成本技术挡道 煤炭“低碳化利用”去向何方
一纸GE能源集团与神华集团的合作协议，使“清洁煤”成为奥巴马访华带来的第一个实质性的能源合作项目。
在“低碳”成为全球能源行业前进方向的今天，以往所谓“最不清洁”的煤炭也必须放下身段，开始寻求清洁利用的途径。作为中国能源结构中占70%比重的种类，煤炭的清洁利用进程将直接关系碳减排成果。
分析人士指出，高碳能源的低碳化利用，其中几个前景较好的关键技术仍然面临技术不成熟、成本高昂、存在争议、国产化低等问题，目前可行性较高的项目如煤制天然气、二甲醚等项目则成为清洁利用的有效途径，但仍须警惕一哄而上。
昂贵的CCS
GE与神华集团11月17日签署协议，将开展战略合作以进一步提高气化和整体气化联合循环发电（IGCC）技术商业运用的经济性与性能表现，合作扩大煤气化(23.15,-1.10,-4.54%)技术在中国工业领域的应用并共同推动和促进带有碳捕捉与封存（CCS）技术的IGCC商业应用项目。
CCS和IGCC这两项清洁煤技术，正是碳减排的“重头戏”。
分析人士指出，化石能源的碳排放系数都很高，其中煤炭的排放系数最高，约为2.66吨二氧化碳/吨标准煤，而天然气为1.47吨。高碳能源低碳化利用，其核心概念就是降低二氧化碳的排放量，对于含碳值最高的煤炭行业而言，碳捕获与封存无疑直指核心。目前美国等发达国家和地区在探索的清洁煤技术主要就是CCS和IGCC发电联产技术。
CCS是一项在燃煤、燃气发电站以及其他碳排放密集产业内捕获和封存二氧化碳的技术。这项技术要求在产生大量二氧化碳排放的地方，将二氧化碳隔离、压缩，然后抽到地下干枯的油气井和合适的地质层中，利用岩层封闭起来。根据联合国政府间气候变化委员会(IPCC)的调查，该技术的应用能够将全球二氧化碳的排放量减少20%至40%。
尽管前景如此美好，但目前世界上还没有一家大型发电厂采用CCS技术，因为它的昂贵成本足以抵消煤炭发电的经济性，如果不能在燃烧之前将碳处理掉，那么再收集和封存的成本将直接使项目失去经济效益。另外，这项技术不但建设和运行成本昂贵，还会降低电厂的运行效率，而被封存的二氧化碳仍然存在泄漏的危险。
分析人士指出，CCS技术实施过程需耗费大量能量，使用CCS技术的发电厂将要耗去其电力产量的1/4甚至更多，同时建造碳捕获装置和输送管道还将产生额外的费用，并花费更多的能量。
CCS技术的花费究竟有多大、带来的碳减排究竟能产生多大的收益，国外仍在争论之中。而昂贵的CCS在中国进展缓慢，甚至还没有一个示范项目。
美国斯坦福大学能源与可持续发展研究中心助理研究员何钢指出，中国的地质条件复杂，目前探讨的存储方式中，通过CCS增加石油采收率和提高煤层气采收率能够带来经济效益，具备较大潜力。
目前神华集团正在研究利用CCS技术减少煤制油项目的二氧化碳排放，中国神华(35.69,-1.48,-3.98%)煤制油化工有限公司有关人士曾向中国证券报记者表示，作为国内开展的第一个碳捕获和封存项目，现在碳封存的各种方式都在考虑，包括进行地质封存，但他们还没有对示范项目投入和产出进行评估，只考虑示范性。
IGCC期待突破
如果说CCS技术在理论上仍存在争议，那么IGCC发电则已经成为公认的具有革命性的煤炭清洁利用发展方向。
超超临界燃煤技术主要追求的是消耗更少的煤炭，相比之下，IGCC发电则是将煤气化，在合成气进入燃气轮机之前就将碳脱除，因此在燃烧发电过程中几乎零排放。
申银万国分析师表示，相比其他清洁煤发电技术，IGCC的优点很多：发电效率高达45%，能实现98%以上的污染物脱除效率，耗水量小，燃烧前进行碳捕捉的成本低，能与其他先进的发电技术如燃料电池等结合等。
因此，IGCC被认为更具有革命性，也成为发达国家重点发展的低碳技术。目前全球共有近30座IGCC示范电厂在建或运行，总装机容量超过8000兆瓦，其中运行超过10年的IGCC电厂有4个。
申银万国分析师指出，国内天然气价格的高企，使IGCC相对于燃气发电也将具有优势。
