在全球“双碳”目标与能源结构转型的大背景下，煤电作为我国电力系统的重要基荷电源，其低碳化改造迫在眉睫。生物质掺烧技术凭借碳循环特性、资源综合利用优势及对能源安全的保障作用，成为煤电低碳转型的关键路径之一。本报告结合最新政策导向、技术实践与项目案例，系统剖析生物质掺烧在煤电改造中的应用价值、核心要点、现实挑战及优化方向，为行业规模化推广提供参考。
一、政策背景与目标：顶层设计引领煤电生物质掺烧方向
近年来，国家多部门密集出台政策，为煤电耦合生物质发电划定清晰路径，从技术路线、量化目标到区域推进形成完整支持体系，为项目落地提供刚性指引。
（一）《加快构建新型电力系统行动方案（2024 - 2027 年）》（发改能源〔2024〕1128 号）：战略定位与宏观要求
该文件作为新型电力系统建设的纲领性文件，将生物质掺烧纳入 “新一代煤电升级行动” 核心技术范畴，其政策导向与具体要求的解读如下：
1.技术路线明确化：锁定生物质掺烧的战略价值
（1）政策原文：“将零碳或低碳燃料掺烧（含生物质掺烧）列为煤电低碳转型的重点技术方向”。
（2）解读：这一表述首次从国家战略层面明确生物质掺烧的技术地位——并非过渡性辅助手段，而是与煤电灵活性改造、碳捕集利用等并列的 “重点路径”。其核心逻辑在于，生物质的碳循环特性可实现 “燃烧减排”，且技术成熟度高、改造成本低于其他低碳技术，能快速规模化应用，为煤电 “降碳不减能” 提供现实解决方案。
（3）实践意义：打破了此前煤电低碳改造中 “重设备升级、轻燃料替代” 的倾向，引导企业将生物质掺烧纳入改造方案核心，避免技术路线走偏。
2.目标量化考核：设定刚性减排与进度底线
（1）政策原文：“到 2027 年，全国煤电机组平均碳排放强度较 2022 年下降 18% 以上，其中采用生物质掺烧等耦合发电技术的机组，碳排放强度需额外降低 5% - 8%”；“2025 年底前完成 30% 以上煤电机组低碳化改造技术评估，2027 年底前实现具备条件的煤电机组改造全覆盖”。
（2）解读：两项量化指标形成 “减排效果 + 改造进度” 的双重约束：
——碳排放强度 “额外降低 5%-8%”：意味着采用生物质掺烧的机组需承担更高减排责任，以弥补纯煤机组改造的减排缺口，例如某纯煤机组改造后减排 18%，则耦合生物质的机组需减排 23%-26%，倒逼企业提升掺烧比例与技术水平；
——改造进度 “30%→全覆盖”：2025 年的 “技术评估” 是前置门槛（需明确是否具备掺烧条件、改造方案可行性），2027 年的 “全覆盖” 则是硬性要求，避免企业以 “资源不足”“技术不成熟” 为由拖延改造，确保政策落地时效。
（3）数据支撑：按 2022 年全国煤电机组平均碳排放强度约 800gco?\/kwh 计算，2027 年需降至约 656gco?\/kwh，采用生物质掺烧的机组则需降至 608-624gco?\/kwh，以 15% 掺烧比例减排 12% 测算，可恰好满足这一要求，验证政策目标与技术能力的匹配性。
3.区域差异化推进：锚定资源禀赋的精准布局
（1）政策原文：“在农林废弃物资源丰富的华北、华东、华中地区，优先布局煤电机组耦合生物质发电项目，要求上述区域 2026 年底前完成至少 50 台机组改造，形成可复制的区域推进模式”。
（2）解读：“优先布局” 的核心依据是 “资源匹配度”—— 华北（小麦 \/ 玉米主产区）、华东（经济林 \/ 农作物混合区）、华中（水稻 \/ 油菜主产区）每年农林废弃物产量占全国 60% 以上，原料收集半径可控制在 50 公里内（运输成本≤50 元 \/ 吨），具备经济可行性；而西北、西南等资源分散地区暂不强制，避免 “无米之炊” 式的低效改造。
