近日，发改委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》（下称《方案》），其中指出：为实现2025和2027年煤电碳减排目标，未来3年内，要对相关项目实行低碳化改造和建设。该《方案》一经发布，便引发煤电和生物质行业共同关注。政策利弊优劣，不一样的行业、企业众说纷纭，莫衷一是。
煤电掺烧生物质可实现能源的可持续利用，降低化石能源消耗，减少温室气体排放，同时提高生物质资源的利用率，促进循环经济发展。煤与生物质耦合混烧发电是我国煤电低碳发展的重要举措。然而在具体实施过程中仍有诸多问题是需要注意：
与燃煤相比，生物质的挥发分/固定碳比例更高，灰分相比来说较低，但碱金属含量明显高于煤，此外，生物质还普遍具有高水分、高氯含量（0.1％ ～ 1.5％）等特点。因此，生物质的热解温度和着火温度更低，生物质热解和燃点都会提前，且生物质挥发分很高，挥发分燃烧的热量贡献比明显地增加，导致生物质火焰更接近燃烧器。
生物质单位质量热值低，氧含量高，燃烧后火焰温度较低，同时由于生物质颗粒粒径普遍大于煤颗粒，因此生物质易出现残碳量偏高的问题，需要针对其特点最大限度地考虑燃烧组织；生物质灰分相对低，但其中含有更多的碱和碱土金属，更易造成炉内腐蚀、沾污和结渣现象。
对于煤电企业而言，从《方案》的背景和目标来看，未来三年煤电机组低碳化改造压力不小。明确，到明年首批改造建设项目就须全部开工，且实现“度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右”的目标。仅仅一年的时间达成该目标，对技术应用和项目改造建设进度都是很大考验；更进一步，2027年的度电碳排放更要求比2023年降低50%左右，其难度可想而知。
吉林省能源局新能源和可再次生产的能源处原调研员佟继良等业内人士在接受新华财经采访时表示，目前通过生物质掺烧实施煤电机组耦合生物质发电，需要先对生物质原料进行气化处理，而国内现有生物质气化技术尚不成熟，仍有待加大研发力度。
对此，《方案》中强调加快煤电低碳发电关键研发技术，加强煤电掺烧生物质、高比例掺烧农作物秸秆等技术攻关，补齐二氧化碳资源化利用、咸水层封存、产业集成耦合等技术短板。这也从侧面验证了生物质掺烧技术层面的不足。
除了煤电机组掺烧生物质的有关技术问题，如何精准实施监测计量、由谁负责计量掺烧比例、控制原料成分质量等细节问题，都有待在实践中进一步摸索。如果缺乏有效的监管，以及监测、计量、上报、审核等一系列协同配合机制，《方案》很难落地执行，即使落地，也有很大的可能性被钻空子，执行效果适得其反。
煤电机组掺烧生物质所带来的锅炉运行问题、经济性和技术挑战以及安全风险，是显而易见的。
首先，掺烧生物质易造成锅炉主燃烧区结渣，受热面腐蚀，锅炉燃烧效率降低。生物质的掺混比和燃料特性对锅炉运行的安全经济性影响显著；其次，生物质燃料的收集有着非常明显的季节性，燃料来源不稳定，存储占用空间大，很难完成大规模替代燃煤；然后，生物质燃料的产业链还不成熟，缺乏集中的统一规划，相比国外的使用规模和先进的技术还有一定差距。最后，配煤掺烧非常考验运行技术，安全问题不容忽视。因掺烧煤种复杂，有低硫低热值、高硫高热值、高水分等之分，若掺烧比例不当，则锅炉燃烧不稳定，燃烧效率差，锅炉设备损耗增大，污染物排放量增加，给安全生产造成不利影响。
从经济性角度分析，煤电掺烧生物质运行成本大幅度提高。2023年全国煤电机组平均供电标煤耗302g/ kwh ，若按标煤价850元计，度电燃料成本0.26元/kwh。若以热解气化方式掺烧10%生物质（按热量计、热解效率70%，秸秆压块燃料热值3500大卡），则需87g生物质压块燃料。若压块燃料650-700元/吨，度电成本则需增加0.06元，也就是掺烧生物质后，度电燃料成本至少要达到0.3元/kwh以上，若加上热解气化设施固定资产投资及运行成本，度电上网电价至少要达到0.43元/kwh以上才能维持收支平衡。目前全国燃煤机组平均上网基准价为0.38元/kwh，只有燃煤机组年平均上网电价上浮13%以上时，掺烧项目才有机会维持正常运行。随着可再次生产的能源发电规模的迅速增加和电力市场机制的加强完善，燃煤机组上网电价可能会进一步下降，这为燃煤机组掺烧生物质带来极大的不确定性，除非通过碳市场去弥补。若按度电0.05元绿色溢价计，则需要碳配额价格维持在65元/吨二氧化碳以上。
