組成
整體煤氣化聯合循環發電系統，是将煤氣化技術和高效的聯合循環相結合的先進動力系統。
它由兩大部分組成，即煤的氣化與淨化部分和燃氣-蒸汽聯合循環發電部分。
第一部分的主要設備有氣化爐、空分裝置、煤氣淨化設備（包括硫的回收裝置），第二部分的主要設備有燃氣輪機發電系統、餘熱鍋爐、蒸汽輪機發電系統。IGCC的工藝過程如下：煤經氣化成為中低熱值煤氣，經過淨化，除去煤氣中的硫化物、氮化物、粉塵等污染物，變為清潔的氣體燃料，然後送入燃氣輪機的燃燒室燃燒，加熱氣體工質以驅動燃氣透平作功，燃氣輪機排氣進入餘熱鍋爐加熱給水，産生過熱蒸汽驅動蒸汽輪機作功。
原理
IGCC技術把高效的燃氣-蒸汽聯合循環發電系統與潔淨的煤氣化技術結合起來，既有高發電效率，又有極好的環保性能，是一種有發展前景的潔淨煤發電技術。在目前技術水平下，IGCC發電的淨效率可達43%～45％，今後可望達到更高。而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%，二氧化硫排放在25mg／Nm3左右。（目前國家二氧化硫為1200mg／Nm3），氮氧化物排放隻有常規電站的15%--20%，耗水隻有常規電站的1/2-1/3，利于環境保護。
分類及作用
由圖中可以看出IGCC整個系統大緻可分為：煤的制備、煤的氣化、熱量的回收、煤氣的淨化和燃氣輪機及蒸汽輪機發電幾個部分。可能采用的煤的氣化爐有噴流床（entrained flow bed）、固定床（fixed bed）和流化床（fluidized bed）三種方案。在整個IGCC的設備和系統中，燃氣輪機、蒸汽輪機和餘熱鍋爐的設備和系統均是已經商業化多年且十分成熟的産品，因此IGCC發電系統能夠最終商業化的關鍵是煤的氣化爐及煤氣的淨化系統。具體來說，對IGCC氣化爐及煤氣的淨化系統的要求是：
a) 氣化爐的産氣率、煤氣的熱值和壓力及溫度等參數能滿足設計的要求
b) 氣化爐有良好的負荷調節性能，能滿足發電廠對負荷調節的要求
c) 煤氣的成分、淨化程度等要能滿足燃氣輪機對負荷調節的要求
d) 具有良好的煤種适應性
e) 系統簡單，設備可靠，易于操作，維修方便，具有電廠長期、安全可靠運行所要求的可用率
f) 設備和系統的投資、運行成本低
噴流床氣化爐
噴流床是目前IGCC各示範工程中采用最多的一種氣化爐。它是一種高溫、高壓煤粉氣化爐，氣化爐的壓力為20-60bar，要求采用90%以上的顆粒小于100μm的煤粉，采用氧、富氧、空氣或水蒸氣作為氣化劑，當以氧為氣化劑時，氣化爐爐膛中心的火焰溫度可達2000℃。由于是高溫氣化，在産生的粗煤氣中不可能含有很多碳氫化合物、煤焦油和酚類物質，煤氣的主要成分是CO、H2、CO2和水蒸氣，離開氣化爐的熱煤氣溫度在1200-1400℃，往往高于灰的軟化溫度。
為了防止熱煤氣中已軟化了的粘性飛灰在氣化爐下遊設備（餘熱鍋爐）粘結堵塞，将除塵後的冷煤氣增壓後再返送回煤氣爐的出口和熱煤氣混合，将熱煤氣的溫度降低到比灰的軟化溫度低50℃，然後，熱煤氣再經過氣化爐的餘熱鍋爐（輻射和對流蒸汽發生順）産生飽和蒸汽，同時使熱煤氣的溫度降低到200℃左右，約50%的煤中灰分在氣化爐高溫爐膛中心變成液态渣，由爐底排出并通過集渣器送入渣池。
煤粉灰中的以飛灰的形式随熱煤氣，幫煤氣須經除塵、洗滌脫硫處理，成為清潔的煤氣，再送往燃燒室。
噴流床氣化爐由于是煤粉高溫高壓氣化，因此煤種适應性廣，碳轉化率高，能達到99%以上。
