 结合沼气产生量, 采用了500G F1-R Z型沼气发电机组机。该机组应用了具有自主知识产权的电控混合技术、先混合后增压技术、新概念预燃室技术和数字点火技术。解决了低压力 (300mm H2O) 与沼气成份变化的发电应用等系列技术难点, 经上百个电站运行证明技术可行。沼气气源即使是零压力, 可以满足沼气发电应用需要。

3.3 水循环系统

利用沼气内燃机机组发电, 燃料能量的25%需被发动机冷却水带走。冷却水系统分为两部分高温冷却水系统、低温冷却水系统。高温冷却水系统主要对内燃机组的活塞、缸套等设备进行循环, 该系统进水温度60度, 出水温度80度左右;低温冷却水系统主要对机油回路、中冷器 (燃气预热) 等设备进行循环, 该系统进水温度40度, 出水温度50度左右。根据机组要求设计了两个独立冷却水循环水池及冷却塔, 以及循环水泵。为保证水泵故障下及时供水, 增加了一个单独的备用水泵, 可通过阀门自由切换。

3.4 控制和并网系统

对沼气发电机组可靠的监测和控制是保证电网正常运行的前提, 在设计中要求采用独立的监控屏对机组的运行工况进行实时监控。0.4k V主开关选用智能自动空气断路器, 具有过电流自动保护和逆功率保护, 发生过流或逆功率时可自动分断主开关并发出声光报警信号;可由控制屏面板上紧急停车按钮控制机组;转速采用电子调速控制系统自动调节, 也可通过控制屏面板上转速微调旋钮进行微量调整;机组电压为自动调整, 通过控制屏面板上电压整定电位器进行电压整定。

同时要求机组具备如下保护:燃气漏气报警、发动机防爆装置、发动机超速报警停车、机油压力低自动停车保护、发动机水温高、机油温度高自动报警、发电机过流、欠电压保护、短路保护、并联 (或并网) 机组的逆功率报警及落闸保护。

设计时采用了先进的自动同步控制、并网装置, 能在各种工况下分别从10k V和0.4k V侧采集各电气信号作为沼气发电机可靠安全并网的同步参数。沼气发电机经升压变压器升压后, 在市电投人运行以及市电失去后重新送电的情况下, 采集市电的相序、电压、频率和相位角等同步参数并入10k V城市电网内。

4 项目经济效益分析

沼气的发热量约为20800一23600k J/m3, 可发电1.6一2.0 (k W h) /m3。该工程单台500k W发电机组 (沼气为排放废气, 在此不考虑气体成本) 的投资为98万元。其他辅助设施 (包括机房、基础、电缆、冷却系统等) 的投资按机组费用的20%计算, 为19.6万元。单台工程投资为117.6万元。机组功率按额定功率为450k W计算, 年运行小时数为8000小时, 则年可发电360万度。运行成本 (包括人员费用、机油消耗、配件及维修、设备折旧等) 0.13元/ (k W h) , 则总运行费用为46.8万元/年, 发电收益 (电价以0.5元/ (k Wh) 计) 为180万元/年, 净收益为133.2万元/年。上述计算未考虑沼气成本, 假设沼气成本在0.2元/ (k W h) 计, 则年净收益为61万元。由此可见该项目从经济上是可行的。

5 结论

该项目自2005年11月建成运行致今, 年均发电330万度, 减排二氧化碳2万吨, 取得了良好的经济效益和社会效益。2006年底经省发改委批准, 继续扩大生产规模, 并已纳入了“清洁发展机制 (CDM) ”的体系。

沼气发电是造纸厂污水处理产生废气综合利用的有效途径之一。沼气发电机组所产生的余热还可以提供热水或蒸汽, 使得能源利用率达到80%。同时该项目还符合国家可再生能源、节能减排政策。为缓解区域性能源紧张发挥重要的补充作用。

摘要：本文根据新能燃气公司实际工程经验, 介绍了利用沼气发电技术实现造纸工业废水处理过程中产生沼气的综合利用, 符合国家节能减排的政策, 具有极大的社会和经济效益。

生物质能发电行业分析 篇3

【关键词】 生物质发电产业 能源安全 产业发展政策

引言

能源是发展经济和提高人民生活水平的重要物质基础，作为经济发展的动力，是实现我国经济持续、快速、健康发展的重要保证。中国作为是世界上经济增长最快的国家之一，也是全球第二大能源消费国，并且随着其不合理的能源消费结构和能源供需不平衡性的加剧，尤其是进入21世纪后，随着油价进入新的上涨期、能源消费的大幅度增长和节能减排政策的深入，中国的能源消费安全问题的日益突出。

中国生物质发电产业的处于导入阶段，既没有科学的市场机制做指导，又没有健全的政策框架做支持。一方面，中国人均耕地只有1.43亩，不足世界平均水平的40%，主要粮食品种长期处于紧平衡状态。粮食用作乙醇、生物柴油生产，增添了国家能源安全的变数。虽然2010年末以秋粮玉米大丰收暂时平息减产恐慌，但年初的西南五省大旱以及夏季的江西、湖南、吉林大涝，让能源安全问题凸显出来。另一方面，伴随经济的发展，中国的能源消耗日益增长，中国的石油消费大量依赖进口，国际油价的高企使得中国能源安全面临很严峻的挑战。生物质发电产业能否影响中国能源安全，将成为本文讨论的重点。

1.中国能源安全存在的问题

1.1自然资源禀赋不足，能源供需尤其是结构性矛盾突出。国土资源部数据显示，中国煤炭、石油、天然气人均剩余可采储量仅为世界平均的58.6%、7.69%和7.05%。按照目前探明储量和科开采能源测算，中国煤炭、石油、天然气可采年限分别只有83年、15年和30年，与世界平均230年、45年和61年相距甚远。中国正处于工业化、城镇化加快的时期，快速增长的能源供应仍赶不上更快增长的能源需求。同时，中国能源资源分布很不均衡，大规模、长距离地运输煤炭，导致运力紧张、成本提高，影响了能源工业协调发展。即使充分考虑经济结构调整、技术进步以及节能因素，2020年一次能源需求预测仍将达到30亿吨标准煤，石油缺口将达2.5亿吨。

1.2能源消费结构不合理，生态环境承载压力大。中国能源结构总体为“富煤、缺油、少气”。在一次能源消费中，煤炭所占比重高达70%左右，中国能源结构仍以煤为主，而且根据中国能源禀赋条件，这种结构今后20年不可能有太大变化。由于化石能源的大量使用，造成了日趋严重的环境污染。仅以大气污染为例，中国SO2和CO2排放量均居世界第一位，烟尘和CO2排放量的70%、SO2的90%、氮氧化物的67%来自燃煤。中国的温室气体排放情况已引起国际社会的广泛关注，承担国际减排义务的压力进一步加大。

1.3国际环境复杂，利用国外资源难度加大。中国的石油、天然气资源相对不足，需要在立足国内生产保障供给的同时，扩大国际能源合作。但目前全球能源供需平衡关系脆弱，石油市场波动频繁，国际油价高位振荡，各种非经济因素也影响着能源国际合作。全球资源约束问题、运输能力问题、国际政治问题以及安全问题，都加大了中国利用国外能源资源的难度。采取能源多元化发展战略，开发替代能源已经成为中国调整能源结构，改善生态环境，实现能源供给自主，促进经济社会良性发展的当务之急。

