“綠色煤電”在中國起航
中國首座IGCC示范工程———華能天津IGCC項目率先通過國家發(fā)改委核準，并于去年開工建設(shè)，根據(jù)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(shè)備安裝工作進入調(diào)試階段。這標志著我國具有自主知識產(chǎn)權(quán)、代表世界清潔煤電技術(shù)前沿水平的“綠色煤電”計劃取得實質(zhì)性進展。華能集團總經(jīng)理曹培璽表示，“這項技術(shù)代表了清潔能源未來的發(fā)展方向。”
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華能天津IGCC空分裝置施工現(xiàn)場 |
清潔煤電將成低碳經(jīng)濟競爭焦點
近年來，溫室氣體排放及其引發(fā)的全球變暖引發(fā)國際社會的普遍關(guān)注，成為國際政治經(jīng)濟合作和國家間博弈的一個重要議題。
中國社科院可持續(xù)發(fā)展研究中心副研究員陳迎認為，未來低碳經(jīng)濟將成為發(fā)達國家與新興市場國家博弈的焦點之一，甚至可能成為發(fā)達國家要挾發(fā)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(guān)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(fā)達國家已將中國視為未來發(fā)展低碳經(jīng)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(shù)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(jīng)濟。
根據(jù)國際能源署統(tǒng)計，中國發(fā)電行業(yè)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(xù)呈上升態(tài)勢。截至2008年底，煤電在全國發(fā)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(nèi)，我國電源結(jié)構(gòu)以煤電為主的局面仍將持續(xù)，燃煤發(fā)電也將在相當時期內(nèi)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(fā)展低碳經(jīng)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(jīng)濟社會可持續(xù)發(fā)展的必然選擇。推進發(fā)電行業(yè)的碳減排，大力發(fā)展清潔煤發(fā)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(guān)技術(shù)儲備，當?shù)吞冀?jīng)濟成為全球不可逆轉(zhuǎn)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(fā)電技術(shù)。因此，加快發(fā)展自主創(chuàng)新的清潔煤發(fā)電技術(shù)，將使中國在未來低碳經(jīng)濟的新一輪博弈中占據(jù)有利位置，而發(fā)展“綠色煤電”就是搶占未來燃煤清潔技術(shù)領(lǐng)域的一個制高點。
我國清潔煤電技術(shù)躋身世界前沿
所謂“綠色煤電”技術(shù)，就是以整體煤氣化聯(lián)合循環(huán)(IGCC)和碳捕集與封存(CCS)技術(shù)為基礎(chǔ)，以聯(lián)合循環(huán)發(fā)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(fā)電技術(shù)。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(lián)合國內(nèi)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(jīng)理蘇文斌介紹，“綠色煤電”計劃的目標有三：一是研究開發(fā)、示范推廣能夠大幅度提高發(fā)電效率，達到污染物和二氧化碳近零排放的煤基能源系統(tǒng)；二是通過掌握核心技術(shù)、支撐技術(shù)和系統(tǒng)集成技術(shù)，形成自主知識產(chǎn)權(quán)的綠色煤電技術(shù)；三是使這項技術(shù)在經(jīng)濟上可接受，逐步推廣應(yīng)用，實現(xiàn)煤炭發(fā)電的可持續(xù)發(fā)展，為應(yīng)對全球氣候變化作好技術(shù)儲備。
華能集團總經(jīng)理曹培璽說，“綠色煤電”示范電站作為華能集團自主研發(fā)的國際前沿清潔煤電技術(shù)，效率將比目前最先進的火力發(fā)電技術(shù)提高1/3，能夠?qū)崿F(xiàn)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(chǔ)，是目前來看非常有發(fā)展前景的清潔煤發(fā)電技術(shù)路線。這一計劃的實施，將使我國清潔煤電技術(shù)躋身國際前沿，對于我國能源行業(yè)可持續(xù)發(fā)展和建設(shè)創(chuàng)新型國家都具有重要意義。
完全的自主知識產(chǎn)權(quán)是華能“綠色煤電”技術(shù)的一個重要特點。據(jù)蘇文斌介紹，公司“除了國內(nèi)不能制造的燃機采用聯(lián)合供貨的方式外，其他設(shè)備全部在國內(nèi)采購和制造，具有完全的自主知識產(chǎn)權(quán)。”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(shù)，即華能自主開發(fā)的兩段式干煤粉加壓氣化技術(shù)，這是我國煤氣化技術(shù)首次進入發(fā)達國家市場。
事實上，“綠色煤電”計劃實施以來，已引發(fā)國內(nèi)外的廣泛關(guān)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(yè)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(shù)的世界領(lǐng)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(shù)的領(lǐng)導者，美國在建設(shè)新一代利用煤炭氣化技術(shù)的低污染物排放燃煤電廠方面已經(jīng)滯后。
