一、煤电排放占我国碳排放的最大份额
国际能源署在其《2050年能源零排放路线图报告》中指出，CO2排放的重点能源行业是电力、工业、交通和建筑这四大领域，并且强调，电力领域应是全球最先实现零碳化的重点排放领域。报告提出了到2040年，全球煤电从能效最低的亚临界机组开始，燃煤电厂将逐步被完全淘汰的路线图。我国的燃煤发电的总装机容量到2021年已达11亿千瓦，虽然其占比已经降低至50%以下，但煤电的发电量占比仍然超过60%。2020 年我国碳排放总量113亿吨，其中能源领域碳排放99亿吨，占比88%；全国火电发电量为53300亿度，碳排放实际统计数据为51.2亿吨，占当年我国CO2总排放量比重的51.76%。况且，随着工业化、城镇化深入推进，我国能源消费总量将在 2030 年前后达峰后，电力需求仍将持续增长。严峻的现实是，要实现碳达峰和碳中和，能源是主战场，煤电减碳是主力军。不首先实现煤电大幅度减碳，“双碳”目标是不可能达到的。
二、无可替代
根据我国电力发展规划，到2030年，可再生的风电和太阳能发电的总装机容量将达到12亿千瓦以上，但在“双碳目标”和建立以新能源为主体的新型电力系统的推动下，预计到2030年，新能源装机将大大超过原规划而会达到17亿千瓦以上。但是必须看到，风电和太阳能发电有着不可忽视的短板，那就是“不可控”， 是一个不稳定的间歇电源。其装机的发电能力严重受限于昼夜日照、季节变化、天气阴晴、风力大小等自然气象条件的限制。据报道，2019年在全国非化石能源发电量占比仅为32.6%情况下，风电和光电就已经普遍面临并网难、消纳难、调度难等问题。2021年2月，美国德克萨斯州因严寒天气，全州电网在4分钟内完全崩溃。450万户家庭和大量企业失去电力；长达数天的断电造成近百人死亡。其中一个主要原因，是已占相当产能比的风电和光伏电源，因风叶冻结和连续阴霾天气而无法出力。我国去冬今春南方数省频繁拉闸限电，则是因降雨少影响水力发电，以及风、光条件差影响到风电和光伏电的正常运行。
实际上，我国现有的大型煤电机组在我国电力生产中的基础支撑作用将难以替代。首先，我国煤电为主的电源结构是我国缺油少气、煤炭丰富的资源禀赋特点决定的，是建国以来70多年，尤其是近30多年来全国电力战线广大干部职工和技术人员，经过自力更生艰苦奋斗、引进消化吸收国外先进技术、大胆积极创新建立起来的，形成了一个世界最大和领先、布局合理、稳定可靠的煤电生产和电力输送配置的巨大系统，强有力保障和支撑了国家的能源安全、生产和社会发展、人民生活水平不断提高的需要。我国已经成为世界煤电生产最强国，这个历史过程和结果具有巨大的惯性，改变起来绝非短期，更非一朝一夕之功。
随着我国产业结构的调整和城市化进程，电力需求侧的结构性变化明显，负荷不稳定和变化幅度增加剧烈，要求发电侧具有深度随动的主动性，电网的调度调节高度灵活。如上所述，风电和光伏发电在目前大规模储能技术未获突破的情况下，完全不能满足这些要求，而我国大型煤电系统则能适应需求侧的变化。
如前所述，我国已建成的大容量超（超）临界参数和亚临界参数机组的总容量有8.73亿千瓦，这些机组及其配套设施、输配电系统的资产总量高达数以10万亿人民币。这笔庞大的资产是国家和人民长期奋斗积累起来的财富。这些机组服役时间大都不长，正当“青春”和“年富力强”的好年华，决不能轻易地让它们以“低碳转型”的名义提前退役，造成不可挽回的巨大损失。如果以全新的生产、储能（目前还没有成熟的技术）和不稳定的风光发电系统来替换上述煤电系统的电量生产能力，其投资和运行成本的高企将可想而知。