2.生物质发电产业发展现状

随着《可再生能源法》和相关可再生能源电价补贴政策的出台和实施，特别是强制上网制度和电价补贴政策的出台后，为生物质发电扫清了入网障碍，中国生物质发电投资逐年增加，并启动建设了各类农林废弃物发电项目。截至2008年上半年，国家和地方发改委共核准80余个生物质发电项目，合计装机容量128.4万kW。截至2009年底，中国已投产运营的生物质发电项目61个（国能的已投产项目20个），其中秸秆直燃发电厂占80%以上，生物质发电装机容量增加14%，达3.2GW，仅次于欧盟、美国、德国。

中国生物质发电技术产业呈现出全面加速的发展态势。2006-2009年，生物质发电的投资总额由168亿元增加到452亿元，年均增长率在30%以上；已经投产的总装机规模由2006年的140万kW增加到2009年的430万kW，年均增长率在30%以上。2010年中国生物质发电将达到550万kW，到2020年将上涨到3000万kW。2010年，国家对生物质发电的各项政策还在完善，各主要企业的在建项目也顺利进行，预计到2010 年底，建成的生物质发电总装机规模要超过550万kW，行业继续保持较快的发展速度，如表1所示（数据来源：中国银行）。

中国生物质发电技术主要以秸秆直燃和垃圾焚烧发电为主。截至到2009年底，中国秸秆直燃发电总装机容量为265万kW，占所有生物质发电的62%；其他气化发电、沼气发电、混燃发电等所占比例很小，总共占有不到10%的比例。根据国家能源局的规划，到2015年我国生物质发电装机达到1300万kW，较2010年增长160%。

3.生物质发电产业面临的问题

3.1市场问题

当前，中国的生物质发电产业正处于关键发展阶段，能源市场-料源市场并不成熟。主要问题包括：①料源不集中，生产成本难以控制；②生物质发电产品价格缺少市场机制作指导；③生物质发电产品缺少国内标准，不能走向市场。例如，欧洲有生物柴油产量的标准，而且市场也比较成熟。

3.2料源问题

原料问题是目前生物质发电源发展的全球性问题。与美国和巴西不同，中国的生物质发电源发展还受到能源安全问题掣肘，如何处理好能源安全和生物质发电源发展是目前我国要慎重解决的一个问题。

3.3技术问题

中国生物质发电的技术问题主要包括以下几个：①纤维素发酵技术依然很不成熟、直燃发电效率较低；②生产过程中的生态保护问题是一个十分棘手的问题；③提高生产工艺水平以控制生产成本；④原料产量提高的问题。

3.4政策问题

政策制度问题是中国生物质发电源发展所面临的最大问题：①市场准入制度，目前生物质发电产业基本上由国有企业垄断，而且政府的各项补贴只覆盖这有限的几家公司；②“争粮争地”问题有待解决，实现农业-工业联动发展；③补贴政策缺少科学的理论作指导，激励效果不明显；④产业发展政策框架不健全。

参考文献：

[1]胡锦涛.全球能源安全[R].http//nexs.xinhuanet.com/politics/2006-07/18/content_4847040.

[2]Paul Crompton， Yanrui Wu. Energy con-

sumption in china： past trends and future directions[J]. Energy Economics.2005， （27）：195-208.

[3]迟春洁，黎永亮. 能源安全影响因素及测度指标体系的初步研究[J]. 哈尔滨工业大学学报.2004（04）.

[4]郭小哲，段兆芳. 我国能源安全多目标多因素检测预警系统[J]. 资源经济. 2005， 13-15.

作者简介：郭星（1981-），男，山西省太原市人，从事项目管理研究；

东宁县生物质发电调查材料 篇4

绥阳镇——东宁62公里；东宁镇位于县内；

三岔口镇——东宁11公里；道河镇——东宁50公里

老黑山镇——东宁50公里；大肚川镇——东宁13公里。2、2011各个林场采伐量?

全县共9个地方林场，其中南天门林场年采伐量为5600立方米。其它各林场均没有采伐任务。

3、各林场与东宁距离？

二段林场——东宁80公里；暖泉林场——东宁70公里 南天门林场——东宁20公里；东大川林场——东宁1.5公里 通沟林场——东宁3.5公里；和平林场——东宁33.5公里 闹枝沟林场——东宁23公里；朝阳沟林场——东宁27公里 石门子林场——东宁20公里。

4、各林场枝丫用途？

主要用于粉碎锯沫子，生产木耳菌袋。

5、板皮进口情况?

可以进口，但板皮无论是削片状还是成板皮状进口，因其带皮，在手续上比一般货物相对要繁琐，再加上各项费用，根本没有进口价值，在俄罗斯只能做为烧柴出售。

6、玉米、水稻种植面积？

2011年玉米种植面积27.1万亩，预计2012年种植面积32万亩。

生物质能发电行业分析 篇5

（2006年5月26日）

各位领导、各位来宾，同志们、朋友们：

春夏即轮转，惠风送喜讯。在这美好的日子里，我们迎来了国能望奎生物发电项目开工仪式。首先，我代表中共绥化市委、市人大、市政府、市政协对望奎和国能生物发电有限公司的成功合作表示热烈的祝贺，对专程来参加今天开工仪式的各位领导、各位来宾表示热烈的欢迎！

近年来，望奎县委、县政府坚持以人为本，突出和谐发展、全面发展，团结和带领全县广大干部群众迎难而上、扎实苦干，全县经济社会发展取得了实实在在的突破性成果。特别是立足资源和产业优势，大搞招商引联，推进项目开发建设，先后引进建成了生猪屠宰、羽绒加工、万寿菊色素油、甜菜加工等一大批项目，在项目建设的强劲拉动下，全县经济社会发展正逐步走出低谷，步入良性循环轨道，形成了大发展、快发展的可喜局面。国能生物发电项目的开工建设，无疑为望奎三年解困、加快发展又注入了强劲动力。希望望奎县委、县政府全力支持项目建设和企业发展，使其尽快投产达效，早日成为拉动县域经济加快发展的龙头。

今天的望奎人心和顺、人气旺盛、人人思进，突破攻坚、干事创业的氛围非常浓厚。望奎有特色、有优势，更有着优越的发展环境。希望望奎县委、县政府继续实施大项目牵动战略，引进更大的资金，建设更大的项目，努力实现经济社会更快更好的发展，为全市跨越发展作出新的更大的贡献。

国能望奎生物发电项目的开工建设不但是望奎经济社会发展 的大事，也是绥化项目建设的大事。它对促进玉米秸秆深度开发利用、推进新农村建设必将起到巨大的推动作用。对此，市委、市政府和市直有关部门将全力以赴为项目建设和企业发展提供支持和服务，让客商安心投资、放心创业、舒心发展。

绥化是寒地黑土特色农业物产之乡，拥有丰富的农产品资源，已成为有识之士投资创业的首选地。我们正借助有利机遇，加快建设龙江中部区域中心城市。绥化蕴含商机无限，发展空间广阔。在此，我代表绥化市委、市政府诚挚地欢迎更多的投资者来绥化创业。同时，也诚挚欢迎各位领导、各位来宾经常来绥化检查指导工作，对绥化的发展给予一如既往的关心、支持和帮助。

最后，衷心祝愿各位领导、各位来宾身体健康，万事如意，也祝愿国能望奎发电公司越做越大，越做越强！

生物质能发电行业分析 篇6

环境保护部函

环函[2011]345号

关于生物质发电项目废气排放执行标准问题的复函

浙江省环境保护厅：

你厅《关于要求明确生物质发电项目废气排放标准的请示》（浙环[2011]51号）收悉。经研究，现函复如下：

一、单台出力65t/h以上的生物质发电锅炉按其燃料种类和燃烧方式执行《火电厂大气污染物排放标准》（GB 13223-2011）中对应的排放限值。若采用直接燃烧方式的，执行燃煤锅炉的排放限值；若采用气化发电方式的，执行其他气体燃料锅炉或燃气轮机组的排放限值。