（3）“50 台机组” 的示范意义：通过区域集中改造，可形成 “原料收储运 - 机组改造 - 运维管理” 的产业链协同模式（如共享预处理中心、统一原料采购），降低单厂成本，为后续全国推广提供可复制模板，例如华东某省份可整合 10 台机组共享一个预处理基地，原料成本降低 15%-20%。
（二）《煤电低碳化改造建设行动方案（2024 - 2027 年）》（发改环资〔2024〕894 号）：执行细则与协同支持
作为煤电低碳改造的专项实施方案，该文件进一步细化技术标准、审批流程与服务保障，解决 “如何落地” 的实操问题，具体解读如下：
1.技术门槛设定：保障改造质量与安全稳定
（1）政策原文：“生物质原料需符合《生物质固体成型燃料》（Gb\/t 2589）标准，改造后机组需通过连续 168 小时满负荷试运行，且生物质掺烧比例稳定在 10% 以上”。
（2）解读：三项要求形成 “原料 - 运行 - 效果” 的技术闭环：
——原料符合 Gb\/t 2589 标准：该标准规定生物质成型燃料的热值（≥16mJ\/kg）、灰分（≤8%）、硫分（≤0.3%）等指标，避免因原料劣质导致炉膛结渣、腐蚀设备（如硫分过高会加剧受热面腐蚀）；
——168 小时满负荷试运行：这是电力设备投运的核心考核指标，确保耦合系统在额定负荷下连续稳定运行，无给料堵塞、燃烧波动等问题，例如某机组若在试运行中出现生物质输送中断，需整改后重新测试；
——掺烧比例稳定在 10% 以上：“稳定” 是关键（允许 ±1% 波动），避免企业为 “凑指标” 临时提升比例，实际运行中回落，确保减排效果持续。
2.审批流程优化：打通项目落地 “堵点”
（1）政策原文：“要求地方政府将煤电机组耦合生物质发电项目纳入‘十四五’能源发展规划重点项目库，在土地审批、环评审批等环节开辟‘绿色通道’，审批时限压缩至常规项目的 70% 以内”。
（2）解读：此前煤电改造项目常因土地（需新增预处理场地）、环评（涉及生物质燃烧污染物排放）审批耗时过长（常规项目约 6-8 个月）延误工期，“绿色通道” 将审批时限压缩至 4-5 个月，且纳入 “重点项目库” 可优先获得用地指标、环评额度，解决 “审批慢、落地难” 的痛点。例如某 300mw 机组改造项目，通过绿色通道仅用 4 个月完成全部审批，较常规流程缩短 3 个月。
3.“政策包 + 服务包”：降低企业改造门槛
（1）政策原文：“针对不同规模机组（300mw 以下、300 - 600mw、600mw 以上）制定差异化改造指南，配套提供技术咨询、设备选型等全流程服务”。
（2）解读：不同规模机组的改造需求差异显着（如 300mw 以下机组空间有限，需紧凑式预处理设备；600mw 机组容量大，需更高精度的掺烧控制系统），差异化指南可避免 “一刀切” 导致的改造不当（如小机组套用大机组方案造成投资浪费）；而技术咨询、设备选型服务（由政府委托第三方机构提供），可帮助缺乏经验的中小发电企业规避技术风险，例如某地方电厂通过政府提供的设备选型服务，选定适配的无轴螺旋给料机，避免了因设备选型错误导致的 200 万元损失。
（三）政策核心目标：锚定 “双碳” 与新型电力系统构建
两项核心政策的深层逻辑，均围绕 “推动煤电低碳转型、支撑新型电力系统” 展开，具体可拆解为三大目标：
