“绿色煤电”在中国起航
“绿色煤电”在中国起航 更新时间：2010-2-23 0:17:59 中国首座IGCC示范工程――华能天津IGCC项目率先通过国家发改委核准，并于去年开工建设，根据工程进度计划，2010年，天津IGCC项目进入施工高峰期，预计年底完成设备安装工作进入调试阶段。这标志着我国具有自主知识产权、代表世界清洁煤电技术前沿水平的“绿色煤电”计划取得实质性进展。华能集团总经理曹培玺表示，“这项技术代表了清洁能源未来的发展方向。” 清洁煤电将成低碳经济竞争焦点 近年来，温室气体排放及其引发的全球变暖引发国际社会的普遍关注，成为国际政治经济合作和国家间博弈的一个重要议题。 中国社科院可持续发展研究中心副研究员陈迎认为，未来低碳经济将成为发达国家与新兴市场国家博弈的焦点之一，甚至可能成为发达国家要挟发展中国家的工具之一。尽管我国已明确承诺到2020年单位GDP碳排放量比2005年降低40%―45%，但从哥本哈根会议透露出的有关信息看，后哥本哈根时代我国面临的国际减排压力仍趋于增大。而美国等发达国家已将中国视为未来发展低碳经济最主要的竞争对手之一，不愿对中国提供切实的资金和技术支持。这就意味着，我国必须通过自身努力迈向未来的低碳经济。 根据国际能源署统计，中国发电行业的二氧化碳排放量占中国全部二氧化碳排放量的40%―50%，而且在未来一段时期还将继续呈上升态势。截至2008年底，煤电在全国发电装机容量中占75%左右，预计到2020年仍将占60%以上。可以肯定，未来相当时期内，我国电源结构以煤电为主的局面仍将持续，燃煤发电也将在相当时期内成为我国最主要的二氧化碳固定排放源。因此，减少二氧化碳排放、发展低碳经济，不仅是树立我国负责任大国形象的需要，更是促进我国经济社会可持续发展的必然选择。推进发电行业的碳减排，大力发展清洁煤发电已是势在必行。 清华大学低碳能源实验室副主任李政认为，如果中国不能提早完成相关技术储备，当低碳经济成为全球不可逆转的趋势时，中国很可能被迫为难以降低的二氧化碳排放而大笔买单，或者耗费巨资购买国外低碳发电技术。因此，加快发展自主创新的清洁煤发电技术，将使中国在未来低碳经济的新一轮博弈中占据有利位置，而发展“绿色煤电”就是抢占未来燃煤清洁技术领域的一个制高点。 我国清洁煤电技术跻身世界前沿 所谓“绿色煤电”技术，就是以整体煤气化联合循环和碳捕集与封存技术为基础，以联合循环发电为主，并对污染物进行回收，对二氧化碳进行分离、利用或封存的新型煤炭发电技术。2004年，华能集团率先提出“绿色煤电”计划，计划用15年左右的时间，建成“绿色煤电”近零排放示范电站。2005年，华能联合国内的大唐、华电、国电、中电投、神华、国开投、中煤等能源公司，成立了由华能集团控股的绿色煤电有限公司，共同实施“绿色煤电”计划。2009年7月，中国首座IGCC示范工程――华能天津IGCC电站示范工程在天津正式开工。 绿色煤电有限公司总经理苏文斌介绍，“绿色煤电”计划的目标有三：一是研究开发、示范推广能够大幅度提高发电效率，达到污染物和二氧化碳近零排放的煤基能源系统;二是通过掌握核心技术、支撑技术和系统集成技术，形成自主知识产权的绿色煤电技术;三是使这项技术在经济上可接受，逐步推广应用，实现煤炭发电的可持续发展，为应对全球气候变化作好技术储备。 华能集团总经理曹培玺说，“绿色煤电”示范电站作为华能集团自主研发的国际前沿清洁煤电技术，效率将比目前最先进的火力发电技术提高1/3，能够实现二氧化碳和污染物的近零排放。IGCC作为“绿色煤电”计划的基础，是目前来看非常有发展前景的清洁煤发电技术路线。这一计划的实施，将使我国清洁煤电技术跻身国际前沿，对于我国能源行业可持续发展和建设创新型国家都具有重要意义。 完全的自主知识产权是华能“绿色煤电”技术的一个重要特点。据苏文斌介绍，公司“除了国内不能制造的燃机采用联合供货的方式外，其他设备全部在国内采购和制造，具有完全的自主知识产权。”今年7月，美国宾夕法尼亚州未来燃料公司特别引进了“绿色煤电”的一项核心技术，即华能自主开发的两段式干煤粉加压气化技术，这是我国煤气化技术首次进入发达国家市场。 事实上，“绿色煤电”计划实施以来，已引发国内外的广泛关注。路透社2008年4月报道说，中国计划于2015年建成近零排放燃煤电厂，这使得该项目有望成为全球首座商业化电站的有力竞争者，使华能有望成为这一拥有巨大市场潜力的先进技术的世界领导者。而美国《纽约时报》也在2009年5月报道，中国日益成为洁净煤技术的领导者，美国在建设新一代利用煤炭气化技术的低污染物排放燃煤电厂方面已经滞后。 在IGCC技术上我国正迎头赶上 IGCC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IGCC电站有5座，总装机约130万千瓦，在建和正在规划的各类IGCC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IGCC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IGCC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IGCC技术课题组完成了“中国IGCC示范项目可行性研究”。1994年，山东烟台IGCC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，IGCC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IGCC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IGCC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IGCC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IGCC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IGCC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IGCC项目已获国家发改委核准外，华电半山和东莞电化等IGCC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CCS技术的常规IGCC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CCS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IGCC和CCS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IGCC的商业化运行。中国IGCC虽处在示范阶段，CCS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IGCC和CCS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IGCC和CCS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IGCC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IGCC项目提供了1.2亿美元资助，日本的IGCC项目中政府投资占30%。然而，我国的天津IGCC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，IGCC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。