二、《锅炉大气污染物排放标准》（GB 13271-2001）适用于单台出力65t/h及以下的生物质发电锅炉的排放管理。目前，我部正在对《锅炉大气污染物排放标准》进行修订，新标准发布实施后，应按新标准的规定执行。地方省级政府可根据法律规定制定严于《锅炉大气污染物排放标准》（GB 13271-2001）的地方锅炉大气污染物排放标准。

二○一一年十二月十三日

主题词：环保 生物质发电 排放 复函

生物质能发电行业分析 篇7

一、行业发展现状

从2005年开始, 国家发改委批复国信如东、国能单县、河北晋州3个秸秆发电示范项目, 我国生物质能直燃发电开始迈出实质性步伐, 装机容量和投资规模逐年增加。截至2011年底, 生物质能发电装机容量达到436万千瓦。国内各级政府核准的生物质能发电项目累计超过了170个, 已经有50多个项目实现了并网发电, 投资总额超过600亿元。“十二五”规划明确提出, “到2015年国内生物质发电装机规模不低于1300万千瓦”, 国家在相关行业政策上给予了一系列的优惠, 随着产业政策的逐步完善, 生物质能发电将进入快速发展期。

由于生物质能的资源因素和生产特性, 生物质能发电行业的区域分布特征明显。全国的一半以上项目装机容量集中在华东地区, 尤其是江苏和山东两省;约20%在中南地区。投资主体包括国有、民营及中外合资企业。目前, 国家电网公司、五大发电集团、中国节能投资公司等企业均投资参与了建设运营。已核准的发电装机容量最大的生物质能发电企业分别是国能生物和武汉凯迪, 这两大集团的总装机容量占全国装机容量的三分之一。

按照生产技术的不同, 目前生物质能发电主要包括直接燃烧发电、气化发电、混燃发电和沼气发电等四种。目前我国应用较多的为生物质直燃技术, 其核心技术和装备主要包括生物质燃烧控制技术、直燃锅炉技术、炉前给料技术及生物质锅炉和给料设备。我国生物质发电还处于初级阶段, 核心技术领域缺少自有知识产权, 发电装备如锅炉、燃料运输系统等重要装备大都依靠进口。即使部分主要设备国内也能生产, 但国产设备转化率低, 能源消耗量大, 间接增加了生物质能发电的生产成本。经过近几年的发展, 国产化生物质直燃锅炉及给料设备都有了长足发展, 尤其是中温中压75吨/小时循环流化床生物质锅炉及130吨/小时高温高压循环流化床生物质锅炉都能够批量生产。循环流化床生物质锅炉因自身技术标准高, 对秸秆燃料混烧适应性较高, 适合多种类型的燃料同时掺烧或纯烧, 符合我国生物质燃料的基本状况, 是目前我国生物质发电所采取的主要技术和装备。

生物质发电企业的收入来源主要是售电收入、CDM收入和其他收入 (如卖肥料收入、政府临时补贴) 等;而成本主要有经营成本、建设成本、其他成本等几个方面。目前我国生物质发电厂执行统一的上网电价0.75元/度电, 而平均成本在0.70元/度电左右, 其中燃料成本0.40元以上, 再加上管理费用0.25元左右, 基本属于微利状态, 经济效益十分有限。

决定电厂效益的主要因素是经营成本, 而经营成本的高低是由燃料成本决定的。燃料成本占经营成本约70%, 由燃料收购价格、运输费用、储藏费用组成。要想电厂盈利, 必须降低燃料成本。如果燃料价格达到300元/吨以上或燃料成本达到0.50元以上, 电厂必然亏损。整体来看, 在目前情况下, 生物质发电项目盈利能力较为有限, 抗风险能力一般。

二、行业存在的问题

虽然生物质发电得到了国家的大力支持, 在建项目也越来越多, 但是从全国整个生物质发电行业来看, 大多数企业还处于亏损状态, 少数情况较好的企业利润也不大。究其原因, 主要存在以下几个问题。

1、生物质发电燃料问题。

燃料问题包括燃料收、储、运和燃料收购价两部分。我国秸秆等生物质总量丰富, 但是分布分散, 并且秸秆的收获具有季节性, 可获得量有限, 再加上部分地区直燃发电项目分布密集, 秸秆收购竞争激烈, 使得收集成本高, 燃料收购困难。同时, 由于秸秆体积蓬松, 堆积密度小, 不便运输, 运输成本相当高。因此, 直燃电厂必须在电厂周围设立秸秆收购站, 以收集、打包、储存秸秆燃料, 再集中、定量向电厂输送。但是收购站的建设以及运行管理的成本较高, 以江苏国信如东25MW秸秆直燃发电项目为例, 在电厂周围设立4个收购站, 每个收购站的占地面积约26700m2, 建设成本需要300万元。燃料成本的高低将直接影响生物质电厂的经济效益。

2、生物质发电设备问题。

设备制造问题包括锅炉效率低和设备运行稳定性差两部分。

(1) 锅炉效率低。据了解, 从丹麦BWE公司进口的高温高压水冷振动炉排锅炉, 其秸秆单耗可控制在1200g/kwh以下, 有的甚至可低于1000g/kwh。在这种情况下, 即使秸秆收购价上升到400元/吨, 燃料成本也不会超过0.5元/千瓦时。而我国多数生物质发电厂的锅炉效率都比较低, 有的还不到80%, 中温中压锅炉的秸秆单耗为1600—2000g/kwh, 其中有的单耗已愈2000g/kwh, 势必导致燃料成本的增加。此外, 各个生物质电厂的秸秆收购价普遍较高, 燃料成本高达0.40—0.60元/kwh, 再加上财务成本、设备折旧等相关费用, 即使销售电价0.75元/kwh, 生物质电厂也难以盈利。因此, 我国迫切需要大力开发高参数生物质锅炉, 以降低秸秆单耗, 提高锅炉效率。目前国内的生物质发电项目盈利能力普遍欠佳, 大多处于亏损或保本边缘。

(2) 设备运行稳定性差。我国生物质直燃发电起步较晚, 基于燃料特点的上料、给料系统和锅炉开发、优化还不到位, 导致上给料系统和锅炉难以很快适应燃料特点, 进而影响设备运行的稳定性, 造成发电量降低和维护费用增高等问题。调研发现, 许多生物质电厂都经历了2至3年的不稳定运行期, 有的仍在技改之中, 最长连续生产时间仅为3个月左右, 最短者还不足1个月。目前介入生物质发电锅炉的制造商均为中小型锅炉制造厂家, 在经济实力和利润空间较低的情况下, 许多设备制造商不愿意开展相关科研攻关, 致使设备改进与更新步伐极为缓慢。

3、CDM收入前景不明朗。

生物质发电项目符合国际CDM履约项目, 目前我国大部分生物质发电项目均实现了注册, 但《京都议定书》第一个履约期到2012年到期, 2012年后新建的生物质发电项目能否获得减排资金支持, 前景不明朗。对于生物质发电企业而言, 如果成本可控又拿不到CDM补贴, 那么只能是保本微利甚至亏损。