。减排目标：通过生物质掺烧的碳循环特性，降低煤电碳排放总量，助力 2030 年前碳达峰，例如全国若有 50% 煤电机组实现 12% 掺烧，年可减排 co? 约 1.2 亿吨；
2.资源利用目标：激活我国每年数亿吨农林废弃物资源价值，将 “废弃物” 转化为 “清洁能源”，减少焚烧污染与资源浪费，响应 “循环经济” 发展要求；
3.系统支撑目标：强化煤电机组低碳化与灵活调节能力（生物质掺烧可快速调整燃料比例，辅助电网调峰），为风电、光伏等新能源大规模并网提供稳定支撑，契合新型电力系统 “清洁低碳、安全充裕、经济高效” 的定位。
二、生物质掺烧的核心优势：环境、资源与能源安全的三重增益
生物质掺烧并非简单的燃料替代，而是通过技术协同实现多维价值提升，与国家“绿色低碳、安全高效”的能源发展方向高度契合。
（一）碳排放削减：基于碳循环的本质降碳
生物质在生长周期中通过光合作用吸收co?，燃烧释放的co?可视为“碳返还”，形成闭环循环。据实测数据，当掺烧比例达到15%时，机组co?排放量较纯煤燃烧降低10%——15%，且无需依赖碳捕捉等高额成本技术，是当前煤电降碳的“性价比之选”。这一效果直接响应《煤电低碳化改造建设行动方案》中“降低碳排放水平”的核心目标，成为煤电企业低成本达标的关键路径。
（二）资源综合利用：破解废弃物处理难题
我国每年产生农林废弃物超10亿吨（含秸秆、木屑、果壳等），若随意堆放或焚烧，易引发土壤污染、大气雾霾等问题。生物质掺烧将这些“废弃物”转化为“能源”，例如：农田秸秆经预处理后送入煤电机组燃烧，每吨可发电约300千瓦时，既解决环境痛点，又减少对煤炭的依赖。这与《加快构建新型电力系统行动方案》中“提升资源利用效率”的要求深度匹配，实现生态效益与能源效益的双赢。
（三）能源安全保障：优化供应结构韧性
当前我国电力供应仍高度依赖煤炭，单一能源结构易受国际煤价波动、运输瓶颈等影响。生物质作为本土可再生能源，可就近收集、就地利用，通过“煤+生物质”协同供电，丰富能源供应品类。在煤炭供应紧张时，可适当提高生物质掺烧比例（如从10%提升至15%），保障机组稳定发电，增强电力系统抗风险能力，符合国家“构建多元化能源体系”的安全战略。
三、生物质掺烧的技术要点：从预处理到设备改造的全流程把控
煤电耦合生物质发电并非简单“混烧”，需针对生物质与煤炭的特性差异，进行全系统技术适配，核心环节涵盖预处理、掺烧控制与设备改造三大模块。
（一）生物质预处理：耦合发电的“前置基石”
生物质原料（如秸秆、木屑）物理特性差异大，需通过针对性预处理，使其满足煤电机组输送与燃烧要求，具体技术要点如下：
生物质在生长过程中通过光合作用吸收二氧化碳，其燃烧时释放的二氧化碳可视为在生长周期内吸收的部分，形成碳循环，从生命周期角度降低了煤电的碳排放总量。据相关研究，当煤电机组实现 15% 的生物质掺烧比例时，相比纯煤燃烧，二氧化碳排放量可降低约 10% - 15%。这与《煤电低碳化改造建设行动方案（2024 - 2027 年）》中降低煤电碳排放水平的核心目标高度契合，而煤电机组耦合生物质发电正是实现这一目标的关键路径，通过生物质与煤的协同燃烧，在保障发电效率的同时，大幅削减碳排放量。
预处理的核心目标是避免后续输送堵塞、燃烧不均等问题。例如，高水分秸秆若未经干燥（水分＞20%），会导致炉膛温度下降、发电效率降低；粒径过大则可能卡住给料机，影响机组稳定运行。
（二）掺烧比例控制与燃烧调整：保障效率与安全的核心
实现10%以上掺烧比例且不影响机组性能，需依赖“精准计量+燃烧优化”一体化技术：
