据能源圈了解到，在近日召开的2024中国石油化工产业高质量发展大会新能源分论坛上，多位专家分享了新能源领域最新技术进展和行业趋势，以及与化工行业耦合绿色发展的潜力。本版选取部分观点看法，敬请关注。

绿色氨醇具备一定盈利能力

风光新能源与化工行业耦合可以生产绿氢，继而生产绿氨和绿色甲醇。中国石油吉林化工工程有限公司副总经理代国兴介绍，风光制绿色氢氨醇方面，由于新能源出力具有随机性、波动性和间歇性，吉林工程根据20年的风光总发电量测算出均值年的量作为设计依据，并将风光发电低值年的量作为成本核算的边界，采用自主开发的“新能源耦合绿色化工匹配测算软件”，根据新能源装机规模、风光出力标幺值、储能、储氢、制氢、化工装置规模等变量，分析测算装置年化小时数、购电率、弃电率等技经数据，实现最佳匹配。

绿色甲醇的工艺路线很多，主流包括生物质直燃、生物质气化、生物质发酵、燃料乙醇工厂副产二氧化碳加氢等。其中，生物质直燃技术相对成熟，但需要加更多的氢，所以成本与电价有关系。绿色甲醇合成工艺不复杂、流程短、投资低，关键问题是温度、压力、工艺参数的确定。温度对绿色甲醇工艺是最敏感的，因为是放热反应，所以温度越低越有利于反应进行，但要高于催化剂的活化温度，因此要考虑最适合的温度，确保一氧化碳平衡常数和二氧化碳平衡常数最大。

就绿色化工产品的盈利能力，代国兴分析，在电价0.15元/千瓦时时，绿氨成本在4000~4500元/吨。在近日德国氢衍生物进口计划首个绿色氨合同中，可再生氨价格达811欧元/吨，对比当前国内传统合成氨不足3000元/吨的市场均价，溢价可观。2024年6月24日，国家发展改革委、国家能源局印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》，提出实施燃煤机组掺烧绿氨发电，改造后煤电机组应具备掺烧10%以上绿氨能力，显著降低燃煤消耗和碳排放量。这一政策使绿氨前景非常广阔。

目前，灰色甲醇价格在2700元/吨，预测生物质甲醇为5500元/吨、电制甲醇为6500~7000元/吨，综合考虑原料、运输等成本，预测绿色甲醇的盈利能力在850~1800元/吨，没有绿氨好。

可持续航煤迎来蓝海市场

航空业的零碳转型需要依赖清洁燃料的替代。据预测，到2050年，在航空业净零碳排放路径贡献中，可持续航煤（SAF）有望贡献高达65%的减排量。由于目前化学电池和氢燃料电池技术尚不成熟，且在能量密度方面无法与化石燃料相媲美，因此发展SAF是航空零碳转型的最主要方式。

中国寰球工程有限公司工程咨询部主任工程师张婧介绍，SAF指由可持续重复获得的原料经化学反应生成的航空煤油替代品，如农林废弃物、非粮食作物、城市固废、生物质等可再生原料。SAF分为生物燃料和非生物可再生燃料，相对传统石油基航空煤油，非生物可再生燃料的温室气体排放量可减低65%~85%。非生物合成航煤主要能源和原料为可再生电力（风电、光伏）电解水制绿氢+二氧化碳合成，所以又称电制燃料（E-fuels）。SAF需同时取得航空安全适航认证和可持续认证。

世界各国都重视SAF发展。美国的目标是SAF供应量2030年将增加到30亿加仑（约906万吨），到2050年完全替代传统航煤，约350亿加仑。我国提出2025年SAF消费量逾2万吨，“十四五”期间消费量累计达到5万吨。欧盟颁布航空煤油强制掺混SAF的政策，要求所有飞往欧盟地区的飞机都须采纳此标准，目前共有65个国家执行了绿色航煤强制掺混指令。

全球SAF缺口较大，目前用量占比不足0.01%。国际航空运输协会（IATA）预计，到2025年，SAF取代1%~2%的航空燃料，需求大约630万吨。2050年SAF的需求量将达到3.58亿吨。全球的巨量需求与产能严重不足，将会造就一个全新的SAF蓝海市场。

国际市场SAF价格远高于石油基航空燃料，2022年均价为3513美元/吨，是传统航煤价格的3倍左右。标普全球大宗商品对掺混SAF航煤价格测算结果显示，以860.07美元/吨的无SAF掺混价格作为基准，每提升1%的掺混比例，价格上升19.14~19.15美元/吨，纯SAF的价格为2774.36美元/吨，为无SAF掺混价格的3.2倍。我国政府采购的SAF中标单价为2.8万元/吨，是目前喷气燃料价格的5倍之多。

