煤电转型正在扩展新路径。“煤电+”固废耦合发电可节约垃圾焚烧电厂建设费用，实现超低排放，缓解固废处置压力，实现固废由低效处置走向高值化利用，助力‘无废城市’建设。”中国华能集团董事长舒印彪近日公开表示。

为促进煤电转型、提高可再生能源消纳比例，国家能源局2016年提出，将在“十三五”期间力推“煤电+生物质”“煤电+污泥”“煤电+垃圾”“煤电+光热”四大耦合发电技术。我国拥有世界最大的清洁高效煤电体系，耦合发电是对固废进行无害化、减量化、资源化处理的重要技术手段。然而，“煤电+”耦合发电囿于诸多障碍还未实现规模化推广。

未被规模化利用

国家能源局、生态环境部于2018年下发《关于燃煤耦合生物质发电技改试点项目建设的通知》（以下简称《通知》），正式公布了燃煤耦合生物质发电技改试点名单。国家发改委于2019年发布《产业结构调整指导目录2019》，“燃煤耦合生物质发电”作为新增鼓励产业被列入指导目录。

记者注意到，试点推广至今，“煤电+生物质发电”的尝试未被规模化应用，个别煤电厂选择掺烧污泥，“煤电+垃圾”几乎没有尝试。

舒印彪认为，“煤电+”耦合发电还面临缺乏系统规划、行业标准化建设不够完善等问题。

一位生物质发电企业负责人直言：“多部门2018年联合印发的《关于公布可再生能源电价附加资金补助目录（第七批）的通知》，将燃煤耦合生物质发电排除在补贴范围外，没有补贴，自然没人愿意干。而污泥收集、运输渠道可控，技术路线相对简单，还有一定的处理费，相对而言是‘双赢’的买卖。‘煤电+垃圾’因技术路线的问题，不及纯垃圾燃烧利用率高，因此几乎没有燃煤电厂采用该模式。”

国能生物发电集团有限公司市场开发部主任鲁在利表示：“农林生物质发电的燃料成本约占纯生物质电厂营收的60%，秸秆收购、储藏、运输等环节都需要人力投入和资金成本。没有补贴的情况下，燃料处理成本没人买单，‘煤电+生物质’发电自然也就难以落地。”

国家可再生能源产业技术创新战略联盟理事长张平指出，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。“国家要求试点项目应建立生物质资源入厂管理台账，可再生能源电量计量在线运行监测数值同步传输至电力调度机构，数据留存10年。”

有利于生产侧降低碳排放

国家能源局此前公开的数据显示，我国每年产生的农林废弃残余物约12.5亿吨，目前的能源利用方式仅消纳了可供能源化利用的农林废弃残余物总量的约7%。同时，全国县级城市已累计建成污水处理厂约4000座，污泥（含水率约80%）日产量超过3200万吨，且每年以5-10%的速度增长，而配套的污泥日处理能力仅约1100万吨，缺口超过60%。

一位曾经参与制定《通知》的政府部门人士表示，耦合生物质可以快速实现煤电企业自主度电碳排下降，是生产侧实现碳中和的重要方式之一。

一位发电集团工作人员告诉记者，“燃煤+”耦合发电，可通过现役煤电机组的高效发电系统和环保集中处理设施，兜底消纳秸秆、污泥等固废，降低耗煤量，燃料灵活性也是火电灵活性的重要组成部分。

该人士表示，以“燃煤+生物质”发电为例，与生物质直燃和生物质气发电相比，耦合发电优势不少。“技改可利用电厂既有发电设施和其他公用设施，只需对原有燃煤锅炉做局部改造，具有投资省、见效快、排放低、切换灵活的特性。”

政企合力实现跨越发展

舒印彪建议，加强对“煤电+”固废耦合发电的集中统一规划，充分发挥现役煤电机组优势，加快地理位置条件较好的城市周边煤电机组耦合发电项目建设，使燃煤电厂从污染物集中排放单位转变成为城市废弃物处理中心，推动煤电机组在资源循环利用和生态环境保护中更好发挥作用。

舒印彪还强调，进一步加大政策支持力度，推进耦合发电项目建设，从设备补贴、电价制度、碳市场交易等方面，建立健全耦合发电市场，形成促进行业可持续发展的良性机制。

“开展耦合发电工作的燃煤电厂，最需要的是要深刻理解耦合的含义，在技术耦合、政策耦合、资源耦合、社会效益耦合上创新，不断开发重构商业模式，构建兜底消纳生物质资源的煤电环境治理生态平台。政策方面，需要从惠农生态的角度对农林燃料予以倾斜。”上述政府部门人士表示。

燃煤企业如何发力？舒印彪指出，要充分发挥龙头企业作用，推动行业科技创新和产业链优化升级。加快耦合发电领域“卡脖子”技术攻关，形成产业引导和反哺科研、科研支撑和提升产业的良性互动模式，推动技术加速迭代升级，实现跨越式发展。