當前在歐美各地IGCC示範廠所選用的噴流床氣化爐有：美國德士古和CE爐，荷蘭的Shell爐，德國的Prenflo爐。給煤方式有濕法水煤漿給煤（如德士古爐）和幹法給煤（如 shell和Prenflo爐）。
由于噴流床氣化爐的單爐生産能力大，并且具有較高的效率，燃料适應性廣，因而在今後發展大容量高效率的IGCC電站中具有強有力的競争地位。
流化床氣化爐
流化床氣化爐可以充分利用床内氣固兩相間的高強度的傳熱和傳質，使整個床層内溫度分布均勻，混合條件好，有利于氣化反應的進行。同時，可以利用流化床低溫燃燒，在燃燒和氣化過程中加入脫硫劑（石灰石或白雲石），将産生的大部分SO2和H2S脫除。由于流化床氣化爐内的反應溫度一般控制在850－1000℃，因此，它産生的焦油、烴、酚、苯和萘等大分子有機物基本上都能被裂解為簡單的雙原子或三原子氣體，煤氣的主要成本是CO和H2，CH4的含量一般少于2%。
當前，用于IGCC系統的流化床氣化爐有KRW爐，U－Gas爐和溫克勒爐等。
固定床氣化爐
固定床氣化爐是最早開發出的氣化爐，它和燃煤的層燃爐類似，爐子下部為爐排，用以支承上面的煤層。通常，煤從氣化爐的頂部加入，而氣化劑（氧或空氣和水蒸氣）則從爐子的下部供入，因而氣固間是逆向流動的。這種氣化爐和燃煤的層燃爐一樣，對煤的粒徑有一定的要求。
固定床氣化爐有兩種煤氣出口集團的設計。粗煤氣唯一出口位置設計在幹燥區上面煤層的頂部，稱為單段氣化爐，此時出口處煤氣的溫度為370－590℃，在這煤氣溫度下，氣的油和煤焦油等會發生裂解和聚合反應，從而生成彼一時質焦油和瀝青。同時高溫煤氣穿過煤層時産生的劇烈幹餾會使煤發生爆裂，産生大量煤塵，并随粗煤氣一起帶出氣化爐。因而這種單段氣化爐的粗煤氣質量是比較差的。另一種設計是，有兩個煤氣出口，除了在幹燥區上部的出口外，另一個則在氣化區的頂部，煤氣産量的一半從這個出口離開氣化爐。由于流經揮發分析出區和幹燥區的煤氣量隻有單段爐的，有利于防止由于煤的爆裂而産生的大量煤塵，而且不會産生彼一時質焦油和瀝青。因此，兩段爐産生的粗煤氣的質量是比較好的。
用于IGCC系統的固定床氣化爐主要是魯奇爐，世界上最早的德國IGCC示範廠采用的就是魯奇固定床單段固态排渣氣化爐。這種氣化爐的最大缺點是，使用焦結性煤時，容易造成床體阻塞，使氣流不暢，煤氣質量不穩定。此外，由于煤在氣化爐内緩慢下移至變成灰渣需停留0.5-1個小時，因而單爐的氣化容量無法設計得很大。而且，排出的煤氣中還含有大量的瀝青、煤焦油和酚等，使煤氣的淨化處理過程十分複雜。
為改善上述問題，強化煤的氣化過程，英國煤氣公司在固态排渣魯奇爐的基礎上，将其發展成液态排渣魯奇爐。液态排渣氣化爐由于其燃燒區的溫度較高，因而有利于提高煤的氧化速率和碳的轉化率，縮短煤在爐内的停留時間，對煤粒直徑的要墳比固态排渣爐寬。但顆粒尺寸小于6mm的要限制在10%以下。液态排渣氣化爐有以下特點：1）碳轉化率是三種氣化爐中最高的，排渣的物理熱損失大。2）相對安全可靠；3）煤氣生産能力有限，是三種爐型中能力最低的。
特點
IGCC電廠的優點
作為一家國際性的咨詢、工程設計和運行企業，CH2M HILL公司的氣化業務部副總裁Steve Jenkins表示，IGCC電廠較之利用煤粉（PC）的傳統燃煤電廠有着多個衆所周知的優點。
IGCC用水量較少