三、行业风险特征

对生物质能发电行业来说, 主要存在以下风险:第一, 燃料供应风险。目前, 燃料来源供应不足的矛盾十分突出, 由于秸秆等燃料供应、收集、运输模式落后, 直接影响电厂燃料供应总量和速度, 进而影响生物质发电厂的正常运营;同时秸秆发电项目对成本的控制力不强, 因此, 燃料供应不论在数量上还是成本控制上均具有较大的不确定性。第二, 建设和运营成本高的风险。生物质发电厂建设投资成本高, 单位投资成本一般为8000元/k W—10000元/k W左右, 相当于火电厂的2倍;在运营期, 生物质电厂运营成本平均在0.70元左右, 如果经营管理不善, 经营成本高于上网电价将形成亏损。第三, 技术风险。生物质发电复杂的燃料供应系统和锅炉燃烧技术, 完全不同于常规火电机组, 在技术层面上也是一道很高的门槛。如果采用的主要设备不能适应燃料种类, 引进设备、关键部件不能顺利到位、安装, 关键设备、部件的知识产权、专利存在纠纷;自主开发设备的成熟性及运行指标不能达标, 都有一定的技术风险。第四, 抵押担保风险。生物质发电项目可以采取几种担保方式:一是可以以建成后的有效资产作抵押, 但专业设备的处置难度较大。二是采用收费权账户质押, 但收费权质押对于银行债权作用有限, 不能真正缓释信贷风险。三是如果采用第三方担保的方式, 就要注意考查担保方的实力。第五, 与项目建设运营有关的其他风险等。如资金风险、电厂经营管理风险、外部条件导致的工程延期完工风险、行业政策调整或环保标准提高的风险等。第六, 对集团客户而言, 还存在以下风险:一是关联交易及资金挪用风险。集团与子公司之间股权关系复杂, 关联交易频繁, 仅在生物质电厂建设和投资方面, 股权转让就很频繁, 不排除集团内部公司之间为利益输送而转让股权。而且, 集团资金一般由总部统一调度, 存在着挪用信贷资金的可能。二是多种经营风险。集团与子公司之间, 经营范围广泛, 投资项目较多, 涉及面广, 可能出现因摊子铺得过大、战线过长、主业不突出, 多种经营效益差的风险。

四、金融支持行业发展的建议

生物质能发电属于国家支持行业, 有明确的发展目标, 因此未来发展前景十分广阔。但目前尚处于起步阶段, 在燃料供应、发电效率、技术稳定等方面存在较多不确定因素, 运行中有诸多问题, 因此, 在对生物质发电企业进行金融支持时, 要充分考虑目前行业发展不成熟所带来的各种风险。第一, 适度把握政策, 确保项目建设合法合规。根据国家投融资体制改革的要求, 电力项目的开工建设需要国家相关部门核准通过, 其核准重点在于确保项目在环评、国土、用水、电网接入等方面合规。因此, 选择金融支持的生物质发电项目要符合国家产业政策、国家行业规划, 以取得国家发改委核准为前提, 同时环评、用水、建设用地、入网等须经国家相关部门批复同意。对未经审批的项目、审批程序不合规或越权审批的项目, 建议不予支持。第二, 审慎选择项目。在具体项目选择上, 要选择燃料供应充足有保障的地区建厂, 如在粮食主产区秸秆丰富的地区, 且每个县或100公里半径范围内不得重复布置;积极支持在粮食主产区建设以秸秆为燃料的生物质发电厂, 或将已有燃煤小火电机组改造为燃用秸秆的生物质发电机组, 在大中型农产品加工企业、部分林区和灌木集中分布区、木材加工厂, 以稻壳、灌木林和木材加工剩余物为原料的生物质发电厂, 审慎进入生物质原材料贫乏区、资源争夺激烈、产业布局不合理区域。第三, 审慎选择客户。在客户选择上, 要求自身具备较强的资本实力、现金流充沛、进入行业时间较早、具备投资运营生物质发电项目丰富经验的企业。优先选择中央企业、省级电力或能源集团投资的生物质发电企业。审慎进入股东实力弱、无电力运营经验的企业。第四, 对不同的技术工艺采取不同的授信策略。不同工艺需要的成本和经济效益各不相同, 建议有选择地支持拥有自主知识产权, 掌握核心关键技术, 设备性能稳定、技术已经国产化的直燃发电项目, 审慎对待资源没保障、设备不稳定、发电成本难控制的项目和尚处于摸索阶段、技术还不成熟的生物质气化发电项目。第五, 谨慎评估CDM机制对项目收入的影响。生物质发电作为可再生能源, 可取得相应的CDM收入。但是, CDM项目申请减排额认证的时间长、费用高, 而且这部分收入有一定的时限性。由于《京都议定书》中关于温室气体只规定了到2012年的减排目标, 那么项目的CDM销售收入也只能计入到2012年, 2012年后这部分收入就不确定。因此, 应充分了解企业是否可通过CDM规划获取此项收益、合约的时间。谨慎评价通过CDM规划获取收益的可能性和收益的大小, 一般情况下不应作为项目确定性的收入来源。第六, 全面分析项目融资方案, 对项目资金实行有效管理, 同时落实贷款担保措施, 确保担保的合法、充足、有效。第七, 关注国家行业政策。跟踪国家对生物质发电行业、上网电价和环保优惠政策的稳定性和持续性, 关注企业的技术实力和设备运营情况以及项目实施情况, 及时掌握企业的盈利及偿债能力变化, 适时调整金融支持政策。

摘要：生物质能发电属于国家“十二五”规划重点支持的新能源产业。本文通过对生物质能发电行业现状及存在问题的分析, 提出了金融支持该行业发展的建议。

关键词：生物质能发电,金融支持,建议

参考文献

[1]韩璐:我国生物质发电的技术进展、问题和前景[J].生物技术世界, 2008 (12) .

国外生物质发电产业化大发展 篇8

一、发展历史与现状

世界生物质发电起源于20世纪70年代，当时，世界性的石油危机爆发后，丹麦开始积极开发清洁的可再生能源，大力推行秸秆等生物质发电。如今，国土面积只有我国山东省面积1/4的丹麦，已建立了15家大型生物质直燃发电厂，年消耗农林废弃物约150万吨，提供丹麦全国5%的电力供应。同时，丹麦还有100多台用于供热的生物质锅炉。近十几年来，丹麦新建的热电联产项目都是以生物质为燃料，还将过去许多燃煤供热厂改为了燃烧生物质的热电联产项目。

自1990年以来，生物质发电在欧美许多国家开始大发展，特别是2002年约翰内斯堡可持续发展世界峰会以来，生物质能的开发利用正在全球加快推进。截至2004年，世界生物质发电装机已达3900万千瓦，年发电量约2000亿千瓦时，可替代7000万吨标准煤，是风电、光电、地热等可再生能源发电量的总和。

芬兰是欧盟国家中利用生物质发电最成功的国家之一。由于本国没有化石燃料资源，因此，大力发展可再生能源，目前生物质发电量占本国发电量的11%。

德国对生物质直燃发电也非常重视，在生物质热电联产应用方面很普遍。截至2005年，德国拥有140多个区域热电联产的生物质电厂，同时有近80个此类电厂在规划设计或建设阶段。

作为世界头号强国，美国也十分重视生物能源的发展，美国能源部早在1991年就提出了生物发电计划，而美国能源部的区域生物质能源计划的第一个实验区域早在1979年就已开始。如今，在美国利用生物质发电已经成为大量工业生产用电的选择，这种巨大的电力生产被美国用于现存配电系统的基本发电量。目前美国有350多座生物质发电站，主要分布在纸浆、纸产品加工厂和其他林产品加工厂，这些工厂大都位于郊区，提供了大约6.6万个工作岗位。美国能源部又提出了逐步提高绿色电力的发展计划，预计到2010年，美国将新增约1100万千瓦的生物质发电装机。

