0、引言
    秸秆等生物质与煤炭的混合燃烧技术可充分利用现有的技术和设备，在现阶段是一种低成本、低风险的可再生能源利用方案，可替代一部分常规能源。燃煤电厂混烧生物质和废弃物的研究始于20世纪80年代，目前己成为许多欧美国家常见的发电技术，并被认为是清洁煤技术的新突破，对减轻环境污染及减少温室气体的排放有重要作用，是应对全球气候变暖的有效措施。但是在我国，这种技术因为种种原因一直没有得到重视。1、欧美燃煤电厂混燃生物质的经验
     燃煤电厂混烧生物质是指将农作物秸秆、林木加工废弃物、旧轮胎等废弃物与煤混合直接燃烧。目前，欧盟和美国等发达国家已经建设了一定数量的生物质和煤混合燃烧的电厂，装机容量主要在50~700MW之间，主要的燃烧设备是煤粉炉（也有层燃和流化床技术）。另外，将固体废物放入水泥窑中进行燃烧也是一种生物质混合燃烧技术。实际上，混合燃烧电厂最大的挑战在于如何将现有的燃煤电厂进行技术改造以适应混烧生物质的需要。国际上普遍研究表明，当生物质占总燃料的比例低于20%时，一般不需要改变现有电厂的任何设备就可以实现这种清洁煤炭技术。
    2002年4月，荷兰就此项技术的采用达成一致意见，在2008~2012年间，所有燃煤电厂都要混烧至少12%的生物质能（按能量计算）。而在芬兰装机容量为550 MW的AlholmensKraft电厂，采用循环流化床燃烧技术，燃料由45%的泥煤、10%的森林残余物、35%的树皮和木材加工废料以及10%的重油或煤所组成。丹麦Studstrup电厂从1996年开始进行混烧农作物秸秆示范实验，经过2年的研究发现，当秸秆的混烧量达到10%时，沉淀物的产生十分明显，但只需增加吹灰次数即可解决。但高硫煤由于与生物质中的钾形成K2S04（硫酸钾）致使出现结垢问题。当秸秆混烧量增至20%时，造渣将出现问题。从2002年开始，该厂在一台350 MW的机组上开始混烧的商业运行，运行结果表明，当机组的负荷在100%和75%时，混烧生物质可以达到降低氮氧化物排放浓度的效果，当机组的负荷降至50%时，氮氧化物的排放浓度略高于纯燃煤机组。美国认为混烧技术有助于更多地使用国内资源，特别是可再生能源，并把其作为保障能源安全的重要措施。目前，美国有300多家发电厂采用生物质与煤炭混燃技术，装机容量达6000 MW。经过实验和示范，美国更倾向于把生物质的混燃比例控制在5%以内，这样可以使锅炉的燃料效率不受任何影响，30码期期必中生产销售的秸秆颗粒机、秸秆压块机专业压制生物质成型燃料，生物质成型燃料是替代煤等化石燃料最佳的选择。
2、混燃电厂混燃生物质的优势
    生物质与煤炭混合燃烧发电技术在我国一直没有得到重视。清洁煤技术领域把注意力集中在了如何提高燃煤发电效率和开发大容量、高参数的发电设备上；而混燃技术从技术创新的角度看并没有太多的新颖之处，自然不会受到重视。而可再生能源领域则把注意力放在了纯粹的生物质能项目上，与化石能源之间有十分明显的界线，混燃电厂的绝大部分燃料仍然是常规能源——煤，混燃技术也不在可再生能源发展的考虑范围内。因此，混燃处在中间地带，无论是国家的清洁煤计划，还是可再生能源规划，都没有对其在研究或示范上给予支持。但是，生物质与煤炭混燃技术存在很多优势。
2.1  和纯生物质燃烧发电技术相比
    (1)投资少。纯生物质燃烧发电厂的机组容量都比较小，单位装机成本较高，例如由中国生物发电集团公司在山东菏泽单县独资兴建的秸秆燃烧发电项目，装机容量25 MW，投资2. 23亿元，每kW装机成本近9 000元；而混烧生物质技术只是对现有电厂的燃料制备和输送系统进行了一些改造，投资很少。
    (2)燃料效率高。目前大型常规燃煤机组的效率在35%左右，即350 g标煤／( kW h)，加入10%以下的生物质不会对其效率产生影响；而纯生物质燃烧发电由于规模小，加上生物质的能量密度低，一般每kW h消耗1.4 kg秸秆，按每kg秸秆折合0.5 kg标煤计算（麦杆热值），其效率仅为18%。
