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在近日召開的2024中國石油化工產業高質量發展大會新能源分論壇上，多位專家分享了新能源領域最新技術進展和行業趨勢，以及與化工行業耦合綠色發展的潛力。本版選取部分觀點看法，敬請關注。

綠色氨醇具備一定盈利能力

風光新能源與化工行業耦合可以生產綠氫，繼而生產綠氨和綠色甲醇。中國石油吉林化工工程有限公司副總經理代國興介紹，風光制綠色氫氨醇方面，由于新能源出力具有隨機性、波動性和間歇性，吉林工程根據20年的風光總發電量測算出均值年的量作為設計依據，并將風光發電低值年的量作為成本核算的邊界，采用自主開發的“新能源耦合綠色化工匹配測算軟件”，根據新能源裝機規模、風光出力標幺值、儲能、儲氫、制氫、化工裝置規模等變量，分析測算裝置年化小時數、購電率、棄電率等技經數據，實現最佳匹配。

綠色甲醇的工藝路線很多，主流包括生物質直燃、生物質氣化、生物質發酵、燃料乙醇工廠副產二氧化碳加氫等。其中，生物質直燃技術相對成熟，但需要加更多的氫，所以成本與電價有關系。綠色甲醇合成工藝不復雜、流程短、投資低，關鍵問題是溫度、壓力、工藝參數的確定。溫度對綠色甲醇工藝是最敏感的，因為是放熱反應，所以溫度越低越有利于反應進行，但要高于催化劑的活化溫度，因此要考慮最適合的溫度，確保一氧化碳平衡常數和二氧化碳平衡常數最大。

就綠色化工產品的盈利能力，代國興分析，在電價0.15元/千瓦時時，綠氨成本在4000～4500元/噸。在近日德國氫衍生物進口計劃首個綠色氨合同中，可再生氨價格達811歐元/噸，對比當前國內傳統合成氨不足3000元/噸的市場均價，溢價可觀。2024年6月24日，國家發展改革委、國家能源局印發《煤電低碳化改造建設行動方案（2024—2027年）》，提出實施燃煤機組摻燒綠氨發電，改造后煤電機組應具備摻燒10%以上綠氨能力，顯著降低燃煤消耗和碳排放量。這一政策使綠氨前景非常廣闊。

目前，灰色甲醇價格在2700元/噸，預測生物質甲醇為5500元/噸、電制甲醇為6500～7000元/噸，綜合考慮原料、運輸等成本，預測綠色甲醇的盈利能力在850～1800元/噸，沒有綠氨好。

可持續航煤迎來藍海市場

航空業的零碳轉型需要依賴清潔燃料的替代。據預測，到2050年，在航空業凈零碳排放路徑貢獻中，可持續航煤（SAF）有望貢獻高達65%的減排量。由于目前化學電池和氫燃料電池技術尚不成熟，且在能量密度方面無法與化石燃料相媲美，因此發展SAF是航空零碳轉型的最主要方式。

中國寰球工程有限公司工程咨詢部主任工程師張婧介紹，SAF指由可持續重復獲得的原料經化學反應生成的航空煤油替代品，如農林廢棄物、非糧食作物、城市固廢、生物質等可再生原料。SAF分為生物燃料和非生物可再生燃料，相對傳統石油基航空煤油，非生物可再生燃料的溫室氣體排放量可減低65%～85%。非生物合成航煤主要能源和原料為可再生電力（風電、光伏）電解水制綠氫+二氧化碳合成，所以又稱電制燃料（E-fuels）。SAF需同時取得航空安全適航認證和可持續認證。

世界各國都重視SAF發展。美國的目標是SAF供應量2030年將增加到30億加侖（約906萬噸），到2050年完全替代傳統航煤，約350億加侖。我國提出2025年SAF消費量逾2萬噸，“十四五”期間消費量累計達到5萬噸。歐盟頒布航空煤油強制摻混SAF的政策，要求所有飛往歐盟地區的飛機都須采納此標準，目前共有65個國家執行了綠色航煤強制摻混指令。

全球SAF缺口較大，目前用量占比不足0.01%。國際航空運輸協會（IATA）預計，到2025年，SAF取代1%～2%的航空燃料，需求大約630萬噸。2050年SAF的需求量將達到3.58億噸。全球的巨量需求與產能嚴重不足，將會造就一個全新的SAF藍海市場。

國際市場SAF價格遠高于石油基航空燃料，2022年均價為3513美元/噸，是傳統航煤價格的3倍左右。標普全球大宗商品對摻混SAF航煤價格測算結果顯示，以860.07美元/噸的無SAF摻混價格作為基準，每提升1%的摻混比例，價格上升19.14～19.15美元/噸，純SAF的價格為2774.36美元/噸，為無SAF摻混價格的3.2倍。我國政府采購的SAF中標單價為2.8萬元/噸，是目前噴氣燃料價格的5倍之多。

