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　　中國首座IGCC示范工程——華能天津IGCC項目率先通過國家發改委核準，并于去年開工建設，根據工程進度計劃，2010年，天津IGCC項目進入施工高峰期，預計年底完成設備安裝工作進入調試階段。這標志著我國具有自主知識產權、代表世界清潔煤電技術前沿水平的“綠色煤電”計劃取得實質性進展。華能集團總經理曹培璽表示，“這項技術代表了清潔能源未來的發展方向。”

華能天津IGCC空分裝置施工現場

　　清潔煤電將成低碳經濟競爭焦點

　　近年來，溫室氣體排放及其引發的全球變暖引發國際社會的普遍關注，成為國際政治經濟合作和國家間博弈的一個重要議題。

　　中國社科院可持續發展研究中心副研究員陳迎認為，未來低碳經濟將成為發達國家與新興市場國家博弈的焦點之一，甚至可能成為發達國家要挾發展中國家的工具之一。盡管我國已明確承諾到2020年單位GDP碳排放量比2005年降低40%—45%，但從哥本哈根會議透露出的有關信息看，后哥本哈根時代我國面臨的國際減排壓力仍趨于增大。而美國等發達國家已將中國視為未來發展低碳經濟最主要的競爭對手之一，不愿對中國提供切實的資金和技術支持。這就意味著，我國必須通過自身努力邁向未來的低碳經濟。

　　根據國際能源署統計，中國發電行業的二氧化碳排放量占中國全部二氧化碳排放量的40%—50%，而且在未來一段時期還將繼續呈上升態勢。截至2008年底，煤電在全國發電裝機容量中占75%左右，預計到2020年仍將占60%以上。可以肯定，未來相當時期內，我國電源結構以煤電為主的局面仍將持續，燃煤發電也將在相當時期內成為我國最主要的二氧化碳固定排放源。因此，減少二氧化碳排放、發展低碳經濟，不僅是樹立我國負責任大國形象的需要，更是促進我國經濟社會可持續發展的必然選擇。推進發電行業的碳減排，大力發展清潔煤發電已是勢在必行。

　　清華大學低碳能源實驗室副主任李政認為，如果中國不能提早完成相關技術儲備，當低碳經濟成為全球不可逆轉的趨勢時，中國很可能被迫為難以降低的二氧化碳排放而大筆買單，或者耗費巨資購買國外低碳發電技術。因此，加快發展自主創新的清潔煤發電技術，將使中國在未來低碳經濟的新一輪博弈中占據有利位置，而發展“綠色煤電”就是搶占未來燃煤清潔技術領域的一個制高點。

　　我國清潔煤電技術躋身世界前沿

　　所謂“綠色煤電”技術，就是以整體煤氣化聯合循環(IGCC)和碳捕集與封存(CCS)技術為基礎，以聯合循環發電為主，并對污染物進行回收，對二氧化碳進行分離、利用或封存的新型煤炭發電技術。2004年，華能集團率先提出“綠色煤電”計劃，計劃用15年左右的時間，建成“綠色煤電”近零排放示范電站。2005年，華能聯合國內的大唐、華電、國電、中電投、神華、國開投、中煤等能源公司，成立了由華能集團控股的綠色煤電有限公司，共同實施“綠色煤電”計劃。2009年7月，中國首座IGCC示范工程——華能天津IGCC電站示范工程在天津正式開工。

　　綠色煤電有限公司總經理蘇文斌介紹，“綠色煤電”計劃的目標有三：一是研究開發、示范推廣能夠大幅度提高發電效率，達到污染物和二氧化碳近零排放的煤基能源系統；二是通過掌握核心技術、支撐技術和系統集成技術，形成自主知識產權的綠色煤電技術；三是使這項技術在經濟上可接受，逐步推廣應用，實現煤炭發電的可持續發展，為應對全球氣候變化作好技術儲備。

　　華能集團總經理曹培璽說，“綠色煤電”示范電站作為華能集團自主研發的國際前沿清潔煤電技術，效率將比目前最先進的火力發電技術提高1/3，能夠實現二氧化碳和污染物的近零排放。IGCC作為“綠色煤電”計劃的基礎，是目前來看非常有發展前景的清潔煤發電技術路線。這一計劃的實施，將使我國清潔煤電技術躋身國際前沿，對于我國能源行業可持續發展和建設創新型國家都具有重要意義。

　　完全的自主知識產權是華能“綠色煤電”技術的一個重要特點。據蘇文斌介紹，公司“除了國內不能制造的燃機采用聯合供貨的方式外，其他設備全部在國內采購和制造，具有完全的自主知識產權。”今年7月，美國賓夕法尼亞州未來燃料公司特別引進了“綠色煤電”的一項核心技術，即華能自主開發的兩段式干煤粉加壓氣化技術，這是我國煤氣化技術首次進入發達國家市場。

　　事實上，“綠色煤電”計劃實施以來，已引發國內外的廣泛關注。路透社2008年4月報道說，中國計劃于2015年建成近零排放燃煤電廠，這使得該項目有望成為全球首座商業化電站的有力競爭者，使華能有望成為這一擁有巨大市場潛力的先進技術的世界領導者。而美國《紐約時報》也在2009年5月報道，中國日益成為潔凈煤技術的領導者，美國在建設新一代利用煤炭氣化技術的低污染物排放燃煤電廠方面已經滯后。

　　在IGCC技術上我國正迎頭趕上

　　IGCC作為“舊能源、新方法”，是將凈化燃煤的氣化技術和高效的聯合循環相結合的先進動力系統，是國內外公認的先進煤炭發電技術，環保性能極好，污染物的排放量僅為常規燃煤電站的1/10，脫硫效率可達99%，氮氧化物排放只有常規電站的15%至20%，同時相對最易實現近零排放。

