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，中国神华煤制油化工有限公司有关人士曾向记者表示，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。