IGCC作為“舊能源、新方法”，是將凈化燃煤的氣化技術(shù)和高效的聯(lián)合循環(huán)相結(jié)合的先進動力系統(tǒng)，是國內(nèi)外公認的先進煤炭發(fā)電技術(shù)，環(huán)保性能極好，污染物的排放量僅為常規(guī)燃煤電站的1/10，脫硫效率可達99%，氮氧化物排放只有常規(guī)電站的15%至20%，同時相對最易實現(xiàn)近零排放。
據(jù)不完全統(tǒng)計，全球已經(jīng)投入運營的以煤為原料的大規(guī)模IGCC電站有5座，總裝機約130萬千瓦，在建和正在規(guī)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(fā)達國家。同時，目前全球共有17個電站擬采用“綠色煤電”相關(guān)技術(shù)，在IGCC的基礎(chǔ)上實現(xiàn)燃煤發(fā)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(shù)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(shù)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(fā)展規(guī)劃”的重點項目。
盡管計劃以引進方式建設(shè)40萬千瓦級示范電站的煙臺IGCC項目至今尚未取得實質(zhì)性進展，但國內(nèi)能源領(lǐng)域?qū)＜以诟鞣N場合下對于發(fā)展IGCC技術(shù)的呼聲從來沒有停止過。中國科學院院士蔡睿賢認為，“現(xiàn)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(chǔ)的IGCC和多聯(lián)產(chǎn)技術(shù)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(jù)了解，我國目前尚沒有大規(guī)模、純發(fā)電的IGCC電站。近幾年，繼華能率先提出“綠色煤電”計劃后，國內(nèi)各大發(fā)電公司均提出了IGCC電站的建設(shè)規(guī)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(fā)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(shù)的常規(guī)IGCC電站的發(fā)展比歐美發(fā)達國家晚了十多年，但通過實施“綠色煤電”計劃，我們已經(jīng)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(shù)上迎頭趕上。
打通“綠色煤電”的瓶頸
“綠色煤電”技術(shù)作為基于燃燒前捕集的CCS技術(shù)，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(chuàng)新等特點。就目前而言，以“綠色煤電”為代表的清潔煤發(fā)電技術(shù)在我國的發(fā)展已走到了一個轉(zhuǎn)折點，在政策、資金、行業(yè)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(shù)，其本身的復雜程度高于現(xiàn)有的常規(guī)燃煤發(fā)電技術(shù)，“綠色煤電”技術(shù)將兩者進行整合，實施的難度顯然更高。這就意味著，發(fā)電企業(yè)在推進未來有很大發(fā)展?jié)摿Φ男屡d技術(shù)的初期，需要承擔相當大的風險，因而國家對相關(guān)產(chǎn)業(yè)的扶持政策也就顯得至關(guān)重要。例如，美國在其2005年頒布的能源法案中，規(guī)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(yè)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(guī)的保障。由于目前我國對IGCC和CCS技術(shù)尚缺乏明確的產(chǎn)業(yè)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(shù)目前還處于示范階段，尚未開始商業(yè)化推廣，相關(guān)的新技術(shù)、新工藝在研發(fā)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(shù)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(yè)面臨的投資風險非常大，對于后續(xù)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(zhàn)略儲備性技術(shù)，單純由企業(yè)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(shù)千萬元的科研經(jīng)費資助，絕大部分投資由華能牽頭的國內(nèi)企業(yè)承擔。
再次是跨行業(yè)、跨區(qū)域合作問題。以二氧化碳的捕集和封存技術(shù)實施來說，這已經(jīng)超出了發(fā)電企業(yè)的傳統(tǒng)業(yè)務(wù)范疇，需要在有關(guān)政府部門的統(tǒng)一協(xié)調(diào)下，通過電力企業(yè)與石油、地質(zhì)等企業(yè)之間跨行業(yè)、跨區(qū)域的廣泛合作方能實現(xiàn)。目前國際上普遍認為，應(yīng)首選通過強化石油開采的方式實現(xiàn)二氧化碳的封存，這相比單純的直接封存，可以為石油企業(yè)帶來更大收益，因而更加具有經(jīng)濟驅(qū)動力。但目前在我國，一方面，石油屬于國家戰(zhàn)略性資源，石油企業(yè)的開采等經(jīng)營活動需嚴格按照國家有關(guān)規(guī)定來執(zhí)行；另一方面，相關(guān)的產(chǎn)業(yè)鏈尚未形成，不同行業(yè)之間的技術(shù)與經(jīng)營目標也存在一定差異，因此，單純依靠發(fā)電和石油企業(yè)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(wǎng)電價主要基于國家發(fā)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(guī)燃煤電站，對于這種尚處于示范階段的發(fā)電技術(shù)，如果不綜合考慮其環(huán)境效益和社會效益，同樣執(zhí)行標桿電價，必然會導致發(fā)電企業(yè)的虧損，影響企業(yè)研發(fā)示范新技術(shù)的積極性。
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