1.掺烧比例控制：采用“双管路计量+炉膛前混合”模式——生物质经专用螺旋输送机（计量精度±2%）定量输送，与燃煤在炉膛入口通过静态混合器均匀混合，确保掺烧比例稳定（如12%±1%），避免局部浓度过高引发结渣；
2.燃烧特性适配：生物质挥发分高（通常＞70%）、燃点低（250—300c），与煤炭（挥发分20%—30%、燃点600—700c）差异显着，需针对性调整：
——燃烧器改造：更换为“分级配风燃烧器”，增设生物质专用喷口，使生物质在炉膛上部悬浮燃烧，避免局部高温；
——配风优化：二次风比例提升至35%——40%，强化氧气供给，促进生物质充分燃尽，减少飞灰含碳量；
——温度控制：将炉膛出口烟温降低50——80c，防止生物质快速燃烧导致受热面超温。
（三）设备适应性改造：延长机组寿命的关键
原有煤电设备为纯煤设计，耦合生物质后需对核心系统进行改造，具体包括：
——给料系统：新增无轴螺旋给料机（避免生物质缠绕），输送管路设置氮气吹扫系统（防止粉尘自燃）；
——炉膛与受热面：在炉膛水冷壁局部喷涂陶瓷防磨涂层（抵御生物质燃烧产生的碱金属腐蚀），调整过热器布置，适应烟气温度变化；
——烟气处理系统：在静电除尘器前增设活性炭吸附层（吸附钾、钠等碱金属），避免其附着在设备表面影响除尘效率或引发腐蚀。
四、项目实施案例：300mw机组改造的实践与成效
某华东地区300mw煤粉炉电厂的耦合改造项目，是政策落地与技术应用的典型范例，其经验具有强复制性。
（一）项目基础条件
——原料保障：依托当地小麦、玉米主产区，年可收集秸秆80万吨，为项目提供稳定原料；
——改造目标：实现12%生物质掺烧比例，co?排放量降低10%以上，发电效率不低于纯煤运行水平。
（二）改造技术路线
1.预处理中心建设：占地15亩，配备2条秸秆处理生产线，将原料加工为粒径5——8mm、水分12%——14%的标准燃料，通过封闭式皮带输送至电厂；
2.机组核心改造：
新增双螺旋计量给料系统，确保掺烧比例精度；
更换分级配风燃烧器，增设生物质喷口；
炉膛水冷壁喷涂陶瓷涂层，烟气系统加装碱金属吸附装置；
3.系统调试：完成168小时满负荷试运行，掺烧比例稳定在12.3%，各项参数达标。
（三）项目实施成效
改造后连续6个月监测数据显示，项目实现“环保、资源、经济”三重效益：
——环保效益：co?排放量较纯煤降低12%（年减排约1.5万吨），So?降至35mg\/Nm3（下降18%），Nox降至50mg\/Nm3（下降12%），远超环保标准；
——资源效益：年利用秸秆6.5万吨，减少农田焚烧污染，同时替代燃煤3.2万吨；
——经济效益：享受国家度电补贴0.04元\/千瓦时、地方设备投资补贴10%，投资回收期从8年缩短至5.5年，具备商业可行性。
该案例印证了政策支持对项目经济性的关键作用，也为同类煤电企业提供了“预处理+机组改造+补贴申请”的完整操作模板。
五、生物质掺烧面临的挑战与应对策略：从痛点破解到体系完善
尽管生物质掺烧优势显着，但在实际推广中仍面临资源供应、成本控制、技术成熟度三大瓶颈，需通过“政策+市场+技术”协同破解。
（一）资源供应稳定性：破解季节性与分散性难题
1.核心挑战：生物质原料受农业生产周期影响大（如秸秆集中在夏、秋收割，冬季供应断档），且分布分散，收集成本高，直接影响机组连续运行。
2.应对策略：
——构建多元供应网络：与项目周边50公里内3——5个农业合作社签订长期协议，同时开发木屑、能源植物（如甜高粱）等补充原料，降低单一依赖；
——建设规模化储备库：采用封闭恒温仓储，储备量满足3个月以上用量，在丰收季加大收购，保障冬季供应；