與同等規模的PC電廠相比，IGCC電廠用于冷卻用途的水量減少33%。這是由于IGCC電廠生産的約2/3電力都來自于燃氣輪機，1/3來自于汽輪發電機，而汽輪發電機才需要冷卻水。盡量減少用水需要,在美國一些用水量屬于重大選址難題的地區是一個顯著的優點。
IGCC能夠生成可利用的副産品
在采用高溫氣化技術時，原料所剩餘的灰渣以一種類似玻璃一樣的不會滲析的廢渣形式排出。這種廢渣可用于生産水泥或屋面瓦，或作為瀝青填縫料或集料。這種廢渣與絕大多數PC電廠所生成的底灰和飛灰不同，底灰和飛灰更容易滲析。而且，這種廢渣比飛灰更容易輸送、貯存和運輸。
IGCC具有碳捕集優點
雖然IGCC電廠（燃燒前）和PC電廠（燃燒後）都有可用的CO2捕集技術，但IGCC電廠可能具有優勢，因為燃燒前CO2捕集所要求的技術已經成功地運用于煤氣化（但不是IGCC）技術。目前，美國正對此項技術進行深入研究以便在IGCC電廠配置條件下達到更好的性能。此外，這些捕集技術當中的一些技術能在足夠高的壓力下生成濃縮的CO2氣流，以滿足壓縮CO2在管道内輸送時壓縮機的要求，以便将CO2埋藏或用于提高石油采收率。但是，IGCC與PC電廠之間在CO2捕集的成本和性能方面仍然存在巨大的差異。
IGCC受到的限制
作為一家位于芝加哥的咨詢公司，Sargent & Lundy的總工程師David J. Stopek表示，在考慮IGCC的優點時必須平衡考慮其受到的限制。
“比起傳統PC電廠，IGCC電廠可以在以燃煤為基礎的發電資産組合上向更低CO2足迹方向發展的轉變中，提供一些優勢。”他這樣評論道，“盡管這樣說，但我們必須理解，與傳統PC技術商用狀态水平相比，IGCC仍然是一項正在進化中的技術。由于IGCC的部署受到了一些限制，所以每座電廠都要求投入大量的工程設計和開發成本。GE和其他公司在開發一種“标準”電廠方面所做出的努力就是降低部署成本。這些項目最初是由Duke Energy公司構想出來的，American Electric Power（AEP）也在這方面做出了努力。但是，事實卻是，AEP無法獲得所在州監管機構對其将電廠置于電費基礎中的批準，導緻這些努力在一定程度上脫離了原來的進程。”
發展障礙
IGCC發展的攔路虎
作為美國電力研究院（EPRI）先進發電技術部的高級項目經理，Jeffrey N. Phillips指出了IGCC技術所面臨的一些重大實施挑戰。
“對于沒有采用CO2捕集的電廠來說，IGCC的建設成本比PC電廠更昂貴。”他說，“在天然氣價格目前處于4美元/MMBtu範圍内的條件下，很難選擇IGCC而不是天然氣聯合循環技術。IGCC供應商需要提高自己相對于PC的成本競争力。”
EPRI相信，有一種可以提高成本競争力的方法，就是集中精力搞好能最大程度減少項目前工程設計成本的标準化設計。EPRI的CoalFleet For Tomorrow項目一直通過發展自己的CoalFleet IGCC用戶設計基礎規格（UDBS）來鼓勵這方面的進步，這個規格定義了電廠業主想要在IGCC電廠中看到的能力。
Jenkins列出了IGCC發展者目前所面臨的一些其他挑戰：
許可證上訴。環境利益集團提出的上訴（甚至對IGCC電廠）使項目難以繼續進行。對于非公用事業公司項目來說，在許可證上訴期間，發展者有可能無法從投資者處獲得繼續開展項目的融資。當然，這也是這些利益集團熟練掌握戰術。
