計畫
2004年,華能集團率先提出“綠色煤電”計畫,計畫用15年左右的時間,建成“綠色煤電”近零排放示範電站。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”計畫。2009年7月,中國首座IG C C示範工程———華能天津IG C C電站示範工程在天津正式開工。
根據我國技術和製造能力，“綠色煤電”計畫擬分三個階段實施，用10年左右的時間最終建成“綠色煤電”示範電站。
第一階段(2006-2011年)：建設IG C C示範電站。從2006年開始，重點進行2000噸天級兩段式乾煤粉加壓氣化爐的工業化、實用化設計，驗證大型高溫煤氣淨化技術和大型電熱化多聯供的系統集成技術。計畫於2011年建成250M W 級具有自主智慧財產權的IG C C電站，並在電站內同步建設“綠色煤電”實驗室。
第二階段(2012-2014年)：完善IG C C電站，研發“綠色煤電”關鍵技術。這個階段是技術的鞏固和發展階段。一是完善和推廣IG CC系統的集成和運行技術，同時進行氣化爐放大的技術經濟性論證；二是利用建成的“綠色煤電”實驗室，進行中試系統研究，包括煤氣制氫儲氫技術，H 2和C O 2分離技術，C O 2封存和利用技術，燃料電池發電技術以及氫氣燃機技術等，為第三階段“綠色煤電”示範工程作好技術準備和前期工作。
第三階段(2014-2016年)：實施“綠色煤電”示範項目。計畫於2016年左右建成400M W級“綠色煤電”示範工程，集成大規模煤制氫和氫能發電、C O 2捕集和封存等關鍵技術，實現煤炭的高效利用以及污染物和C O 2的近零排放，同時不斷提高“綠色煤電”系統的技術可靠性和經濟可行性，為大規模商業化做好準備。
時間表
一是能源轉換效率明顯提高。2010年華能平均供電煤耗將降至324 .5克/千瓦時，比2005年降低21克/千瓦時；到2015年降至317克/千瓦時，到2020年降至314克/千瓦時，努力達到世界煤電機組先進能效水平。
二是清潔能源比重顯著增加。2010年華能清潔能源發電裝機比重將超過15%，比2005年提高約10個百分點；到2020年力爭超過35%，比2005年提高約30個百分點，達到或超過全國電力行業清潔能源比重的平均水平。
三是單位污染物排放水平持續降低。華能單位煤電發電量二氧化硫、氮氧化物和煙塵的排放量，2010年將分別比2005年降低66%、16%和56%。
四是溫室氣體排放強度逐步降低。華能單位發電量二氧化碳排放量，到2020年降至526克/千瓦時，比2005年下降30%左右。
目標
綠色煤電有限公司總經理蘇文斌介紹,“綠色煤電”計畫的目標有三:
一是研究開發、示範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,形成自主智慧財產權的綠色煤電技術;
三是使這項技術在經濟上可接受,逐步推廣套用,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”示範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。IG CC作為“綠色煤電”計畫的基礎,是目前來看非常有發展前景的清潔煤發電技術路線。這一計畫的實施,將使我國清潔煤電技術躋身國際前沿,對於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。
特點
完全的自主智慧財產權是華能“綠色煤電”技術的一個重要特點。據蘇文斌介紹,公司“除了國內不能製造的燃機採用聯合供貨的方式外,其他設備全部在國內採購和製造,具有完全的自主智慧財產權。”
IGCC和常規電廠發電有何不同？
IGCC示範工程不是簡單地將煤送入鍋爐燃燒，利用蒸汽拖動蒸汽輪機帶動發電機發電，而是把煤氣化和燃氣-蒸汽聯合循環發電集成的一種潔淨煤發電技術。在IGCC系統中，煤經過氣化產生合成氣(主要成分為一氧化碳等)，經除塵、水洗、脫硫等淨化處理後，淨煤氣到燃氣輪機燃燒驅動燃氣輪機發電，燃機的高溫排氣在餘熱鍋爐中產生蒸汽，驅動汽輪機發電。在常規電廠發電中，由於沒有IGCC，諸如陶瓷過濾器和濕法洗滌除塵這樣的高效控制煙塵濃度的環節都無法有效進行。
-IGCC與常規燃煤電廠
排污水平相比好在哪裡？
IGCC的IG部分(整體煤氣化)，其最大的特點是在煤氣燃燒前就將污染物排除。煤在氣化爐中生成粗煤氣，實現99%以上的污染物脫除效率，還能比較容易地使氮氧化合物排放控制在較低水平。毛巍給出了一組對比數據，與常規燃煤電廠污染物排放水平對比，常規燃煤電廠煙塵濃度的控制要求不大於每立方米30毫克，一般控制在每立方米20毫克；而採用陶瓷過濾器和濕法洗滌除塵技術的IGCC系統，煙塵濃度每立方米將小於1毫克，只是傳統煙塵濃度的1/30。至於氮氧化合物這種形成酸雨的主要成分，常規燃煤電廠通常要求控制在每立方米450毫克以內；而IGCC系統則能使NOX排放濃度控制在每立方米52.0毫克以內，大大減少了形成酸雨的“原料”數量。
-IGCC具有哪些優勢？
由於IGCC系統設有硫回收裝置，回收產品為單質硫，不再產生二次污染。談到IGCC項目的優勢，毛巍自豪地說：“除了正常發電，該系統還能實現多聯產和副產品的綜合利用。氣化爐出來的煤氣，除了用於供給燃氣輪機發電外，還可以用於化工產品(如合成胺、甲醇、二甲醚等)的生產。以氣化爐排除的灰渣為例，就能‘變廢為寶’成為良好的建築材料，被脫出的單質硫也可以被回收(回收率接近99.8%，硫化物的排放濃度小於1.4毫克/立方米，僅為常規燃煤電廠控制要求的近1/100)，這些都便於整個系統綜合利用效率的提高。”
核心技術
2009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乾煤粉加壓氣化技術,這是我國煤氣化技術首次進入已開發國家市場。
相關
事實上,“綠色煤電”計畫實施以來,已引發國內外的廣泛關注。路透社2008年4月報導說,中國計畫於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月報導,中國日益成為潔淨煤技術的領導者,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後。
瓶頸
“綠色煤電”技術作為基於燃燒前捕集的C C S技術,適合於新建的燃煤電站,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。由於IG CC和C C S在我國都屬於新興技術,其本身的複雜程度高於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IG CC的商業化運行。中國IG C C雖處在示範階段,C C S也還處在研究試驗階段,但“綠色煤電”計畫的整體推進也需要類似法律法規的保障。由於目前我國對IG C C和C C S技術尚缺乏明確的產業政策支持,使得“綠色煤電”計畫的實施進程整體落後於預期目標,並且在未來仍有一定的不確定性。
其次是資金問題。由於IG CC和C C S技術目前還處於示範階段,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”示範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複雜,使企業面臨的投資風險非常大,對於後續的“綠色煤電”近零排放示範電站來說更是如此。因此,對於“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IG C C項目看,這些項目基本都是由各國政府主導並部分投資。例如,美國政府對其第一個IG CC項目提供了1.2億美元資助,日本的IG C C項目中政府投資占30%。然而,我國的天津IG C C項目僅從科技部863計畫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範疇,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採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,石油屬於國家戰略性資源,石油企業的開採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於國家發改委公布的各省市標桿電價水平核定。但如前所述,IG C C電站在示範階段的供電成本必然要高於常規燃煤電站,對於這種尚處於示範階段的發電技術,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,影響企業研發示範新技術的積極性。
