问题：存量煤电减碳压力与转型空间并存 近年来，能源结构转型加速推进，煤电既承担电力系统调峰保供的重要职责，也面临碳排放约束趋严、绿色电力占比提升带来的经营压力。对大量存量机组而言，完全依靠新建新能源替代并非一蹴而就，如何保障安全稳定供电的同时实现低碳化改造，成为行业普遍课题。位于湖北襄阳的华电襄阳公司将农林废弃物引入传统燃煤机组，通过生物质气化耦合等技术改造，尝试在不新增大规模机组投资的情况下挖掘存量资产减排潜力。 原因：政策信号明确与资源禀赋支撑共同促成路径选择 一上，碳排放约束与市场机制逐步完善。2018年国家能源局将生物质气化耦合发电列入首台（套）重大技术装备示范项目序列，释放鼓励技术攻关与示范应用的政策导向；2020年企业纳入全国碳排放权交易市场后，减排量具备了可计量、可交易的资产属性，超排则转化为显性成本。另一方面，地方农林废弃物资源具备就地转化条件。秸秆、树皮、木屑等过去多被低值化处理，收集利用体系不健全。企业厂区建设干料棚等配套设施，逐步打通“收集—加工—利用”链条，使“废料”成为稳定燃料来源，为技术路线落地提供了现实基础。 影响：从“发电减排”到“产业闭环”，绿色收益逐步清晰 第一阶段的重点在于技术可行性验证。企业将农林废弃物送入气化装置，在高温缺氧条件下裂解生成可燃气体，再与煤粉混合燃烧，实现对现役燃煤机组的低碳化改造。据企业测算，一期工程累计消纳农林废弃物22万吨，发出绿色电量约2.8亿千瓦时，形成等效减排二氧化碳约22.5万吨。对企业而言，这意味着在保持机组主体不变的前提下，通过技术改造获得减排收益和碳资产增量，为存量煤电“边保供、边减碳”提供了可操作样本。 第二阶段转向经济可行性与闭环构建。2024年二期工程投运，企业探索“炭—气联产”模式：一部分可燃气继续用于发电，生物炭则作为炭基肥等产品进入农业领域，形成“燃气减碳+生物炭固碳+还田增效”的综合效益链条。对应的测算显示，二期年处理农林废弃物约5.5万吨，配套发电能力约13.2兆瓦，年减碳约5.1万吨；电能转化效率约34%，相较生物质直燃方式提升6至9个百分点。更重要的是，项目带动周边农民通过秸秆等原料供应增收，并创造就业岗位，使生态效益在产业链中实现可持续转化。 对策：形成可复制的技术体系与碳资产管理能力 从实践看，存量煤电低碳化改造要实现“可持续”，关键在于三上合力推进： 一是稳定可控的燃料保障。农林废弃物来源分散、季节性强，需通过收储体系、质量标准与物流组织实现规模化供应，避免“有技术无原料”。 二是提升综合收益结构。仅靠发电收益难以覆盖全部改造与运营成本，通过联产高附加值产品、生物炭固碳应用及碳资产管理，将“减排量”转化为可交易、可核证的价值，才能增强项目抗风险能力。 三是建立标准化、模块化的改造路径。将关键设备选型、运行参数、排放控制、计量核证等经验固化为可复制方案，降低跨区域、跨电厂推广的技术与管理门槛。 前景：试点扩容推动行业示范，存量煤电转型或迎“规模化窗口” 据介绍，企业三期规划装机约40兆瓦，并入选国家能源局新一代煤电低碳化改造试点。项目建成后，生物质消纳能力有望由5万吨级提升至30万吨级以上，意味着其从“单点示范”迈向“规模应用”。，相关技术路线与商业模式已在华电系统内的西塞山、江陵等电厂推进落地，显示出一定的可复制性。业内人士认为，随着碳市场机制完善、绿色转型要求强化以及地方资源化利用需求提升，生物质耦合等改造方式有望成为部分地区存量煤电低碳化的重要选项之一。但也需看到，原料供应稳定性、产品消纳市场、核证规则衔接等仍是决定其能否深入规模化的关键变量。
华电襄阳的实践表明，传统能源企业的绿色转型需要技术、产业和政策的协同创新；这种渐进式改造路径在保障能源安全的同时，实现了经济效益与生态效益的双赢。随着碳市场机制优化，"襄阳模式"或将为更多老电厂提供转型参考，助力"双碳"目标实现。