在IG CC技術上我國正迎頭趕上
IG C C作 為 “ 舊 能源 、 新方法”，是將凈化燃煤的氣化技術和高效的聯合循環相結合的先進動力系統，是國內外公認的先進煤炭發電技術，環保性能極好，污染物的排放量僅為常規燃煤電站的1/10，脫硫效率可達99%，氮氧化物排放只有常規電站的15%至20%，同時相對最易實現近零排放。
據不完全統計，全球已經投入運營的以煤為原料的大規模IG CC電站有5座，總裝機約130萬千瓦，在建和正在規劃的各類IG C C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、日本等發達國家。同時，目前全球共有17個電站擬采用“綠色煤電”相關技術，在IG CC的基礎上實現燃煤發電近零排放，其中美國9個，英國3個。
上世紀70年代末，我國就啟動了IG CC技術的研究和論證，并且在“八五”期間，以西安熱工研究院為組長單位的IG CC技術課題組完成了“中國IG C C示范項目可行性研究”。1994年，山東煙臺IG C C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，IG C C電站也被列為《中國21世紀議程》中“中長期電力科技發展規劃”的重點項目。
盡管計劃以引進方式建設40萬千瓦級示范電站的煙臺IG CC項目至今尚未取得實質性進展，但國內能源領 域 專 家 在 各 種 場 合 下對 于 發 展IG C C技術的呼聲從來沒有停止過。中國科學院院士蔡睿賢認為，“現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的IG CC和多聯產技術的時機，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。”
據了解，我國目前尚沒有大規模、純發電的IG C C電站。近幾年，繼華能率先提出“綠色煤電”計劃后，國內各大發電公司均提出了IG C C電站的建設規劃。在科技部“十一五”863計劃支持的項目中，目前除天津IG C C項目已獲國家發改委核準外，華電半山和東莞電化等IG CC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C C S技術的常規IG C C電站的發展比歐美發達國家晚了十多年，但通過實施“綠色煤電”計劃，我們已經在奮起直追。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上迎頭趕上。
打通“綠色煤電”的瓶頸
“綠色煤電”技術作為基于燃燒前捕集的C C S技術，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。由于IG CC和C C S在我國都屬于新興技術，其本身的復雜程度高于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雖處在示范階段，C C S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的保障。由于目前我國對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IG CC和C C S技術目前還處于示范階段，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”示范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復雜，使企業面臨的投資風險非常大，對于后續的“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并部分投資。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計劃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范疇，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采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，石油屬于國家戰略性資源，石油企業的開采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于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電站在示范階段的供電成本必然要高于常規燃煤電站，對于這種尚處于示范階段的發電技術，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，影響企業研發示范新技術的積極性。
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