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。

  导语：为全面贯彻党的二十大精神，认真落实党中央、国务院决策部署，加大节能降碳工作力度，统筹推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，助力实现碳达峰碳中和目标，2024年7月15日，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）》。

  到 2025 年，首批煤电低碳化改造建设项目全部开工，转化应用一批煤电低碳发电技术；相关项目度电碳排放较2023 年同类煤电机组平均碳排放水平降低 20%左右、明显低于现役先进煤电机组碳排放水平，为煤电清洁低碳转型探索有益经验。

  到 2027 年，煤电低碳发电技术路线进一步拓宽，建造和运行成本显著下降；相关项目度电碳排放较2023 年同类煤电机组平均碳排放水平降低 50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平，对煤电清洁低碳转型形成较强的引领带动作用。

  （一）生物质掺烧。利用农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，考虑生物质资源供应、煤电机组运行安全要求、灵活性调节需要、运行效率保障和经济可行性等因素，实施煤电机组耦合生物质发电。改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上生物质燃料能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。

  （二）绿氨掺烧。利用风电、太阳能发电等可再次生产的能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电，替代部分燃煤。改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。

  （三）碳捕集利用与封存。采用化学法、吸附法、膜法等技术，分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，通过压力、温度调节等方式实现二氧化碳再生并提纯压缩。推广应用二氧化碳高效驱油等地质利用技术、二氧化碳加氢制甲醇等化工利用技术。因地制宜实施二氧化碳地质封存。

  （一）项目布局。优先支持在可再次生产的能源资源富集、经济基础较好、地质条件适宜的地区实施煤电低碳化改造建设。因地制宜实施生物质掺烧项目，所在地应具备长期稳定可获得的农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源。实施绿氨掺烧的项目，所在地应具备可靠的绿氨来源，并有着非常丰富的可再次生产的能源资源以满足绿氨制备需要。实施碳捕集利用与封存的项目，所在地及周边应具备二氧化碳资源化利用场景，或具有长期稳定地质封存条件。

  （二）机组条件。实施低碳化改造建设的煤电机组应满足预期剩余常规使用的寿命长、综合经济性好等门槛，新上煤电机组须为已纳入国家规划内建设项目。优先支持采用多种煤电低碳发电技术路线耦合的改造建设项目。鼓励已实施低碳化改造建设的煤电机组逐步降低碳排放水平。鼓励承担煤电工业热电解耦及灵活协同发 电、煤电安全高效深度调峰等技术攻关任务的机组实施低碳化改造。鼓励煤炭与煤电联营、煤电与可再次生产的能源联营“两个联营”和沙漠、戈壁、荒漠地区大型风电光伏基地配套煤电项目率先实施绿氨掺烧示范。

  （三）降碳效果。2025 年建成投产的煤电低碳化改造建设项目，度电碳排放应明显低于自身改造前水平或显著优于现役领先水平，并较 2023 年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右。通过持续改造提升，2027 年建成投产的煤电低碳化改造建设项目，度电碳排放应较 2023 年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平。同等条件下，优先支持度电碳排放更低、技术经济性更好的项目。纳入国家煤电低碳化改造建设项目清单的机组，要全面梳理工程设计、建设、运行及降碳有关标准，依托项目建设推动标准更新、弥补标准空白。

  （一）加大资金支持力度。发挥政府投资放大带动效应，利用超长期特别国债等资金渠道对合乎条件的煤电低碳化改造建设项目予以支持。相关项目择优纳入绿色低碳先进的技术示范工程。项目建筑设计企业要统筹用好相关资金，加大投入力度，强化项目建设、运行、维护等资金保障。鼓励各地区因地制宜制定支持政策，加大对煤电低碳化改造建设项目的投资补助力度。

  （二）强化政策支撑保障。对纳入国家煤电低碳化改造建设项目清单的项目，在统筹综合经营成本、实际降碳效果和各种类型的市场收益的基础上，探索建立由政府、企业、用户三方共担的分摊机制，给予阶段性支持政策。鼓励合乎条件的项目通过发行基础设施领域不动产投资投资基金（REITs）、绿色债券或申请绿色信贷、科学技术创新和技术改造再贷款等渠道融资，吸引各类投资主体参与和支持煤电低碳化改造建设。

