肖云汉，工学博士，研究员。1993年3月参加工作，历任中国科学院工程热物理研究所博士后、副研究员、研究员、所长助理、日本政府科技厅特别研究员、中国科学院工程热物理研究所副所长，现任中国科学院高技术局副局长。1999年被国家科学技术部聘任为国家重点基础研究发展规划“高效洁净能源－动力系统及热－功转换过程内部流动的研究”项目首席科学家。中国工程热物理学会工程热力学分会副主任委员，中国能源研究会热力学及工程应用专业委员会副主任委员，中国科学院能源研究委员会委员，《工程热物理学报》编委。
“由于国家没有统一、权威的能源协调管理部门，多部门涉及能源工作，时常缺乏配合和衔接，因此可能影响局部、行业、部门的利益和垄断，影响各自对整体煤气化联合循环（IGCC）联产的认知和客观判断，更难主动应对全球气候变化对煤炭利用价值观改变的挑战。”
随着国家对能源需求的不断扩大，能源的过度开发、利用带来环境污染和全球气候异常的问题更加突出。整体煤气化联合循环(Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC)发电技术作为新一代先进的燃煤发电技术，把高效、清洁、废物利用、多联产和节水等特点有机地结合起来，被认为是21世纪最有发展前途的洁净煤发电技术。
IGCC现在是怎样的发展状态？又面临什么样的发展困难与障碍？日前，《科学时报》记者特别采访了中国科学院南京分院副院长、中科院能源动力研究中心主任肖云汉。
肖云汉曾任中科院工程热物理所副所长、中科院高技术研究与发展局副局长，长期从事先进能源动力技术研发和能源科技政策及战略研究，是国家“十一五”期间“863”计划“以煤气化为基础的多联产示范工程”重大项目总体专家组组长，国家“十五”清洁能源行动计划秘书兼专家。
《科学时报》：和常规燃煤发电技术相比，IGCC技术的优势体现在哪些方面？取得了哪些社会效益和经济效益？
肖云汉：IGCC是集成煤气化与燃气轮机联合循环的超清洁、高效发电技术。在整体煤气化联合循环中，煤先通过气化转化为煤气；然后通过净化脱除硫等污染物，根据需要分离二氧化碳，最后煤气通过燃气轮机和蒸汽联合循环转换为电。因此，对IGCC而言，控制污染和排放与能量转换是内在的集成，二氧化硫排放仅为常规燃煤电站的1/10，同时得到元素硫，有效解决我国硫磺资源的短缺，排烟中氮氧化物也能大大降低。
IGCC的供电效率比同等规模的常规燃煤电站高6～8个百分点，节水可达50％。
IGCC还可以联产清洁替代燃料和大宗基础化学品，突破单一行业内提高效率、改善经济性、控制排放的局限，通过不同行业的有机融合和不同技术的协同，将煤单一利用模式发展成物质转化与能量转换集成的综合利用模式。
IGCC和二氧化碳捕集与封存（Carbon Capture and Storage,CCS）集成在燃烧前捕集碳，然后将碳封存。由于煤气中的二氧化碳浓度要远远高于烟气中二氧化碳浓度，因而降低了捕集所带来的效率降低和成本升高，是实现煤炭发电近零排放最现实、最经济的途径。
首座60兆瓦IGCC发电与同规模直接燃煤蒸汽轮机电站相比，供电标准煤耗降低104克/度，节煤25.06%，每发一度电，二氧化硫减排83.82%，氮氧化物减排63.28%，二氧化碳减排13.73%。
24万吨/年煤制甲醇集成IGCC与煤制甲醇配常规自备蒸汽轮机电站相比，每年节煤11.5%，每年二氧化硫减排83.82%，氮氧化物减排45.08%，二氧化碳减排34.30%，大大提高了煤制甲醇在化工行业的竞争力。
《科学时报》：IGCC技术在中国发展的历程如何？我国掌握的核心技术在世界上处于什么样的地位？
