在全球积极应对气候变化、我国坚定推进“双碳” 目标的大背景下，能源领域的变革刻不容缓。燃煤掺烧作为煤炭清洁高效利用的关键路径，正处于政策与技术深度变革的前沿。国家发改委《煤电低碳化改造行动方案(2024—2027 年)》的发布，犹如一颗投入平静湖面的石子，激起千层浪，为燃煤掺烧的发展带来了全新的格局与方向。方案明确指出，到 2025 年，首批煤电低碳化改造项目将全面开工，并要通过技术改造实现度电碳排放较 2023 年降低 20% 的目标。这一政策不仅清晰划定了燃煤掺烧的技术红线，还对高碳机组淘汰机制提出了明确要求，为整个行业的转型升级照亮了前行的道路。
2025 年技术改造红线：15%掺烧比例与降碳硬指标
根据《行动方案》，2025年燃煤机组需完成低碳化改造的“硬性门槛”涵盖多个关键方面。
生物质掺烧比例不低于 10%
政策着重要求，改造后的煤电机组必须具备掺烧10%以上生物质燃料的能力。生物质掺烧技术巧妙地将农林废弃物、能源植物等可再生资源加以利用，通过与煤炭的耦合燃烧，直接减少了燃煤的消耗。以山东十里泉电厂为例，其凭借先进的技术和完善的管理体系，成功实现了15% 的生物质掺烧比例，每年减排二氧化碳超40万吨，这一显著成果为行业树立了良好的榜样。生物质能作为一种绿色可再生能源，在掺烧过程中，其含碳量相对较低，且生长过程中吸收二氧化碳，实现了一定程度的碳循环，从而有效降低了煤电生产过程中的碳排放。同时，大量农林废弃物的合理利用，也解决了废弃物处理难题，具有良好的环保和社会效益。
绿氨掺烧技术突破
利用可再生能源电解水制绿氢，再合成绿氨进行掺烧，为替代燃煤开辟了一条极具潜力的新路径。《行动方案》明确提出，绿氨掺烧比例需达10%以上。广东台山电厂的工业级掺氨燃烧试验成果令人瞩目，掺烧10%绿氨可使机组碳排放降低18%。绿氨的生产过程基于可再生能源，从源头上减少了碳排放。在燃烧过程中，绿氨相较于传统煤炭，不会产生二氧化硫、氮氧化物等污染物，极大地改善了电厂的排放情况。而且，随着可再生能源发电成本的逐渐降低，绿氨的制备成本也有望进一步下降，为其大规模应用提供了经济可行性。
碳捕集利用与封存(CCUS)商业化落地
政策大力鼓励采用化学法、吸附法等技术捕集烟气中的二氧化碳，并积极推广地质封存或化工利用。华能集团上海石洞口电厂的 CCUS 项目堪称行业典范，已实现年捕集二氧化碳12万吨，这一数据直观地展现了CCUS技术的巨大潜力，其效果相当于再造6000亩森林。CCUS 技术能够将煤电生产过程中产生的二氧化碳进行有效捕集，避免其直接排放到大气中。通过地质封存，二氧化碳可以在地下深处实现长期稳定存储;而化工利用则将二氧化碳转化为有价值的化工产品，如甲醇等，实现了资源的循环利用，为企业带来额外的经济效益，推动了煤电行业向低碳、循环经济模式的转变。
机组淘汰预警：三类高碳机组面临清退
在全力推进技术改造的同时，政策对高碳机组设立了淘汰预警机制，以下三类机组将优先被纳入关停名单。
小型低效机组
单机容量5万千瓦及以下的纯凝煤电机组，这类机组由于规模小，设备和技术相对落后，发电效率低下，单位发电量的能耗和碳排放较高。在大电网覆盖范围内，单机10万千瓦以下纯凝机组也面临淘汰，其在能源利用效率和环保指标上，已难以满足当下的发展需求。运行满20年的30万千瓦以下纯凝机组，长期运行导致设备老化严重，维护成本增加，且性能下降，无法达到新的能效和环保标准。这些小型低效机组在能源供应体系中的作用逐渐减弱，淘汰它们有助于优化能源结构，提高整体能源利用效率。
能效不达标机组
改造后供电煤耗仍高于《常规燃煤发电机组单位产品能源消耗限额》标准的机组，将面临强制关停。部分亚临界机组就是典型例子，因其能效低下，已被列入地方淘汰清单。供电煤耗是衡量机组能效的重要指标，高煤耗意味着更多的煤炭消耗和更高的碳排放。随着技术的不断进步，新的高效机组不断涌现，能效不达标机组继续运行不仅造成资源浪费，还对环境产生较大压力，淘汰它们是推动行业能效提升的必然选择。
环保不达标机组
