即使是央企，在低碳转型之路上也会担心“断粮”。
在2011?CCS技术高峰论坛上，与会专家为国内“绿色煤电”计划喊话：“这项计划目前第一阶段即将投产，初期通过企业自有资金还能支撑；但随着计划进入第二阶段，所需的资金投入更大，亟需国家的资金支持”。
业内普遍认为，工业与煤电两大行业是我国打造“低碳城市”首当其冲的问题。 而煤电企业在低碳之路上，正面临着资金困局等难题。低碳离我们还有多远？
资金困局难破
2009年底，中国宣布在2020年比2005年单位GDP二氧化碳排放下降40%～45%。
如何甩掉高能耗、高排放的帽子？这是如今燃煤电厂不得不面对的难题。绿色煤电的概念应运而生 即以整体煤气化联合循环(IGCC )和碳捕集与封存(CCS)技术为基础，以联合循环发电为主，对污染物进行回收、对二氧化碳进行分离、利用或封存的新型煤炭发电技术。
解决燃煤发电中的二氧化碳排放，最具潜力的技术是IGCC，而生产过程中采用CCS，使IGCC有可能成为未来极低排放发电系统的最佳方法。据了解，CCS技术可以减少85%左右的二氧化碳排放量。
2005年，华能联合国内的大唐、华电、国电、中电投、神华、国开投、中煤等能源公司，成立了由华能集团控股的绿色煤电有限公司，共同实施“绿色煤电”计划，计划在2006年到2016年间投资约70亿元人民币，分三步实施IGCC电站、IGCC煤电化多联产技术完善和绿色煤电关键技术研发、最终到绿色煤电示范工程实(博客)施。第一阶段的华能天津250兆瓦IGCC电站已经进入施工安装阶段，预计2011年即将投入运行。
如何化解成本压力，或许是IGCC电站下一步不得不面对的难题。
据了解，常规火电站的投资约为每千瓦5000元人民币，IGCC电站加上CCS技术后的投资，是常规电厂投资的两到三倍，初期示范的投资和运营成本可能更高。业界担心的是，如果得不到足够的政策补贴，这座250兆瓦的IGCC示范电站难逃亏损的命运，而第二阶段是技术的完善和发展的关键阶段，资金需求更大，若无政府政策和资金的支持，或将难以为继。
这种担心并非空穴来风。巨额投资和运行成本的重压之下，已有多项国外计划骑虎难下。据了解，美国“未来电力”计划立项至今几经波折，由于预算严重超支，2008年，布什政府还曾单方面中断了对该项目的支持。
英国的一项POWER FUEL的计划，因为能源与环境变化部门或将决定仅对燃烧后捕集厂投资，使计划建立燃烧前捕集厂的计划遇到了瓶颈，该公司声称需要寻找一位“更富有”的投资者。
技术难关待解
前车之鉴下，摸着石头过河的国内企业，采取了分步走的保守路线。
“华能天津的IGCC电站即将投产，第二阶段的进度和投资规模会根据投产后的实际情况而定。”上述华能负责人介绍，绿色煤电计划分三个阶段，2006年到2011年为IGCC电站阶段，之后为IGCC煤电化多联产技术完善和绿色煤电关键技术研发阶段，最后争取在2016年实现绿色煤电示范工程的实施。显然，国内企业希望通过分步实施的战略，从而在资金投入和技术研发上走的更加稳妥。
美国CCS权威专家格兰沃特里算了一笔账：管道运输二氧化碳的成本是每吨20美元，注入二氧化碳的成本是每吨10美元，而每注入一吨二氧化碳可以多采油4～8桶，当下油价是80美元一桶，也就是说一吨二氧化碳能够创造320美元―640美元，这是投资的10到20倍。
但据了解，我国目前仍没有明确的CCS行动计划。
“在应对气候变化大背景下，CCS是很重要的一个选择，但是企业要聪明的行动，按照目前技术方案施行需要付出巨大代价，企业要用自己的行动探索出来一条CCS可行之路；其次，我们还要有成效的行动，希望全球的资金和资源来关注中国开展CCS的行动，让中国的CCS行动能够更加有效。”国家发改委应对气候变化司国际合作处处长蒋兆理表示。
在世界自然基金会全球气候变化应对计划主任杨富强看来，目前的IGCC以及CCS的减排成本过高，难以大规模推广。“既要求技术可行又要求经济性，目前来说还很不现实，所以国内在绿色煤电的转型过程中不可能一蹴而就。”