肖云汉：我国IGCC研究始于上世纪70年代末、80年代初。后来由于多种原因一度中断。上世纪90年代，IGCC被重新提上议事日程，并在《中国21世纪议程》中向世界宣布——到2000年建成装机容量为300～400兆瓦的IGCC示范电站（山东烟台IGCC示范）。由于项目关键技术全部引进、工程造价较高等诸多原因，至今未能开工。
中国科学院致力于IGCC联产技术研发，在国家“863”计划和中科院知识创新工程重大项目共同支持下完成的关键技术，支撑建成了我国首座60兆瓦级IGCC发电和24万吨甲醇每年联产系统示范工程，示范工程于2006年4月投入运行，这是世界第6座煤基IGCC电站，实现了我国IGCC和联产系统工程示范零的突破，为IGCC和联产系统的长期发展奠定了基础，树立了我国自主研发IGCC技术的信心。
在关键技术方面，2000吨每天的新型水煤浆气化工业示范装置顺利投入生产，使我国水煤浆气流床气化技术进入国际先进行列；干煤粉气化技术正在进行36吨每天到2000吨每天的中试放大；针对我国高灰、高灰熔点煤和IGCC对气化技术的要求而提出的一种新型气化技术——粉煤加压密相输运床技术目前正处于中试阶段，完成中试后为形成自主知识产权的适合IGCC特点的大型煤气化技术迈出重要的一步。
我国重型燃气轮机发展完全依赖国外关键技术。以“863”支持的R0110重型燃机轮机研制和IGCC合成气燃气轮机改造为开端，煤制气重型燃气轮机低污染燃烧技术将取得系列突破，并进行工程验证、示范。
系统集成研究典型IGCC系统的优化匹配和运行控制，提出各示范项目优化集成的技术方案、支持其工程设计并落实在实际工程建设中。
关键技术的自主研究成果，在我国首座60兆瓦级发电和24万吨甲醇备年联产系统的示范工程中得到应用与验证，在国内第一次走完了IGCC和煤炭联产系统从基础理论研究、实验室研发、工程方案设计到工程示范的全过程，实现了我国煤气化联产发电系统零的突破，早于美国实现了工业示范。
关键技术的研发成果和示范工程运行及前期工作，为IGCC的进一步研究奠定了技术基础并提供了实际数据。
《科学时报》：IGCC技术发展过程中遇到的困难有哪些？
肖云汉：我国至今没有支撑IGCC技术创新的系统级工程化研究设施，成为IGCC自主发展的瓶颈，严重制约了技术研发、工程应用和工程技术人才培养，难以形成技术和产业发展的良性互动。
作为中国洁净煤技术战略方向的IGCC和联产等大型项目的开发，其特点是研发周期长，投入高，风险大，达到一定商业规模才能有效益。
国有大型企业创新动力不足，民营企业创新能力不足，企业还没有成为创新投入、创新需求的主体。目前，国家从科技经费上支持科技开发的部分经费需求，多数企业不愿意或无力单独承担项目工业示范的风险，缺乏国家、企业的风险分担机制。
我国对引进技术和装备很宽容，对自主技术和装备要求很高，企业负责人往往难以承担其中的风险。我国没有激励政策的支持，激励政策能够形成一定市场环境，会对自主创新的技术研发和技术示范进行引导和推动。
《科学时报》：在目前的中国市场和政策条件下，IGCC和联产如何得到成长和发展，在体制上有何障碍？国家制定了哪些相关方面的政策措施推动IGCC技术的发展？
肖云汉：煤炭资源的高效、环境友好利用，不仅要重视生产，而且要重视利用。让IGCC和联产系统跨越行业界限，实现资源整体利用最优。
由于煤炭能源利用系统，特别是IGCC和联产系统，投资巨大，生命周期长，升级换代不易，因而确保近期、中期、长期发展目标相容变得尤为重要。由于国家没有统一、权威的能源协调管理部门，多部门涉及能源工作，时常缺乏配合和衔接，因此可能影响局部、行业、部门的利益和垄断，影响各自对IGCC和联产的认知和客观判断，更难主动应对全球气候变化对煤炭利用价值观改变的挑战。