——政策引导供应链优化：建议地方政府对生物质收储运企业给予每吨50——80元补贴，鼓励“企业+经纪人”模式整合分散资源，降低收集成本。
（二）成本效益平衡：构建多元资金支持体系
1.核心挑战：项目成本集中在三方面——原料成本（200——250元\/吨）、设备改造投资（300mw机组约8000——万元）、运维成本（年500——800万元），初期投入压力大。
2.应对策略：依托“国家+地方+市场”三级资金体系，降低企业负担：
（1）国家层面专项补贴：依据《煤电低碳化改造建设行动方案（2024 - 2027 年）》中 “加大资金支持力度” 的要求，国家发改委、能源局设立煤电低碳化改造专项基金，对符合条件的耦合发电项目实施分档补贴：
——掺烧比例 10% - 12% 的项目，给予度电 0.03 元 \/ 千瓦时补贴，补贴期限 3 年；
——掺烧比例 12% - 15% 的项目，给予度电 0.04 元 \/ 千瓦时补贴，补贴期限 4 年；
——掺烧比例 15% 以上的项目，给予度电 0.05 元 \/ 千瓦时补贴，补贴期限 5 年。
同时，项目可享受企业所得税 “三免三减半” 优惠（改造完成后前 3 年免征企业所得税，第 4 - 6 年按 25% 的法定税率减半征收），且改造过程中购置的专用设备（如生物质给料机、碱金属吸附装置）可享受固定资产加速折旧政策（折旧年限缩短至 5 年）
（2）地方层面配套支持：各地方政府结合区域实际出台补充政策，例如：
华北地区：对 300mw 以下中小型机组改造项目，给予设备投资 10% 的一次性补贴；
华东地区：设立生物质原料补贴资金，对项目采购本地农林废弃物的，额外给予每吨 30 元的原料补贴；
华中地区：对耦合发电项目产生的碳减排量，优先纳入区域碳交易市场，允许企业通过出售碳配额获得额外收益（目前区域碳价约 60 - 80 元 \/ 吨 co?）。
3.市场化融资创新：
专项贷款：国家开发银行提供利率下浮15——20个基点的低碳贷款，期限15年（宽限期2年）；
绿色债券：发行专项绿债，享受央行再贷款优惠；
ppp模式：政府通过特许经营吸引社会资本，分担初期投资。
4.企业成本优化：通过“以量换价”降低原料采购成本（年采购超5万吨降价10%——15%），将燃烧灰渣加工为有机肥（售价800——1200元\/吨），挖掘附加收益。
（三）技术成熟度与运维：从攻关到标准化
1.核心挑战：高比例掺烧（＞15%）、复杂原料适应性（如高水分生物质）仍存技术瓶颈，运行中易出现给料堵塞、炉膛结渣等问题，运维难度大。
2.应对策略：
（1）产学研协同攻关：组建“发电企业+高校+科研机构”技术联盟，重点突破高比例掺烧燃烧优化、高水分原料预处理等技术，目标2026年实现20%掺烧工业化应用；
（2）专业化运维体系：开展运维人员专项培训（覆盖生物质特性、故障处理），与设备厂家签订“7x24小时技术服务协议”，缩短故障响应时间；
3.智能化监测：安装温度、压力、振动传感器，建立设备健康管理系统，通过大数据预测故障，实现预防性维护；
4.政策激励创新：设立技术创新奖励基金，对突破关键瓶颈的团队给予500—1000万元奖励，激发研发积极性。
六、生物质掺烧技术的国内外应用案例
（一）国外应用案例
1.英国 drax 电厂：生物质耦合的逆袭之路