    (3)避免了因秸秆收集半径过大带来的运输成本问题。生物质的能量密度低、体积大，运输过程中增加了二氧化碳的排放。在大型燃煤电厂中，混燃技术不需要对现有设备进行太多的改造，而且大型电厂的可调节性大，能适应不同的混合燃烧，使混燃装置能够适应当地生物质能源的特点，并可根据需要调整收集半径。因此，混燃技术能够降低生物质的运输成本。表1比较了纯生物质燃烧和生物质一煤炭混烧2种电厂在生物质发电量相同的情况下，秸秆的收集半径。一般认为收集半径小于15 km在运输成本上可以接受。
    2.2和纯燃煤发电技术相比
    美国经过大量的实践证明，混燃电厂可以降低燃料成本，同时，生物质的供应可以使当地的经济和环境受益。美国可再生能源国家实验室( NREL)对不同燃煤锅炉混燃生物质进行了研究，混燃的环境和经济效益如表2所示。
2.3混燃发电技术CO，减排效应和市场潜力
    我国目前拥有单机容量在6 MW及以上的燃煤机组3984台，总装机容量24 446. 86 MW，如果每台机组都能采用生物质混燃技术，混烧比例10%，则中国的电力工业每年至少可以减少CO，排放1亿t。发达国家为了完成其《京都议定书》中的承诺，在第一承诺期2008~ 2012年的5年时间里，每年将需要通过世界碳交易市场购买约2—4亿t二氧化碳当量的温室气体减排量。如果生物质与煤炭混燃项目列入CDM交易，可以为中国企业带来额外的收益。
3、相关的政策机制与建议
3.1我国现有政策不利于混燃技术的推广
    我国的政策法规并没有采取相应的激励措施来推动混燃技术的发展，我国的电力行业也没有重视生物质和煤炭混燃技术。《可再生能源发电价格和费用分摊管理试行办法》明确规定：“生物质发电项目上网电价实行政府定价的，由国务院价格主管部门分地区制定标杆电价，电价标准由各省2005年脱硫燃煤机组标杆上网电价加补贴电价组成。补贴电价标准为0. 25元／(kW h)。发电消耗热量中常规能源超过20%的混燃发电项目，视同常规能源发电项目，执行当地燃煤电厂的标杆电价，不享受补贴电价。”也就是说，生物质混燃比例必须超过80%才能享受政府的补贴电价。从技术角度上看，试行办法中提到的混燃发电项目与国际上通常讲的混烧发电不是一个概念，基本属于生物质纯燃的范畴，添加20%以下的常规能源是为了助燃和稳燃。然而，这一规定从政策上否定了欧美试行成功的20%以下生物质与煤炭混燃技术是可再生能源发电技术组成部分的看法，限制了这种无论从技术上还是从燃烧效率上来看都比纯生物质能发电技术优越的混燃技术在我国的推广。
3.2政策建议
    (1)国家一切对可再生能源项目的优惠政策都应适用于混燃电厂，建议国家在混燃电厂发展的初期阶段，制定鼓励与支持混燃发电的产业政策，电价补贴可以根据混烧生物质的比例来确定，例如一个混烧10%秸秆的燃煤电厂将享受国家规定补贴电价0. 25元的10%，即0.025元／(kW h)。
    (2)建立公平竞争的市场秩序。在全国范围内建立起健全的电力市场竞争机制，各区域电网施行竞价上网。混燃发电有利于降低发电成本，在竞价上网的公平竞争机制下，与纯燃秸秆和纯燃煤发电相比有成本低廉的优势，更容易在市场上得到广泛的推广。
    (3)加强秸秆收购、储存和运输管理的制度化和科学化。生物质发电最大的问题是资源的收集，这在我国尤其困难。由于田地分散，秸秆的集结和运输成本都很高。在一些示范项目当中，出现了秸秆收购价格被恶意抬升的现象，而秸秆堆放占地、防火也是一个需要面对的问题。造成这一问题的主要原因是缺乏工业化、规模化的秸秆综合利用体系和物流系统。建议在混燃项目立项时加强对原料收集、运输成本的考证；发电厂与当地政府协同成立专门的秸秆管理机构，统一对秸秆的收购、运输及存贮等环节进行管理，30码期期必中不但生产销售秸秆颗粒机、秸秆压块机等生物质燃料成型机械设备，同时我们还大量的销售杨木木屑和玉米秸秆颗粒燃料。