农林生物质发电产业保持持续稳定的增长，主要集中在发达国家，但印度、巴西和东南亚等发展中国家也积极研发或者引进技术建设农林生物质发电项目。

到2020年，西方工业国家15%的电力将来自生物质发电，而目前生物质发电只占整个电力生产的1%。届时，西方将有l亿个家庭使用的电力来自生物质发电，生物质发电产业还将为社会提供40万个就业机会。

二、技术成熟，经营规模化

随着各国的重视，技术得以很大发展。目前，以高效直燃发电为代表的生物质发电技术在国外已经成熟。丹麦率先研发的农林生物质高效直燃发电技术被联合国列为重点推广项目。

目前，秸秆发电技术已走向世界，丹麦BWE公司研发的秸秆焚烧发电机组已在丹麦、西班牙、瑞典、法国等国投产运行多年。此技术机组容量较大，当前在建或拟建机组的单机容量已达到10万千瓦，其热效率较高，受环境影响较小(可使用的生物质燃料种类较多，加工要求较低)，便于单独作为公用电源点建设，便于规模化推广。

除丹麦外，其他许多国家也都制定了相应的开发研究计划，如日本的阳光计划、印度的绿色能源工程、美国的能源农场和巴西的酒精能源计划等。

生物质发电在欧美等发达国家已经是成熟产业，以生物质为燃料的热电联产已成为某些国家重要的发电和供热方式。目前，国外的生物质能技术和装置多已达到商业化应用程度，实现了规模化产业经营。以美国、瑞典和奥地利三国为例，生物质转化为高品位能源利用已具有相当可观的规模，分别占该国一次能源消耗量的4%、16%和10%。

三、鼓励政策，政府扶持

国外鼓励生物质发电发展的政策主要体现在价格激励、财政补贴、减免税费等方面。

（一）价格激励

根据各种可再生能源的技术特点，制定合理的可再生能源上网电价，如：瑞典，1997年开始实行固定电价制度，对生物质发电采取市场价格加每千瓦时0.9欧分的补贴；再如，丹麦生物质发电的上网电价为每千瓦时4.1欧分，政府再给予每千瓦时13欧分的补贴。

（二）财政补贴

投资补贴是欧盟国家促进生物质能开发和利用的重要措施。如：瑞典从1975年开始，每年从政府预算中支出3600万欧元，支持生物质燃烧和转换技术，主要是技术研发和商业化前期技术的示范项目补贴。从1997—2002年，对生物质能热电联产项目提供25%的投资补贴，5年总计补贴了4867万欧元。再如，丹麦从1981年起，制定了每年给予生物质能生产企业400万欧元的投资补贴计划，这一计划使目前丹麦生物质能发电的上网电价相当于每千瓦时8欧分。

（三）减免税费

减免税费也是欧盟国家促进可再生能源发展的重要措施。欧盟国家对能源消费征收较高的税费，税的种类也比较多，有能源税、二氧化碳税和二氧化硫税，欧盟各国都对生物质发电免征各类能源税。瑞典是能源税赋比较重的国家，税种包括燃料税、能源税、二氧化碳税、二氧化硫税等。瑞典主要依据税收政策促进生物能的开发利用，即对生物质能开发项目免征所有种类能源税。

沼气发电项目经济分析（范文） 篇9

作者：坚冰 2008年4月

1． 沼气资源及其与利用

1.1 沼气资源

沼气产生于有机废水的厌氧消化过程，因此所有可以产生有机废水并采用厌氧工艺处理的企业都可以建设沼气工程。例如：规模畜禽养殖场粪污厌氧处理、酿酒制糖业等工业有机废水厌氧处理、城市污水厂的污泥厌氧处理和城市垃圾填埋。其中，以农产品为原料的大型工业企业例如酒精厂、淀粉厂、糖厂、柠檬酸厂、造纸厂等建设沼气工程的潜力最大。一个年产 5 万吨酒精的生产厂其处理酒精废液的沼气工程，可日产沼气 4~5 万立方米 ；一座中、小城市的污水处理厂或垃圾填埋场，日产沼气（或垃圾填埋气）近万立方米。

中国有丰富的沼气资源，据估计，全国沼气的产量约为200亿立方米每年，相当于150亿立方米的天然气（国家西气东输工程的第一期工程仅为120亿立方米）。如果全部用来发电，可以发电513亿kWh，需要安装1026万kW的发电设备。巨大的市场容量给我们提供了一个广阔的发展空间。

1.2 沼气利用现状

早期建设的污水处理厂虽然采用了厌氧工艺，也能产生沼气，但在当时缺乏沼气利用的设备，大都没有建设沼气收集设备，所产生的沼气全部放散到大气中。某些污水处理厂收集了沼气，但却把沼气用作燃料替代原煤利用锅炉直接燃烧，其经济价值很低（1 m 3 沼气的热值与 1kg 煤的热值相当）。另外，这些企业多数远离城镇，所产生的沼气由于输气管网的建设费用太高无法作为城镇居民的生活燃料集中供气。

最近几年，国内某些内燃机制造厂研制成功了沼气发动机，并使之与发电机配套，可以利用沼气发电。同时通过加装余热回收锅炉，发动机产生的余热还可以用作冬季采暖和夏季制冷，热效率大大提高，经济效益也大幅度提高。

另外，所有可以产生沼气的工厂都是用电大户，近几年由于国内电力日趋紧张，特别是经济发达地区的企业，经常受到国家电网用电量的限制（每星期停电 1~2 天）或计划外用电需高价购买。因此，许多企业已开始意识到沼气发电既提高了沼气自身的经济价值，又为企业缓解了电力紧缺的矛盾。

2． 盈利模式

2.1 投资划分

污水处理厂以及沼气产生的过程全部由工厂负责投资、建设、运行和维护，该部分投资全部是为了污水处理的需要，不论沼气是否用来发电，该部分投资都是必须的。自沼气净化处理开始，到沼气在电厂内的输送、发电机组、电力输送线(该输送线得长度对投资的影响很大)等的投资、运营和维护等由电厂负责。标准配置的沼气电站（包含沼气处理与发电系统，不包含土地），单位千瓦的投资约为3500元/kW，当输送低压电缆较长时，单位千瓦投资将超过4000元。

沼气电站所需的土地和厂房很小，由于土地与厂房不可移动，从风险控制的角度需要由工厂负责。

2.2 双赢价格机制

工厂将沼气免费提供给电站使用。沼气电站作为工厂的自备电厂，其发出的电将以相对网电而言较低的价格出售给工厂。理想状态下，标准配置的电站，电价可以按0.28元/kWh（含税）考虑。对于工厂而言，以山东地区的非普工业为例，其购电价格为0.66－0.75元/kWh，工厂没有对电站投资，却节省了0.38-0.47元/kWh的电费支出；对于电站而言，扣除运行成本后，还有可观的盈利。

某些项目的气处理与高压配电部分可以由工厂负责，此时单位千瓦投资可降到3000元/kW以下，此时电价则可以降低到0.25元/kWh。这种模式的盈利能力优于前者。本募股说明书中的财务分析部分采用标准配置的3500元/kWh单位投资和0.28元/kWh电价，以使分析结果更保守。

3． 经济效益分析

3.1 单个典型电站经济效益分析

一个典型的沼气电站的规模为2MW，安装4台500kW的发电机组。总投资为700万元并全部形成固定资产。资金来源：公司自有资金350万元，利用银行贷款350万元。

机组在气源稳定的情况下可以长时间稳定运行，平均出力为额定功率的80％。考虑到日常检修、中修、大修等，每年的运行时间按300天即7200小时计算。厂自用电按3％考虑。每年可以发电1152万kWh,售电1117万kWh。