目前最常见的SAF技术路线是油脂加氢路线，以非食用动植物油脂为原料，中国石化和中国石油都有自主技术。但随着生物航煤需求增长，国内地沟油价格从2015年的3000元/吨左右一路飞涨为2022年6月中旬的9500~10000元/吨高位，2023~2024年价格回落为6000~7000元/吨。

据测算，一个10万吨/年规模的油脂加氢路线项目，建设投资为14.8亿元，以地沟油价格7500元/吨、SAF不含税价格16000元/吨计算，完全成本为14658元/吨，税后内部收益率将近10%。看似不错，但经济性受原料影响非常大，原料价格增加10%，内部收益率就为负。

而生物质气化耦合绿氢合成SAF路线，清华大学等开发的技术实现了一步法定向合成碳八到碳十二的芳烃，再经过加氢精制生成绿色航煤。该技术高附加值段产品收率大于85%，远高于费托合成法的20%~30%，且一氧化碳、二氧化碳进气兼容，工艺流程短、能耗低。目前，已在黑龙江省齐齐哈尔讷河市建成1万吨/年绿色航煤示范工程，并做了60万吨/年的远期规划。

以10万吨/年的规模估算，该技术投资在26亿元左右，以秸秆颗粒价格600元/吨、绿氢价格19000元/吨、SAF不含税价格16000元/吨计算，完全成本为11036元/吨，税后内部收益率可达17%。该技术对原料敏感度低，原料价格增加10%，仍能保持非常好的效益。

代国兴指出，油脂加氢工艺流程短、副产品少、技术成熟，但其原料地沟油难以稳定获得，体量不易做大。现在的SAF装置基本都有一定的实验性质，规模最大也只有5万吨/年，因为还有不少副产物，其销路也是需要考虑的。

新能源可助力化工行业大幅降碳

核能是人类最具希望的未来能源之一。中广核华鹏科技能源（广东）有限公司科研管理高级经理宋晓涌介绍，该公司小型一体化自然循环堆（NHR200-II）是清华大学历时20余年开发成功的具有自主知识产权的先进小型堆，安全性接近第四代反应堆安全标准。

2024年1月12日，中国广核与中国海油签署战略合作协议，推进核能与石化耦合发展。目前，中广核华鹏科技能源（广东）有限公司已完成对中国海油惠州石化、大亚湾区石化投资集团等用户的调研，根据用户需求提供多种品质的工业蒸汽，并建设固体氧化物电解制氢项目。测算整体能量供应可为园区减碳63.5%，其中中国海油惠州炼化可减碳35%、中低压蒸汽用户可减碳95%。

光伏产业近年来发展迅猛。中国光伏行业协会行业发展部主任王青介绍，从2013年末到2023年末，我国光伏主流电池效率从17.9%提高到25%以上，累计装机规模从28.07吉瓦提高到608.9吉瓦，年发电量从250亿千瓦时提高到5833亿千瓦时，上网电价从1元/千瓦时以上降至平价上网甚至低于煤电价格，光伏投资成本10年下降了90%，全球80%的光伏市场由我国产品供应。

但光鲜之下也有隐忧。今年上半年，光伏行业发展冰火两重天：一方面规模在扩大、出口量在增长，国内多晶硅、硅片、电池、组件产量同比增长均超32%，光伏新增装机102.48吉瓦、同比增长30.7%，但增速明显回落，硅片、电池、组件出口量分别同比增长34.5%、32.1%、19.7%；另一方面，价格下跌、产值下降、出口额减少，多晶硅、硅片价格下滑超40%，电池片、组件价格下滑超15%，上半年国内光伏制造端（不含逆变器）产值约5386亿元、同比下降36.5%，光伏产品出口总额（硅片、电池片、组件）约186.7亿美元、同比下降35.4%，持续“价减量增”态势，亚洲超越欧洲成为光伏产品最大出口市场，巴基斯坦和沙特市场增长明显。

王青认为，行业需要维持一个相对合理的利润水平，才能够可持续发展。上半年，多晶硅等多环节价格击破成本线，组件开标价格持续下降，披露半年报预报的主产业链企业中，大多数处于净利润亏损状态，与一季度相比，二季度多数主产业链企业预期亏损加剧。

全球光伏市场保持乐观预期。10年间，世界光伏发电渗透率从0.82%提升至5.49%。欧洲主要经济体的光伏发电渗透率近年来均已超过10%，可再生能源渗透率相对更高，但欧洲电网仍保持整体稳定。2023年，我国光伏发电渗透率达到6.18%，因此从技术上看，我国与世界电网仍具备承载更多光伏发电的潜力。预计2024年全球新增装机规模在390~430吉瓦，仍将维持高位，新增装机集中于中、美、欧、印等市场，拉美、中东等新兴市场发展迅猛。

多因素支撑我国光伏装机将保持高位，但国内市场面临资源紧张和消纳问题。集中式光伏用地政策趋严，审批流程复杂；分布式光伏因低压端承载能力受限，配电网接入容量空间减少。同时，需不断拓展光伏发电的应用场景，如光伏制氢、制氨、制醇等，在为绿电大规模消纳提供新路径的同时，也为化工、钢铁、建筑等领域提供绿氢方案。