成本問題及公用事業公司管理委員會應對措施。由于IGCC電廠的電價高于PC電廠（相同容量下），一些公用事業公司管理委員會在批準這些增加的成本方面顯得猶豫不決，甚至在批準IGCC技術作為滿足公共便利和必須證書的“電力需要”要求選擇方案時也是如此。
以适當的價格獲得意義重大的性能保函。由于美國隻有兩家以煤為基礎的IGCC電廠，IGCC技術供應商并沒有大量的經驗數據庫來運用，這點就與PC電廠不同。因此，對于這些供應商來說，在性能和可用性（以及相關聯的金融債務）方面，就存在着更大的潛在風險，而他們必須将這種性能不達标的潛在風險轉化成附加的成本。
Stopek還提出了在美國部署IGCC技術所要面臨的另外兩個障礙：
經濟衰退已經壓低了增加新基本負荷發電能力的動力。随着基本負荷需求在逐步減少，天然氣的供應能力上升而成本下降。這些因素都使這些公司置身事外，等待新溫室氣體（GHG）法規出台，從而消除它們目前在供應未來客戶電力需求方面所面臨的不确定性。
國會需要加快速度并在氣候和能源立法方面采取行動，以終止正在嚴重削弱新電廠建設行動的投機行為。在制訂新法律時，必須仔細權衡激勵措施和/或懲罰措施的分布，以确保不會出現非計劃内的後果。新法律必須以一種能夠在減少GHG排放量的同時，盡量減輕對能源消費者的影響且不會擾亂整個經濟的方式來重新塑造能源局面。國會在迎接這一挑戰時，要面臨精巧微妙的權衡難題。
IGCC可用性的挑戰
“曆史數據清楚地表明，現有以煤為基礎的IGCC電廠未在持續基礎上達到85%的可用性。”Jenkins說，“典型情況下，需要進行數年的運行才能剛剛達到80%的可用性水平，有些甚至還未達到70%。但是，已經出現了單氣化爐系列系統。”
他表示，通過利用運行數據以及所學習到的經驗教訓，IGCC技術供應商們一直在實施增強型的設計概念以提升可用性，包括采用多氣化爐系列。IGCC發展者向州和聯邦政府所提供的數據表示，雙氣化爐系列的設計方案預計可以達到約85%的可用性。增設一個備用（第三）系列有可能将整體IGCC可用性增加至約90%，盡管會付出相當多的附加成本。
Phillips對于人們在克服此項問題上所做的工作持樂觀看法，“總體來說，以煤和石油為基礎的IGCC的可用性已經随着時間的推移而提升了。”他說，“第一代IGCC的可用性類似于第一代超臨界PC電廠和核電廠的可用性。而這些技術目前都達到了85%左右至90%的可用性。在考慮了其他經驗後，可以合理預測IGCC的可用性也會升高。”
另外，他指出，所有的第一代IGCC的全部設備均以單系列設計為基礎（一台氣化爐、一台燃氣輪機），而EPRI的IGCC UDBS采用雙系列系統。EPRI的分析師也指出，盡管在一座氣化爐或燃氣輪機停運時，負荷有所降低，但電廠仍然可以連續運行，所以将帶來更好的可用性。運行系列用于保留，可使另一系列設備保持在暖機狀态下，這樣就使第二台氣化爐或聯合循環達到更快的啟動時間，從而有助于提升可用性。
建設IGCC電廠所面臨的阻礙
據Phillips表示，一項重大的難題是公用事業公司能夠拿出擁有可靠成本估算的詳細設計方案之前，需要花費大量時間和費用。
“例如，Southern California Edison公司（SCE）最近從加利福尼亞州PUC（公共事業監管委員會）獲批263萬美元，用于一項“清潔氫氣發電”項目的可行性研究，這将會是一個具備了CO2捕集和貯存能力的IGCC項目。”他說，“隻有在這項研究完成時，他們才會知道建設這樣一座電廠需要耗資多少，以及此電廠的運行性能将會怎樣。而這隻不過是“隻看不買”就需付出的不菲代價。”
