2024年6月，國家發展改革委、國家能源局印發《煤電低碳化改造建設行動方案（2024—2027年）》，明確提出生物質摻燒等三種煤電低碳化改造技術路徑。目前，我國已有多個生物質摻燒項目完成了示範運行，示範項目在驗證了技術可行性的同時，實現了碳排放顯著降低的預期效果。但生物質摻燒路徑從「示範可行」邁向「商業可行」，還需破解經濟性難題。為探索生物質摻燒技術從示範應用向規模化、產業化發展的選項，助力煤電行業低碳轉型，北京綠色金融與可持續發展研究院（以下簡稱「北京綠金院」）邀請行業協會、生物質能源企業、金融機構、研究機構的近20位專家代表，於2025年11月21日成功舉辦了「生物質摻燒技術商業化路徑」專題研討會。

北京綠金院院長、可持續投資能力建設聯盟（CASI）主席馬駿在開場致辭中指出，電力行業的碳排放量約占全社會總量的40%，目前煤電約承擔全國60%的發電量，在「雙碳」目標下，煤電行業面臨前所未有的減排壓力。近年來，國家積極通過轉型金融等金融工具助力煤電等高碳行業降碳轉型。在國家層面，中國人民銀行已牽頭制定並在部分地區試用煤電等4個重點行業轉型金融標準，標準明確了涵蓋轉型主體認定、技術路徑規範到信息披露要求的全鏈條制度設計，實施以來已取得階段性成效，推動了煤電等高碳行業加快技術升級和綠色低碳轉型。

馬駿表示，生物質摻燒作為國家《煤電低碳化改造建設行動方案（2024—2027年）》明確提出的改造路徑之一，以及全國或地方性煤電行業轉型金融目錄重點支持的降碳技術之一，已在一些場景被推廣使用。然而，在應用推廣過程中，該技術路徑也凸顯出原材料供應不足、經濟性承壓等問題。未來，需要有通過政策、技術、市場的多輪驅動，將企業技術改造的環境效益轉化為經濟效益，方能打通生物質摻燒技術規模化、產業化發展路徑。

在討論環節，多位專家結合自己的工作經驗和專業背景，圍繞會議主題進行了深入的交流。

中國電力企業聯合會規劃發展部主任張琳指出，生物質摻燒是推進煤電低碳化改造的首選方式之一，但隨著國家補貼政策退出及煤炭價格回落，生物質摻燒發電與煤電相比，每度電約存在4分至6分錢的額外成本，生物質摻燒面臨顯著經濟性挑戰。他認為，隨著國家穩步推進從能耗「雙控」向碳排放「雙控」轉型，以及全國碳市場擴展至鋼鐵、水泥、化工等行業，未來碳價有望穩步提升，將為生物質摻燒發電創造更多的經濟補償空間。此外，歐盟碳邊境調節機制（CBAM）預計明年實施，其高碳價水平可能為相關項目帶來潛在收益。為提升生物質摻燒發電的經濟性，他建議從以下幾個方面著手：一是依託碳市場機制獲取環境效益；二是通過技術手段提升生物質燃料熱值並降低單位成本；三是擴大生物質資源供給規模；四是在地區層面積極爭取相關預算內資金支持。

海琦環保集團市場開發部總經理蘇奇分享了該集團在海外生物質項目運營與碳資產管理領域的獨特商業模式與寶貴經驗。他介紹，海琦環保的海外生物質項目商業模式與國內傳統生物質發電存在一定差異，相關海外項目將碳匯作為核心收入來源，而將生物質綠電視為副產品。此外，海琦環保通過與國際大型買家簽訂遠期銷售合同，提前鎖定碳匯的價格與數量，顯著提升了項目投資的確定性與可行性。他表示，國內生物質摻燒項目若能採用國際方法學（如VCS、Gold Standard等）開發負排放技術，其碳匯價值將突破國內約50-100元人民幣/噸的限制，從而對接國際市場並實現價值躍升。他指出，若遵循生物質能碳捕集與封存（BECCS）技術路徑，碳匯價格可高達600美元/噸，這將根本性地改變生物質能源項目的投資回報預期。

大唐科研總院技術監督中心主任金緒良指出，生物質摻燒是當前煤電低碳化改造的重要技術路徑，但部分煤電企業對此持謹慎觀望態度，根源在於對改造的技術可行性與經濟性仍存疑慮。從技術層面看，小規模摻燒技術雖已相當成熟，但大規模、高比例應用仍面臨技術挑戰。例如，生物質與煤炭在燃燒特性上存在差異顯著，摻燒生物質需對燃燒器和鍋爐實施大規模改造，投入較大資金；生物質燃料供應穩定性不足且價格波動風險突出；低比例摻燒情況下，生物質灰渣與煤灰難以分離，企業可能還需額外承擔處置成本。他呼籲，相關部門應出臺更具針對性的改造技術指南，並配套財政補貼、金融扶持等政策，以有效降低企業的改造風險與運營壓力。