源网荷储一体化前景广阔

电力规划设计总院能源政策与市场研究院副院长凡鹏飞介绍，绿证是认定可再生能源电力生产、消费的唯一凭证。绿电交易时，绿证随绿电一同交易。

目前，我国已形成国家电网、南方电网及蒙西电网3个绿电交易试点，2023年绿电交易量达到695.3亿千瓦时。我国绿证核发进入“全覆盖”新阶段，截至2024年7月，国家能源局核发绿证1.82亿个，全国累计核发绿证8.89亿个，但绿证价格不稳定，2024年5月初，绿证价格由2023年1~8月的41.7~42.2元/兆瓦时大幅降为0.82~6.04元/兆瓦时。这是因为做到了全覆盖核发，但没有做到全场景打开。

未来，绿电会形成产、供、储、销循环，绿证会形成核发、交易、认证、核销循环，两个循环相互交叠、相互促进，但现在刚刚起步。

使用绿电除了通过交易流通环节购买，还可以通过源网荷储一体化。源网荷储一体化项目是以“电源、电网、负荷、储能”为整体规划的新型电力运行模式，可精准控制区域电力系统中的用电负荷和储能资源，有效解决区域电力系统因新能源发电出力占比逐步提高而导致的系统频率和电压波动问题，提高消纳新能源发电的能力，提高区域电网安全运行水平，成为推动能源转型和电力系统升级的重要途径。

源网荷储一体化分为区域（省）级、市（县）级和园区（居民区）级三类。据不完全统计，当前源网荷储一体化项目超200个，主要位于内蒙古和新疆，全部为园区级一体化项目。截至2024年5月，全国已并网运行的源网荷储一体化项目有18个。

作为新兴事物，源网荷储一体化目前也遇到一些问题，比如对工业电力客户电力负荷可调比例低、很多技术还处于探索阶段、有关技术标准仍属空白、商业模式还有待实践、受成本制约供电价格未达到电力客户心理预期等。

尽管如此，源网荷储一体化有利于促进产能融合、有利于促进市场化并网新能源、有利于促进高耗能产业转移、有利于新产品的研发设计、有利于形成新的经济增长点、有利于开发国际市场，前景非常广阔。

固态电池处于产业化前夜

什么是完美的电池？河北工业大学电气学院张睿介绍，要具备高能量密度、高功率密度、高安全特性、循环寿命长、自放电率低、日历寿命长、快速充电、宽温度范围内性能良好、环境友好、低成本等。

国家层面希望电池能量密度2020年达到300瓦时/千克、2025年达到400瓦时/千克、2030年达到500瓦时/千克。在当前实现产业化的电池体系中，磷酸铁锂电池的能量密度普遍在200瓦时/千克以下，比较新的三元材料电池能量密度也不到300瓦时/千克。

目前，高比能型锂离子电池（三元材料）快速发展，电池单体能量密度达到了25020瓦时/千克，安全性和使用寿命满足使用要求，实现了规模化应用。400瓦时/千克新型锂离子电池成为当前研究热点，采用富锂锰基正极材料和硅基负极材料，但存在的问题比较多，比如容量衰减快、电力性能比较差等。

锂空气电池、锂硫电池能达到700瓦时/千克、500瓦时/千克的能量密度，但是目前还停留在研究阶段。未来更有可能产业化应用的是固态电池，期望能够突破400瓦时/千克甚至500瓦时/千克的能量密度。

高安全、高能量密度的固态电池技术是电池领域的重要发展趋势。相比液态锂电池，固体电解质不易燃易爆，可解决安全性问题；采用金属锂或锂合金为负极、采用高电压类正极，可提升比能量；固固界面副反应降低，可提升电池循环性；单体适用内串联方式升压，可简化电池组设计；只需考虑热均衡，可简化系统设计。

但固态电池面临倍率性能差、循环寿命短、诱发安全问题等挑战，各国均对固态电池进行战略布局，目前还没有企业展示兼具高能量密度、高安全性的大容量全固态动力锂电池。目前，日韩在固态电池开发领域处于技术领先地位，国内仅有少数几家企业拥有固态电池核心技术，固态电池技术竞争日趋激烈。

国际上，日韩企业主要采用硫化物电解质体系技术路线，美国企业采用氧化物电解质体系技术路线，加拿大企业采用聚合物电解质体系技术路线。国内企业除了上述路线，也有公司采用准固态或者固液混合逐渐向固态过渡的路线，实现电池从半固态向全固态的转变。其中，江苏清陶已推出350瓦时/千克的固态电池产品，但真正大规模推广还需要进一步研发；北京卫蓝主要路线是固液混合，已实现300瓦时/千克。

未来，固态电池成本将会进一步降低，并通过智能化提升安全性。