Stopek解釋了尋求建造一座新PC電廠與一座将采用IGCC技術電廠對于公用事業公司的不同之處。他解釋到，對于一家想要建設一座新PC電廠的電力公司來說，目前的慣例是先确定滿足需要所要求的規模，然後對主要組成部分展開競争性招标，例如鍋爐、汽機和排放控制裝置等。投标者随後根據多年以來的設計經驗，以及具體的燃料、廠址和其他要求對詳細規格做出回應，這些經驗來自于他們的設計能夠滿足所有排放要求，且目前已成為行業标準的可靠發電設施。
“但對于IGCC，情況就并非如此。這項技術的供應商目前還不願意按照傳統的采購模式進行競争。”他說，“除非付費讓他們開展自己的前期工程設計研究工作，否則供應商就不能提供成本估算。要想制訂出準确度達到±10%的成本估算，典型情況下要求約2000萬美元的成本下執行大約30%的設計工作。Duke和AEP在開展技術審查後，選擇它們認為能夠為IGCC設施提供“最好”的産品和價格的公司，然後再以此公司為惟一來源的基礎上繼續開展項目。”
CO2捕集技術的負面影響
“美國能源部（DOE）和EPRI最近展開的詳細研究清楚地表明，在IGCC電廠中增設CO2捕集設備對電廠效率和淨輸出功率以及資金成本上都有着重大影響。”Jenkins說。
這些研究表明，向使用煙煤的IGCC電廠增加CO2捕集系統将會帶來以下影響：
以美元/淨千瓦功率計的資金成本上升32%；
電力成本增加40%；
淨輸出功率降低15%；
效率降低22%，或8%~10%。
Jenkins說，這對性能和成本的影響是顯著的。對于淨輸出功率來講，一座600MW的純IGCC基準電廠，這種降幅約為100MW。造成降幅的主要原因是CO2捕集設備所需要的額外内部功率；在CO2捕集系統内而不是在汽機發電部分使用蒸汽；以及CO2壓縮機所需要的額外功率。他強調說，許多人不理解的是這些“失去的”100MW必須随後由其他發電機組來彌補，而這些機組事實上在CO2和其他污染物的排放率更高。
Stopek同意Jenkins有關這些優點的看法，并提供了一些其他深入見解。“在現有IGCC電廠上添加CO2捕集能力的挑戰必須在項目發展的早期階段進行讨論。”他說，“業主必須理解将合成氣從CO和H2的混合物轉化成以H2為主的氣體時，将導緻電廠‘降額運行’，這種降額可以通過确保能夠氣化更多的燃料而在設計期間予以補償。業主必須願意接受這樣的成本。如果不願意，則業主必須願意接受降額運行的現實。這種決策與僅僅在燃煤電廠内添加更多的升壓風機，以适應煙氣脫硫系統的壓力下降的決策有着本質上的不同。”
據Stopeck說，氣化爐和下遊系統必須在設計上能夠處理多餘的燃料（高達15%以上）。由于有更多的灰分和硫分産生，所以所有支持性的貯罐、泵和設備必須在設計上留有充足的裕量以處理這種未來的流量。通過提高設計壓力有可能提供一些容量，但随之而來的是整個設計必須得到仔細審查以确定是否能夠适用于新的壓力。
碳捕集和封存的長期計劃框架
“首先，我們需要證明大規模（大于每年100萬t）的CO2地下封存可以是一項用于封存電廠所捕集到CO2的可靠和長期的備選方案，而且還需要制訂用于管轄封存需要的法規。”
Phillips說，“在滿足這些條件之前，要想讓配備碳捕集和封存（CCS）手段的商業項目獲得融資是非常困難的。但是，如果IGCC位于油田附近，則可以将捕集的CO2出售，用于提高石油采收率（EOR），這就是Mississippi Power正在提議的做法。EOR應用中，所有涵蓋CO2輸送和貯存的法規和義務都已經确立。”
