中国已成为全球最大的温室气体排放国，通过洁净煤技术减少排放是现实的选择，但成本问题难以跨越

继广东核电集团与东莞电化实业股份有限公司今年2月正式签署协议，将建设世界上最大的整体煤气化联合循环（IGCC-Integrated Gasification Combined Cycle，简称IGCC）项目之后，又有十几个IGCC项目摆上国家发改委的案头，等待审批。

在4月15日的“《财经》—投资可持续发展的未来”论坛上，国家发改委能源研究所研究员姜克隽向《财经》记者透露，中国原来的计划是在近期先上一批超超临界机组，待IGCC更加成熟后再大面积上马，“但现在看来，这些项目可能一下子都会批下来。”

如果前述建设蓝图成真，届时中国或将成为IGCC这一洁净煤技术的第一大国。目前，美国虽然已经有七个大型的IGCC项目投入运营，但其增长显然远远跟不上中国的规划进度。

在热效率以及污染物控制，尤其是减少温室气体排放方面，IGCC与传统的火电机组甚至新兴的超超临界机组相比，优势十分明显。但是，这一技术能否真正主宰中国洁净煤的未来，或许并不是一个简单的“是非题”。

“超超临界”技术

煤炭，这种黑色的化石能源，曾经支撑了整个发达国家的工业化之路。在中国，有三分之二的一次性能源供应依赖于煤炭。

然而，煤炭也是典型的“肮脏能源”之一。它伴生的硫、氮甚至很多重金属元素，如果不加妥善处理，在燃烧时会产生二氧化硫、氮氧化物以及含有重金属元素的大量粉尘，是造成酸雨、粉尘等污染的“元凶”之一。煤炭也被认为是不断加剧的全球变暖最主要的“肇事者”。

上世纪80年代初，美国和加拿大曾就解决两国边境酸雨问题进行谈判。在谈判中，美国特使德鲁刘易斯（Drew Lewis）和加拿大特使威廉姆戴维斯（William Davis）提出了洁净煤技术（Clean Coal Technology，CCT）的概念，以期依赖在煤炭加工、燃烧、转化和污染控制等方面的新技术，减少污染提高效率，使煤炭成为洁净、高效、可靠的能源。

1986年3月，美国率先推出了“洁净煤技术示范计划”（CCTP）；在随后的十年间，该计划累计优选出45个商业性示范项目，项目总投资达到了71.4亿美元。现在，洁净煤技术已成为世界各国解决环境问题主导技术之一，也是高技术国际竞争的一个重要领域。

在洁净煤技术概念中，燃烧发电是核心。煤的高效、洁净燃烧技术，目前包括了直接燃烧和煤转化为洁净燃料两个方向，超超临界机组和IGCC无疑就是这两个方向上最主要的“领跑者”。

在标准大气压下，水一旦升高到100摄氏度，就会达到沸点并从液态变为气态。然而，超临界机组中，通过将压强到提高到超过22兆帕（约为220个标准大气压），工作温度将上升到347摄氏度。在这种情况下，蒸汽从湿蒸汽直接成为过热蒸汽、饱和蒸汽，热效率也会大大提高。而在超超临界机组中，压强通常都超过了27兆帕（约270个标准大气压），工作温度更是超过了580摄氏度。

一般超临界机组的热效率，比亚临界机组的高2％－3％，超超临界机组的热效率又比超临界机组要高出4％左右。以2007年11月建成投产的华能玉环电厂四台100万千瓦超超临界机组为例，热效率超过45％，供电煤耗只有283.2克/千瓦时，比2006年全国平均供电煤耗要低22.6％。

据《财经》记者了解，目前中国已经有超过60台60万千瓦或100万千瓦超超临界机组正在建设中。根据国家发改委要求，今后60万千瓦以上燃煤机组，都必须达到超超临界机组的能耗指标。

IGCC技术走的是另外一条路线，煤通过气化和脱硫、除尘等净化处理后，转化为含有一氧化碳和氢气的合成气，这些合成气随后再进入燃气轮机发电。

与超超临界技术仅仅追求消耗更少的煤炭不同，IGCC不仅在二氧化硫、氮氧化物和粉尘排放上很小，而且在控制温室气体排放上也有着巨大的潜力。因为在合成气进入燃气轮机之前，就可以将一氧化碳脱除，而仅燃烧氢气的燃气轮机几乎不会排放任何温室气体。因此，这种技术普遍被认为是一种更具革命性的技术。

IGCC冲刺

中国科学技术部973“大规模高效气流床煤气化技术的基础研究”项目首席科学家、华东理工大学洁净煤技术研究所教授王辅臣在接受《财经》记者采访时表示，IGCC实际上是煤气化技术、煤气净化技术和高效燃气技术的结合。