三、生物质与煤耦合发电是煤电
生物质发电和风力发电、太阳能发电等可再生能源电力一样，都是（近）零碳排放的电力生产方式，而且还具有风力发电和太阳能发电所没有的优势：即在自然界，年度再生的农、林剩余物资源量比较稳定；燃料可以运输、储存以便常年均衡使用。利用大型高效燃煤机组混烧生物质燃料发电，是国际上实现生物质发电的一种先进技术。不仅比现有的生物质直燃发电(一般为中、小发电厂)的发电效率高，而且可以明显降低煤电机组的碳排放量，提高煤—生物质耦合发电的灵活性，加强煤电生产的可持续性，是煤电走向低碳化一条现实可行、也是唯一的路径。
国际上在大型燃煤发电厂中采用生物质混烧技术，源于1997年12月在日本京都通过的《联合国气候变化框架公约的京都议定书》。该议定书的目的，是限制发达国家二氧化碳的排放量以抑制全球气候变化。自那时以来，发达国家尤其是欧盟国家，就开始在法规政策和技术上采取各种措施以降低煤电的碳排放。其中最主要的技术，就是采用燃煤与生物质耦合混烧发电。生物质混烧技术逐步成熟起来后，得到了很好的推广和应用。
四、英国和丹麦关闭煤电的底气
以丹麦为例。2017年，现代生物能源已经占到可再生能源的近七成(69%)。其最主要的贡献，是在热电联产领域以生物质燃料特别是生物质成型颗粒燃料替代煤炭。由于在技术上解决了多掺富含钾和氯的秸秆易产生锅炉结焦的问题，1992年，功率为7.8万千瓦的midkraft发电厂使用秸秆与煤混燃发电即已达到50%:50%的比例，年消化秸秆7万吨。1999年，丹麦已实现使用120万吨秸秆(占全国年产秸秆350万吨近三成)及20万吨木切片与煤混燃发电的目标(原料不足部分进口)。丹麦能源信息署(EnergiNet) 估计，生物质能已占到全国发电能源消费量的四分之一以上；并预计，随着越来越多的生物质(包括沼气)热电联产项目投产，到2026年这个数字将提高为57%。英国则是在在强有力的激励政策推动下，从上世纪末起，煤电生物质耦合发电得到强劲的发展。经过20多年的煤电厂生物质耦合混烧燃煤发电的实践，最终使英国所有的大型燃煤电厂全部改造成为生物质混烧。最典型的是英国装机容量最大Drax电厂。该电厂共装有6台66万千瓦燃煤机组。从2003年在一台机组上改造混烧5%的生物质开始，不断增加生物质混烧比，直至全部煤电机组均改造成生物质混烧，最终于2018年实现了4台66万千瓦煤电机组100%燃烧生物质颗粒燃料。成为世界上最大的生物质燃料火电厂。与此同时，该厂通过国内外两个市场，解决了年需1000万吨生物质颗粒燃料的供给问题。因此，根据他们的经验，大型燃煤机组进行煤—生物质混燃发电在技术上是十分成熟的，为我国煤电行业借鉴国际经验实现低碳转型展示了一条康庄大道。而且我国大型燃煤机组的特殊优势是可以使煤—生物质混烧发电如虎添翼。其优势之一是我国的燃煤机组世界最高供电效率和最低供电煤耗，其二具有深度调峰的负荷调节技术， 使机组负荷调节范围达到100%—20%，第三是烟尘、SO2、NOX等常规大气污染物都能达到超低排放。
1. “绿色”发电指标，即规定所有发电公司必须完成一定指标的碳零排放发电量；
3. 完不成“绿色”发电“指标的予以惩罚；
正因为有了如此的成功变革，英国和丹麦才有底气正式宣布，将分别在2025年和2030年，全部关闭所有的煤电厂。丹麦和英国等国的经验表明，燃煤火电厂要实现通过煤-生物质混烧达到低碳发展的目的，必须具备三个条件：
2、建立可靠的生物质燃料的供给市场；
而前提条件则是，必须要有足够而且比较稳定的生物质燃料供应。在生物原料资源方面，我国有着不可忽视的优势。