Stopek對Phillips的評論進行了延展。他強調，對于溫室氣體控制的需要就像一台向立法行動快速碾壓的蒸汽壓路機。但是，用于永遠封存CO2的技術必須得到驗證，而驗證就需要花費時間。整個行業都在以一種有計劃性的方式迅速展開行動。
“就在5月上旬，我參加了一個在Pittsburgh舉行的有關CCS的會議，并很高興地看到來自全國各地的高級人才都在關注這些問題。”他說，“但是，每一個步驟都必須采用合用邏輯次序進行，而驗證也要花費時間。立法方面的事務也很複雜，保險風險也是真實存在的。我相信這些問題都能得到解決，關鍵在于随着CCS要求的到位，特别是封存部分，所有的問題都能得到應對。而且，同時建立一個結構良好的監測和監管體系也很重要，而這個體系需要經過測試和驗證。這些都要花費時間、費用和努力。我相信，當前政府認識到了這一點，并正在投入資源以實現這一使命。真正的問題是，這些結果能夠及時提供以做出及時的決策嗎？”
近期的技術創新
Jenkins指出了IGCC技術的一系列新進展：
更為高效的高溫氣體顆粒物脫除系統；
燃燒溫度更高的燃氣輪機；
設計用于燃燒高氫氣濃度合成氣的燃氣輪機（用于配備CO2捕集設備的IGCC電廠）；
工作壽命遠長于之前開發的氣化爐“燃燒器”；
以DOE所資助的最新研究和開發成果為基礎，發展出的先進“配方”耐火材料；
采用專利啟動燃料進行的無硫啟動程序；
能夠在更高壓力下運行的更大氣化爐（用于提高效率）；
采用活性炭床來脫除汞；
合成氣濕化及稀釋氣體的增強應用，如來自空氣分離裝置的氮氣，以降低燃氣輪機的燃燒溫度，從而減少NOx的生成量；
能夠更好耐受腐蝕性環境的制造材料；
通過使用粉河谷煤種達到更好的性能；
将燃氣輪機壓縮機與空氣分離裝置部分集成（減少整體電廠的内部負荷）。
Stopek對IGCC制造廠商的未來技術目标做出了評論。“每家設備供應商都在開展對自己技術的可靠性和可維護性分析工作，找出一些能夠增強可用性、延長維護周期及消滅計劃外停運的方法。”Stopek說，“但是，由于缺乏一種向公衆開放的、類似于北美電力可靠性公司的GADS（發電可用性數據系統）數據庫的集中報告功能，導緻客戶缺乏信息透明度，使客戶必須‘信任’供貨商或依賴于擔保。”
Jenkins還評論了一些IGCC制造廠商正在試圖實現的新技術突破：
通過使用增強型熱回收系數達到更高的效率。
通過采用更為先進的制造材料（更能耐受腐蝕的合金）、氣化爐耐火材料，優化備用設備、備用氣化爐及合成氣清潔系列的利用，達到更高的可用性。
“現有IGCC電廠中的幾千項經驗，都非常好地記錄在了EPRI的CoalFleet IGCC UDBS指南中，而且目前正在由制造廠商加入到新建IGCC電廠的設計當中。”他說。
法規阻礙
“AEP在自己所提議的西弗吉尼亞州IGCC項目上的經驗是非常有益的。”Phillips說，“在這個項目獲得西弗吉尼亞州批準後，還需要獲得弗吉尼亞州的批準，因為這個電廠将向弗吉尼亞州的一些地區提供電力。弗吉尼亞州公用服務委員會拒絕了這項建議，因為IGCC電廠比傳統燃煤電廠的成本更為昂貴，他們認為IGCC從CCS方面帶來的可能利益是‘價值有限的’。他們覺得‘不能肯定地知道任何具體的将會用于碳捕集和封存的現有技術’，而且AEP沒有‘提出任何已經實施了CCS的商業發電設施。’這表明了需要對法規制訂者就CCS技術展開教育。”
