秸稈等生物質與煤炭的混合燃燒技術可充分利用現有的技術和設備，在現階段是一種低成本、低風險的可再生能源利用方案，可替代一部分常規能源。燃煤電廠混燒生物質和廢棄物的研究始于20世紀80年代，目前己成為許多歐美國家常見的發電技術，并被認為是清潔煤技術的新突破，對減輕環境污染及減少溫室氣體的排放有重要作用，是應對全球氣候變暖的有效措施。但是在我國，這種技術因為種種原因一直沒有得到重視。
1、歐美燃煤電廠混燃生物質的經驗燃煤電廠混燒生物質是指將農作物秸稈、林木加工廢棄物、舊輪胎等廢棄物與煤混合直接燃燒。目前，歐盟和美國等發達國家已經建設了一定數量的生物質和煤混合燃燒的電廠，裝機容量主要在50~700MW之間，主要的燃燒設備是煤粉爐（也有層燃和流化床技術）。另外，將固體廢物放入水泥窯中進行燃燒也是一種生物質混合燃燒技術。實際上，混合燃燒電廠最大的挑戰在于如何將現有的燃煤電廠進行技術改造以適應混燒生物質的需要。國際上普遍研究表明，當生物質占總燃料的比例低于20%時，一般不需要改變現有電廠的任何設備就可以實現這種清潔煤炭技術。
2002年4月，荷蘭就此項技術的采用達成一致意見，在2008~2012年間，所有燃煤電廠都要混燒至少12%的生物質能（按能量計算）。而在芬蘭裝機容量為550 MW的AlholmensKraft電廠，采用循環流化床燃燒技術，燃料由45%的泥煤、10%的森林殘余物、35%的樹皮和木材加工廢料以及10%的重油或煤所組成。丹麥Studstrup電廠從1996年開始進行混燒農作物秸稈示范實驗，經過2年的研究發現，當秸稈的混燒量達到10%時，沉淀物的產生十分明顯，但只需增加吹灰次數即可解決。但高硫煤由于與生物質中的鉀形成K2S04（硫酸鉀）致使出現結垢問題。當秸稈混燒量增至20%時，造渣將出現問題。從2002年開始，該廠在一臺350 MW的機組上開始混燒的商業運行，運行結果表明，當機組的負荷在100%和75%時，混燒生物質可以達到降低氮氧化物排放濃度的效果，當機組的負荷降至50%時，氮氧化物的排放濃度略高于純燃煤機組。美國認為混燒技術有助于更多地使用國內資源，特別是可再生能源，并把其作為保障能源安全的重要措施。目前，美國有300多家發電廠采用生物質與煤炭混燃技術，裝機容量達6000 MW。經過實驗和示范，美國更傾向于把生物質的混燃比例控制在5%以內，這樣可以使鍋爐的燃料效率不受任何影響，富通新能源生產銷售的秸稈顆粒機、秸稈壓塊機專業壓制生物質成型燃料，生物質成型燃料是替代煤等化石燃料最佳的選擇。
2、混燃電廠混燃生物質的優勢
生物質與煤炭混合燃燒發電技術在我國一直沒有得到重視。清潔煤技術領域把注意力集中在了如何提高燃煤發電效率和開發大容量、高參數的發電設備上；而混燃技術從技術創新的角度看并沒有太多的新穎之處，自然不會受到重視。而可再生能源領域則把注意力放在了純粹的生物質能項目上，與化石能源之間有十分明顯的界線，混燃電廠的絕大部分燃料仍然是常規能源——煤，混燃技術也不在可再生能源發展的考慮范圍內。因此，混燃處在中間地帶，無論是國家的清潔煤計劃，還是可再生能源規劃，都沒有對其在研究或示范上給予支持。但是，生物質與煤炭混燃技術存在很多優勢。
2.1 和純生物質燃燒發電技術相比
(1)投資少。純生物質燃燒發電廠的機組容量都比較小，單位裝機成本較高，例如由中國生物發電集團公司在山東菏澤單縣獨資興建的秸稈燃燒發電項目，裝機容量25 MW，投資2. 23億元，每kW裝機成本近9 000元；而混燒生物質技術只是對現有電廠的燃料制備和輸送系統進行了一些改造，投資很少。
(2)燃料效率高。目前大型常規燃煤機組的效率在35%左右，即350 g標煤／( kW h)，加入10%以下的生物質不會對其效率產生影響；而純生物質燃燒發電由于規模小，加上生物質的能量密度低，一般每kW h消耗1.4 kg秸稈，按每kg秸稈折合0.5 kg標煤計算（麥桿熱值），其效率僅為18%。
