在IG CC技术上我国正迎头赶上

IG C C作 为 “ 旧 能源 、 新方法”，是将净化燃煤的气化技术和高效的联合循环相结合的先进动力系统，是国内外公认的先进煤炭发电技术，环保性能极好，污染物的排放量仅为常规燃煤电站的1/10，脱硫效率可达99%，氮氧化物排放只有常规电站的15%至20%，同时相对最易实现近零排放。

据不完全统计，全球已经投入运营的以煤为原料的大规模IG CC电站有5座，总装机约130万千瓦，在建和正在规划的各类IG C C电站40余座，总装机约2000万千瓦。这些电站主要分布在美国、欧洲、日本等发达国家。同时，目前全球共有17个电站拟采用“绿色煤电”相关技术，在IG CC的基础上实现燃煤发电近零排放，其中美国9个，英国3个。

上世纪70年代末，我国就启动了IG CC技术的研究和论证，并且在“八五”期间，以西安热工研究院为组长单位的IG CC技术课题组完成了“中国IG C C示范项目可行性研究”。1994年，山东烟台IG C C电站示范工程的前期准备工作和可行性研究工作相继启动并于1999年正式立项，IG C C电站也被列为《中国21世纪议程》中“中长期电力科技发展规划”的重点项目。

尽管计划以引进方式建设40万千瓦级示范电站的烟台IG CC项目至今尚未取得实质性进展，但国内能源领 域 专 家 在 各 种 场 合 下对 于 发 展IG C C技术的呼声从来没有停止过。中国科学院院士蔡睿贤认为，“现在兴建的电厂将决定2020年及以后的煤炭利用模式。如果延误过渡到以气化为基础的IG CC和多联产技术的时机，将会显著增加将来中国治理空气污染的成本，同时大大增加减排温室气体的成本。”

据了解，我国目前尚没有大规模、纯发电的IG C C电站。近几年，继华能率先提出“绿色煤电”计划后，国内各大发电公司均提出了IG C C电站的建设规划。在科技部“十一五”863计划支持的项目中，目前除天津IG C C项目已获国家发改委核准外，华电半山和东莞电化等IG CC项目仍处在前期和可研阶段。

李政认为，由于种种原因，我国未采用C C S技术的常规IG C C电站的发展比欧美发达国家晚了十多年，但通过实施“绿色煤电”计划，我们已经在奋起直追。如果我国能够在“十二五”期间完成“绿色煤电”近零排放电站的示范，我国很可能在这项技术上迎头赶上。

打通“绿色煤电”的瓶颈

“绿色煤电”技术作为基于燃烧前捕集的C C S技术，适合于新建的燃煤电站，其与国际同类项目同时起步，具有高起点、自主创新等特点。就目前而言，以“绿色煤电”为代表的清洁煤发电技术在我国的发展已走到了一个转折点，在政策、资金、行业壁垒、运营成本等方面面临着一定的瓶颈和困难，亟须政府扶持。

首先是政策方面。由于IG CC和C C S在我国都属于新兴技术，其本身的复杂程度高于现有的常规燃煤发电技术，“绿色煤电”技术将两者进行整合，实施的难度显然更高。这就意味着，发电企业在推进未来有很大发展潜力的新兴技术的初期，需要承担相当大的风险，因而国家对相关产业的扶持政策也就显得至关重要。例如，美国在其2005年颁布的能源法案中，规定以财政补贴、提供贷款和税收减免等方式来推动IG CC的商业化运行。中国IG C C虽处在示范阶段，C C S也还处在研究试验阶段，但“绿色煤电”计划的整体推进也需要类似法律法规的保障。由于目前我国对IG C C和C C S技术尚缺乏明确的产业政策支持，使得“绿色煤电”计划的实施进程整体落后于预期目标，并且在未来仍有一定的不确定性。

其次是资金问题。由于IG CC和C C S技术目前还处于示范阶段，尚未开始商业化推广，相关的新技术、新工艺在研发阶段的累积成本导致“绿色煤电”示范电站在初期需要较高的资金投入。同时，能源类技术储备所需的时间相当漫长，一般在20年-30年之间。加之项目的工艺本来就复杂，使企业面临的投资风险非常大，对于后续的“绿色煤电”近零排放示范电站来说更是如此。因此，对于“绿色煤电”这种国家能源战略储备性技术，单纯由企业主导的确存在诸多困难。从目前国外已有的IG C C项目看，这些项目基本都是由各国政府主导并部分投资。例如，美国政府对其第一个IG CC项目提供了1.2亿美元资助，日本的IG C C项目中政府投资占30%。然而，我国的天津IG C C项目仅从科技部863计划中获得了数千万元的科研经费资助，绝大部分投资由华能牵头的国内企业承担。

再次是跨行业、跨区域合作问题。以二氧化碳的捕集和封存技术实施来说，这已经超出了发电企业的传统业务范畴，需要在有关政府部门的统一协调下，通过电力企业与石油、地质等企业之间跨行业、跨区域的广泛合作方能实现。目前国际上普遍认为，应首选通过强化石油开采的方式实现二氧化碳的封存，这相比单纯的直接封存，可以为石油企业带来更大收益，因而更加具有经济驱动力。但目前在我国，一方面，石油属于国家战略性资源，石油企业的开采等经营活动需严格按照国家有关规定来执行；另一方面，相关的产业链尚未形成，不同行业之间的技术与经营目标也存在一定差异，因此，单纯依靠发电和石油企业之间进行二氧化碳封存的合作存在一定难度。

此外，我国目前燃煤电站上网电价主要基于国家发改委公布的各省市标杆电价水平核定。但如前所述，IG C C电站在示范阶段的供电成本必然要高于常规燃煤电站，对于这种尚处于示范阶段的发电技术，如果不综合考虑其环境效益和社会效益，同样执行标杆电价，必然会导致发电企业的亏损，影响企业研发示范新技术的积极性。