国家发展改革委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024~2027年）》，明确煤电降碳的3种技术路径。其中，生物质掺烧技术路线成本最低，且有成功先例。
因地制宜选择生物质掺烧技术路线，减少对锅炉的“负面”影响；准确计量监测生物质掺烧量和发电量，科学界定低碳化改造成果和绿电市场化价值；建立适合不同地域、不同季节、不同燃料的收储运体系和运行机制，确保燃料的可持续供应——上述3个环节是确保煤电掺烧生物质技术路线是否成立、能否可持续运行的关键。
近年来，吉林、山东、湖北等地的燃煤电厂实施生物质掺烧示范改造，既有成功案例，也有经验和教训。一是部分项目在生物质掺烧技术路线上“走了弯路”，生物质气化工艺和设备选择不合理，运行效率低、成本高；二是没有解决生物质燃料（燃气）用量和上网电量计量问题；三是燃料收储难，秸秆收集量受地域、季节的影响波动较大；四是生物质挥发分含量和成分与煤不同，燃料特性的变化，导致锅炉燃烧不稳定，燃烧效率降低，玉米秸秆中的碱金属对锅炉的腐蚀不可小视。
煤电掺烧生物质符合国内外煤电低碳改造技术方向。我国煤电碳排放占碳排放总量约40%，已成为能源低碳转型的短板。如何保障煤电在发挥能源安全兜底作用的前提下实现低碳转型，时间紧、难度大。
生物质在生长和燃烧全生命周期内接近零排放二氧化碳。多年来，国内生物质电厂发展积累了丰富经验，在设备制造、运行管理和燃料收储等方面日益成熟，可为煤电掺烧生物质提供参照。
实现煤电掺烧生物质降碳目标，要坚持先立后破的原则，围绕探索优化耦合燃烧技术，加快建立生物质燃料消耗量、发电量计量体系和监管方式，因地制宜建立生物质燃料收储运体系和运行机制，科学制定鼓励煤电机组低碳化改造的政策体系等，系统谋划，久久为功，促进煤电机组低碳化改造示范项目行稳致远。
一是因地制宜选择煤电掺烧生物质技术路线。燃煤掺烧生物质发电分为直接掺烧、气化掺烧等多种技术路线，但不同技术路线对燃料的适应性、锅炉运行效率等影响各有不同。要借鉴国内外先进经验，优化耦合燃烧技术，合理调整锅炉燃烧参数，探索创新技术可行、经济合理、适合中国生物质资源特点的掺烧技术路线，从而提高锅炉对燃料的适应性和燃烧效率。尤其是在北方玉米秸秆燃料多的地区，宜采用生物质气化工艺，减少碱金属对锅炉的腐蚀影响。
二是加快建立生物质燃料消耗量、发电量计量体系和监管方式。加强生物质燃料或燃气的计量技术和装备研发，科学选择生物质燃料或燃气消耗量、发电量的计量方式，制定生物质燃料或燃气消耗量和发电上网电量的标准流程和监管体系，建立绿色低碳评估体系，这是衡量煤电低碳化改造是否成功、能否达到碳排放水平降低目标的前提，也是未来生物质绿电实现生态化、市场化价值的前提。如果生物质发电上网电量计量不准确，煤电掺烧生物质就是一笔“糊涂账”，是否“低碳”无法考核和监管，与改造目标“背道而驰”。
三是建立生物质燃料收储运体系。我国生物质资源区域性、季节性差异较大。煤电企业要广辟渠道、未雨绸缪，建立与企业需求量匹配、自主可控的燃料收储运体系。中国工程院院士倪维斗提出利用我国广阔的边际土地种植速生高产的能源植物，如超级芦竹等，是解决生物质燃料大规模生产和可靠供应的长远之策。企业可以采取收集农林废弃物和培育能源植物相结合的燃料收、储、运模式，种植能源植物不但可以保障燃料稳定供应，增强“降碳增效”能力，而且能源植物在生长期还会产生“碳汇”作用。
生物质成型燃料作为商品燃料，具有方便运输储存、质量均衡，便于机械化、自动化上料等优点。近年来，由于生物质成型燃料和木片质量好、发热量高，市场交易量不断增长，经济运输半径可达500~1000千米，企业可采取自主收集与社会采购相结合的运行机制，通过综合比价，选择直燃秸秆包或成型燃料。
四是建立科学的政策体系。在“双碳”目标下，调节性、支撑性煤电将长期承担能源安全压舱石的作用，煤电掺烧生物质实现低碳改造目标不是权宜之计，而是实现“双碳”目标的战略选择。有关部门要总结煤电掺烧生物质成功案例，出台掺烧生物质技术路线导则，引导企业科学决策。建立有效的生物质燃料或燃气消耗量、发电量在线监测计量和监管机制，创造公平合理的竞争环境，促进企业降碳增效。加强与节能减排、绿电证书和碳市场建设等政策有效衔接，提高企业盈利能力，促进企业积极走上绿色降碳之路。适时建立碳税机制，提高化石能源使用成本，以市场化机制鼓励煤电企业掺烧低碳、低成本的生物质燃料。
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