根據相關規劃，到2030年，可再生的風電和太陽能發電的總裝機容量將達到12億千瓦以上，從裝機容量上看，將成為我國最主要的電源。根據預測，2050年的非化石能源發電量的比重提高至90%，風電與太陽能發電的裝機容量占比還要提高。但是，由于風電和太陽能發電的短板是“不可控”，裝機的發電能力嚴重受限于天氣、季節、風力等自然氣象條件的限制。據報道，2019年在全國非化石能源發電量占比僅為32.6%情況下，風電和光電就已經普遍面臨并網難、消納難、調度難等問題。在今后風光電源更加高速發展的新形勢下，越來越高比例的間歇性電源介入電網的情況下，電力系統對調節電源容量的需求更是非常巨大。因此，大力發展安全可靠，并具有深度靈活調節特性的電源勢在必行，這也是煤電今后必須而且應該有能力承擔的歷史性責任。

燃煤火電機組的調峰能力，取決于鍋爐對低負荷的適應能力，所謂調峰能力，就是機組最大和最小穩燃負荷之比。所謂“深度調峰”，就是煤電機組的鍋爐最低穩燃能力能夠達到的比例，一般認為，具有20%的超低負荷下的調峰能力，使調峰深度能夠達到80%， 就是“深度調峰”。因此，深度調峰改造的重點應該是采用創新技術，解決煤粉爐如何在20%的負荷下達到穩定著火和燃燒。深度調峰改造技術的關鍵和難度是解決鍋爐20%的超低負荷下的安全性和穩定著火與燃燒性能，同時，還應該在20%負荷下能夠實現污染物超低排放。煤電今后作為調節性電源，其運行特點應該首先保證風電和太陽能發電電力的消納和調節，因此，今后煤電機組的運行將會是長時間處于中低負荷或深度調峰的運行狀態， 因此，鍋爐的改造應該同時考慮機組在中低負荷及深度調峰時如何能夠保持盡可能高的效率和盡可能低的供電煤耗。在此基礎上，如何保證鍋爐機組在中低負荷和深度調峰時仍然能夠實現超低排放，這也是煤電機組深度調峰改造時必須考慮解決和達到的目標。

根據我國煤電機組電廠深度調峰改造的經驗，對深度調峰技術改造應該達到的目標要求，提出以下的建議：

煤電的低碳發展， 應該是能夠在發出相同電量的情況下， 大幅度減少煤炭的使用量， 這靠蒸汽循環煤電系統本身通過提高效率和降低煤耗是達不到的， 必須采用低碳燃料進行部分或全部燃料替換， 也就是生物質燃料與煤耦合混燒，在可能條件下不斷增加生物質燃料混燒比， 直至最后實現完全的生物質燃料替換。生物質發電和風力發電、太陽能發電等可再生能源電力一樣，都是（近）零碳排放的電力生產方式，而且前者具有風力發電和太陽能發電所沒有的優勢，即在自然界，年度循環產生的農林固體剩余物資源量比較穩定，燃料可以運輸儲存以便常年比較均衡地使用。利用大型高效燃煤機組混燒生物質燃料發電，是實現生物質發電的一種先進技術，不僅可以大幅度提高生物質發電的效率，節約生物質資源，而且可以明顯降低煤電機組的碳排放量，提高煤及生物質耦合發電的靈活性，從而加強燃煤發電的可持續性，是煤電走向低碳化一條現實可行的路徑。而且， 需要強調的是，現在生物質燃料在大型高效的煤電機組中與煤混燒，并不是煤電低碳發展的權宜之計或過渡技術， 因為生物質是可再生能源，生物質混燒發電是高效率低排放并具有靈活性的火力發電，其本質是可再生能源發電的一種先進形式，和不可控的風力發電和太陽能發電不同，對于電網安全和可靠的電力供應，支持和消納風光電力起著調節和保障作用。