英国 drax 电厂始建于 20 世纪 70 年代，曾是西欧最大的碳排放项目，拥有 6 台 660mw 燃煤机组。在英国降煤降碳政策推动下，2003 年开启生物质燃料掺配混烧实验。2004 年，3 号机率先进行 5% 比例生物质耦合燃烧发电；2009 年，全部 6 台机组实现 10% 比例生物质耦合燃烧发电；2011 年，中高生物质耦合比例燃烧达到 40% 甚至 100%；2012 - 2018 年，4 台机组完成 100% 生物质燃料转换。改造后，碳排放量从燃煤发电的 882g\/kwh 降至生物质发电的 80g\/kwh，成为欧洲碳排放最低的发电厂之一。2021 年上半年，其 4 台 660mw 机组的生物质供电量达 76 亿度，并于当年转型为纯可再生发电公司。该电厂通过循序渐进的改造策略与长期技术研发投入，实现生物质掺烧比例的逐步提升，还通过收购生物质燃料生产商稳定燃料供应渠道，降低采购成本。
2.丹麦 Avedore 电厂：蒸汽耦合的独特模式
隶属于 orested 集团的丹麦 Avedore 电厂，其 2 号机是燃煤锅炉蒸汽耦合技术路线的典范。2 号机于 2001 年投产，装机容量 570mwe，设计采用两炉一机模式，两台锅炉主蒸汽合并后进入汽轮机实现蒸汽耦合，还配备 2 套 55mwe 的燃气轮机。大锅炉为 800mwth 煤粉炉（现已改为生物质耦合燃烧锅炉），小锅炉为 144tph 的纯生物质燃料 105mwth 锅炉，主蒸汽温度 583°c，生物质燃料消耗量 26.5tph，年消耗约 15 万吨，可对外提供 35mwe 发电功率及 50mJ\/s 热量。此项目发挥了生物质炉排炉技术优势，用生物质锅炉处理结焦腐蚀性强的小麦秆原料，借助大型汽轮发电机高效率，与煤粉炉在蒸汽侧耦合，实现高效发电与供热，同时通过优化设备材质和结构设计，有效减轻设备腐蚀。
3.英国 Lynemouth 电厂：顺应趋势的转型典范
英国 Lynemouth 电厂建于 1972 年 3 月，最初为当地冶炼厂配套供电厂，装机配 3 台煤粉炉机组，合计 420mw。2003 年，在政策推动下开始生物质耦合发电尝试。2004 年采用磨煤机耦合技术，使用锯沫、生物质颗粒和橄榄渣 3 种生物质燃料，全年使用约 1.1 万吨，耦合比例不到 1%。2016 年对 3 台 140mw 煤粉炉机组进行 100% 生物质燃料转换改造，完成后每年消耗约 140 万吨生物质燃料，成功转型为纯烧生物质燃料电厂。转型后，锅炉排放的 Nox 排放量减少 2\/3，Sox 排放量减少 90% 以上，显着改善当地环境质量。（二）国内应用案例
1.华电国际十里泉发电厂：我国首个秸秆与煤粉混烧项目
2005 年 12 月，华电国际十里泉发电厂的秸秆与煤粉混烧发电项目竣工投产，这是我国在该领域的首次尝试，为后续生物质掺烧项目积累了宝贵的运行经验，验证了生物质与煤粉混烧在技术和设备运行上的可行性，为国内其他电厂开展类似项目提供了初步参考，在生物质燃料选择、掺烧比例摸索、设备改造适配等方面起到了先行示范作用。
2.国电荆门电厂：依托大型煤电机组的生物质发电项目
2012 年，国电荆门电厂依托 64 万千瓦煤电机组建设燃煤耦合生物质发电项目，折合生物质发电容量 1.08 万千瓦。该项目探索了大型煤电机组如何高效耦合生物质发电，在保障原有机组发电稳定性的同时，实现生物质的有效掺烧，为同类型大容量机组开展生物质掺烧改造提供了实践蓝本，在机组运行调度、生物质输送与燃烧控制等方面形成了可借鉴的模式。
3.华能日照电厂：国内首台大型燃煤机组耦合生物质发电示范项目