3.1.1 收入分析 年售电1117.44万kWh，含税电价为0.28元/kWh,不含税电价为0.2393元/,则

年收入＝0.2393×117.44 ＝267.42万元

3.1.2 成本分析

1)原材料

原材料费＝0元

2)机油

机油消耗量＝1.2g/kWh×1152万kWh=13824kg 机油费＝11元/kg×13824kg=15.21万元

3)配件及维修费用:

每台机组每年的配件与维修费用约3万元。

配件维修费用＝3×4＝12万元

4)人工费用:12万元(按4台机组6名职工计算,人均收入2万元)5)设备折旧:（按10年计算，留残值5％）

折旧费＝3500元/kW×2000kW×(1-5%)/10=67.9万元

6)大修费用（预提）：3万元/台

大修费＝3万元/台×4台＝12万元

7)电站管理费：10万元

8)其他不可预见费：5万元

9)银行利息

银行利息＝利率×金额×（1＋上浮比例）

＝6.12％×350万元×（1＋10％）

＝23.56万元

总成本＝157.67万元

单位发电、售电成本按照含折旧和利息、含折旧不含利息统计，其结果如下：

含折旧和利息 含折旧不含利息

总成本（万元）157.67 134.11

单位发电成本（元/kWh）0.1369 0．1164 3.1.3 增值税及增值税返还

沼气发电属于资源综合利用项目，增值税的一半可以在缴纳后返还。本项目的进项税很少，其缴纳的增值税大致等于全部销项税。因此：

增值税返还＝50％×267.42×0.17 ＝22.73万元

3.1.4 利润与利润分配

营业利润、法定公积金、以及可分配利润根据是否使用银行贷款分别计算汇总如下：

使用银行贷款 不使用银行贷款

发电利润 109.75 133.32 增值税返还 22.73 22.73 营业利润 132.48 156.05

所得税（万元，税率33％）33.12 39.01 税后利润（万元）99.36 117.03 法定公积金（万元，10％）9.94 11.70 可分配利润（万元）89.42 105.33 自有资金投资利润率％ 25.55% 15.05% 3.1.5 影响收益的因素

以上计算的结果表明一个沼气电站的投资回报比较一般。初始投资、电价、增值税及其返还、银行贷款比例等是影响投资回报的主要因素。以上计算所采用的各项参数基本上是以一个标准化运作、管理经营规范的企业的要求为标准。实际工作中有很多可变通的做法。例如：如果采用能源合同管理的模式就可以省去增值税；某些地区在实际工作中可能给与电站一定的补贴；因为企业性质、其所处区域等不同在某些地区可以享受增值税、所得税等的减免等。电价是一个对回报影响比较大的因素，应积极争取。

3.1.6 CDM对经济效益的影响

根据京都议定书以及其框架下的清洁发展机制（CDM），发达国家可以向发展中国家转移资金或者技术，用以建设可以产生温室气体减排效果的项目。沼气的主要成分甲烷是一种有显著温室效应的温室气体，其温室气体效应是二氧化碳的21倍。沼气发电可以从两方面起到温室减排的效果，一是甲烷摧毁，二是所生产的电能可以替代化石燃料的使用。沼气发电项目成功申请CDM的案例很多，主要集中在垃圾添埋领域，污水处理领域也有很多项目目前正处于申请过程中。

一个2MW的沼气电站在全年运行7200小时最多可以产生5.2万吨左右核证减排量（如果考虑甲烷的温室气体效应），最少可以产生1万吨左右核证减排量（不考虑甲烷的温室气体效应，只考虑发电部分的网电替代）。按照每吨8欧元的价格计算，一个电站可以产生最少80万元、最多416万元的额外收益。

CDM项目开发过程长、程序复杂，在某些行业申请成功的难度很大。垃圾填埋厂沼气发电CDM项目由于受到国家最新颁布的《生活垃圾填埋场污染控制标准》的影响，今后申请成功的难度更大。其他影响的因素很多，在此不多做论述，建议多与CDM开发商、买家、DOE等联系。投资者在考虑投资时，建议暂时不要将CDM的收入计算在内。

4． 风险分析

1)原料供应不足

生产所需沼气全部来自合作伙伴的污水处理厂，合作伙伴的生产不稳定时，沼气的产量也会受到影响。

化解方式：在电站设计时，充分考虑用户的生产情况，根据沼气产量计算装机容量时，应确保机组正常运行后沼气还有富裕。

2)支付风险

合作伙伴不能按时付款。

化解方式：与合作伙伴保持良好的合作关系。电是工厂生产所必须的，合作伙伴如果不购买电站的电，就必须购买网电，网电价格更高且不能拖欠。这种合作模式可确保用户按时付款。

3)来自合作伙伴的不可抗力

用户可能因各种原因停产甚至破产，在这种极端情况下，电站资产的90％以上可以拆卸移出。移出的设备可以在新的项目中使用。尽管仍有损失，但损失不大。

沼气工程技术治理环境污染、获取绿色能源更为经济、实用的手段，从我国沼气产量潜力、发电技术水平、市场需求和政策导向的发展趋势来看，沼气发电的产业将有突破性进展。

——编者

我国正面临着巨大的能源与环境压力。矿物能源的资源却在日益耗尽，2003 年数据：石油可采储量仅为 25 亿吨，煤炭可采储量约 2040 亿吨。按目前开采技术水平的消耗量，我国每年石油进口量至少达到 9100 万吨；同时，矿物能源的无节制使用，引起了日益严重的环境污染问题，导致全球气温变暖、损害臭氧层、破坏生态圈碳平衡、释放有害物质、引起酸雨等自然灾害。

开发并生产各种可再生能源，替代煤炭、石油和天然气等化石燃料是世界今后解决能源紧缺的一种有效途径，尤其是发达国家都在致力开发高效、无污染的生物质能利用技术，保护本国的矿物能源资源，为实现国家经济的可持续发展提供保障。

沼气归类于绿色能源。国家出于环境保护及开发可再生能源的目的，对于污染治理和绿色电力能源技术的研究和整合十分重视。处于这两者之中的沼气发电技术在经过了 20 余年的完善后，在我国社会、经济蓬勃发展的大环境下，其发展走向已引起人们的关注。发展沼气发电是促进沼气工程推广应用的重要手段 沼气工程技术是治理有机废弃物污染、转化有机废弃物为燃气等可利用物质的十分有效的技术，在强调可持续发展的大背景下，大力推广沼气工程显得尤为重要。一项工程技术要得到推广应用，其技术的先进性和适用性，以及工程的投入产出关系必须得到市场的认可，因此提高沼气工程技术水平，提高沼气工程经济效益就成为沼气工程能否得到大量推广应用的关键。

沼气是一种具有较高热值的可燃气体，把它作为动力机的燃料，带动发电机运转，将得到高品位的电能。沼气发电技术在沼气工程中的引入，不但提升了沼气工程整体技术水平，而且可以通过出售电能带来较高的资金回报。根据国内几个具有一定规模的沼气发电站的运行情况来看，无论沼电外售或内部消化，均能获得较好的经济效益。

下面列举“十五”科技攻关课题《大型高效厌氧沼气发电技术及示范电站》的研究成果。该课题是以污水处理达标和大功率沼气发电机组为课题攻关的突破口，利用污水处理产生的沼气建造沼气发电示范工程。