在大型燃煤發電廠中采用生物質混燒技術是源于1997年12月在日本京都通過的《聯合國氣候變化框架公約的京都議定書》，該議定書的目的是限制發達國家二氧化碳的排放量以抑制全球氣候變化。自那時以來，發達國家，尤其是歐盟國家就開始在法規政策和技術上采取各種措施以降低煤電的碳排放。其采用的主要技術就是燃煤與生物質耦合混燒發電，并且逐步使生物質混燒技術成熟起來，得到了很好的推廣和應用。《巴黎協定》則是繼《京都議定書》后成為推動全球達到零碳排放的動員令，也是中國制定“30碳達峰和60碳中和”目標的推動力。從《京都議定書》到《巴黎協定》，歐盟等國家積累了20多年的燃煤耦合生物質混燒發電的經驗，完全可以成為我國的借鑒。以英國為例，根據他們的經驗，發展燃煤火電向生物質燃燒發電轉換，以實現低碳轉變首要推動力是政策，這是推動煤電生物質混燒發展的關鍵，這些政策的主要是：

實現大型煤電機組生物質混燃發電的一個前提條件是必須有足夠而且比較穩定的生物質燃料供應。中國是農業大國，農作物秸稈和農產品加工剩余物資源豐富；雖然天然林業資源相對較少，但果樹、人工綠化植樹、薪柴林很多。據測算，中國現有農作物秸稈和農產品加工剩余物資源量和林果木材加工業剩余物資源量約相當于標準煤10億噸/年，這些生物質資源量為煤電機組混燒提供了生物質燃料來源的保障。然而有生物質資源并不等于有生物質燃料市場。上述資源分布于廣袤的農村田間地頭、山區林地和城鎮綠化空間，要建立其收集、運輸、處理加工、倉儲物流體系并非易事。由于生物質燃料資源分散和形態各異的特點，生物質燃料的生產供應鏈在我國還遠沒有形成。特別是由于生物質是一種能量密度低的燃料，形狀不規則、初始狀態一般含水量高等特性， 其收集、運輸和燃料處理均較困難。因而在生物質燃料的生產、收集、處理、輸送、儲存， 以及燃燒過程及對燃燒設備的影響均與煤炭有所不同。因此終端使用的生物質燃料的成本（按熱量計）一定高于化石燃料。為了發展煤與生物質耦合混燒發電，形成生物質燃料市場，所以對于生物質燃料市場的發展，則需要國家像支持糧食生產、農業機械銷售、鮮活農產品運輸那樣，出臺持之以恒的適當的資金補貼和稅收優惠政策。同時，在建立生物質顆粒燃料供求市場方面，我國也應實行兩個市場雙循環的方針，在以國內循環為主的同時，借鑒國外的先進經驗，合理利用國外資源，開展國際合作，進行一定程度的外部循環，以滿足我國煤電低碳發展的需要。

生物質耦合混燒改造應主要用于大型高效燃煤電廠。對于大型燃煤電廠的煤粉爐，由于鍋爐容量大，生物質燃料發熱量較低，即使采用較小的生物質摻燒比（按燃料熱量計），其每年消耗的生物質燃料量也是相當可觀的。以一臺660MW超超臨界機組鍋爐為例，其供電煤耗大約為290g（標煤）/kWh，若以10%生物質摻燒比實現混燃發電，生物質燃料應用基發熱量為14.7MJ/kg（草木本混合燃料），年運行4500小時，則每年供電（約3000億千瓦時）需要的生物質燃料約為17.2萬噸。由于660MW超超臨界機組供電效率高，供電煤耗低，這個燃料量如果用于現有的小型生物質發電機組，其供電量只有大約一半左右，可見大型高效煤電機組混燒生物質發電的能效優越性?，F在中國已有小型生物質燃料發電裝機容量共2952萬千瓦，2020年新增加生物質裝機容量243萬千瓦，增長率為22.6%，因為小機組效率低、煤耗高，因而小機組的生物質燃料發電與大型先進高效燃煤機組混燒發電相比，應該優先發展大型燃煤機組與生物質混燒發電。

對于大型燃煤電廠的生物質混燒，如此大量的生物質燃料，不可能以散料形式直接運至布置緊湊、自動化程度高的燃煤電廠，而必須在生物質原料產地預先壓制成顆粒狀的燃料再供應電廠使用。生物質顆粒燃料的密度能達到與動力煤接近（1.1g/cm3以上），形狀規則，因而便于運輸，在電廠的儲存、輸送和磨制成粉（對煤粉鍋爐）將全部進行機械化、自動化操作。根據生物質與煤粉混燒的方式和燃燒器的不同，要將到廠的生物質顆粒磨制成細粉，其平均粒徑可從0.1毫米左右的細顆粒到大于10毫米的粗顆粒。在發達國家，固體生物質成型燃料制造和使用，已有30多年的發展歷史，生物質顆粒燃料的主要特點是：