污染物排放不符合国家超低排放标准，且未实施环保改造的机组将被清退。据相关数据显示，全国仍有近 15% 的煤电机组未完成超低排放改造。这些机组在运行过程中，向大气中排放大量的二氧化硫、氮氧化物、颗粒物等污染物，严重影响空气质量，对生态环境和居民健康造成威胁。在环保要求日益严格的今天，此类机组已无法适应时代发展的需要，淘汰环保不达标机组是改善环境质量、实现绿色发展的关键举措。
技术升级路径：从示范到规模化的三重突破
为顺利实现 2025 年降碳目标，政策明确规划了三条技术升级路径。
生物质掺烧：破解原料供应难题
生物质掺烧面临着诸多挑战，其中生物质资源分布不均、收集成本高是较为突出的问题。以东北地区为例，秸秆掺烧占比受限于季节性供应，冬季秸秆收集难度大，储存也面临诸多困难。为解决这些问题，建立区域性 “生物质银行” 成为一种创新解决方案。通过对生物质原料进行集中收集、存储和预处理，提升了燃料的稳定性和供应的可靠性。安徽宿州电厂采用秸秆成型燃料技术，将秸秆压缩成密度高、便于储存和运输的成型燃料，实现了掺烧比例稳定在 25% 的佳绩。同时，利用现代信息技术，构建生物质资源信息平台，实时掌握资源分布和供应情况，优化收集和运输路线，降低了收集成本，为生物质掺烧的规模化发展奠定了基础。
绿氨掺烧：打通可再生能源制氢链条
低成本绿氢制备与掺烧稳定性控制是绿氨掺烧的关键技术。吉林白城电厂利用当地丰富的风电资源，通过电解水制氢，成功将合成绿氨成本降至3000元/吨以下，具备了商业化潜力。在掺烧稳定性控制方面，科研人员通过对燃烧过程的深入研究，优化燃烧器设计和控制系统，实现了绿氨与煤炭的均匀混合和稳定燃烧。此外，加强与可再生能源发电企业的合作，建立稳定的绿氢供应渠道，确保绿氨生产的原料充足。同时，开展绿氨储存和运输技术研究，提高绿氨的储存稳定性和运输安全性，进一步推动绿氨掺烧技术从示范走向规模化应用。
CCUS：降本增效是核心
华能集团在 CCUS 技术研发方面取得重大突破，研发的二氧化碳吸收剂损耗率降至0.5千克/ 吨以下，捕集成本较传统技术降低40%。通过改进吸收剂配方和工艺，提高了吸收剂的吸收效率和循环使用次数，降低了吸收剂的损耗。在商业模式创新上，胜利油田将捕集的二氧化碳用于驱油，每吨可增收35元，形成了“捕集 - 利用”闭环。这种创新模式不仅解决了二氧化碳的排放问题，还为企业创造了新的经济效益。此外，加强与化工企业的合作，拓展二氧化碳的化工利用途径，生产更多高附加值的化工产品，进一步提升了CCUS项目的经济性和可持续性。
政策保障：资金、调度、创新三维支持
为有力推动技术改造，政策配套了多重保障措施。
资金支持
超长期特别国债对符合条件的项目提供30%以上资本金支持，为企业开展技术改造减轻了资金压力，降低了融资成本。绿氨掺烧项目可申请低碳转型基金，该基金专门用于支持绿色低碳技术的研发和应用，为绿氨掺烧项目提供了专项资金保障。同时，政府还通过税收优惠、贷款贴息等方式，进一步鼓励企业加大对燃煤掺烧技术改造的资金投入，引导社会资本向绿色能源领域流动。
电网优先调度
对掺烧生物质 / 绿氨的发电量单独计量，并优先上网。这一政策保障了掺烧机组的发电收益，提高了企业参与技术改造的积极性。通过单独计量，能够准确评估掺烧机组的发电贡献和降碳效果，为政策的进一步优化提供数据支持。优先上网确保了掺烧机组所发电力能够及时输送到电网，满足社会用电需求，同时也避免了因电力消纳问题影响机组的正常运行。
技术创新奖励
对突破10%以上掺烧比例的技术团队，给予千万元级研发补贴。这一高额奖励政策激发了科研人员的创新热情，吸引了更多优秀人才投身于燃煤掺烧技术研发领域。同时，鼓励企业与高校、科研机构开展产学研合作，整合各方资源，共同攻克技术难题，加速技术创新成果的转化和应用，推动燃煤掺烧技术不断迈向新高度。
结语：
在“双碳”目标下，燃煤掺烧已不再是简单的能源补充，而是承担起连接传统能源与可再生能源的关键角色。通过技术改造红线的划定与高碳机组的淘汰，行业正加速向清洁低碳转型。未来，随着生物质供应链完善、绿氨制备成本下降以及CCUS技术成熟，燃煤机组有望从“碳排放大户”蜕变为“灵活调节资源”，为能源安全与碳中和目标提供双重保障。
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