目前适于大规模工业化的气流床煤气化技术，又可以细分为粉煤气化和水煤浆气化两种方式。所谓粉煤气化，就是把煤磨成面粉一样细的颗粒，在国际上以英荷壳牌（Shell）为代表；水煤浆则是将煤粉与水和黏合剂混合而成，目前国际上以德士古（Texaco）公司为代表——该技术已经于上个世纪90年代被美国通用电气收购。

早在“二战”时期，煤炭资源丰富的德国就开创了IGCC的雏形。真正现代意义上的第一座IGCC电站，于1994年在荷兰开始运行，采用的就是壳牌公司的粉煤气化技术，热效率达到了43％。

壳牌中国负责煤气化技术许可的经理韩天峥告诉《财经》记者，截至目前，壳牌在中国已经出售了15个煤气化技术许可证，其中五套装置已经投产，未来一到两年，每年有另外五套投产；另外，利用IGCC技术，壳牌还有一个与中国石油化工股份公司合资的煤气化制氢气项目。

与在粉煤气化方面壳牌一枝独秀不同，水煤浆气化方面已经初现中外竞争端倪。王辅臣对《财经》记者透露，从2006年至今，其所在的研究所已经卖出了31台水煤浆气化炉；而德士古进入中国20多年来，也仅仅销售了60余台。

然而，在他看来，中国整个IGCC技术链条依旧十分脆弱。目前国内煤气化以及净化设备都已经迎头赶上，但大规模的燃气轮机却始终无法突破。

“坦率地说，我们差距比较大，至少要差20年到30年。”王辅臣坦言。

尽管在技术上仍处于攻坚阶段，但中国国内的发电企业仍然对IGCC表现出了极大的热情。

早在2005年12月，中国华能集团公司就联合另外七家大型国有发电、煤炭和投资企业，共同发起组建了绿色煤电有限公司。其目标是实施华能倡导的“绿色煤电”计划，研发、建设、运营绿色煤电示范电站。

2007年8月，大唐国际发电股份有限公司宣布，将投资180亿元人民币，在沈阳细河经济区化学工业园内，建设总装机容量160万千瓦的IGCC热电厂。其中一部分煤气将供电厂生产电及热，而另一部分煤气则用来生产甲醇。如果该项目成功，将是中国目前最大的IGCC投资项目。

不过，这个记录很快就被刷新。今年2月已经签署协议的广东东莞IGCC项目，总装机容量将达278万千瓦，这也将是全世界最大的IGCC电站。

谁为成本“埋单”

对于神华股份有限公司的董事会秘书黄清而言，美国第一个IGCC电站给他留下了极其深刻的印象。

电站位于美国得克薩斯州一个名为坦帕（Tampa）的小镇上，厂址旁就是一个高尔夫球场。“这说明这个电厂的污染已经可以忽略了，”黄清说。

统计显示，与传统的粉煤技术相比，IGCC平均的硫排放降低93％，氮氧化物排放降低75％，颗粒物排放量降低了33％，水消耗减少30％。

“它就像一个没人的工厂，噪声、排放都没有，这给我很大冲击。”黄清对《财经》记者表示，“电厂以后都这样，就不担心煤炭污染了。”

国家发改委副主任、新任国家能源局局长张国宝也曾公开表示，中国一次能源结构以煤为主的国情，决定了以煤电为主的发电结构在相当长的时期内难以改变，因此燃煤所带来的污染问题急需IGCC这样的技术来解决。

不过，成本问题，或许仍是IGCC面临的最大障碍。

韩天峥在接受《财经》记者采访时承认，传统火力发电设备流程相对简单，就是燃煤锅炉和蒸汽轮机；IGCC生产流程则要长得多：从制备纯氧空气分离装置、将纯氧与煤制成合成气的气化岛，到气体精制、燃气轮机、预热锅炉、燃气轮机。

更何况，燃气轮机工作温度一般都在1300摄氏度以上，而蒸汽轮机只有600度上下；因此，IGCC对管道要求更加苛刻。再加上气化岛本身也比燃煤锅炉复杂得多，这一切无疑都会拉高成本。

以每千瓦所需投资计，目前在美国IGCC约在1200美元到1400美元之间，而常规超超临界机组的投资约为1000美元，仍有两成以上的差距。据业内人士测算，在中国，IGCC的成本更是几乎相当于常规超超临界机组的两倍。

2006年，中国第一套8万千瓦IGCC发电机组在山东兖矿集团投入使用。目前其发电成本为每度0.50元，而目前的常规火电每度电成本仅为0.20元左右，这套装置现在要靠地方补贴才能保持运行。

