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自2020年中國雙碳目標提出以來，隨著2021年煤價上漲和CEA碳排放控制的實施，國內(nèi)燃煤機組開始重新考慮摻燒生物質(zhì)燃料。實際上，燃煤機組摻燒生物質(zhì)燃料在國內(nèi)外都不是一個新興的技術(shù)。上述到2004年，山東十里泉電廠140MW煤粉爐機組進行了摻燒改造。該項目由龍基電力集團引進丹麥BWE公司的系統(tǒng)和生物質(zhì)燃燒器，系統(tǒng)設計.高摻燒比例20%，設計燃料為小麥桿，在電廠內(nèi)破碎后以氣力輸送經(jīng)過在鍋爐新開孔安裝的生物質(zhì)燃燒器入爐燃燒。但2006年山東單縣30MW生物質(zhì)發(fā)電項目投產(chǎn)以來，行業(yè)政策轉(zhuǎn)向支持新建小型純生物質(zhì)發(fā)電廠，大型燃煤電廠大規(guī)模摻燒生物質(zhì)燃料在國內(nèi)發(fā)展緩慢。
2011年，陜西寶雞第二電廠300MW機組摻燒生物質(zhì)顆粒。該項目在廠外生產(chǎn)生物質(zhì)顆粒，電廠內(nèi)改動也較小，一臺磨煤機專門對生物質(zhì)顆粒粉碎制粉。該項目由電廠和院所聯(lián)合實施，參照了歐洲的一些案例，陜西省政府也給予了一定的政策支持。
2012年，湖北荊門電廠600MW機組進行了10MW的生物質(zhì)氣化耦合改造，設計生物質(zhì)燃料為稻殼。該項目的生物質(zhì)發(fā)電部分單獨計量，上網(wǎng)電價跟隨新建純生物質(zhì)發(fā)電價格0.75元/度。這也是目前國內(nèi)..的獲得生物質(zhì)發(fā)電國家統(tǒng)一價格補貼的耦合發(fā)電項目。由于在上網(wǎng)電價和生物質(zhì)燃料成本控制的優(yōu)勢，該項目取得了不錯的經(jīng)濟性。
2017年，國際能源署潔凈煤中心和國家電規(guī)總院聯(lián)合在北京舉辦IEA第七屆國際生物質(zhì)耦合發(fā)電論壇。當時人們普遍預期生物質(zhì)耦合可能會得到電價支持，幾十家燃煤電廠上報了摻燒改造項目。2018年政策正式下發(fā)后，只有吉林長山600MW機組20MW氣化耦合項目和湖北襄陽600MW機組10MW氣化耦合完成了改造。但由于經(jīng)濟性原因，吉林長山并未正常生產(chǎn)運營；湖北荊門電廠也在電價補貼取消后停產(chǎn)。
2020年9月國家雙碳戰(zhàn)略目標提出，2021年以來燃煤價格大幅上漲以及全國碳排放控制CEA啟動以來，各種各樣的生物質(zhì)摻燒改造進入視野，這一階段與歐洲2000年前后的行業(yè)發(fā)展類似。
2021年12月，廣西賀州電廠1000MW機組項目投產(chǎn)，該項目設計.大10萬噸生物質(zhì)摻燒量，實施工期不到4個月，技術(shù)路線類似燃煤電廠污泥耦合以及純生物質(zhì)發(fā)電的物料處理。
2022年4月，河北龍山600MW機組實現(xiàn)摻燒核桃殼，年摻燒量可達10萬噸。該項目技術(shù)改動很小，技術(shù)路線與寶雞第二電廠類似。
2022年11月，山東日照600MW機組年摻燒量10萬噸生物質(zhì)顆粒項目完成試運行。該項目2021年9月入場開工，罐式存儲等部分由RWE提供支持，耦合系統(tǒng)模仿了Greenbank在歐洲的改造案例。同時，日照也已啟動二期年摻燒量20萬噸科研性質(zhì)項目，項目科研單位擬將耦合系統(tǒng)路線改為安裝專門生物質(zhì)燃燒器。
2022年12月，大唐安徽省公司集成的安徽淮北600MW機組年摻燒25萬噸項目完成試運行，項目采用散料進廠，廠內(nèi)破碎。該項目2022年5月開工，技術(shù)路線類似山東十里泉。
除上述項目外，國家能源壽光1000MW機組和布連600MW機組，華電西塞山600MW和襄陽600MW機組二期，大唐淮南300MW機組等也進入設計或?qū)嵤╇A段。
綜合國內(nèi)項目的建設、調(diào)試、試運行、政策、原材料等，我們可以看到國內(nèi)生物質(zhì)耦合的一些現(xiàn)狀：