  （三）优化电网运行调度。研究制定煤电低碳化改造建设项目碳减排量核算方法。推动对掺烧生物质/绿氨发电、加装碳捕集利用与封存设施部分电量予以单独计量。电网企业要优化电力运行调度方案，优先支持碳减排效果突出的煤电低碳化改造建设项目接入电网，对项目的可再次生产的能源发电量或零碳发电量予以优先上网。

  （四）加强技术创新应用。统筹科研院所、行业协会、骨干企业等创新资源，加快煤电低碳发电关键研发技术。加强煤电掺烧生物质、低成本绿氨制备、高比例掺烧农作物秸秆等技术攻关，加快煤电烟气二氧化碳捕集降耗、吸收剂减损、大型塔内件传质性能提升、捕集—发电系统协同、控制流程的优化等研发技术，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。

  （一）项目组织。省级发展改革部门、能源主管部门、中央企业总部要组织项目单位编制煤电低碳化改造建设实施方案和项目申报材料，对相关材料的真实性、完整性、合规性进行严格审核把关后报送国家发展改革委、国家能源局。

  （二）项目实施。项目所在地省级发展改革部门、能源主管部门要会同有关部门加强对项目建设的原料燃料供应和用地用能等要素保障，强化指导支持和监督管理，确保项目按时开工和建成投产，指导各地市能源主管部门加强项目施工和运行安全管控。

  （三）宣传推广。国家发展改革委、国家能源局会同有关部门对地方报送 情况做核验，确有推广价值的，及时通过国内外重大场合予以宣传推介，并适时纳入产业体系调整指导目录、绿色低碳转型产业指导目录、绿色技术推广目录等。

  国家发改委、国家能源局发布《煤电低碳化改造建设行动方案(2024~2027）》，提出了三种改造建设方式，一是生物质掺烧，二是绿氨掺烧，三是碳捕集利用与封存。

  现有在运大型煤粉炉是不能直接掺烧生物质的，需要对锅炉做较大改造，包括锅炉的燃料输送和给料系统、燃烧器、炉膛、受热面、风烟系统、清灰和除渣系统、控制管理系统等都需要改造。

  查了一下，国外煤粉炉掺烧生物质成功案例是英国的两个电厂，-英国 Ferrybridge C 电厂 (4×500MW ）和英国 Drax 电厂(6×660MW）；国内是国家能源集团山东公司寿光1000兆瓦超超临界燃煤机，于2023年9月顺利完成机组直接掺烧生物质粉体燃料投料试运240小时。

  7月15日，国家发改委印发《煤电低碳化改造建设行动方案(2024—2027年)》的通知。

  还有碳捕集利用与封存。其中，绿氨掺烧方面指出：利用风电、太阳能发电等可再次生产的能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电，替代部分燃煤。

  改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。

  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，

  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，

  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）》，

  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

  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，

  为全面贯彻党的二十大精神，认真落实党中央、国务院决策部署，加大节能降碳工作力度，统筹推进存量煤电机组低碳化改造和新上煤电机组低碳化建设，加快构建清洁低碳安全高效的新型能源体系，助力实现碳达峰碳中和目标，国家发展改革委、国家能源局制定了《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》。

  到2025 年，首批煤电低碳化改造建设项目全部开工，转化应用一批煤电低碳发电技术；

  相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低20%左右、明显低于现役先进煤电机组碳排放水平，为煤电清洁低碳转型探索有益经验。到2027年，煤电低碳发电技术路线进一步拓宽，建造和运行成本显著下降；

  相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平，对煤电清洁低碳转型形成较强的引领带动作用。

  。利用农林废弃物、沙生植物、能源植物等生物质资源，考虑生物质资源供应、煤电机组运行安全要求、灵活性调节需要、运行效率保障和经济可行性等因素，实施煤电机组耦合生物质发电。改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上生物质燃料能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。