Stopek也關注着這些影響到美國公用事業公司的法規難題。他說，在過去數十年間，法規框架的缺失導緻了我們目前看到的行業内的麻痹現象。如今，新建燃煤發電容量的資金要求是如此龐大，導緻許多公司及其融資機構都無法承受與未來CCS法規走向判斷失誤所帶來的風險。
“由于氣化技術産品替代能力從本質上更加通用，例如可以用于生産合成天然氣（SNG），所以人們對氣化技術更感興趣。”他說，“燃燒天然氣（或煤基SNG）的燃氣輪機可以在選址時更加靠近電力需求地區，從而避免了新建輸電設施的成本，雖然此項成本也是無法避免的。現有燃用液體和氣體燃料（CT）發電廠将體驗到更高的需求，而新燃氣輪機的增加比煤電或核電來講要快得多。進一步講，CT的增加可以更好地符合以後數十年間更新能源發電設施不斷增加的趨勢。對SNG的利用将提供對天然氣價格的更大确定性并作為對市場上價格投機行為的一個保值手段。當然，這是一項需要權衡許多因素的非常複雜的戰略決策。” Jenkins還指出了CO2減排法規的潛在影響。IGCC技術仍然需要在采用兩個系列的諸如600MW~650MW的示範電廠規模下運行，以證明自己通過采用上文所述設計改進之後的性能和可用性，并且無需增加CO2捕集設備“這樣的重負”，他強調說。
“很重要的一點，是這些頭一批的示範電廠能夠在不配備任何CO2捕集設備的情況，并在合理的時期内運行。”他說，“從某種意義上說，IGCC技術需要這個‘不會走路就會跑’的機會。另外，處理空氣許可證上訴方面的問題，也将推遲這些機組的建設和運行。不幸的是，有些原先支持IGCC技術的環境利益集團現在正在反對這項技術。”
稅收抵免尚顯不足
Phillips指出，截至2009年5月，隻有一家獲得了2005能源政策法案（EPAct）稅收抵免的IGCC項目正在建設中，即Duke Edwardsport電廠。
他提到了幾個其他IGCC項目的目前狀态：
Mississippi Power有一項在密西西比州建設一座IGCC電廠的項目建議書待批，這個項目将在州公用服務委員會批準後很快投入建設。
TECO Energy的Polk 6 IGCC項目獲得了稅收抵免，但是卻由于成本和法規方面的不确定性而暫停了。
Hydrogen Energy的Carson項目已得到了稅收抵免，但卻陷入選址困境當中。目前，公司正就位于加利福尼亞州Central Valley的一個廠址重新進行工程設計。
據Phillips說，聯邦政府有可能對其他IGCC項目授予稅收抵免，但是在宣布了頭一批得到抵免的接受者後，由于對納稅者保密方面的關注，政府決定不再宣布後續決定。
Jenkins指出，雖然這些稅收抵免是有幫助的，但并不足以單獨作為能夠推動這些項目進展的激勵措施。
“例如，幾個IGCC項目已經被授予了1.35億美元的稅收抵免。”他說，“但是在總裝機成本為23億美元的情況下，這些稅收抵免僅占總項目成本的約5%，而且也沒有提供可以提前向這些項目融資的‘實實在在的現金’。隻有稅收抵免、貸款擔保及由州和聯邦政府機構直接聯合起來資助，才能增加增強項目經濟性和推動項目更快進行所需要的大量資金。”
IGCC生産電力的比較成本
Phillips預測，未來如果對新建燃煤電廠有某種程度的CO2捕集和封存的強制要求，則這樣的法規将縮窄并有可能彌合IGCC與PC之間的電力成本差距。EPRI也正在觀察有可能讓IGCC更加具有競争力的技術改進。
