自2020年中国双碳目标提出以来，随着2021年煤价上涨和CEA碳排放控制的实施，国内燃煤机组开始重新考虑掺烧生物质燃料。实际上，燃煤机组掺烧生物质燃料在国内外都不是一个新兴的技术。上述到2004年，山东十里泉电厂140MW煤粉炉机组进行了掺烧改造。该项目由龙基电力集团引进丹麦BWE公司的系统和生物质燃烧器，系统设计最高掺烧比例20%，设计燃料为小麦杆，在电厂内破碎后以气力输送经过在锅炉新开孔安装的生物质燃烧器入炉燃烧。但2006年山东单县30MW生物质发电项目投产以来，行业政策转向支持新建小型纯生物质发电厂，大型燃煤电厂大规模掺烧生物质燃料在国内发展缓慢。
2011年，陕西宝鸡第二电厂300MW机组掺烧生物质颗粒。该项目在厂外生产生物质颗粒，电厂内改动也较小，一台磨煤机专门对生物质颗粒粉碎制粉。该项目由电厂和院所联合实施，参照了欧洲的一些案例，陕西省政府也给予了一定的政策支持。
2012年，湖北荆门电厂600MW机组进行了10MW的生物质气化耦合改造，设计生物质燃料为稻壳。该项目的生物质发电部分单独计量，上网电价跟随新建纯生物质发电价格0.75元/度。这也是目前国内唯一的获得生物质发电国家统一价格补贴的耦合发电项目。由于在上网电价和生物质燃料成本控制的优势，该项目取得了不错的经济性。
2017年，国际能源署洁净煤中心和国家电规总院联合在北京举办IEA第七届国际生物质耦合发电论坛。当时人们普遍预期生物质耦合可能会得到电价支持，几十家燃煤电厂上报了掺烧改造项目。2018年政策正式下发后，只有吉林长山600MW机组20MW气化耦合项目和湖北襄阳600MW机组10MW气化耦合完成了改造。但由于经济性原因，吉林长山并未正常生产运营；湖北荆门电厂也在电价补贴取消后停产。
2020年9月国家双碳战略目标提出，2021年以来燃煤价格大幅上涨以及全国碳排放控制CEA启动以来，各种各样的生物质掺烧改造进入视野，这一阶段与欧洲2000年前后的行业发展类似。
2021年12月，广西贺州电厂1000MW机组项目投产，该项目设计最大10万吨生物质掺烧量，实施工期不到4个月，技术路线类似燃煤电厂污泥耦合以及纯生物质发电的物料处理。
2022年4月，河北龙山600MW机组实现掺烧核桃壳，年掺烧量可达10万吨。该项目技术改动很小，技术路线与宝鸡第二电厂类似。
2022年11月，山东日照600MW机组年掺烧量10万吨生物质颗粒项目完成试运行。该项目2021年9月入场开工，罐式存储等部分由RWE提供支持，耦合系统模仿了Greenbank在欧洲的改造案例。同时，日照也已启动二期年掺烧量20万吨科研性质项目，项目科研单位拟将耦合系统路线改为安装专门生物质燃烧器。
2022年12月，大唐安徽省公司集成的安徽淮北600MW机组年掺烧25万吨项目完成试运行，项目采用散料进厂，厂内破碎。该项目2022年5月开工，技术路线类似山东十里泉。
除上述项目外，国家能源寿光1000MW机组和布连600MW机组，华电西塞山600MW和襄阳600MW机组二期，大唐淮南300MW机组等也进入设计或实施阶段。
综合国内项目的建设、调试、试运行、政策、原材料等，我们可以看到国内生物质耦合的一些现状：
1，目前政策对掺烧的鼓励力度不大。由于农林废弃物价格与煤价的倒挂，燃煤电厂掺烧可以适当降低燃料成本减少亏损，但即使考虑当前CEA碳交易收益，掺烧项目要实现盈利，前景仍需谨慎。
2，由于小型生物质发电项目对所在区县生物质资源发电应用的唯一性，新建小型生物质发电项目在一定期限内仍然对掺烧的发展有抑制效应。该政策的有效期为生物质发电厂运行15年或者满82500利用小时。
3，在国际能源格局变化以及各国更重视煤电的大背景下，国内煤价下跌将使得电厂掺烧生物质既费力又赔钱。结合煤电的压舱石意义，在无明显鼓励政策的前提下，煤价对掺烧项目经济性的影响将有可能长期存在。
4，生物质行业更多的属于农林业，和电力明显隔行，生物质原材料的供应保障将长期是制约掺烧发展的主要因素之一。
5，由于流化床掺烧改动明显小于煤粉炉，且生物质燃料的处理成本也明显小于煤粉炉，在煤价高企的背景下，自发性小型流化床机组掺烧生物质原料的发展速度快于大型煤粉炉掺烧，这是市场的自适应选择，尽管大机组的效率更高。
6，现有大型燃煤锅炉掺烧项目的生物质掺烧量或者掺烧比例都较低，且项目实际掺烧量通常还明显小于设计掺烧量。这既有原料因素，也有技术因素，也是目前行业发展处于初步和验证阶段的客观反映。
7，现有改造项目的技术路线多种多样：进厂生物质原料有粉料、散料、颗粒料、压块等多种形状；生物质存储分为雨棚、存储罐甚至露天等；制粉方式有利用现有磨煤机单独制粉、煤和生物质混合制粉、以及独立生物质单独制粉等；耦合系统有在锅炉新开孔加装新的生物质燃烧，也有沿用原有燃煤燃烧器。这一方面体现了因地制宜的个性化设计，也一定程度说明了国内生物质耦合技术尚未形成共识。
8，国内改造项目的总承包方多是能源集团的下属三产企业，甚至是电厂自身，这似乎说明国内生物质掺烧改造的进入门槛不高。某种程度上也与10几年前国内纯生物质发电项目建设的风格相吻合。
9，国内电力行业不再纠结燃煤电厂掺烧生物质发电的计量精准性这一曾经困扰国内十几年的问题。与之相反的是，欧洲近些年对掺烧计量精确性的质疑反而上升到了新高。
10，在国内生物质耦合系统中，农机级标准的物料处理设备直接进入电厂。这些设备难以达到电力级标准的技术要求，显著影响生产运行、系统负荷、稳定性、检修维护、建设工期等，这些也在项目调试及试运行中有明显的体现，并将长期影响系统运行。
11，由于生物质燃料低水分、高挥发份、临界挥发温度低于煤、粉末状较多较细、物料处理中燃料与空气无法隔离、系统存在较多的高温点和区域等因素，生物质耦合系统在安全方面与面粉、纯生物质发电、燃气、煤电等行业相比都有明显的差异，而系统安全对行业发展的影响尚有待观察。
12，对燃煤电厂而言，生物质是一种低端燃料，常规系统设计易产生堵料、负荷不稳定且远低于设计、以及设备的额外损伤等，这些也在项目的调试及试运行中都有明显的体现，并将长期影响系统运行。
令人鼓舞的是，与之前的多年发展缓慢相比，随着能源行业的发展，国内生物质耦合发电行业逐渐进入了实验运行阶段。