目前最常見的SAF技術路線是油脂加氫路線，以非食用動植物油脂為原料，中國石化和中國石油都有自主技術。但隨著生物航煤需求增長，國內地溝油價格從2015年的3000元/噸左右一路飛漲為2022年6月中旬的9500～10000元/噸高位，2023～2024年價格回落為6000～7000元/噸。

據測算，一個10萬噸/年規模的油脂加氫路線項目，建設投資為14.8億元，以地溝油價格7500元/噸、SAF不含稅價格16000元/噸計算，完全成本為14658元/噸，稅后內部收益率將近10%。看似不錯，但經濟性受原料影響非常大，原料價格增加10%，內部收益率就為負。

而生物質氣化耦合綠氫合成SAF路線，清華大學等開發的技術實現了一步法定向合成碳八到碳十二的芳烴，再經過加氫精制生成綠色航煤。該技術高附加值段產品收率大于85%，遠高于費托合成法的20%～30%，且一氧化碳、二氧化碳進氣兼容，工藝流程短、能耗低。目前，已在黑龍江省齊齊哈爾訥河市建成1萬噸/年綠色航煤示范工程，并做了60萬噸/年的遠期規劃。

以10萬噸/年的規模估算，該技術投資在26億元左右，以秸稈顆粒價格600元/噸、綠氫價格19000元/噸、SAF不含稅價格16000元/噸計算，完全成本為11036元/噸，稅后內部收益率可達17%。該技術對原料敏感度低，原料價格增加10%，仍能保持非常好的效益。

代國興指出，油脂加氫工藝流程短、副產品少、技術成熟，但其原料地溝油難以穩定獲得，體量不易做大。現在的SAF裝置基本都有一定的實驗性質，規模最大也只有5萬噸/年，因為還有不少副產物，其銷路也是需要考慮的。

新能源可助力化工行業大幅降碳

核能是人類最具希望的未來能源之一。中廣核華鵬科技能源（廣東）有限公司科研管理高級經理宋曉涌介紹，該公司小型一體化自然循環堆（NHR200-II）是清華大學歷時20余年開發成功的具有自主知識產權的先進小型堆，安全性接近第四代反應堆安全標準。

2024年1月12日，中國廣核與中國海油簽署戰略合作協議，推進核能與石化耦合發展。目前，中廣核華鵬科技能源（廣東）有限公司已完成對中國海油惠州石化、大亞灣區石化投資集團等用戶的調研，根據用戶需求提供多種品質的工業蒸汽，并建設固體氧化物電解制氫項目。測算整體能量供應可為園區減碳63.5%，其中中國海油惠州煉化可減碳35%、中低壓蒸汽用戶可減碳95%。

光伏產業近年來發展迅猛。中國光伏行業協會行業發展部主任王青介紹，從2013年末到2023年末，我國光伏主流電池效率從17.9%提高到25%以上，累計裝機規模從28.07吉瓦提高到608.9吉瓦，年發電量從250億千瓦時提高到5833億千瓦時，上網電價從1元/千瓦時以上降至平價上網甚至低于煤電價格，光伏投資成本10年下降了90%，全球80%的光伏市場由我國產品供應。

但光鮮之下也有隱憂。今年上半年，光伏行業發展冰火兩重天：一方面規模在擴大、出口量在增長，國內多晶硅、硅片、電池、組件產量同比增長均超32%，光伏新增裝機102.48吉瓦、同比增長30.7%，但增速明顯回落，硅片、電池、組件出口量分別同比增長34.5%、32.1%、19.7%；另一方面，價格下跌、產值下降、出口額減少，多晶硅、硅片價格下滑超40%，電池片、組件價格下滑超15%，上半年國內光伏制造端（不含逆變器）產值約5386億元、同比下降36.5%，光伏產品出口總額（硅片、電池片、組件）約186.7億美元、同比下降35.4%，持續“價減量增”態勢，亞洲超越歐洲成為光伏產品最大出口市場，巴基斯坦和沙特市場增長明顯。

王青認為，行業需要維持一個相對合理的利潤水平，才能夠可持續發展。上半年，多晶硅等多環節價格擊破成本線，組件開標價格持續下降，披露半年報預報的主產業鏈企業中，大多數處于凈利潤虧損狀態，與一季度相比，二季度多數主產業鏈企業預期虧損加劇。

全球光伏市場保持樂觀預期。10年間，世界光伏發電滲透率從0.82%提升至5.49%。歐洲主要經濟體的光伏發電滲透率近年來均已超過10%，可再生能源滲透率相對更高，但歐洲電網仍保持整體穩定。2023年，我國光伏發電滲透率達到6.18%，因此從技術上看，我國與世界電網仍具備承載更多光伏發電的潛力。預計2024年全球新增裝機規模在390～430吉瓦，仍將維持高位，新增裝機集中于中、美、歐、印等市場，拉美、中東等新興市場發展迅猛。

多因素支撐我國光伏裝機將保持高位，但國內市場面臨資源緊張和消納問題。集中式光伏用地政策趨嚴，審批流程復雜；分布式光伏因低壓端承載能力受限，配電網接入容量空間減少。同時，需不斷拓展光伏發電的應用場景，如光伏制氫、制氨、制醇等，在為綠電大規模消納提供新路徑的同時，也為化工、鋼鐵、建筑等領域提供綠氫方案。