中国的国情决定，我们不可能像欧美国家那样大量进口生物质能的原料。因此，决定我国当前和今后大规模应用生物质能的关键，首先是资源量潜力，其次是将理论资源潜力转变为实际应用的能力。
我们对边际土地种植能源植物的巨大潜力的精确测算结果是，适宜种植能源植物(灌木，草类)的3类边际土地即灌木林、疏林地和低覆盖度草地，面积合计为1.79亿公顷；以1公里栅格为单位，先计算出180万个土地单位的净初级生产力(NPP)，而后折算为能源植物的生物量和地上部(可利用)生物量，再折算为能量。将年能源植物能量加上估算的可利用年有机废弃物(包括农作物秸秆、农产品加工剩余物、畜禽粪便、林业抚育、采伐和加工剩余物、城市生活垃圾、工业废水/生活污水和餐饮废油)折能量，得到年生物质能总资源量为9.56亿吨标准煤(考虑到畜禽粪便、废、污水和废油不适宜耦合发电，发电可用生物质资源量为5.69 吨标准煤)。需要强调指出的是，该资源潜力是能源植物在完全自然(生长)条件下的情况。如果人工种植，必然会增加投入(水、肥，选种等)和管理，则能源植物的生物量和能源潜力将可翻一、两番甚至更多。与此同时，随着生产和生活水平的不断提高，城乡有机垃圾的资源量也还会继续增加。扩大造林面积也将增加“三剩物”的产出。因此，届时生物质可利用的年资源量将超过20亿吨标准煤。而当前我国用于发电的燃煤量每年约折合为16亿吨标准煤。
而如果换一个角度看，这样一个年总产值超万亿元的巨大支柱型产业和市场，包括极其大量的劳动力岗位，恰恰是振兴乡村的急需。一些生物质直燃电厂前几年参与扶贫攻坚的实践已证明，农村存在大量废弃的和无人收获的农、林有机物。只要设立常年的收购站，一个弱劳力甚至残疾人，靠收集出售这些原料，年收入也能上万元甚至数万元。
六、对我国高质量低碳发电的几点建议
1. 首先是采用已经经过示范运行的煤电升级改造创新技术，对现有在役的煤电机组进行升级改造，除了将落后低效率高煤耗的机组进行淘汰外，对所有在役的煤电机组，包括30万千瓦、60万千瓦和100万千瓦等级的亚临界、超临界和超超临界机组，制定具体的供电煤耗要求和碳排放强度标准，以及灵活性低负荷性能要求，限时完成，否则不许上网运行。力争在“十四五”期间尽可能完成对所有在役的煤电机组的升级改造。实现在役煤电机组的高效和低煤耗发展，实际上这是实现煤电与生物质耦合发电的基础和前提。
3. 制定系列政策，推进在边际土地上种植灌木、草类等能源植物以及有林地的改造，建立农、林废弃物和能源植物收、储、运和初加工的产业链。推动建立全国性的生物质燃料供需市场。生物质发电利用由小型直燃发电厂逐渐转为以大型燃煤电厂混烧利用为主。
对煤电高质量低碳发展提出三步走的建议：即进一步淘汰煤电的落后产能；对仍然需要继续服役的非最先进机组自身的升级改造；大型高效煤电机组生物质耦合混烧发电和推进CCUS技术的研发和利用。其中，首先是对在役机组的升级改造，以进一步降低煤耗减排二氧化碳；二是使煤电的生物质耦合混烧发电起到承上启下的作用，在煤电自身通过创新改造成为高效率低煤耗灵活性机组的基础上，再进一步降低其碳排放。这样就能创造一个时间窗口，为采用CCUS等技术最终实现煤电的碳零排放打下基础。而我国推动发展煤和生物质耦合混烧发电的关键，是“完善绿色低碳政策和市场体系”，“制定和实施相应的扶持激励生物质混烧政策”和“建立和发展生物质燃料的供需市场体系，实现国内和国际两个生物质颗粒燃料市场的双循环”。我们相信，只要坚定地按照党中央和习近平总书记关于“3060”双碳目标的战略决策的一系列指示和要求，千方百计走煤电低碳发展的道路，我们的目标就一定会实现。