《方案》的出台，不少生物质能行业从业者认为“机会来了”。但同时，我们也不得不理性地认识到一个客观事实：煤电的改造建设虽然引入了“生物质”，但这只是对原材料的引入，并不能带动原材料下游尤其是原本主要是依靠生物质燃烧发电的企业未来的发展，反而会在某些特定的程度上哄抬生物质原料市场行情报价，从而进一步加大近年来本就受国补退坡及拖欠等问题困扰的生物质发电企业的经营成本，部分项目盈利空间将不断缩小甚至陷入亏损境地。这样一来，市场投资者将对生物质发电项目的投资回报持更为谨慎的态度，从而影响行业投资规模和发展速度。
2023年全国电煤消费量约26亿吨。若按热量计、仅替换2%燃煤量（20%燃煤电厂掺烧10%生物质），至少需要1亿吨生物质原料。而目前我国农林生物质电厂每年消耗约8500万吨生物质原料，在大部分地区已然浮现了原料无序竞争局面。尤其是，近年来动力煤平均售价均在1000元/吨以上高位徘徊，较往年几乎翻了一番。若燃煤机组再掺烧，势必会促进加剧原料竞争态势，导致原料价格进一步抬高。同时对应的物流运输、环保安全等在内的综合成本，继而将对整个电力市场和能源产业体系产生非常明显的负面影响。如此看来，《方案》对于我国生物质能产业的整体发展而言，无疑是雪上加霜。
虽然《方案》旨在推动煤电行业低碳化发展，减少煤炭使用和碳排放，助力碳达峰碳中和目标的实现。但是，任何政策或计划都有几率存在一定的弊端或挑战。尤其是，我们从更宏观的视角透析方案颁布的背后机缘，不免引人猜想。
就在《方案》发布前，也就是7月2日，生态环境部办公厅发布了《2023、2024年度全国碳排放权交易发电行业配额总量和分配方案（征求意见稿）》，其中专门规定，完整履约年度内，掺烧生物质（含垃圾、污泥）热量年均占比超过10%且不高于 50%的化石燃料机组，暂不纳入配额管理。值得一提的是，相对于上次也就是《2021、2022年度全国碳排放权交易配额总量设定与分配实施方案（发电行业）》，今年是第一次提出掺烧特殊的比例生物质不纳入配额管理的政策。
一方面是掺烧生物质占比超过10%不纳入配额管理，另一方面是要求煤电机组具备掺烧10%以上生物质燃料的能力。两个政策一前一后，看起来初衷都是为了推动发电行业向低碳绿色转型，但是，二者到底是因果（即后者是基于前者提出？）还是并列关系？都为推动行业发展？答案十分耐人寻味，恐怕也见仁见智。
众所周知，发电企业尤其是煤电企业一直是重点排放单位，据统计，截至2023年底，我国发电行业中煤电的装机容量占比为39.9%，煤电发电量占总发电量比重接近六成，仍是主力电源。因此，发电企业在全国碳排放权交易市场配额的发放、交易、清缴等环节扮演着重要的角色。同时，在节能降碳和加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系中，也应发挥无法替代的作用。
煤电机组掺烧生物质，不仅显著增加发电行业在生产经营、设备维护、安全监管等方面的成本，而且也将直接影响已被列为改造建设方式而且是首要“掺烧方式”的生物质能产业、行业、企业未来的发展。生物质和绿氨掺烧等路线不失为煤电低碳发电的技术创新，但是，这种对空白领域的尝试，如果仅仅是为了应对有关法律法规的要求，甚至是钻政策的空子，或者影响波及现有领域的发展，我们还须审慎看待。
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