  。利用风电、太阳能发电等可再次生产的能源富余电力，通过电解水制绿氢并合成绿氨，实施燃煤机组掺烧绿氨发电，替代部分燃煤。改造建设后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，燃煤消耗和碳排放水平显著降低。

  。采用化学法、吸附法、膜法等技术，分离捕集燃煤锅炉烟气中的二氧化碳，通过压力、温度调节等方式实现二氧化碳再生并提纯压缩。推广应用二氧化碳高效驱油等地质利用技术、二氧化碳加氢制甲醇等化工利用技术。因地制宜实施二氧化碳地质封存。

  。发挥政府投资放大带动效应，利用超长期特别国债等资金渠道对合乎条件的煤电低碳化改造建设项目予以支持。相关项目择优纳入绿色低碳先进的技术示范工程。项目建筑设计企业要统筹用好相关资金，加大投入力度，强化项目建设、运行、维护等资金保障。鼓励各地区因地制宜制定支持政策，加大对煤电低碳化改造建设项目的投资补助力度。

  。对纳入国家煤电低碳化改造建设项目清单的项目，在统筹综合经营成本、实际降碳效果和各种类型的市场收益的基础上，探索建立由政府、企业、用户三方共担的分摊机制，给予阶段性支持政策。鼓励合乎条件的项目通过发行基础设施领域不动产投资投资基金（REITs）、绿色债券或申请绿色信贷、科学技术创新和技术改造再贷款等渠道融资，吸引各类投资主体参与和支持煤电低碳化改造建设。

  。研究制定煤电低碳化改造建设项目碳减排量核算方法。推动对掺烧生物质/绿氨发电、加装碳捕集利用与封存设施部分电量予以单独计量。电网企业要优化电力运行调度方案，优先支持碳减排效果突出的煤电低碳化改造建设项目接入电网，对项目的可再次生产的能源发电量或零碳发电量予以优先上网。

  。统筹科研院所、行业协会、骨干企业等创新资源，加快煤电低碳发电关键研发技术。加强煤电掺烧生物质、低成本绿氨制备、高比例掺烧农作物秸秆等技术攻关，加快 煤电烟气二氧化碳捕集降耗、吸收剂减损、大型塔内件传质性能提升、捕集—发电系统协同、控制流程的优化等研发技术，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。

  。国家发展改革委、国家能源局组织各地区和 有关中央企业申报实施煤电低碳化改造建设项目，按程序组织评审并确定国家煤电低碳化改造建设项目清单。省级发展改革部门、能源主管部门、中央企业总部要组织项目单位编制煤电低碳化改造建设实施方案和项目申报材料，对相关材料的真实性、完整性、合规性进行严格审核把关后报送国家发展改革委、国家能源局。省级发展改革部门、能源主管部门要发挥组织协调作用，指导项目单位做好项目审批（核准、备案）、环境影响评价，并组织并且开展节能审查和碳排放评价。中央企业以及它控股子公司项目由中央企业总部申报，其他项目由所在地省级发展改革部门、能源主管部门申报。

  。项目所在地省级发展改革部门、能源主管部门要会同有关部门加强对项目建设的原料燃料供应和用地用能等要素保障，强化指导支持和监督管理，确保项目按时开工和建成投产，指导各地市能源主管部门加强项目施工和运行安全管控。中央企业总部负责对本系统内项目实施管理，指导和督促项目单位认真做好工程建设各项工作，保障工程建设进度，确保工程质量和安全。国家发展改革委、国家能源局会同有关部门对项目实施情况开展评 估检查，对未达到降碳目标、弄虚作假、骗取政策支持及发生安全生产事故的单位，一经查实，依法依规追究有关人员责任，并视情节轻重扣减追回超发电价补贴。

  。省级发展改革部门、能源主管部门要及时跟进项目建设及运作情况，强化技术经济性优异、降碳效果非常明显的煤电低碳发电技术推广应用，有关情况定期报送国家发展改革委、国 家能源局。国家发展改革委、国家能源局会同有关部门对地方报送 情况做核验，确有推广价值的，及时通过国内外重大场合予以宣传推介，并适时纳入产业体系调整指导目录、绿色低碳转型产业指导目录、绿色技术推广目录等。

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