国际能源署在其《2050年能源零排放路线图报告》中指出，CO2排放的重点能源行业是电力、工业、交通和建筑这四大领域，并且强调，电力领域应是全球最先实现零碳化的重点排放领域。报告提出了到2040年，全球煤电从能效最低的亚临界机组开始，燃煤电厂将逐步被完全淘汰的路线图。我国的燃煤发电的总装机容量到2021年已达11亿千瓦，虽然其占比已经降低至50%以下，但煤电的发电量占比仍然超过60%。2020 年我国碳排放总量113亿吨，其中能源领域碳排放99亿吨，占比88%；全国火电发电量为53300亿度，碳排放实际统计数据为51.2亿吨，占当年我国CO2总排放量比重的51.76%。况且，随着工业化、城镇化深入推进，我国能源消费总量将在 2030 年前后达峰后，电力需求仍将持续增长。严峻的现实是，要实现碳达峰和碳中和，能源是主战场，煤电减碳是主力军。不首先实现煤电大幅度减碳，“双碳”目标是不可能达到的。
二、无可替代
根据我国电力发展规划，到2030年，可再生的风电和太阳能发电的总装机容量将达到12亿千瓦以上，但在“双碳目标”和建立以新能源为主体的新型电力系统的推动下，预计到2030年，新能源装机将大大超过原规划而会达到17亿千瓦以上。但是必须看到，风电和太阳能发电有着不可忽视的短板，那就是“不可控”， 是一个不稳定的间歇电源。其装机的发电能力严重受限于昼夜日照、季节变化、天气阴晴、风力大小等自然气象条件的限制。据报道，2019年在全国非化石能源发电量占比仅为32.6%情况下，风电和光电就已经普遍面临并网难、消纳难、调度难等问题。2021年2月，美国德克萨斯州因严寒天气，全州电网在4分钟内完全崩溃。450万户家庭和大量企业失去电力；长达数天的断电造成近百人死亡。其中一个主要原因，是已占相当产能比的风电和光伏电源，因风叶冻结和连续阴霾天气而无法出力。我国去冬今春南方数省频繁拉闸限电，则是因降雨少影响水力发电，以及风、光条件差影响到风电和光伏电的正常运行。
实际上，我国现有的大型煤电机组在我国电力生产中的基础支撑作用将难以替代。首先，我国煤电为主的电源结构是我国缺油少气、煤炭丰富的资源禀赋特点决定的，是建国以来70多年，尤其是近30多年来全国电力战线广大干部职工和技术人员，经过自力更生艰苦奋斗、引进消化吸收国外先进技术、大胆积极创新建立起来的，形成了一个世界最大和领先、布局合理、稳定可靠的煤电生产和电力输送配置的巨大系统，强有力保障和支撑了国家的能源安全、生产和社会发展、人民生活水平不断提高的需要。我国已经成为世界煤电生产最强国，这个历史过程和结果具有巨大的惯性，改变起来绝非短期，更非一朝一夕之功。
随着我国产业结构的调整和城市化进程，电力需求侧的结构性变化明显，负荷不稳定和变化幅度增加剧烈，要求发电侧具有深度随动的主动性，电网的调度调节高度灵活。如上所述，风电和光伏发电在目前大规模储能技术未获突破的情况下，完全不能满足这些要求，而我国大型煤电系统则能适应需求侧的变化。
如前所述，我国已建成的大容量超（超）临界参数和亚临界参数机组的总容量有8.73亿千瓦，这些机组及其配套设施、输配电系统的资产总量高达数以10万亿人民币。这笔庞大的资产是国家和人民长期奋斗积累起来的财富。这些机组服役时间大都不长，正当“青春”和“年富力强”的好年华，决不能轻易地让它们以“低碳转型”的名义提前退役，造成不可挽回的巨大损失。如果以全新的生产、储能（目前还没有成熟的技术）和不稳定的风光发电系统来替换上述煤电系统的电量生产能力，其投资和运行成本的高企将可想而知。
三、生物质与煤耦合发电是煤电