(3)避免了因秸稈收集半徑過大帶來的運輸成本問題。生物質的能量密度低、體積大，運輸過程中增加了二氧化碳的排放。在大型燃煤電廠中，混燃技術不需要對現有設備進行太多的改造，而且大型電廠的可調節性大，能適應不同的混合燃燒，使混燃裝置能夠適應當地生物質能源的特點，并可根據需要調整收集半徑。因此，混燃技術能夠降低生物質的運輸成本。表1比較了純生物質燃燒和生物質一煤炭混燒2種電廠在生物質發電量相同的情況下，秸稈的收集半徑。一般認為收集半徑小于15 km在運輸成本上可以接受。
2.2和純燃煤發電技術相比
美國經過大量的實踐證明，混燃電廠可以降低燃料成本，同時，生物質的供應可以使當地的經濟和環境受益。美國可再生能源國家實驗室( NREL)對不同燃煤鍋爐混燃生物質進行了研究，混燃的環境和經濟效益如表2所示。
2.3混燃發電技術CO，減排效應和市場潛力
我國目前擁有單機容量在6 MW及以上的燃煤機組3984臺，總裝機容量24 446. 86 MW，如果每臺機組都能采用生物質混燃技術，混燒比例10%，則中國的電力工業每年至少可以減少CO，排放1億t。發達國家為了完成其《京都議定書》中的承諾，在第一承諾期2008~ 2012年的5年時間里，每年將需要通過世界碳交易市場購買約2—4億t二氧化碳當量的溫室氣體減排量。如果生物質與煤炭混燃項目列入CDM交易，可以為中國企業帶來額外的收益。
3、相關的政策機制與建議
3.1我國現有政策不利于混燃技術的推廣
我國的政策法規并沒有采取相應的激勵措施來推動混燃技術的發展，我國的電力行業也沒有重視生物質和煤炭混燃技術。《可再生能源發電價格和費用分攤管理試行辦法》明確規定：“生物質發電項目上網電價實行政府定價的，由國務院價格主管部門分地區制定標桿電價，電價標準由各省2005年脫硫燃煤機組標桿上網電價加補貼電價組成。補貼電價標準為0. 25元／(kW h)。發電消耗熱量中常規能源超過20%的混燃發電項目，視同常規能源發電項目，執行當地燃煤電廠的標桿電價，不享受補貼電價。”也就是說，生物質混燃比例必須超過80%才能享受政府的補貼電價。從技術角度上看，試行辦法中提到的混燃發電項目與國際上通常講的混燒發電不是一個概念，基本屬于生物質純燃的范疇，添加20%以下的常規能源是為了助燃和穩燃。然而，這一規定從政策上否定了歐美試行成功的20%以下生物質與煤炭混燃技術是可再生能源發電技術組成部分的看法，限制了這種無論從技術上還是從燃燒效率上來看都比純生物質能發電技術優越的混燃技術在我國的推廣。
3.2政策建議
(1)國家一切對可再生能源項目的優惠政策都應適用于混燃電廠，建議國家在混燃電廠發展的初期階段，制定鼓勵與支持混燃發電的產業政策，電價補貼可以根據混燒生物質的比例來確定，例如一個混燒10%秸稈的燃煤電廠將享受國家規定補貼電價0. 25元的10%，即0.025元／(kW h)。
(2)建立公平競爭的市場秩序。在全國范圍內建立起健全的電力市場競爭機制，各區域電網施行競價上網。混燃發電有利于降低發電成本，在競價上網的公平競爭機制下，與純燃秸稈和純燃煤發電相比有成本低廉的優勢，更容易在市場上得到廣泛的推廣。
(3)加強秸稈收購、儲存和運輸管理的制度化和科學化。生物質發電最大的問題是資源的收集，這在我國尤其困難。由于田地分散，秸稈的集結和運輸成本都很高。在一些示范項目當中，出現了秸稈收購價格被惡意抬升的現象，而秸稈堆放占地、防火也是一個需要面對的問題。造成這一問題的主要原因是缺乏工業化、規模化的秸稈綜合利用體系和物流系統。建議在混燃項目立項時加強對原料收集、運輸成本的考證；發電廠與當地政府協同成立專門的秸稈管理機構，統一對秸稈的收購、運輸及存貯等環節進行管理，富通新能源不但生產銷售秸稈顆粒機、秸稈壓塊機等生物質燃料成型機械設備，同時我們還大量的銷售楊木木屑和玉米秸稈顆粒燃料。