1，目前政策對摻燒的鼓勵力度不大。由于農(nóng)林廢棄物價格與煤價的倒掛，燃煤電廠摻燒可以適當降低燃料成本減少虧損，但即使考慮當前CEA碳交易收益，摻燒項目要實現(xiàn)盈利，前景仍需謹慎。
2，由于小型生物質(zhì)發(fā)電項目對所在區(qū)縣生物質(zhì)資源發(fā)電應用的..性，新建小型生物質(zhì)發(fā)電項目在一定期限內(nèi)仍然對摻燒的發(fā)展有抑制效應。該政策的有效期為生物質(zhì)發(fā)電廠運行15年或者滿82500利用小時。
3，在國際能源格局變化以及各國更重視煤電的大背景下，國內(nèi)煤價下跌將使得電廠摻燒生物質(zhì)既費力又賠錢。結(jié)合煤電的壓艙石意義，在無明顯鼓勵政策的前提下，煤價對摻燒項目經(jīng)濟性的影響將有可能長期存在。
4，生物質(zhì)行業(yè)更多的屬于農(nóng)林業(yè)，和電力明顯隔行，生物質(zhì)原材料的供應保障將長期是制約摻燒發(fā)展的主要因素之一。
5，由于流化床摻燒改動明顯小于煤粉爐，且生物質(zhì)燃料的處理成本也明顯小于煤粉爐，在煤價高企的背景下，自發(fā)性小型流化床機組摻燒生物質(zhì)原料的發(fā)展速度快于大型煤粉爐摻燒，這是市場的自適應選擇，盡管大機組的效率更高。
6，現(xiàn)有大型燃煤鍋爐摻燒項目的生物質(zhì)摻燒量或者摻燒比例都較低，且項目實際摻燒量通常還明顯小于設計摻燒量。這既有原料因素，也有技術(shù)因素，也是目前行業(yè)發(fā)展處于初步和驗證階段的客觀反映。
7，現(xiàn)有改造項目的技術(shù)路線多種多樣：進廠生物質(zhì)原料有粉料、散料、顆粒料、壓塊等多種形狀；生物質(zhì)存儲分為雨棚、存儲罐甚至露天等；制粉方式有利用現(xiàn)有磨煤機單獨制粉、煤和生物質(zhì)混合制粉、以及獨立生物質(zhì)單獨制粉等；耦合系統(tǒng)有在鍋爐新開孔加裝新的生物質(zhì)燃燒，也有沿用原有燃煤燃燒器。這一方面體現(xiàn)了因地制宜的個性化設計，也一定程度說明了國內(nèi)生物質(zhì)耦合技術(shù)尚未形成共識。
8，國內(nèi)改造項目的總承包方多是能源集團的下屬三產(chǎn)企業(yè)，甚至是電廠自身，這似乎說明國內(nèi)生物質(zhì)摻燒改造的進入門檻不高。某種程度上也與10幾年前國內(nèi)純生物質(zhì)發(fā)電項目建設的風格相吻合。
9，國內(nèi)電力行業(yè)不再糾結(jié)燃煤電廠摻燒生物質(zhì)發(fā)電的計量精準性這一曾經(jīng)困擾國內(nèi)十幾年的問題。與之相反的是，歐洲近些年對摻燒計量..性的質(zhì)疑反而上升到了新高。
10，在國內(nèi)生物質(zhì)耦合系統(tǒng)中，農(nóng)機級標準的物料處理設備直接進入電廠。這些設備難以達到電力級標準的技術(shù)要求，顯著影響生產(chǎn)運行、系統(tǒng)負荷、穩(wěn)定性、檢修維護、建設工期等，這些也在項目調(diào)試及試運行中有明顯的體現(xiàn)，并將長期影響系統(tǒng)運行。
11，由于生物質(zhì)燃料低水分、高揮發(fā)份、臨界揮發(fā)溫度低于煤、粉末狀較多較細、物料處理中燃料與空氣無法隔離、系統(tǒng)存在較多的高溫點和區(qū)域等因素，生物質(zhì)耦合系統(tǒng)在安全方面與面粉、純生物質(zhì)發(fā)電、燃氣、煤電等行業(yè)相比都有明顯的差異，而系統(tǒng)安全對行業(yè)發(fā)展的影響尚有待觀察。
12，對燃煤電廠而言，生物質(zhì)是一種低端燃料，常規(guī)系統(tǒng)設計易產(chǎn)生堵料、負荷不穩(wěn)定且遠低于設計、以及設備的額外損傷等，這些也在項目的調(diào)試及試運行中都有明顯的體現(xiàn)，并將長期影響系統(tǒng)運行。
令人鼓舞的是，與之前的多年發(fā)展緩慢相比，隨著能源行業(yè)的發(fā)展，國內(nèi)生物質(zhì)耦合發(fā)電行業(yè)逐漸進入了實驗運行階段。
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