　　據不完全統計，全球已經投入運營的以煤為原料的大規模IGCC電站有5座，總裝機約130萬千瓦，在建和正在規劃的各類IGCC電站40余座，總裝機約2000萬千瓦。這些電站主要分布在美國、歐洲、日本等發達國家。同時，目前全球共有17個電站擬采用“綠色煤電”相關技術，在IGCC的基礎上實現燃煤發電近零排放，其中美國9個，英國3個。

　　上世紀70年代末，我國就啟動了IGCC技術的研究和論證，并且在“八五”期間，以西安熱工研究院為組長單位的IGCC技術課題組完成了“中國IGCC示范項目可行性研究”。1994年，山東煙臺IGCC電站示范工程的前期準備工作和可行性研究工作相繼啟動并于1999年正式立項，IGCC電站也被列為《中國21世紀議程》中“中長期電力科技發展規劃”的重點項目。

　　盡管計劃以引進方式建設40萬千瓦級示范電站的煙臺IGCC項目至今尚未取得實質性進展，但國內能源領域專家在各種場合下對于發展IGCC技術的呼聲從來沒有停止過。中國科學院院士蔡睿賢認為，“現在興建的電廠將決定2020年及以后的煤炭利用模式。如果延誤過渡到以氣化為基礎的IGCC和多聯產技術的時機，將會顯著增加將來中國治理空氣污染的成本，同時大大增加減排溫室氣體的成本。”

　　據了解，我國目前尚沒有大規模、純發電的IGCC電站。近幾年，繼華能率先提出“綠色煤電”計劃后，國內各大發電公司均提出了IGCC電站的建設規劃。在科技部“十一五”863計劃支持的項目中，目前除天津IGCC項目已獲國家發改委核準外，華電半山和東莞電化等IGCC項目仍處在前期和可研階段。

　　李政認為，由于種種原因，我國未采用CCS技術的常規IGCC電站的發展比歐美發達國家晚了十多年，但通過實施“綠色煤電”計劃，我們已經在奮起直追。如果我國能夠在“十二五”期間完成“綠色煤電”近零排放電站的示范，我國很可能在這項技術上迎頭趕上。

　　打通“綠色煤電”的瓶頸

　　“綠色煤電”技術作為基于燃燒前捕集的CCS技術，適合于新建的燃煤電站，其與國際同類項目同時起步，具有高起點、自主創新等特點。就目前而言，以“綠色煤電”為代表的清潔煤發電技術在我國的發展已走到了一個轉折點，在政策、資金、行業壁壘、運營成本等方面面臨著一定的瓶頸和困難，亟須政府扶持。

　　首先是政策方面。由于IGCC和CCS在我國都屬于新興技術，其本身的復雜程度高于現有的常規燃煤發電技術，“綠色煤電”技術將兩者進行整合，實施的難度顯然更高。這就意味著，發電企業在推進未來有很大發展潛力的新興技術的初期，需要承擔相當大的風險，因而國家對相關產業的扶持政策也就顯得至關重要。例如，美國在其2005年頒布的能源法案中，規定以財政補貼、提供貸款和稅收減免等方式來推動IGCC的商業化運行。中國IGCC雖處在示范階段，CCS也還處在研究試驗階段，但“綠色煤電”計劃的整體推進也需要類似法律法規的保障。由于目前我國對IGCC和CCS技術尚缺乏明確的產業政策支持，使得“綠色煤電”計劃的實施進程整體落后于預期目標，并且在未來仍有一定的不確定性。

　　其次是資金問題。由于IGCC和CCS技術目前還處于示范階段，尚未開始商業化推廣，相關的新技術、新工藝在研發階段的累積成本導致“綠色煤電”示范電站在初期需要較高的資金投入。同時，能源類技術儲備所需的時間相當漫長，一般在20年-30年之間。加之項目的工藝本來就復雜，使企業面臨的投資風險非常大，對于后續的“綠色煤電”近零排放示范電站來說更是如此。因此，對于“綠色煤電”這種國家能源戰略儲備性技術，單純由企業主導的確存在諸多困難。從目前國外已有的IGCC項目看，這些項目基本都是由各國政府主導并部分投資。例如，美國政府對其第一個IGCC項目提供了1.2億美元資助，日本的IGCC項目中政府投資占30%。然而，我國的天津IGCC項目僅從科技部863計劃中獲得了數千萬元的科研經費資助，絕大部分投資由華能牽頭的國內企業承擔。

　　再次是跨行業、跨區域合作問題。以二氧化碳的捕集和封存技術實施來說，這已經超出了發電企業的傳統業務范疇，需要在有關政府部門的統一協調下，通過電力企業與石油、地質等企業之間跨行業、跨區域的廣泛合作方能實現。目前國際上普遍認為，應首選通過強化石油開采的方式實現二氧化碳的封存，這相比單純的直接封存，可以為石油企業帶來更大收益，因而更加具有經濟驅動力。但目前在我國，一方面，石油屬于國家戰略性資源，石油企業的開采等經營活動需嚴格按照國家有關規定來執行；另一方面，相關的產業鏈尚未形成，不同行業之間的技術與經營目標也存在一定差異，因此，單純依靠發電和石油企業之間進行二氧化碳封存的合作存在一定難度。

　　此外，我國目前燃煤電站上網電價主要基于國家發改委公布的各省市標桿電價水平核定。但如前所述，IGCC電站在示范階段的供電成本必然要高于常規燃煤電站，對于這種尚處于示范階段的發電技術，如果不綜合考慮其環境效益和社會效益，同樣執行標桿電價，必然會導致發電企業的虧損，影響企業研發示范新技術的積極性。