生物质发电和风力发电、太阳能发电等可再生能源电力一样，都是（近）零碳排放的电力生产方式，而且还具有风力发电和太阳能发电所没有的优势：即在自然界，年度再生的农、林剩余物资源量比较稳定；燃料可以运输、储存以便常年均衡使用。利用大型高效燃煤机组混烧生物质燃料发电，是国际上实现生物质发电的一种先进技术。不仅比现有的生物质直燃发电(一般为中、小发电厂)的发电效率高，而且可以明显降低煤电机组的碳排放量，提高煤—生物质耦合发电的灵活性，加强煤电生产的可持续性，是煤电走向低碳化一条现实可行、也是唯一的路径。
国际上在大型燃煤发电厂中采用生物质混烧技术，源于1997年12月在日本京都通过的《联合国气候变化框架公约的京都议定书》。该议定书的目的，是限制发达国家二氧化碳的排放量以抑制全球气候变化。自那时以来，发达国家尤其是欧盟国家，就开始在法规政策和技术上采取各种措施以降低煤电的碳排放。其中最主要的技术，就是采用燃煤与生物质耦合混烧发电。生物质混烧技术逐步成熟起来后，得到了很好的推广和应用。
四、英国和丹麦关闭煤电的底气
以丹麦为例。2017年，现代生物能源已经占到可再生能源的近七成(69%)。其最主要的贡献，是在热电联产领域以生物质燃料特别是生物质成型颗粒燃料替代煤炭。由于在技术上解决了多掺富含钾和氯的秸秆易产生锅炉结焦的问题，1992年，功率为7.8万千瓦的midkraft发电厂使用秸秆与煤混燃发电即已达到50%:50%的比例，年消化秸秆7万吨。1999年，丹麦已实现使用120万吨秸秆(占全国年产秸秆350万吨近三成)及20万吨木切片与煤混燃发电的目标(原料不足部分进口)。丹麦能源信息署(EnergiNet) 估计，生物质能已占到全国发电能源消费量的四分之一以上；并预计，随着越来越多的生物质(包括沼气)热电联产项目投产，到2026年这个数字将提高为57%。英国则是在在强有力的激励政策推动下，从上世纪末起，煤电生物质耦合发电得到强劲的发展。经过20多年的煤电厂生物质耦合混烧燃煤发电的实践，最终使英国所有的大型燃煤电厂全部改造成为生物质混烧。最典型的是英国装机容量最大Drax电厂。该电厂共装有6台66万千瓦燃煤机组。从2003年在一台机组上改造混烧5%的生物质开始，不断增加生物质混烧比，直至全部煤电机组均改造成生物质混烧，最终于2018年实现了4台66万千瓦煤电机组100%燃烧生物质颗粒燃料。成为世界上最大的生物质燃料火电厂。与此同时，该厂通过国内外两个市场，解决了年需1000万吨生物质颗粒燃料的供给问题。因此，根据他们的经验，大型燃煤机组进行煤—生物质混燃发电在技术上是十分成熟的，为我国煤电行业借鉴国际经验实现低碳转型展示了一条康庄大道。而且我国大型燃煤机组的特殊优势是可以使煤—生物质混烧发电如虎添翼。其优势之一是我国的燃煤机组世界最高供电效率和最低供电煤耗，其二具有深度调峰的负荷调节技术， 使机组负荷调节范围达到100%—20%，第三是烟尘、SO2、NOX等常规大气污染物都能达到超低排放。
1. “绿色”发电指标，即规定所有发电公司必须完成一定指标的碳零排放发电量；
3. 完不成“绿色”发电“指标的予以惩罚；
正因为有了如此的成功变革，英国和丹麦才有底气正式宣布，将分别在2025年和2030年，全部关闭所有的煤电厂。丹麦和英国等国的经验表明，燃煤火电厂要实现通过煤-生物质混烧达到低碳发展的目的，必须具备三个条件：
2、建立可靠的生物质燃料的供给市场；
而前提条件则是，必须要有足够而且比较稳定的生物质燃料供应。在生物原料资源方面，我国有着不可忽视的优势。