清洁煤能源技术研发投资大、周期长、系统性工程化强，但市场大而稳定。我国战略上需要坚持自主创新，建立研发、中试、装备、工程示范、工程应用、学习提升一体化创新价值链，创出符合我国自身需求的洁净煤利用道路。
目前我国新一代关键核心技术依靠进口，难以建立经济上可承受的清洁煤能源系统，也难以形成下一轮技术升级的基础，且我国尚缺乏创新价值链的体制保障，缺乏长期坚持创新的环境。
我国政府制定了一些发展IGCC和联产的宏观政策。诸如，在《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006-2020年)》中，将“煤的清洁高效开发利用、液化及多联产”列为优先发展主题，“重点研究开发重型燃气轮机、整体煤气化联合循环（IGCC）等高效发电技术与装备，大力开发煤液化以及煤气化、煤化工等转化技术，以煤气化为基础的多联产系统技术”。
在2007年6月发布的《中国应对气候变化国家方案》中指出，减缓温室气体排放在能源开发和转换重点领域的主要措施是加大先进适用技术开发和推广力度。其中煤的清洁高效技术开发和利用方面，需要重点研究开发方向之一就是IGCC。
国务院新闻办公室2008年10月29日发表《中国应对气候变化的政策与行动》白皮书，在减缓气候变化的政策与行动部分指出，中国还将进一步推进煤炭清洁利用，发展大型联合循环机组和多联产等高效、洁净发电技术，研究二氧化碳捕获与封存技术。
然而，对于超洁净、高效煤电技术，例如“863”计划支持的IGCC和联产示范工程，没有明确的优惠政策，只是在煤电建设政策中提到：优先安排采用国产化设备的整体煤气化联合循环。
《科学时报》：IGCC技术产业化发展的前景如何？政府应该如何制定一定的政策和保障措施才能培育产业？
肖云汉：IGCC技术具有广阔的市场需求。国家“十一五”期间“863”计划支持的3个IGCC（1320兆瓦）和2个联产示范工程的总投入将达到200亿元。另外，拟建设的IGCC电厂容量达到2500兆瓦，总投资达到近200亿元。根据已经完成的中国发展IGCC联产的路线图的研究表明，到2020年中国IGCC的装机将达到20～100吉瓦。IGCC投资成本按8000元/千瓦计算，届时将拥有约1300亿至7700亿元的市场值。
国际能源署（IEA）《能源技术展望2008》报告指出，要使2050年全球二氧化碳排放量恢复到2005年水平，到2030年全球IGCC装机容量需达1亿千瓦，到2050年需达5.5亿千瓦，届时可实现二氧化碳年减排6.6亿吨，而到2050年，化石燃料电厂采用CCS技术的比例将达16%，每年实现二氧化碳减排29亿吨，IGCC+CCS是二氧化碳近零排放化石燃料发电的重要技术选择。
建议政府对新建IGCC联产项目在审批、建设和运行过程中给予必要的国家政策支持。
一是建议政府制定持续和稳定的政策支持建设系统级的IGCC、联产和CCS工程化科技基础设施，加速关键技术和装备的自主研发；政策保障自主研发关键技术在示范工程中得以应用；支持建设国家级IGCC联产示范工业园及项目，培育新兴清洁煤能源产业。
二是给予IGCC和联产示范项目必需的煤炭资源保障。
三是对IGCC示范工程立项进行快速审批。
四是对IGCC和联产示范项目注入一定比例的项目资本金。
五是将IGCC和联产示范项目纳入国家基本建设贷款中央财政贴息资金专项资金范围，按照文件规定，对项目建设给予5～10年贴息扶持。同时，为确保项目建设资金需要，请求国家给予国债资金、国债地方转贷资金、技术创新资金等专项资金支持，帮助企业利用政策性银行为企业发行债券、取得低息项目贷款、技援贷款等优惠贷款，为项目的资金筹措提供便利和帮助。