“在這樣創新中，有可能提供最大改進的是采用更大型、更高燃燒溫度的G級和H級燃氣輪機來取代F級燃氣輪機。”他說，這種級别的燃氣輪機将為IGCC帶來兩個優勢：一是更大的規格将從經濟規模方面提供節約效果；二是更高的效率會降低燃料成本，而且還能降低必須進行捕集的CO2的數量（按每磅CO2/MWh計算）。”
對于IGCC技術将變得更加具有競争力的觀點，Jenkins表示樂觀。随着計劃内IGCC電廠獲得運行經驗，而運行經驗又将引導下一批IGCC電廠的效率和可用性達到持續不斷地增強。另外，IGCC電廠有可能利用更高百分比的低成本原料，例如焦炭，從而進一步降低發電成本。
前景
商用前景
如果克服一系列技術、融資和法規障礙，利用整體氣化聯合循環（IGCC）技術發電就會成為美國公用事業公司的一項重要工作。
2009年5月，POWER雜志采訪了兩家大型咨詢公司和一家全國性電力研究組織的三位代表性專家。從增加CO2捕集技術所遇到的問題，到燃煤電廠對稅收抵免的影響，這三位專家同我們分享了他們對于IGCC技術的深入洞察。他們讨論了當前和未來IGCC技術的發展，并就該技術何時有可能在美國投入商用進行了預測。
雖然越來越多的人将IGCC技術視做為美國提供豐裕電力的強勁潛力，但此項技術仍然不得不克服一系列重大挑戰。正如其名稱所示，IGCC發電系統結合了兩種不同的技術，即來自于化工行業的煤氣化技術以及來自于電力行業的聯合循環發電技術。IGCC電廠可以利用衍生自諸如煤、焦炭等各種來源的合成氣及生物氣作為燃料。
未來前景
POWER雜志請這三位專家運用自己的智慧預測一下，從短期和長期來看IGCC技術投入實用距我們還有多長時間？
“目前，美國隻有一座IGCC電廠正在建設，而另一座待定，另外兩台IGCC正在運行當中。在這種情況下，很明顯IGCC技術在短期内隻會在發電領域發揮很小的作用。”Phillips說，“而其作用是否會在未來擴大，在很大程度上取決于供應商降低發電容量成本的能力，以便讓自己的技術具備與其他備選技術競争的實力。”
Jenkins更願意對IGCC的長期前景做出清晰明确的預測。“短期之内不會有太大變化，但是一旦有少數幾台計劃内機組投入運行幾年後，而且CO2排放限制或減排方面的情況更加确定時，IGCC應當成為燃煤發電的一項可行選擇方案。頭一批IGCC電廠計劃于2012~2013年期間開始運行，IGCC增強特色的下一批電廠有可能在2017~2020年期間投入運行。
Stopek對這項技術的未來也表示樂觀。他說，一旦GHG法律制定完成，經濟恢複走上正軌，公用事業公司将能夠更好地滿足自己增加發電容量和替代容量的需要。在要求變得愈加清晰的同時，如果政府在CO2排放方面采取激進的姿态，他預期全部新建燃煤電廠中至少有一半将以氣化技術為基礎。但是，他不認為所有發電容量都将成為IGCC。他相信，首先會有一波進行煤炭氣化以生産合成天然氣的浪潮，這些電廠将在同一塊廠址内安裝天然氣聯合循環裝置或簡單地将天然氣供至管道。這種發展将回應能夠滿足早期CO2限制條件的燃氣發電容量不斷增長的需求。
“到了2020年，如果看到IGCC配備了燃燒氫氣的發動機，我不會感到驚訝。” Stopek說，“從整體上看這樣做更加高效并将提供更低的碳足迹。朝着IGCC技術發展方向努力35年以後，這項技術将令人可喜地達到大規模部署的成就。”