2022 年，华能日照电厂 68 万千瓦机组耦合生物质发电示范项目完成试运行，作为国内首台此类示范项目，设计生物质发电容量 3.4 万千瓦。该项目在技术创新、设备优化、系统集成等方面取得显着成果，其成功运行标志着我国大型燃煤机组在生物质耦合发电技术应用上达到新高度，为后续更多大型机组改造提供了成熟的技术方案与工程范例，推动了生物质掺烧技术在大型燃煤机组中的规模化应用。
4.国电电力胜利电厂：全国首例煤电机组掺烧牛粪试验
2024 年 8 月 14 日，国电电力胜利电厂掺烧牛粪试验成功，利用锡林郭勒草原牛粪，通过现有上煤系统，掺烧 36.2 吨，比例达 13.45%。这一创新实践开辟了生物质燃料新来源，牛粪资源丰富且低成本，为草原地区电厂提供了独特的生物质掺烧路径，在资源利用、生态保护（减少牛粪堆积污染）、降低碳排放等方面具有多重效益，也为其他地区挖掘特色生物质资源提供了思路。
5.湖北华电襄阳发电有限公司：生物质气化耦合燃煤锅炉发电
该公司将生物质原料破碎或压块后，利用空气气化，产生可燃气体与燃煤混合燃烧。掺烧生物质发电的机组每年发电 5900 万千瓦时，消纳约 5 万吨农林废弃物，节约标准煤 1.8 万吨，减排二氧化碳 5 万吨。项目依托燃煤机组高效环保治理平台处理烟气，实现净排放，有效解决农林废弃物弃置、焚烧污染问题，带动周边农民增收，提供就业岗位，形成了从生物质原料利用、发电到环境改善、经济带动的良性循环，为生物质气化耦合技术在煤电领域的应用树立了标杆。
6.南阳天益发电有限责任公司：生物质直燃耦合技术示范项目
中圣科技旗下山东省阳光工程设计院有限公司中标南阳天益发电有限责任公司 #3 机组生物质掺烧发电示范项目 Ep 合同。该项目对现有一、二期生物质系统优化改造，新建生物质制备、输送、直燃系统，采用大型煤电机组生物质直燃耦合技术，需实现每小时不少于 40 吨生物质散料入炉正常掺烧，并确保烟气达标排放。中圣阳光院凭借技术积累攻克燃烧控制难题，实现系统与环保设施协同，保障项目投产后排放优于标准，打造国内领先示范工程，为生物质直燃耦合技术的推广应用提供了工程实践样板 。
通过国内外案例对比，国外项目在政策激励下起步早，部分已实现高比例甚至 100% 生物质燃料转换，在技术研发、运营管理、燃料供应链建设上更为成熟；国内项目近年来发展迅速，在挖掘特色生物质资源（如牛粪）、结合地方实际形成产业带动（如襄阳项目）方面独具特色，且在政策推动下，正加速技术创新与项目落地，不断缩小与国际先进水平差距，未来有望在全球生物质掺烧技术应用领域发挥更大影响力。
七、结论与建议：推动生物质掺烧从“试点”到“规模化”
（一）结论
综合来看，煤电机组耦合生物质发电作为煤电低碳化改造的核心技术路径，既符合《加快构建新型电力系统行动方案（2024 - 2027 年）》《煤电低碳化改造建设行动方案（2024 - 2027 年）》的政策导向，又能通过资源循环利用、碳排放削减实现环境效益与能源安全的双重提升。从实践案例来看，在政策引导与资金支持下，300mw 级机组通过针对性改造可稳定实现 12% 以上生物质掺烧比例，年减排二氧化碳超万吨，同时降低燃煤消耗，具备良好的可行性与推广价值。然而，项目推进中仍面临生物质资源供应波动、初期投资成本高、高比例掺烧技术待突破等问题，需通过政策细化、资金加码、技术攻关形成合力，推动该技术从 “试点应用” 向 “规模化推广” 迈进。
（二）建议
1.政策层面：强化协同与细则落地