或许是考虑到这些因素，即使力挺这一技术的王辅臣，在接受《财经》记者采访时，也对中国IGCC的发展持相对谨慎的态度。在他看来，国家先选择两到三家作为试点，或许更为可取一些。

一个可能的出路，在清华大学热能工程系教授、中国工程院院士倪维斗看来，就是将IGCC发电和煤化工结合起来，实现多联产。所谓煤气化多联产，是指煤气化后形成的合成气，除了发电之外，在净化以后还可用于生产化工原料、液体燃料（合成油、甲醇、二甲醚）。这样，多联产的综合效益，或许就可以补偿发电的高成本。

不过，多联产能否彻底消化这种成本上的压力，仍是一个问题。中国煤炭科学研究总院洁净煤研究中心副主任吴立新对《财经》记者表示，IGCC和煤化工结合的多联产，对于经济性肯定有很大的提升。然而，要真正实现互补，仍然面临复杂的技术问题。

“化工和电力不一样，化工对压力、温度条件变化非常敏感；两个过程结合起来，会有一个如何优化的问题。”她提醒说。

此外，很多设备都依赖于进口，也是成本高企的一个重要原因。在水煤浆气化技术上处于领先地位的美国通用电气（中国）能源集团清洁能源副总裁胡亦鹏就对《财经》记者强调，希望通过和国内设计院合作，把总体成本降下来。

通往“零排放”

对于中美两个煤炭消费大国而言，洁净煤一直是双边能源和环境合作的“重头戏”。

早在2005年10月27日，华能集团加入美国“未来发电”企业联盟签字仪式就在人民大会堂举行，当时华能集团成为参与“未来发电”计划的第一家美国之外的企业。在去年5月的中美第二次战略经济对话中，中国正式以国家身份加入未来发电计划政府指导委员会，也被认为是此次对话的主要成果之一。

“未来发电”（Futuregen）计划是2003年美国总统布什宣布实施的一项清洁煤计划，旨在建设一座利用煤发电、制氢、二氧化碳捕集与封存同时实现近零排放的发电容量为275MW的商业示范电站。这一电厂将集成先进的IGCC技术，并验证碳捕捉及封存技术（CCS）的安全性、经济性和可行性。

这曾经是布什政府在清洁能源上最具野心的计划，并且在工业界和国际上获得了广泛的支持。但今年1月30日，美国能源部宣布，将不再继续支持耗资18亿美元的“未来发电”计划，转而将资金分配到多个在现有的电站研究可行的CCS。

在通用电气（中国）能源集团清洁能源副总裁胡亦鹏看来，“未来发电”本身最重要的方面是CCS，美国政府专心研究这一技术，恰恰是对现有的工业化IGCC的一个肯定。这个领域已经实现了产业化，同时也为IGCC真正成为通过温室气体“零排放”打下了更好的技术储备。

但实际上，围绕着诸如IGCC这样的洁净煤技术，是否应该成为“零排放”之路的争议，从来没有停止过。对于通过IGCC实现减排的前景，华东理工大学洁净煤技术研究所王辅臣教授本人也不是十分看好。

表面上看，通过合成气进入燃气轮机之前，去掉一氧化碳只剩下氢气，就可以实现“零排放”。但是，他在接受《财经》记者采访时提醒，对于现在的燃气轮机，只用氢气效率仅为34％到35％左右，在发电效率上根本没办法与超超临界机组相比。

要弥补这种效率损失，征收碳税（Carbon Tax）是一种可能的解决办法。美国麻省理工学院（MIT）发表的《清洁煤未来》报告中就提到，如果电厂需要支付每吨100美元的碳税，IGCC将更有吸引力。因为对于常规火电来说，如果强制碳捕捉和封存的话，成本将提高40％到90％。

据悉，加拿大不列颠哥伦比亚省已经决定从今年7月起，开征碳税。开始为每吨10美元，但最终目标定为每吨100美元。

不过，虽然中国已成为全球最大的温室气体排放国，但短期而言，减少二氧化硫、氮氧化物以及粉尘等传统污染物的排放，仍是更为现实的目标。2005年，中国二氧化硫年排放量已经达到了2549万吨，要实现到2010年减少10％的目标，燃煤电厂可谓重任在肩。

但同样的问题或许仍然存在：仅僅依靠内部成本的优化，很难解决成本上的巨大落差；而环境税乃至碳税等可以支撑的外部绿色经济政策，在中国虽然千呼万唤，却始终难见真容。因此，决定IGCC在中国的前景的，除了技术问题，很大程度或许仍然要取决于政策选择。