六是税收优惠政策：减免所得税和增值税；对大型设备采购可抵税。
最后，市场准入和产品价格政策。如果按普通燃煤电站上网电价计算，而不考虑IGCC和联产项目的环保效益，将直接影响该项目的经济效益。建议制定上网电价的优惠政策，同时提高机组设备运行小时，在上网时间方面制定对IGCC电站的优惠政策。
“由于国家没有统一、权威的能源协调管理部门，多部门涉及能源工作，时常缺乏配合和衔接，因此可能影响局部、行业、部门的利益和垄断，影响各自对整体煤气化联合循环（IGCC）联产的认知和客观判断，更难主动应对全球气候变化对煤炭利用价值观改变的挑战。”
随着国家对能源需求的不断扩大，能源的过度开发、利用带来环境污染和全球气候异常的问题更加突出。整体煤气化联合循环(Integrated Gasification Combined Cycle，IGCC)发电技术作为新一代先进的燃煤发电技术，把高效、清洁、废物利用、多联产和节水等特点有机地结合起来，被认为是21世纪最有发展前途的洁净煤发电技术。
IGCC现在是怎样的发展状态？又面临什么样的发展困难与障碍？日前，《科学时报》记者特别采访了中国科学院南京分院副院长、中科院能源动力研究中心主任肖云汉。
肖云汉曾任中科院工程热物理所副所长、中科院高技术研究与发展局副局长，长期从事先进能源动力技术研发和能源科技政策及战略研究，是国家“十一五”期间“863”计划“以煤气化为基础的多联产示范工程”重大项目总体专家组组长，国家“十五”清洁能源行动计划秘书兼专家。
《科学时报》：和常规燃煤发电技术相比，IGCC技术的优势体现在哪些方面？取得了哪些社会效益和经济效益？
肖云汉：IGCC是集成煤气化与燃气轮机联合循环的超清洁、高效发电技术。在整体煤气化联合循环中，煤先通过气化转化为煤气；然后通过净化脱除硫等污染物，根据需要分离二氧化碳，最后煤气通过燃气轮机和蒸汽联合循环转换为电。因此，对IGCC而言，控制污染和排放与能量转换是内在的集成，二氧化硫排放仅为常规燃煤电站的1/10，同时得到元素硫，有效解决我国硫磺资源的短缺，排烟中氮氧化物也能大大降低。
IGCC的供电效率比同等规模的常规燃煤电站高6～8个百分点，节水可达50％。
IGCC还可以联产清洁替代燃料和大宗基础化学品，突破单一行业内提高效率、改善经济性、控制排放的局限，通过不同行业的有机融合和不同技术的协同，将煤单一利用模式发展成物质转化与能量转换集成的综合利用模式。
IGCC和二氧化碳捕集与封存（Carbon Capture and Storage,CCS）集成在燃烧前捕集碳，然后将碳封存。由于煤气中的二氧化碳浓度要远远高于烟气中二氧化碳浓度，因而降低了捕集所带来的效率降低和成本升高，是实现煤炭发电近零排放最现实、最经济的途径。
首座60兆瓦IGCC发电与同规模直接燃煤蒸汽轮机电站相比，供电标准煤耗降低104克/度，节煤25.06%，每发一度电，二氧化硫减排83.82%，氮氧化物减排63.28%，二氧化碳减排13.73%。
24万吨/年煤制甲醇集成IGCC与煤制甲醇配常规自备蒸汽轮机电站相比，每年节煤11.5%，每年二氧化硫减排83.82%，氮氧化物减排45.08%，二氧化碳减排34.30%，大大提高了煤制甲醇在化工行业的竞争力。
《科学时报》：IGCC技术在中国发展的历程如何？我国掌握的核心技术在世界上处于什么样的地位？
肖云汉：我国IGCC研究始于上世纪70年代末、80年代初。后来由于多种原因一度中断。上世纪90年代，IGCC被重新提上议事日程，并在《中国21世纪议程》中向世界宣布——到2000年建成装机容量为300～400兆瓦的IGCC示范电站（山东烟台IGCC示范）。由于项目关键技术全部引进、工程造价较高等诸多原因，至今未能开工。