江苏太仓新太酒精有限公司是由新加坡光裕有限公司投资的外商独资企业，以木薯为原料生产食用酒精，年产酒精 5 ～ 6 万吨，日排放酒糟废醪量 1500 ～ 2000 吨，废液中 CODcr5.0 ～ 6.0 万 mg/l，平均 5.75 万 mg/l ； BOD2.5 ～ 3.0 万 /l，SS3.0 ～ 2.0 万 mg/l 左右，pH3 ～ 4，属于高浓度、高悬浮的酸性有机废水。

该公司 1998 年投入了 2000 万元左右建造了污水处理工程（主设单位：原北京轻工环科院），占地面积 1600平方米。2002 年～ 2003 年公司根据《大型高级厌氧沼气发电技术及示范电站》课题为实现兆瓦级沼气发电而实施了技术改造又投资 880 万元，使其更趋完善。技改后的污水处理系统不但保证终端出水达标排放，而且废弃物得到资源化利用（污水处理生产沼气、沼气用于发电和锅炉燃料，废渣用做肥料或与煤混合后在锅炉里燃烧），真正做到把废弃物处理与资源化利用相结合。

示范工程包括污水处理和发电两部分，总投资 2880 万元，年生产沼气 1200 万立方米，其中发电用气 500 万立方米，其余沼气用于汽锅炉燃料。收益包括销售沼气、发电以及沼渣代替煤。示范工程的经济评估是按设备 1150 万元（使用年限按 10 年计），土建 1730 万元（使用年限按 20 年计），利率为 5%，贴现率 5% ；运营成本由污水处理部分的运营成本和沼气发电部分的运营成本构成。污水处理部分，年运行成本约 252 万元，年纯收入为 166 万元（沼气收入、沼渣代替煤的年收入）。污水处理部分的现金流量的净现值从第 12 年起才变为正值，也就是说从第 12 年开始赢利，初始投资回收期为 12 年。单纯考虑污水处理，它的赢利能力不是很强，但对保护环境的贡献是：年减排 BOD5 1.50 万吨左右，节约原煤 4950 吨，所产沼气代替原煤第年减少 CO 2 排放量约 3352.6 吨（碳）发电。沼气发电部分，按照沼电售价 0.56 元 /kWh（国家计划内，峰电为 0.68 元 /kWh，谷电为 0.29 元 /kWh）、发电气耗率 0.7/m 3 /kWh、发电机组全年累计工作日数 330 天，沼气收购价 0.25 元 / m 3（按原煤价计），沼电运行成本 0.18 元 /kWh（含人员年工资、设备的折旧费和维护费、贷款利息等），年运行成本约 203 万元，年纯收入可达 201 万元。沼气发电部分的现金流量的净现值从第 2 年起变为正值，也就是说从第 2 年开始赢利，内部投资益收率 IBR=62.72%，初始投资回收期为 2 年。可见单独的沼气发电工程的赢利能力非常强。若将污水处理和发电两部分合起来进行经济评估，整体工程的现金流量的净现值从第 6 年起变为正值，说明该示范工程总投资回收期约 6 年。

由此可见，通过沼气发电，使沼气工程的运行过程，不但是污染物无害化的过程，废物资源显露化的过程，而且是资源的高水平利用并产生资金回报的过程。因此沼气发电技术的应用必将促进沼气工程的进一步推广，使沼气工程在我国社会经济发展过程中发挥更大的环保、能源效益。国内外沼气和沼气发电技术的发展现状

沼气技术即厌氧消化技术，主要用于处理畜禽粪便和高浓度工业有机废水。我国经过几十年的研发应用，在全国兴建了大中型沼气工程 2000 多座；户用农村沼气池 1060 万户，其数量位居世界第一。不论是厌氧消化工艺技术，还是建造、运行管理等都积累了丰富的实践经验，整体技术水平已进入国际先进行列。

沼气发电 在发达国家已受到广泛重视和积极推广，如美国的能源农场、德国的可再生能源促进法的颁布、日本的阳光工程、荷兰的绿色能源等。生物质能发电并网在西欧（德国、丹麦、奥地利、芬兰、法国、瑞典等）一些国家的能源总量的比例为 10% 左右，预计本世纪末将增加到 25%。

我国沼气发电研发有 20 多年的历史，特别是“九五”、“十五”期间有一批科研单位、院校和企业先后从事了沼气发电技术的研究及沼气发电设备的开发。在这一领域中，形成了科研、技术骨干队伍，建立了相应的科研、生产基地，积累了较多的成功和失败的经验，为沼气发电技术的应用研究及沼气发电设备质量再上一个台阶奠定了基础，如杭州天子岭引进美国 2 台 970kW 的纯燃沼气发电机组；杭州四堡污水处理厂引进德国 4 台 400kW 的纯燃沼气发电机组；江苏太仓酒精厂使用 1 台国产 600kW 的纯燃沼气发电机组，2 台 750kW 蒸汽发电机组；天津挂月酒精厂使用 8 台国产 180kW 的纯燃沼气发电机组等。

沼气发电设备方面，德国、丹麦、奥地利、美国的纯燃沼气发电机组比较先进，气耗率≤ 0.5 m 3 /kWh（沼气热值≥ 25MJ /m 3），价格在 300 ～ 500$/ kWh。我国在“九五”、“十五”期间研制出 20 ～ 600kW 纯燃沼气发电机组系列产品，气耗率 0.6 ～ 0.8 m 3 /kWh（沼气热值≥ 21MJ /m 3），价格在 200 ～ 300$/ kWh，其性价比有较大的优势，适合我国经济发展状况。动力源的潜力与可持续战略的需求

（1）沼气生产原料的多样性和可靠性

工厂化沼气的生产原料主要来自四个方面：规模畜食养殖场粪污厌氧处理、酿酒制糖业等工业有机废水厌氧处理、城市污水厂的污泥厌氧处理和城市垃圾填埋。

●我国的畜禽产量几乎翻了一番，养殖业的发展呈现两大趋势，一是在农业总产值中占的比重增大，二是向规模化养殖发展。现已有 7000 多家大中型畜禽养殖场，其粪污的处理率不足 10%。随着入世与国际畜禽养殖业的接轨，畜禽业规模业养殖的覆盖面会越来越大，将会建成大量的规模化畜禽粪污处理沼气工程；

●我国每年排放酒精高农度有机废水约 1200 万吨，味精工业有机废水约 400 万吨，淀粉废水约 1600 万吨，制浆造纸业废水约 40 万吨，这些工业废水的处理达标率还不及 10%，利用工业有机废水产沼气的潜力巨大；

●据 2001 年数据，全国已建 400 余座城市污水处理厂，但处理率不足于应处理的生活污水量的 20%。按国家“十五”规划，2005 年时城市生活污水处理率应达 60%，可见城市生活污水处理厂的数量将有较大加速度的增大，随之而来的是，污水处理厂的污泥厌氧消化工程数量也将增大；

● 2002 年我国的城市垃圾量达到 1.5 亿吨，垃圾填埋场中蕴藏的沼气资源已被人们认识，目前已有少量垃圾场的沼气被收集起来用于发电，如果所有的垃圾场沼气能被收集起来，将有大量的沼气可用于发电。

随着国民经济的发展，未来 10 年的沼气生产潜力远大于目前水平，在国家环保政策的引导下这些潜力将会被逐渐释放出来，作为发电动力燃料的沼气会越来越多，从动力源的角度给沼气发电提供了发展空间。

