在全球能源转型与 “双碳” 目标的紧迫使命下，国内大型燃煤电厂正积极投身于耦合掺烧项目的探索与实践，力求在稳定电力供应的同时，实现节能减排与绿色发展的双重目标。2025 年，这些项目在技术创新、规模拓展以及环境效益等多方面均取得了突破性进展。

  内蒙古自治区发改委积极谋划储备了总投资达 300 余亿元的煤电低碳化改造项目，其中生物质掺烧项目有 12 个，分布于鄂尔多斯市、锡林郭勒盟等多个地区，计划被列入 “优先安排超长期特别国债” 名单。这些项目的实施，将有效提升内蒙古地区燃煤电厂的绿色发展水平，为当地能源结构调整注入新动力。

  国能广投柳州发电有限公司的生物质耦合掺烧发电项目备受瞩目。该项目是一个技改项目，设计每年可处置 8 万吨废弃生物质，包括甘蔗叶、桉树枝等，能代替标煤 3 万吨，减少碳排放约 8 万多吨。目前，公司正积极地推进二期建设，建成后预计每年可处置废弃生物质 30 万吨，占公司总能源消耗量的 10%。这不仅有助于降低机组经营成本，还能促进柳州市及周边区域可再次生产的能源的开发利用。

  国内大型燃煤电厂在耦合掺烧技术上不停地改进革新，形成了多种成熟的技术路线。但在技术应用过程中，也面临着一些难题。

  山东十里泉电厂采用生物质制粉直接掺烧技术，将生物质破碎制成粉末，再利用气力输送等方式送入锅炉与煤粉一同燃烧，实现了生物质与煤炭的高效混合燃烧。在项目初期，电厂遇到了生物质粉末在气力输送过程中易堵塞管道的问题。通过优化输送管道的管径、增加清扫装置以及调整输送气体的流速和压力等措施，成功解决了这一难题，保障了生物质粉末的稳定输送。

  湖北荆门电厂、湖北华电襄阳发电有限公司则采用生物质气化后间接掺烧技术。先将生物质原料经气化设备转化为可燃气体，然后送入电站锅炉与燃煤混合燃烧。在技术应用中，曾出现气化设备产气不稳定的情况，影响了后续的燃烧效率。电厂通过引入先进的气化控制技术，精确调节气化过程中的温度、压力和原料配比，提高了气化设备的稳定性和产气效率，减少了污染物排放。

  此外，部分电厂还采用与燃煤锅炉并联耦合发电技术，利用专门的生物质燃烧设备，使生物质燃烧产生的热量传递给蒸汽系统，与燃煤锅炉产生的蒸汽一同推动汽轮机发电，实现了能源的梯级利用。在该技术实施过程中，遇到了生物质燃烧设备与燃煤锅炉蒸汽参数匹配不佳的问题。通过对蒸汽系统来进行优化设计，增加蒸汽调节装置，实现了两者蒸汽参数的良好匹配，提高了能源利用效率。

  从环境效益来看，大型燃煤电厂耦合掺烧项目成果斐然。生物质发电碳排放强度极低，仅为燃煤的 1.8% 左右。湖北华电襄阳发电有限公司的掺烧生物质发电的机组，每年可实现减排二氧化碳 5 万吨，为当地的环境保护做出了重要贡献。

  众多项目还有效利用了农林废弃物等生物质资源，减少了因弃置、焚烧这些废弃物造成的环境污染。华能日照电厂 68 万千瓦机组耦合生物质发电示范项目，每年能消纳大量生物质废弃物，实现了资源的循环利用和环境的保护。

  随着社会对清洁能源需求的一直增长，以及对环境保护重视程度的日益提高，煤电耦合掺烧项目的市场需求呈现出强劲的上涨的趋势。一方面，工业领域对绿色电力的需求持续攀升，许多高耗能企业为降低自身碳排放，更倾向于采购由煤电耦合掺烧项目生产的低碳电力。例如，一些钢铁、化工企业纷纷与周边开展耦合掺烧项目的电厂签订长期供电协议，以满足其生产的全部过程中的绿色能源需求。另一方面，居民对绿色生活质量的追求也促使电力市场对清洁能源的需求增加，煤电耦合掺烧项目所发电力因其较低的碳排放，更符合居民对绿色电力的期望，在民用电力市场中具有较大的竞争优势。

  此外，随着分布式能源系统的发展，煤电耦合掺烧项目还可以与分布式能源相结合，为社区、商业综合体等提供冷、热、电三联供服务，进一步拓展市场空间。从长远来看，随着全球对气候变化问题的关注度逐步的提升，碳交易市场的逐步完善，煤电耦合掺烧项目凭借其显著的碳减排优势，在碳交易市场中也将获得更多的经济收益，这将逐步推动项目的发展。

  政策支持为大型燃煤电厂耦合掺烧项目的发展提供了有力保障。《关于大力实施可再次生产的能源替代行动的指导意见》《煤电低碳化改造建设行动方案(2024 - 2027 年)》《产业体系调整指导目录(2024 年本)》等政策文件，将火电掺烧低碳燃料列入鼓励类项目电力板块，并明白准确地提出实施煤电机组耦合生物质发电，规定了掺烧比例。然而，在项目实施过程中，也可能面临一些政策风险。

  政策补贴的不确定性是一大风险因素。尽管目前政策对煤电耦合掺烧项目给予了一定的补贴，但随着项目数量的增加和财政压力的变化，补贴政策可能会做调整。如果补贴标准降低或补贴期限缩短，将直接影响项目的经济效益，增加项目的经营成本，部分项目甚至有可能因补贴不足而难以持续运营。例如，某电厂在项目初期因补贴政策的支持，项目运营良好。但随着补贴政策的调整，补贴金额减少，电厂面临着成本上升的压力。为应对这一风险，该电厂积极拓展碳交易市场收益，通过精准核算碳减排量，在碳交易市场中获得了额外的经济收入，缓解了补贴减少带来的压力。

  政策标准的变化也可能带来风险。政策对耦合掺烧项目的技术标准、污染物排放标准等要求可能会随技术发展和环保要求的提高而一直更新。若电厂不能及时满足新的政策标准，在大多数情况下要投入大量资金进行设备改造和技术升级，这对于一些资金紧张的电厂来说，可能会造成较大的金钱上的压力，甚至影响项目的正常运行。某电厂在政策标准更新后，面临着污染物排放标准提高的问题。电厂通过与科研机构合作，研发了新型的污染物处理技术，不仅满足了新的政策标准，还降低了污染物处理成本，提升了电厂的环保水平。

  政策执行的差异也不容忽视。不一样的地区在政策执行过程中有几率存在理解和执行力度的差异，这可能会引起项目在审批、建设和运营过程中面临不同的政策环境。例如，某些地区对项目的审批流程繁琐、时间过长，会影响项目的建设进度;而在运营过程中，不一样的地区对补贴发放、监督管理力度的不同，也会影响项目的运营效益和稳定能力。某电厂在不一样的地区建设耦合掺烧项目时，就遇到了审批流程差异的问题。在一个地区，审批流程繁琐，耗时较长，影响了项目的进度。电厂通过成立专门的政策协调团队，加强与当地政府部门的沟通协调，熟悉当地政策执行细则，成功缩短了审批时间，保障了项目的顺利推进。

  随着技术的慢慢的提升和政策的持续支持，2025 年国内大型燃煤电厂耦合掺烧项目正稳步推进，在实现绿色发展的道路上迈出坚实步伐，为我国能源领域的转型升级贡献重要力量。但同时，也要关注市场需求变化和政策风险，采取比较有效措施加以应对，以确保项目的可持续发展。

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