中国科学院致力于IGCC联产技术研发，在国家“863”计划和中科院知识创新工程重大项目共同支持下完成的关键技术，支撑建成了我国首座60兆瓦级IGCC发电和24万吨甲醇每年联产系统示范工程，示范工程于2006年4月投入运行，这是世界第6座煤基IGCC电站，实现了我国IGCC和联产系统工程示范零的突破，为IGCC和联产系统的长期发展奠定了基础，树立了我国自主研发IGCC技术的信心。
在关键技术方面，2000吨每天的新型水煤浆气化工业示范装置顺利投入生产，使我国水煤浆气流床气化技术进入国际先进行列；干煤粉气化技术正在进行36吨每天到2000吨每天的中试放大；针对我国高灰、高灰熔点煤和IGCC对气化技术的要求而提出的一种新型气化技术——粉煤加压密相输运床技术目前正处于中试阶段，完成中试后为形成自主知识产权的适合IGCC特点的大型煤气化技术迈出重要的一步。
我国重型燃气轮机发展完全依赖国外关键技术。以“863”支持的R0110重型燃机轮机研制和IGCC合成气燃气轮机改造为开端，煤制气重型燃气轮机低污染燃烧技术将取得系列突破，并进行工程验证、示范。
系统集成研究典型IGCC系统的优化匹配和运行控制，提出各示范项目优化集成的技术方案、支持其工程设计并落实在实际工程建设中。
关键技术的自主研究成果，在我国首座60兆瓦级发电和24万吨甲醇备年联产系统的示范工程中得到应用与验证，在国内第一次走完了IGCC和煤炭联产系统从基础理论研究、实验室研发、工程方案设计到工程示范的全过程，实现了我国煤气化联产发电系统零的突破，早于美国实现了工业示范。
关键技术的研发成果和示范工程运行及前期工作，为IGCC的进一步研究奠定了技术基础并提供了实际数据。
《科学时报》：IGCC技术发展过程中遇到的困难有哪些？
肖云汉：我国至今没有支撑IGCC技术创新的系统级工程化研究设施，成为IGCC自主发展的瓶颈，严重制约了技术研发、工程应用和工程技术人才培养，难以形成技术和产业发展的良性互动。
作为中国洁净煤技术战略方向的IGCC和联产等大型项目的开发，其特点是研发周期长，投入高，风险大，达到一定商业规模才能有效益。
国有大型企业创新动力不足，民营企业创新能力不足，企业还没有成为创新投入、创新需求的主体。目前，国家从科技经费上支持科技开发的部分经费需求，多数企业不愿意或无力单独承担项目工业示范的风险，缺乏国家、企业的风险分担机制。
我国对引进技术和装备很宽容，对自主技术和装备要求很高，企业负责人往往难以承担其中的风险。我国没有激励政策的支持，激励政策能够形成一定市场环境，会对自主创新的技术研发和技术示范进行引导和推动。
《科学时报》：在目前的中国市场和政策条件下，IGCC和联产如何得到成长和发展，在体制上有何障碍？国家制定了哪些相关方面的政策措施推动IGCC技术的发展？
肖云汉：煤炭资源的高效、环境友好利用，不仅要重视生产，而且要重视利用。让IGCC和联产系统跨越行业界限，实现资源整体利用最优。
由于煤炭能源利用系统，特别是IGCC和联产系统，投资巨大，生命周期长，升级换代不易，因而确保近期、中期、长期发展目标相容变得尤为重要。由于国家没有统一、权威的能源协调管理部门，多部门涉及能源工作，时常缺乏配合和衔接，因此可能影响局部、行业、部门的利益和垄断，影响各自对IGCC和联产的认知和客观判断，更难主动应对全球气候变化对煤炭利用价值观改变的挑战。
清洁煤能源技术研发投资大、周期长、系统性工程化强，但市场大而稳定。我国战略上需要坚持自主创新，建立研发、中试、装备、工程示范、工程应用、学习提升一体化创新价值链，创出符合我国自身需求的洁净煤利用道路。
