日前，从召开的第七届燃煤生物质耦合发电国际会议上获悉，为了实现中国能源的转型，并达到2030年非化石能源发电量占比不低于50%的目标，大力发展燃煤生物质耦合发电是必然的选择。

燃煤生物质耦合发电是一种成熟的可再生能源发电技术，通过现役煤电机组的高效发电系统和环保集中治理平台，可尽力消纳田间露天直燃秸秆，规模化协同处理污泥，实现燃料灵活性，降低存量煤电耗煤量，提升可再生能源发电量。

从煤电机组在电力结构中占主体地位的国情出发，燃煤生物质耦合发电是优化能源资源配置、破解污染治理难题、促进生态文明建设、推动经济社会绿色发展的有力举措。燃煤生物质耦合发电是降低二氧化碳和其他污染物排放的有效途径，可谓当前我国煤电转型升级的新路径。

成熟技术进入大规模推广阶段

燃煤生物质气化耦合发电技术门槛相对较低，是当前大型煤粉炉电站比较可靠可行的技术路线之一，已经具有应用和推广价值。

燃煤生物质耦合发电技术存在发电侧耦合、蒸汽侧耦合和燃烧侧耦合等多种技术形式。其中，燃烧侧耦合中生物质气化耦合技术是将生物质气化成热燃气，经过高温气固分离后直接送入锅炉与燃煤混燃，利用大型燃煤电站高参数发电机组进行高效发电。

由于气化温度较低，同时，生物质中的大部分灰分在炉前被去除，燃气燃烧对于锅炉的影响远小于生物质制粉直接喷入炉膛燃烧。因此，生物质气化耦合更易于实现与燃煤电站深度耦合，协同发电，是最有推广前途的技术之一。

我国目前燃煤机组种类较多，采用何种耦合技术需要因地制宜，要采用合理、合适的项目技术路线，达到项目运行稳定、监测客观科学的基本要求。以气化耦合技术路线为例，其优点是对于煤粉炉本身改造很少，燃料在线监测相对较为简单、可靠，缺点是对燃料的多品种、不同品质的适应性相对较差，相应的关键技术研发和装备应用还需要实践检验。另外，生物质与燃煤直接混合燃烧耦合发电技术虽然运行效率高、技术成熟，但是也存在生物质燃料应用量的在线监测难题。

国电、大唐等多家大型发电集团都积极推进燃煤生物质气化耦合发电技术，其中国电长源与合肥德博生物能源科技有限公司(简称合肥德博)开发建设的荆门10.8兆瓦生物质耦合发电项目已经稳定运行近5年时间，标志着燃煤生物质气化耦合发电技术已经完成技术示范，可以进入大规模商业推广阶段。

我国生物质气化技术的开发时间较长，积累了多年的研发运行经验，这也为耦合发电项目提供了技术条件。而我国耦合发电产业的不足主要体现在整体技术发展时间较短，工程实践较少，专业人才紧缺，在大型化、标准化以及进一步深度耦合等技术环节还需要突破。

随着我国碳减排制度体系建设和碳排放交易市场建设的日趋完善，燃煤生物质耦合发电将迎来良好的发展机遇。碳减排是我国经济社会绿色低碳可持续发展的客观要求，燃煤生物质耦合发电具有生物质能电力二氧化碳零排放的特点，可较大幅度消减煤电的碳排放。

目前，国际上燃煤生物质耦合发电技术已较为成熟，而我国在这一领域总体上尚处于起步阶段。我国可作为能源利用的农作物秸秆及农产品加工剩余物、林业剩余物和能源作物等生物质资源总量每年约4.6亿吨标准煤，而目前我国生物质能利用量约3500万吨标准煤/年，利用率仅为7.6%。截至2016年，我国的生物质发电装机为1214万千瓦，其中农林生物质发电605万千瓦，还有部分垃圾焚烧发电和沼气发电，生物质发电装机容量占比不到1%。

我国煤电机组发电小时数持续下降，2016年已经低于4100小时，煤电机组的高效发电平台以及有大量剩余发电负荷存在，为生物质与燃煤耦合提供了基础条件。如果每年我国有50%的生物质用于发电，那么可发电量约7200亿千瓦时，是2016年全国发电量的12%，折算成装机容量约1.8亿千瓦。到2020年，燃煤装机容量达到11亿千瓦，如果50%与生物质掺烧，那么燃煤生物质耦合发电机组总容量可以达到5.5亿千瓦，按平均掺烧量为10%估算，则折算生物质发电装机容量可达到5500万千瓦。

国家相关部门重视进一步推进燃煤生物质耦合发电及其相关产业的发展，已将燃煤生物质耦合发电纳入《“十三五”国家战略性新兴产业发展规划》《电力发展“十三五”规划》《能源技术创新“十三五”规划》和《“十三五”节能减排综合工作方案》等产业规划和行动方案，这必将推动燃煤生物质耦合发电在我国的大力发展。

相关资料显示，近期，一批燃煤生物质耦合发电试点项目建设已经启动，国家支持吉林大唐长山热电厂开展燃煤与农作物秸秆耦合发电技术改造试点工作，广东、宁夏、湖北等地也已启动了一批燃煤与农林生物质、污泥耦合发电的试点项目。