申銀萬國分析師指出，國內天然氣價格的高企，使IGCC相對于燃氣發電也將具有優勢。

　　然而，這種普遍看好的技術在國內卻是“雷聲大、雨點小”，至今只有4個示范項目。究其原因，主要還是成本問題。IGCC項目通常會進行碳捕獲和封存。

　　接受中國證券報記者采訪的多位煤炭行業人士均表示：“我們很看好IGCC的前景，但是目前它的成本太高了，這個問題不解決，難以推廣開來。”

　　何鋼指出，相對超臨界燃煤電廠，增加CCS將使燃煤發電的成本提高40%-80%，也就是說，IGCC+CCS雖然能減少CCS的成本，卻會使發電的總成本增加40%-60%。這無疑大大降低了IGCC的經濟性。

　　“我國的煤炭資源與水資源呈現逆向分布，IGCC的水耗雖然只有常規火電機組的1/3，但在氣化之后的廢棄產品處理方面成本非常高，這直接導致IGCC的成本難以降下來，推廣不下去。”中國煤炭科學院研究員陳家仁對中國證券報記者說。

　　IGCC示范項目中的核心設備主要包括氣化爐、燃氣輪機、空分裝置、余熱鍋爐等，而核心技術和設備都主要依賴進口，例如殼牌的煤氣化技術在國內引進較多。申銀萬國分析師指出，目前國內還沒有單獨應用在發電領域的煤氣化應用技術，而這是IGCC的關鍵技術，未來政府將大力推進IGCC關鍵設備國產化以及發展具有碳捕捉設備的IGCC電站。

　　分析人士指出，要降低成本，必須加強相關技術和裝備制造的國產化率。目前IGCC電站的關鍵設備都要從國外購買，成本高，建設周期長，見效益慢。中國石油和化學工業協會今年向政府建議限制盲目引進煤氣化技術設備，加強國產化。在此壓力下，殼牌開始試圖提高國產化率，并與神華等公司合作研發煤氣化技術。

　　中國工程院院士倪維斗曾公開表示，他不贊成搞單純發電的IGCC項目，因其成本太高。他建議把發電和化工結合起來，實行多聯產技術，在經濟上比較合算，例如生產甲醇體系的一系列化工產品。

　　新型煤化工可行性較高

　　除了發電之外，煤炭的清潔利用還包括將煤炭轉化為其他能源形式。與IGCC和CCS這樣“華麗而昂貴”的低碳技術相比，一些技術比較成熟的新型煤化工項目則明顯具有成本“親和力”和可操作性。

　　西北化工院總工程師周曉奇指出，煤轉化為其他能源產品的方式有煤制油、煤制甲醇/二甲醚、煤發電、煤制氣/合成代用天然氣等。不同的利用方式中，煤的熱能有效利用率不同，其中效率最低的是煤制油，最高的是煤制天然氣。

　　根據今年出臺的石化產業振興規劃，國家將“重點抓好現有煤制油、煤制烯烴、煤制二甲醚、煤制甲烷氣、煤制乙二醇等五類示范工程”。

　　在國家發改委叫停大部分“煤制油”項目，并提出“高風險行業”預警的情況下，神華108萬噸直接液化項目和伊泰16萬噸間接液化項目成為中國現在僅存的兩個煤制油項目。煤制油因其高耗水、碳排放高、技術門檻高、資金投入大等問題，成為“溫室里的花朵”，短期內難以獲得突破和實現商業化。

　　相比之下，煤制天然氣的發展高歌猛進。雖然發改委目前只批準了一個大唐國際克什克騰煤制天然氣項目，但已經制定了規劃的項目多達近10個，合計產能超過100億立方米，總投資超過2000億元。

　　雖然煤炭的清潔利用都要走煤氣化這一步，但煤制天然氣項目產出的甲烷氣將直接進入天然氣管網，成為國內天然氣的補充，下游用戶與天然氣類似。

　　業內人士指出，對于煤制天然氣、煤制二甲醚、煤制烯烴等項目，由于技術上比較成熟，在國家鼓勵政策出臺后立即“掀起高潮”，對于此類項目有關部門應該有合理規劃，避免再出現大批產能集中投產、產能過剩的狀況。“這種一哄而上的情況令人擔憂，煤制甲醇項目如今嚴重過剩的局面不能再出現。”該人士說。

　　一位中海油煤制氣項目的負責人告訴記者，他們的煤制氣項目不但要實現大規模管道輸送，還將利用余熱發電，項目會具備商業可行性。“但是，仍然會產生大量的二氧化碳，怎么處理這個問題，我們很頭疼。”他說。

　　而另一位業內人士則表示，無論如何，將一種原本可以直接燃燒利用的能源經過多次轉化，變成另一種能源形式燃燒利用，價格昂貴不說，這其中一定還要再消耗大量的能源，是否合理實在不好下定論。　　　記者 張楠