目前我国新一代关键核心技术依靠进口，难以建立经济上可承受的清洁煤能源系统，也难以形成下一轮技术升级的基础，且我国尚缺乏创新价值链的体制保障，缺乏长期坚持创新的环境。
我国政府制定了一些发展IGCC和联产的宏观政策。诸如，在《国家中长期科学和技术发展规划纲要(2006-2020年)》中，将“煤的清洁高效开发利用、液化及多联产”列为优先发展主题，“重点研究开发重型燃气轮机、整体煤气化联合循环（IGCC）等高效发电技术与装备，大力开发煤液化以及煤气化、煤化工等转化技术，以煤气化为基础的多联产系统技术”。
在2007年6月发布的《中国应对气候变化国家方案》中指出，减缓温室气体排放在能源开发和转换重点领域的主要措施是加大先进适用技术开发和推广力度。其中煤的清洁高效技术开发和利用方面，需要重点研究开发方向之一就是IGCC。
国务院新闻办公室2008年10月29日发表《中国应对气候变化的政策与行动》白皮书，在减缓气候变化的政策与行动部分指出，中国还将进一步推进煤炭清洁利用，发展大型联合循环机组和多联产等高效、洁净发电技术，研究二氧化碳捕获与封存技术。
然而，对于超洁净、高效煤电技术，例如“863”计划支持的IGCC和联产示范工程，没有明确的优惠政策，只是在煤电建设政策中提到：优先安排采用国产化设备的整体煤气化联合循环。
《科学时报》：IGCC技术产业化发展的前景如何？政府应该如何制定一定的政策和保障措施才能培育产业？
肖云汉：IGCC技术具有广阔的市场需求。国家“十一五”期间“863”计划支持的3个IGCC（1320兆瓦）和2个联产示范工程的总投入将达到200亿元。另外，拟建设的IGCC电厂容量达到2500兆瓦，总投资达到近200亿元。根据已经完成的中国发展IGCC联产的路线图的研究表明，到2020年中国IGCC的装机将达到20～100吉瓦。IGCC投资成本按8000元/千瓦计算，届时将拥有约1300亿至7700亿元的市场值。
国际能源署（IEA）《能源技术展望2008》报告指出，要使2050年全球二氧化碳排放量恢复到2005年水平，到2030年全球IGCC装机容量需达1亿千瓦，到2050年需达5.5亿千瓦，届时可实现二氧化碳年减排6.6亿吨，而到2050年，化石燃料电厂采用CCS技术的比例将达16%，每年实现二氧化碳减排29亿吨，IGCC+CCS是二氧化碳近零排放化石燃料发电的重要技术选择。
建议政府对新建IGCC联产项目在审批、建设和运行过程中给予必要的国家政策支持。
一是建议政府制定持续和稳定的政策支持建设系统级的IGCC、联产和CCS工程化科技基础设施，加速关键技术和装备的自主研发；政策保障自主研发关键技术在示范工程中得以应用；支持建设国家级IGCC联产示范工业园及项目，培育新兴清洁煤能源产业。
二是给予IGCC和联产示范项目必需的煤炭资源保障。
三是对IGCC示范工程立项进行快速审批。
四是对IGCC和联产示范项目注入一定比例的项目资本金。
五是将IGCC和联产示范项目纳入国家基本建设贷款中央财政贴息资金专项资金范围，按照文件规定，对项目建设给予5～10年贴息扶持。同时，为确保项目建设资金需要，请求国家给予国债资金、国债地方转贷资金、技术创新资金等专项资金支持，帮助企业利用政策性银行为企业发行债券、取得低息项目贷款、技援贷款等优惠贷款，为项目的资金筹措提供便利和帮助。
六是税收优惠政策：减免所得税和增值税；对大型设备采购可抵税。
最后，市场准入和产品价格政策。如果按普通燃煤电站上网电价计算，而不考虑IGCC和联产项目的环保效益，将直接影响该项目的经济效益。建议制定上网电价的优惠政策，同时提高机组设备运行小时，在上网时间方面制定对IGCC电站的优惠政策。