前亞洲開發銀行能源專家錢鷹結合其在亞洲開發銀行等機構的工作經驗，表示在當前政策與市場環境的雙重驅動下，煤電行業低碳轉型已成為必然趨勢，未來可通過推進生物質摻燒技術應用、探索遠期碳匯交易機制、參與綠電市場化交易、開展機組靈活性改造等多種路徑，積極探索煤電企業低碳轉型的可行方案與創新商業模式。他還探討了碳匯管理與煤電退出機制等議題。他介紹，在巴基斯坦等地區，部分新建火電廠因依賴進口煤導致電價高企，機組實際利用率遠低於設計水平，面臨提前退役壓力。他也分析了通過國際碳匯等機制緩解此類電廠財政負擔的做法所面臨的挑戰：一方面，當前機組低利用率造成碳排放基數小，未來碳匯融資規模受限；另一方面，提前退役資金缺口巨大，現有金融工具難以覆蓋。

國能生物發電集團有限公司科技部副主任莊會永回顧了國內相關生物質摻燒示範項目的經驗及挑戰，強調電價補貼與調峰補償等政策支持對項目的持續推進至關重要。他結合自身工作，詳細介紹了高熱值生物質燃料——蘆竹的種植現狀、交易情況、燃燒特性及其在生物質摻燒項目中的應用場景。他建議，未來可推進顆粒摻燒、壓塊摻燒和氣化耦合等多路徑技術應用；鼓勵種植高生物量、高固碳植物如蘆竹，拓寬應用場景，實現「生態修復-固碳-燃料供應」的多重效益；借助綠色金融工具賦能，進一步拓寬項目減排與收益渠道，實現閉環商業模式設計。

北京聯合優發能源技術有限公司董事長劉鋒認為，國內碳市場機制為生物質摻燒項目提供了明確激勵：當前政策允許燃煤耦合生物質發電在特定比例範圍內的機制豁免碳配額管理，而純生物質發電項目則面臨綠電身份認定與盈利模式的雙重挑戰。劉鋒表示，生物質能碳捕集與封存技術（BECCS）能夠實現負碳排放，是提升生物質摻燒項目碳價值的關鍵方向，但需借助金融工具與產業鏈協同突破成本瓶頸。劉鋒建議，未來可通過綠色基金、電網調度傾斜等途徑支持生物質摻燒項目，同時結合區域生物質資源稟賦探索差異化閉環商業模式。

山西省生態環境規劃和技術研究院高級工程師王恒康表示，碳交易為生物質摻燒提供了強勁的經濟激勵，主要體現在兩個方面：一是退出機制。依據我國現行碳市場規則，在完整履約年度內，摻燒生物質符合一定比例的化石燃料機組可暫時免除碳配額管理，這有助於技術落後且碳配額交易虧損的企業降低履約成本；二是增量收益。對於碳配額交易盈餘的企業，摻燒生物質能顯著削減煤耗與碳排放，具體收益主要取決於燃料替代成本與碳價。他指出，從生物質使用場景分析，當前生物質摻燒發電面臨與純農林生物質發電等路徑的原料競爭，建議系統性對比研究摻燒與純燒兩種路徑在碳市場政策下的經濟性，以期為相關項目決策和政策制定提供參考。

北京綠金院項目研究顧問趙鋼柱指出，在煤炭中摻燒生物質是實現煤電降碳的有效途徑之一，當前10%左右的摻燒比例是較為現實的起點，未來需逐步提升至30%、40%乃至更高比例，這依賴於持續的技術突破。他表示，廣泛分佈於山西、內蒙古、陝西等地的循環流化床機組在適應生物質燃料多樣性和提高摻燒比例方面具備技術優勢，可能具備更強的改造可行性。他認為，生物質資源分佈分散、能量密度低，且易受季節和地域因素影響，過高的收集與運輸成本加劇了其規模化利用的難度。此外，某地大型生物質摻燒項目的啟動，可能迅速改變當地生物質資源的供求關係和價格體系，這是相關項目在論證階段必須審慎考量的關鍵因素。

交通銀行北京分行綠色金融中心業務經理張森雨表示，作為全國首批參與溫室氣體自願減排市場的金融機構，分行已成功註冊全國溫室氣體自願減排註冊登記和交易系統，並牽頭北京市轉型金融目錄編制工作，積極推動綠色金融與轉型金融有效銜接。他介紹了全國和地方煤電行業轉型金融目錄的主要內容，並結合分行業務實踐，闡述了相關轉型貸款產品的定價策略和風險管理邏輯。他表示，未來銀行將持續深化轉型貸款、可持續發展掛鉤貸款、綠色供應鏈金融等產品的創新設計，激勵企業減污降碳，助力煤電等高碳行業實現升級轉型。

馬駿在會議總結中強調，我國各地生物質資源類型、儲量分佈、機組運行條件以及技術改造基礎存在顯著差異。從經濟效益角度分析，部分地區的生物質摻燒項目已具備較好的經濟可行性，而在一些生物質資源匱乏、燃料運輸成本高或產業鏈配套不足的區域，項目經濟性相對不足。因此，因地制宜、精準制定改造方案，並配套激勵機制顯得尤為重要。

面向未來，馬駿表示北京綠金院和CASI願與各方機構攜手，在提升生物質摻燒項目整體經濟性和促進技術規模化應用方面深化合作：在政策層面，可積極對接國際碳市場機制，深入研究和開發與生物質摻燒相關的CCER碳信用方法學，探索其納入全國碳市場的可行路徑；在實踐推進層面，可聯合能源主管部門、金融機構及地方政府，共同推動試點項目建設，積極爭取包括財政補貼、機構性政策工具、綠色信貸支持、優先電力調度等在內的多項政策傾斜，助力生物質摻燒技術的規模化推廣。