源網荷儲一體化前景廣闊

電力規劃設計總院能源政策與市場研究院副院長凡鵬飛介紹，綠證是認定可再生能源電力生產、消費的唯一憑證。綠電交易時，綠證隨綠電一同交易。

目前，我國已形成國家電網、南方電網及蒙西電網3個綠電交易試點，2023年綠電交易量達到695.3億千瓦時。我國綠證核發進入“全覆蓋”新階段，截至2024年7月，國家能源局核發綠證1.82億個，全國累計核發綠證8.89億個，但綠證價格不穩定，2024年5月初，綠證價格由2023年1～8月的41.7～42.2元/兆瓦時大幅降為0.82～6.04元/兆瓦時。這是因為做到了全覆蓋核發，但沒有做到全場景打開。

未來，綠電會形成產、供、儲、銷循環，綠證會形成核發、交易、認證、核銷循環，兩個循環相互交疊、相互促進，但現在剛剛起步。

使用綠電除了通過交易流通環節購買，還可以通過源網荷儲一體化。源網荷儲一體化項目是以“電源、電網、負荷、儲能”為整體規劃的新型電力運行模式，可精準控制區域電力系統中的用電負荷和儲能資源，有效解決區域電力系統因新能源發電出力占比逐步提高而導致的系統頻率和電壓波動問題，提高消納新能源發電的能力，提高區域電網安全運行水平，成為推動能源轉型和電力系統升級的重要途徑。

源網荷儲一體化分為區域（省）級、市（縣）級和園區（居民區）級三類。據不完全統計，當前源網荷儲一體化項目超200個，主要位于內蒙古和新疆，全部為園區級一體化項目。截至2024年5月，全國已并網運行的源網荷儲一體化項目有18個。

作為新興事物，源網荷儲一體化目前也遇到一些問題，比如對工業電力客戶電力負荷可調比例低、很多技術還處于探索階段、有關技術標準仍屬空白、商業模式還有待實踐、受成本制約供電價格未達到電力客戶心理預期等。

盡管如此，源網荷儲一體化有利于促進產能融合、有利于促進市場化并網新能源、有利于促進高耗能產業轉移、有利于新產品的研發設計、有利于形成新的經濟增長點、有利于開發國際市場，前景非常廣闊。

固態電池處于產業化前夜

什么是完美的電池？河北工業大學電氣學院張睿介紹，要具備高能量密度、高功率密度、高安全特性、循環壽命長、自放電率低、日歷壽命長、快速充電、寬溫度范圍內性能良好、環境友好、低成本等。

國家層面希望電池能量密度2020年達到300瓦時/千克、2025年達到400瓦時/千克、2030年達到500瓦時/千克。在當前實現產業化的電池體系中，磷酸鐵鋰電池的能量密度普遍在200瓦時/千克以下，比較新的三元材料電池能量密度也不到300瓦時/千克。

目前，高比能型鋰離子電池（三元材料）快速發展，電池單體能量密度達到了250±20瓦時/千克，安全性和使用壽命滿足使用要求，實現了規模化應用。400瓦時/千克新型鋰離子電池成為當前研究熱點，采用富鋰錳基正極材料和硅基負極材料，但存在的問題比較多，比如容量衰減快、電力性能比較差等。

鋰空氣電池、鋰硫電池能達到700瓦時/千克、500瓦時/千克的能量密度，但是目前還停留在研究階段。未來更有可能產業化應用的是固態電池，期望能夠突破400瓦時/千克甚至500瓦時/千克的能量密度。

高安全、高能量密度的固態電池技術是電池領域的重要發展趨勢。相比液態鋰電池，固體電解質不易燃易爆，可解決安全性問題；采用金屬鋰或鋰合金為負極、采用高電壓類正極，可提升比能量；固固界面副反應降低，可提升電池循環性；單體適用內串聯方式升壓，可簡化電池組設計；只需考慮熱均衡，可簡化系統設計。

但固態電池面臨倍率性能差、循環壽命短、誘發安全問題等挑戰，各國均對固態電池進行戰略布局，目前還沒有企業展示兼具高能量密度、高安全性的大容量全固態動力鋰電池。目前，日韓在固態電池開發領域處于技術領先地位，國內僅有少數幾家企業擁有固態電池核心技術，固態電池技術競爭日趨激烈。

國際上，日韓企業主要采用硫化物電解質體系技術路線，美國企業采用氧化物電解質體系技術路線，加拿大企業采用聚合物電解質體系技術路線。國內企業除了上述路線，也有公司采用準固態或者固液混合逐漸向固態過渡的路線，實現電池從半固態向全固態的轉變。其中，江蘇清陶已推出350瓦時/千克的固態電池產品，但真正大規模推廣還需要進一步研發；北京衛藍主要路線是固液混合，已實現300瓦時/千克。

未來，固態電池成本將會進一步降低，并通過智能化提升安全性。