（1）完善政策协同机制：建议国家发改委、能源局牵头，联合生态环境部、财政部等部门出台《煤电机组耦合生物质发电专项实施细则》，明确项目申报条件、技术验收标准、补贴申领流程等，避免地方执行中的政策偏差；同时建立 “国家 - 省 - 市” 三级政策联动机制，要求地方政府在国家政策基础上，结合区域资源禀赋（如农林废弃物产量、煤电机组分布）制定差异化实施方案，例如在西北沙生植物资源丰富地区，可将沙生植物纳入生物质原料目录并给予额外补贴。
（2）加强政策执行监督：建立耦合发电项目 “全生命周期监管平台”，对项目改造进度、掺烧比例达标情况、补贴资金使用情况进行动态监测，确保政策红利精准惠及合规项目；对未达到掺烧比例要求或挪用补贴资金的企业，建立 “黑名单” 制度，取消后续补贴资格并追回已拨付资金，保障政策执行严肃性。
2.资金层面：拓宽渠道与精准扶持
（1）扩大国家专项基金规模：建议将煤电低碳化改造专项基金规模从现有 500 亿元提升至 1000 亿元，重点向耦合发电项目倾斜，同时优化补贴分档机制，对掺烧比例 18% 以上的 “示范项目” 给予度电 0.06 元 \/ 千瓦时补贴，引导企业向高比例掺烧突破；此外，设立 “生物质原料供应链专项补贴”，对年收储运生物质原料超 10 万吨的企业，按每吨 20 元给予补贴，稳定原料供应体系。
（2）创新市场化融资工具：鼓励金融机构开发 “碳质押贷款”，允许企业以未来 5 年预计产生的碳减排量作为质押物申请贷款，贷款额度不超过碳减排量评估价值的 70%；同时推动耦合发电项目纳入 “绿色电力交易” 范畴，允许项目发电量优先参与绿电交易，通过绿电溢价（目前绿电交易溢价约 0.03 - 0.08 元 \/ 千瓦时）提升项目收益，吸引社会资本投入。
3.技术层面：聚焦攻关与成果转化
（1）搭建产学研协同平台：建议依托国家能源集团、华能集团等大型发电企业，联合清华大学、浙江大学等高校及中国电力科学研究院，组建 “煤电耦合生物质发电技术创新联盟”，重点攻关高水分生物质预处理技术（如热泵干燥技术）、20% 以上高比例掺烧燃烧优化技术、碱金属腐蚀防护技术等，目标到 2026 年实现高比例掺烧技术工业化应用，2027 年建立完善的技术标准体系。
（2）推广成熟技术与案例：编制《煤电机组耦合生物质发电技术导则》与《典型案例汇编》，选取前文提及的 300mw 机组改造案例等 10 - 15 个标杆项目，详细梳理技术路线、设备选型、投资回报等关键信息，通过线下推广会、线上平台（如国家能源局官网）等渠道免费发放，为企业提供可参考的技术模板；同时开展 “技术对接会”，组织设备厂家、科研机构与煤电企业面对面交流，促进技术成果快速转化。
4.产业层面：构建全链条支撑体系
（1）培育生物质原料产业化体系：支持成立 “区域生物质资源整合企业”，通过 “企业 + 合作社 + 农户” 模式，实现生物质原料 “统一收集、统一预处理、统一配送”，降低原料成本；同时鼓励发展能源植物种植产业，在荒地、盐碱地等非耕地推广种植甜高粱、柳枝稷等能源作物，建立稳定的原料补充来源，缓解季节性供应压力。
（2）完善配套服务产业：引导第三方机构开展耦合发电项目 “一站式服务”，涵盖技术咨询、环评编制、设备运维、碳减排量核算等；支持发展生物质灰渣综合利用产业，鼓励企业与农业企业合作，将灰渣加工为有机肥料、土壤改良剂等产品，形成 “发电 - 灰渣利用 - 农业种植” 的循环产业链，提升产业整体效益。
通过上述措施，可有效破解煤电机组耦合生物质发电推广中的痛点难点，推动煤电行业向低碳化、清洁化转型，可加速生物质掺烧技术的规模化推广，推动煤电行业从“高碳基荷”向“低碳支撑”转型，为我国 2030 年前碳达峰、2060 年前碳中和目标的实现注入强劲动力。