中国的国情决定，我们不可能像欧美国家那样大量进口生物质能的原料。因此，决定我国当前和今后大规模应用生物质能的关键，首先是资源量潜力，其次是将理论资源潜力转变为实际应用的能力。
我们对边际土地种植能源植物的巨大潜力的精确测算结果是，适宜种植能源植物(灌木，草类)的3类边际土地即灌木林、疏林地和低覆盖度草地，面积合计为1.79亿公顷；以1公里栅格为单位，先计算出180万个土地单位的净初级生产力(NPP)，而后折算为能源植物的生物量和地上部(可利用)生物量，再折算为能量。将年能源植物能量加上估算的可利用年有机废弃物(包括农作物秸秆、农产品加工剩余物、畜禽粪便、林业抚育、采伐和加工剩余物、城市生活垃圾、工业废水/生活污水和餐饮废油)折能量，得到年生物质能总资源量为9.56亿吨标准煤(考虑到畜禽粪便、废、污水和废油不适宜耦合发电，发电可用生物质资源量为5.69 吨标准煤)。需要强调指出的是，该资源潜力是能源植物在完全自然(生长)条件下的情况。如果人工种植，必然会增加投入(水、肥，选种等)和管理，则能源植物的生物量和能源潜力将可翻一、两番甚至更多。与此同时，随着生产和生活水平的不断提高，城乡有机垃圾的资源量也还会继续增加。扩大造林面积也将增加“三剩物”的产出。因此，届时生物质可利用的年资源量将超过20亿吨标准煤。而当前我国用于发电的燃煤量每年约折合为16亿吨标准煤。
而如果换一个角度看，这样一个年总产值超万亿元的巨大支柱型产业和市场，包括极其大量的劳动力岗位，恰恰是振兴乡村的急需。一些生物质直燃电厂前几年参与扶贫攻坚的实践已证明，农村存在大量废弃的和无人收获的农、林有机物。只要设立常年的收购站，一个弱劳力甚至残疾人，靠收集出售这些原料，年收入也能上万元甚至数万元。
六、对我国高质量低碳发电的几点建议
1. 首先是采用已经经过示范运行的煤电升级改造创新技术，对现有在役的煤电机组进行升级改造，除了将落后低效率高煤耗的机组进行淘汰外，对所有在役的煤电机组，包括30万千瓦、60万千瓦和100万千瓦等级的亚临界、超临界和超超临界机组，制定具体的供电煤耗要求和碳排放强度标准，以及灵活性低负荷性能要求，限时完成，否则不许上网运行。力争在“十四五”期间尽可能完成对所有在役的煤电机组的升级改造。实现在役煤电机组的高效和低煤耗发展，实际上这是实现煤电与生物质耦合发电的基础和前提。
3. 制定系列政策，推进在边际土地上种植灌木、草类等能源植物以及有林地的改造，建立农、林废弃物和能源植物收、储、运和初加工的产业链。推动建立全国性的生物质燃料供需市场。生物质发电利用由小型直燃发电厂逐渐转为以大型燃煤电厂混烧利用为主。
对煤电高质量低碳发展提出三步走的建议：即进一步淘汰煤电的落后产能；对仍然需要继续服役的非最先进机组自身的升级改造；大型高效煤电机组生物质耦合混烧发电和推进CCUS技术的研发和利用。其中，首先是对在役机组的升级改造，以进一步降低煤耗减排二氧化碳；二是使煤电的生物质耦合混烧发电起到承上启下的作用，在煤电自身通过创新改造成为高效率低煤耗灵活性机组的基础上，再进一步降低其碳排放。这样就能创造一个时间窗口，为采用CCUS等技术最终实现煤电的碳零排放打下基础。而我国推动发展煤和生物质耦合混烧发电的关键，是“完善绿色低碳政策和市场体系”，“制定和实施相应的扶持激励生物质混烧政策”和“建立和发展生物质燃料的供需市场体系，实现国内和国际两个生物质颗粒燃料市场的双循环”。我们相信，只要坚定地按照党中央和习近平总书记关于“3060”双碳目标的战略决策的一系列指示和要求，千方百计走煤电低碳发展的道路，我们的目标就一定会实现。