（2）沼气发电更适用于大中型沼气工程

一般来说，万吨酒精厂、规模化畜禽养殖场、城市生活污水处理厂和城市生活垃圾填埋场既是当地的支柱产业和必要的公益型企业，也是造成污染的大户。对于高浓度有机废水（物）的治理，目前国际上公认首选的技术是厌氧消化（沼气技术）。一个年产 5 万吨酒精的生产厂其处理酒精废液的沼气工程，日产沼气 4~5 万 m 3 ；一座中、小城市的污水处理厂或垃圾填埋场，日产沼气（或垃圾填埋气）近万 m 3 ；一个饲养规模 1 万头猪场和 1000 头的奶牛场粪污处理沼气工程，日产沼气 1000 m 3 以上。由于这些企业多数远离城镇，沼气无法作为城镇居民的生活燃料集中供气（主要是距离远和输气管网的建设费用太高）。若沼气作为锅炉燃料替代原煤直接燃烧，其经济价值很低（1 m 3 沼气的热值与 1kg 煤的热值相当）。另外，工厂、污水处理厂或规模化畜禽养殖场又是用电大户，近几年由于国内电力日趋紧张，特别是经济发达地区的企业，经常受到国家电网用电量的限制（每星期停电 1~2 天）或计划外用电需高价购买。因此，许多企业已开始意识到沼气发电既提高了沼气自身的经济价值，又为企业缓解了电力紧缺的矛盾。

（3）治理污染，开辟可再生能源，是实施可持续发展战略的要求

上述几种典型的高浓度有机废水（物）是国内主要污染源，是以牺牲环境为代价的，必须从源头截治。同时也需意识到，它又是可开发利用的宝贵能源。通过科学的处理和加工，便可转化为不可缺少的生产和生活资料。采用以厌氧消化（沼气技术）为核心的综合治理与利用工程技术，既经济（节能、产能），又有效（仅厌氧消化工序有机物的去除率可达到 75% 以上），其厌氧消化的副产物

——沼液、沼渣又是优质有机肥料，为生态农业的种植业所需要。

我国已由石油出口国转变为石油进口国，2000 年，净进口量已达到 7000 万吨。生物质可以通过各种工艺转化为液、气体燃料，直接替代汽油、柴油、天然气等化石燃料。另外，1999 年我国电力总产量约为 12600 亿 kWh，人均可用电不到 100kWh/ 人•年，其中人均生活用电不到 110kWh/ 人•年，只是韩国的 1/5 左右。尤其是农村电力供应缺口更大。要实现 2020 年国民经济翻两番的目标，保障可靠的电力供应是必备条件。因地制宜地利用当地生物质能资源生产沼气并发电，建立分散、独立的离网或并网电站拥有广阔的市场前景，也是保护我国的矿物能源资源，为实现国家经济的可持续发展提供保障。4 沼气发电产业将成为朝阳产业

沼气发电是一个系统工程，它包括沼气生产、沼气净化与储存、沼气发电及上网等多项单元技术的优化组合，也涉及到国家对沼气发电的扶持政策和技术法规等。剖析国内已有的沼气发电工程，并借鉴发达国家的沼气发电经验，以及国家对可再生能源的政策导向，笔者认为我国沼气发电产业将在未来的若干年后会有突破性进展，其依据是：

（1）国家相关政策的出台将为打通包括沼气发电在内的绿色电力上网的瓶颈

当一个国家经济实力达到一定程度后，就会把目光更多地投向环保，就会更关注可持续发展问题，就会把资金投向这一领域，就会出台相关的政策来确保可持续发展战略目标的实现。

以德国为例。战后的德国经过几十年的经济复苏，已经具备经济能力来处理可持续发展问题。为了保护环境，控制全球变暖和促进能源的可持续供应，德国于 1990 年制定了“输电法”，2000 年又出台了“可再生能源法”。“输电法”规定公用电网对沼气发电输送来的电力实行优惠收购价，这一政策促进德国沼气发电技术的提高，促成了随后 700 多个沼气工程的建立。而“可再生能源法”提高了可再生能源发电上网的收购价，对于装机达到 500kW 的发电站，输送到电网的电力获得的补贴比 1999 年增加了 37%。可以预见，这将再一次促进德国的沼气工程的推广。

我国关于绿色电力上网和优惠政策的问题已经酝酿了一段时间，其重要性已被充分认识。对于具有一定规模的沼气发电站而言的，能否使发电机组长期在额定负载下工作、以及电价的高低决定着沼气发电能否取得较好的经济效益。如果一个沼气发电站的发电能力不能被较充分地利用，效益从何谈起？在相当一部分沼气工程中，与其产气量相适应的发电站规模远大于内部（沼气工程自身或建设企业）用电总负载，也有内部用电负载装机容量虽大但只是间隙性地达到发电机组额定值的情况，这样一来，这种规模的沼气发电站如果不能向公用电网输送电力，是没有出路的；在地方电力部门方面，一个沼气发电站生产的电量对他们来说实在是微不足道，可要可不要，就是要收购，也得考虑利润，收购价往往让沼气发电站无法接受。所幸的是，国家已下决心要打通包括沼气电力在内的绿色电力上网的瓶颈。

国家站在可持续发展的高度，出台促进绿色电力上网政策已为时不远。正在研究和制定的可再生能源发电配额比例、份额标准、绿色证书以及发电上网的优惠政策，会筑造起有利于绿色电力发展的交易平台。

（2）国内将生产出性价比更好的沼气发电机组系列产品，为沼气发电提供有力的设备支持

目前较成熟的国产沼气发电机组的功率规格，主要集中在 100~500kW 这个区段。根据沼气建设发展趋势分析和对沼气发电设备的市场需求调查，对大于和小于这个区段规格的发电机组的需求正在增长。

从沼气工程的产气量来看，有不少沼气工程适宜配建 500kW 以上的沼气发电机组。从沼气发电机组的性价来看，在有可以利用的动力原机的情况下，单机功率越大，越利于提高燃料发电效率，越利于降低发电机组单位功率成本，从而获得较理想的性价比。

同样从沼气工程的产气量来看以及从用电负荷性质来看，20kW 以下的发电机组也大有市场。例如一个万头猪场沼气工程，日产沼气 80 立方米，显然不适合发电上网，适宜内部用电。其沼电用途一般为驱动沼气工程污水泵和猪场通风机，照明等，因此宜配备 10kW 左右的发电机组。类似的沼气工程很多，可见，小功率沼气发电机组需求量也不少。

鉴于沼气发电广阔的发展前景，国内数家有实力的研究院所和大型企业进行了强强合作，针对市场需求开发出不同规格的沼气发电机组系列产品。在大机组方面，济南柴油机股份有限公司已开发出了全烧沼气内燃机的 600kW 沼气发电机组，并在“十五”科技攻关项目《大型高效厌氧沼气发电技术及示范电站》的工程应用成功。500~600kW 的沼气发电机组会很快面市。值得一提的是，国内新一轮开发出来的沼气发电机组，已不是过去简单改装内燃机的发电机组。新的发电机组在性能方面已缩小了与国外先进机组的技术指标。在小机组方面，重庆红岩、山东潍坊柴油机的沼气发电机组，已投放市场。因此可以说，在发电设备方面国内已可为沼气发电的实施提供有力支持。

（3）资金支持和专业化生产会吸引更多的投资主体

大中型沼气工程属于环保性质的项目，受益的是全社会。要在投资分滩上，以“谁污染、谁治理”原则为主，辅之以“谁受益、谁分滩”的原则，由政府、地方和企业共同投资。对于初始投资，国家将给与一定支持，如：国家或行业将制定出一系列的优惠的政策，减免工程的税费，减轻企业负担；要广辟资金渠道，帮助建设方获得各类贷款；鼓励社会各界以各种形式投资开发沼气资源化利用项目，以优惠政策调动各投资主体的积极性。