然而，这种普遍看好的技术在国内却是“雷声大、雨点小”，至今只有4个示范项目。究其原因，主要还是成本问题。IGCC项目通常会进行碳捕获和封存。
接受中国证券报记者采访的多位煤炭行业人士均表示：“我们很看好IGCC的前景，但是目前它的成本太高了，这个问题不解决，难以推广开来。”
何钢指出，相对超临界燃煤电厂，增加CCS将使燃煤发电的成本提高40%-80%，也就是说，IGCC+CCS虽然能减少CCS的成本，却会使发电的总成本增加40%-60%。这无疑大大降低了IGCC的经济性。
“我国的煤炭资源与水资源呈现逆向分布，IGCC的水耗虽然只有常规火电机组的1/3，但在气化之后的废弃产品处理方面成本非常高，这直接导致IGCC的成本难以降下来，推广不下去。”中国煤炭科学院研究员陈家仁对中国证券报记者说。
IGCC示范项目中的核心设备主要包括气化炉、燃气轮机、空分装置、余热锅炉等，而核心技术和设备都主要依赖进口，例如壳牌的煤气化技术在国内引进较多。申银万国分析师指出，目前国内还没有单独应用在发电领域的煤气化应用技术，而这是IGCC的关键技术，未来政府将大力推进IGCC关键设备国产化以及发展具有碳捕捉设备的IGCC电站。
分析人士指出，要降低成本，必须加强相关技术和装备制造的国产化率。目前IGCC电站的关键设备都要从国外购买，成本高，建设周期长，见效益慢。中国石油(13.39,-0.41,-2.97%)和化学工业协会今年向政府建议限制盲目引进煤气化技术设备，加强国产化。在此压力下，壳牌开始试图提高国产化率，并与神华等公司合作研发煤气化技术。
中国工程院院士倪维斗曾公开表示，他不赞成搞单纯发电的IGCC项目，因其成本太高。他建议把发电和化工结合起来，实行多联产技术，在经济上比较合算，例如生产甲醇体系的一系列化工产品。
新型煤化工可行性较高
除了发电之外，煤炭的清洁利用还包括将煤炭转化为其他能源形式。与IGCC和CCS这样“华丽而昂贵”的低碳技术相比，一些技术比较成熟的新型煤化工项目则明显具有成本“亲和力”和可操作性。
西北化工(8.12,-0.32,-3.79%)院总工程师周晓奇指出，煤转化为其他能源产品的方式有煤制油、煤制甲醇/二甲醚、煤发电、煤制气/合成代用天然气等。不同的利用方式中，煤的热能有效利用率不同，其中效率最低的是煤制油，最高的是煤制天然气。
根据今年出台的石化产业振兴规划，国家将“重点抓好现有煤制油、煤制烯烃、煤制二甲醚、煤制甲烷气、煤制乙二醇等五类示范工程”。
在国家发改委叫停大部分“煤制油”项目，并提出“高风险行业”预警的情况下，神华108万吨直接液化项目和伊泰16万吨间接液化项目成为中国现在仅存的两个煤制油项目。煤制油因其高耗水、碳排放高、技术门槛高、资金投入大等问题，成为“温室里的花朵”，短期内难以获得突破和实现商业化。
相比之下，煤制天然气的发展高歌猛进。虽然发改委目前只批准了一个大唐国际克什克腾煤制天然气项目，但已经制定了规划的项目多达近10个，合计产能超过100亿立方米，总投资超过2000亿元。
虽然煤炭的清洁利用都要走煤气化这一步，但煤制天然气项目产出的甲烷气将直接进入天然气管网，成为国内天然气的补充，下游用户与天然气类似。
业内人士指出，对于煤制天然气、煤制二甲醚、煤制烯烃等项目，由于技术上比较成熟，在国家鼓励政策出台后立即“掀起高潮”，对于此类项目有关部门应该有合理规划，避免再出现大批产能集中投产、产能过剩的状况。“这种一哄而上的情况令人担忧，煤制甲醇项目如今严重过剩的局面不能再出现。”该人士说。
一位中海油煤制气项目的负责人告诉记者，他们的煤制气项目不但要实现大规模管道输送，还将利用余热发电，项目会具备商业可行性。“但是，仍然会产生大量的二氧化碳，怎么处理这个问题，我们很头疼。”他说。
而另一位业内人士则表示，无论如何，将一种原本可以直接燃烧利用的能源经过多次转化，变成另一种能源形式燃烧利用，价格昂贵不说，这其中一定还要再消耗大量的能源，是否合理实在不好下定论。
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