虽然IGCC（整体煤气化联合循环发电系统）尚未发出“绿电”，但是其催生的资本盛宴，早已让先知先觉的投资者和投机者们赚了个盆满钵满。据了解，海陆重工、上海电气、东方电气、科达机电、华能国际、上海电气、天科股份、国电南自、中航重机、华光股份等均曾受益于IGCC概念。
实际上，IGCC带来的不只是国内企业的骚动，这其中更是不乏外资身影。GE牵手国内煤炭巨头神华，共建合资企业涉水IGCC，神华具有煤炭资源以及煤制天然气技术优势，GE则以燃气轮机弥补了神华的缺陷。而日本三菱也早已“押宝”中国IGCC市场。
合资建企业的形式，并不是外资涉水IGCC市场的唯一形式，也不是其最终目的。这是因为，“目前，只有华能天津IGCC电站已经通过国家审批。”中国华能集团清洁能源研究院绿色煤电技术部主任徐越告诉《英才》记者，“目前国内还是比较控制IGCC电站审批，政府部门还没有下定决心。”
不过，这并不影响外资企业在中国IGCC市场获利，技术转让才是国际巨头们获利的“杀手锏”。科达能源公司董事长武桢介绍，目前很难统计国内IGCC电站建设成本中，引进技术占总成本的比例，这是因为，“一些设备虽然是从国内企业购买的，但这部分设备也有可能是技术引进的产品，其在销售产品时，会将技术转让成本计算进去。因此，IGCC电站建设不仅包括直接购买技术成本，还包括一些隐形的技术引进成本。而隐形部分是很难去追踪和计算的，但又确实存在。”
处于零阶段
虽然IGCC近期才风生水起，但它并不是舶来品，而且已经有了“20年的研发”历史。徐越介绍，但是直到华能天津IGCC电站审批通过，才得以真正的走出实验室。
据了解，华能天津IGCC电站2004年就已经提出概念，2006年才启动，直到2009年7月才开工，至今已逾四载，目前还处在建设阶段，预计2011年底才投入运营。而资本投入也是由最初的22亿元，一年后追加投资52亿元，目前投资总额已逾百亿。正如武桢所言，“这是一个慢活。因为项目投资和占地规模非常大，设备的复杂度也非常高。”
成本高不单表现在总投资上，单位千瓦投资成本也要比超超临界火电站贵约一倍。中国经济体制改革研究会公共政策研究中心气候变化课题组首席电力专家许方洁告诉《英才》记者，“一个IGCC电站的投资，投资大约是10000元/千瓦，而常规火电大约4000-5000元/千瓦。”也正是因此，IGCC火的也只是概念，真正已经投入运营的电站还处于零阶段。“目前国内的I G C C项目，只有华能天津项目已正式开工，预计2011年底可投产。其他均处于可研、报批阶段，能否得到国家批准尚未可知。”据2010年中国IGCC多联产峰会官方网站的统计，目前中国在华北、华东和华南地区已经拥有12个I G C C发电及多联产项目。
实际上，IGCC电站建设少不只是国内的现状，国际上也是如此。据了解，国外是从上世纪90年代末开始建设IGCC电站，“到现在差不多运行15年了。”徐越说。据了解，目前，欧洲有2个IGCC电站，美国建成的有2个，还有1个在建，荷兰有1个，日本有1个。“在国外，以石油焦作为燃料的IGCC电站并不少，属于循环利用范畴，而真正用来发电用的IGCC电站比例很小。”徐越说。
虽然，在国外，从技术角度来讲，IGCC电站已经相对成熟。但是造价高，且系统比较复杂等因素，决定了在项目推广上很难大范围铺开。“欧洲、美国等国家，如果石油和天然气资源比较充分，不太会采用煤炭气化发电技术。在国外，IGCC电站成本也要比常规火电站贵约20%。”徐越说。
关键部件缺失
据了解，包括华电、大唐、中电投、国电、华能在内的五大发电集团，都或多或少的涉水IGCC电站市场。据中电投集团规划，到2015年，集团发电装机容量达到1亿千瓦，其中气电、IGCC约为440万千瓦，清洁能源比重提高到40%。除电力公司急于分享盛宴外，具煤炭资源和煤制天然气技术优势的神华集团，也借道与GE建设合资企业涉水IGCC电站市场。而大唐和中海油进军煤制天然气项目，不得不说除了看准煤制天然气的未来收益外，也不会舍弃IGCC电站可能带来的收益。
“我们的投资体制决定了，要么没有，要么就一窝蜂的跟进。”徐越说。不过，许方洁也提出，“虽然很多单位对此有兴趣，但由于投资大、技术门槛高的特殊性，决定了IGCC不可能像风电一样一窝蜂的上马，大多数不会获得国家批准。”而中国石油和化学工业协会及时向政府建议，限制盲目引进煤气化技术装置。
政策的限制也迫使壳牌等公司主动提高煤气化装置国产化，宣布授权东方锅炉、海陆重工和华光股份制造壳牌煤气化技术关键设备气化炉与合成气冷却器内件，并与神华集团煤制油公司联合开展洁净煤技术研究与开发。因此，IGCC项目国产化率的提升将带动一批相关上市公司，例如华光股份、科达机电、天科股份、东方电气等。但是“不排除有些东西，国内现有的技术还是解决不了。现在天津项目，燃气轮机依旧是进口国外的。”徐越说。燃气轮机是IGCC电站中一个非常重要的核心部件。目前，在国际上，气和燃机的配合度也是一大困扰难题。
商业化障碍
与超超临界火电站相比，IGCC电站并不存在优势。这不仅是因为，IGCC电站投资成本高于超超临界电站一倍，实际上，其“发电效率大致与常规超超临界火电机组相当。”许方洁告诉《英才》记者。而据武桢估计，理论上约发电效率相当，但实际上很难达到40%，而超超临界的发电效率是42%。
而IGCC电站唯一优于超超临界电站的，是其净化率。据许方洁介绍，IGCC电站烟气中粉尘小于1毫克/标米立方，为常规火电的1/50；二氧化硫大约10毫克/标米立方，是常规火电的1/20；NOx大约50毫克/标米立方，是常规火电的1/5。
天津项目有望在2011年底竣工试运行，待取得技术经济数据后才能明确是否有推广价值，“当前主要是试验和示范。”徐越介绍，如果审批放开，或者环保指标更加严格，比如严格控制二氧化碳排放指标，IGCC电站的优势才会显现出来，因为IGCC处理二氧化碳成本就比较低。但是，如果环保要求没有那么严格，IGCC电站还是竞争不过常规燃煤电站。
但是审批大批量放开，也会带来很多问题。“一旦放开，国外的大量技术就会涌进来，对国内相关技术冲击会很大”，徐越说，“不过，也会因为上的项目多，加快技术的成熟速度，一定程度上降低成本。”
武桢也认为，一旦竞争起来，一定有降价空间。“目前，气化大多采用的是壳牌的技术，燃气轮机采用的是西门子的技术，这样就等于只有一家供货，是卖方市场。只有让市场上不同的技术充分竞争，才可以降低成本，提高技术。”武桢告诉《英才》记者，“两年之后再做这块市场，条件会比现在要好的多。只有投资规模比超超临界低，发电效率又比超超临界高，才会具有真正优势。”不过，市场前景是毋庸置疑的，“市场太大了，全国发电用煤20亿-25亿吨。而天津IGCC电站建成后，年用煤量仅500万吨。与发电用煤总量相比，占比很小。”