不同方位角和倾斜角的光伏发电量情况

以杭州为例，若屋顶光伏以最佳倾角（20°）安装，1W年发电量约为1kWh；而BIPV由于安装角度、透光率等因素，发电量通常低于屋顶最佳倾角安装方式。

案例一：立面光伏幕墙（1000㎡）

场景1：工厂立面（龙焱碲化镉燚彩仿铝组件）

组件特点： 不仅能发电，还能美化建筑外观，提升企业形象。

装机功率： 130W/㎡，1000㎡装机功率130kW。

发电量折扣： 南立面垂直安装，发电量约为屋顶最佳倾角的65%。

预计年发电量： 130kW 1000h 65% = 8.45万kWh

碲化镉燚彩光伏组件应用效果

厂房立面光伏经济性分析：工厂立面光伏幕墙：从“成本博弈”到“价值重塑”的开发新思路

场景2：公共建筑立面透光光伏幕墙（40%透光率碲化镉组件）

组件特点： 兼顾采光和发电，适用于对采光有要求的建筑。

装机功率： 87W/㎡，1000㎡装机功率87kW。

发电量折扣： 南立面垂直安装，发电量约为屋顶最佳倾角的65%。

预计年发电量： 87kW 1000h 65% = 5.65万kWh

40%透光率光伏幕墙实景效果

案例二：光伏采光顶（1000㎡）

组件特点： 20%透光率，既能发电，又能提供柔和的自然光。

装机功率： 115W/㎡，1000㎡装机功率115kW。

预计年发电量： 115kW * 1000h = 11.2万kWh

20%透光率光伏采光顶实景效果

案例三：光伏瓦（1000㎡）

光伏瓦特点： 与传统瓦片完美融合，美观实用。

装机功率： 150W/㎡，1000㎡装机功率150kW。

预计年发电量： 150kW * 1000h = 15万kWh

光伏瓦项目经济性分析：

发电量估算的关键因素

通过以上案例，我们可以总结出影响BIPV发电量的几个关键因素：

地理位置： 决定了年有效光照小时数，这是发电量的基础。

组件类型： 不同组件的功率、透光率、转换效率不同，直接影响装机功率和发电量。

安装角度： 最佳倾角能最大化接收太阳辐射，立面安装会降低发电量。

遮挡情况： 周边建筑物、树木的遮挡会显著降低发电量。

系统损耗： 包括逆变器效率、线路损耗等，一般在5%-15%之间。

如何进行更加精准估算？

获取当地光照数据： 可以通过气象部门、专业光伏软件等渠道获取。

选择合适的组件： 综合考虑发电效率、美观度、成本等因素。

确定安装方式： 根据建筑结构、采光需求等选择合适的安装方式。

评估遮挡情况： 使用专业软件模拟，或实地考察。

考虑系统损耗： 根据设备性能、线路长度等进行估算。

使用专业软件： 推荐使用PVsyst等专业光伏软件进行模拟，可以更准确地估算发电量。

BIPV的发电量估算并非简单的“装机容量×光照小时数”，而是需要结合安装方式、组件类型、透光率等多重因素综合计算。本文提供的测算方法可帮助建筑和光伏行业从业者更精准地评估项目收益，推动BIPV在绿色建筑中的规模化应用。

韩国蔚山推出世界首个氢燃料电池公寓大楼

韩国蔚山推出了世界上第一个“氢公寓”综合体，利用氢燃料电池的电力和热量，节省了大量的能源成本。由附近的榆东热电联产电厂提供动力的“Yuldong With You”公寓综合体是碳中和生活的成功典范，与城市燃气相比，它有可能将居民的能源成本降低30-40%。

　　这个创新项目因其独特的能源解决方案而迅速引起关注，该解决方案不仅为437套公寓供电，还通过氢燃料电池支持其供暖需求。

　　榆东热电联产工厂距离该公寓仅200米，是该计划的核心。该工厂通过10公里长的管道从附近炼油、石化、钢铁等工业活动中获得副产氢气，在对环境影响最小的情况下高效地发电和供热。这种氢气获取方法被认为是各种替代方法中最具成本效益的。

　　三个集装箱大小的燃料电池安装在园区的屋顶上，每小时从51公斤氢气中产生1.32MW的电力，足以为四个普通四口之家提供一个月的电力。此外，该过程还会产生热量，这些热量被捕获并储存在一个容量为40吨的蓄热器中。这些加热后的水，温度可达70℃，然后通过管道直接输送到家庭供暖，确保了所有能源的有效利用。

　　该发电站从5月末开始进行试运行，从6月1日开始正式运行，至今已生产了约840MW的电力，价值约1.5亿韩元（约79万人民币）。这一重大产量凸显了氢在城市能源战略中发挥关键作用的潜力。

　　蔚山市有关人士表示：“目前，由于法规的限制，氢发电只能出售给韩国电力公社，但正在计划修改《电力事业法》。”这一变化将允许居民直接使用产生的电力，进一步提高“Yuldong With You”公寓生活的成本效益和可持续性。这一转变旨在充分实现100%碳中和住宅综合体的愿景，为城市环境中的环保生活树立新的标准。

The Hydrogen House  瑞典哥德堡氢能房屋 这是一座离网零能耗建筑。它依靠24.5千瓦的光伏供应这幢房子所需的全部能源。电，热，热水全解决，还可给电动汽车充电。其技术组成包括：光伏发电、太阳能集热、铅酸电池，制氢，储氢，燃料电池，热水储存，热泵，地板辐射供暖，电动汽车充电设施等

零碳建筑 - 世界 首座 100%能源自给的公寓
瑞士Brütten公寓，建于2016年，被称为全世界首座能源完全自给的多户住宅（公寓）。该建筑没有与公共电网连接，不使用燃油、天然气、木材等外部能源，公寓居民的出行也只使用建筑产生和储存的能源。即使在能耗大于建筑自产能的严寒冬季，它凭借夏季储存的能量，也能实现100%能源自给。

这座公寓一共有9套4居室住宅，在保障居住舒适度的前提下，每户每年平均只需要2200kWh能源，比同样面积的普通住宅节能50%。
为了实现 100%能源自给，这座公寓在能源生产、储存和消耗的各个环节都采用了当时最先进的技术。如今9年过去了，这些技术及其背后的理念已经被世界各地的零能耗建筑反复验证。

LNG和船用甲醇燃料的特点对比

甲醇主要可划分为黑色甲醇、灰色甲醇、蓝色甲醇以及绿色甲醇。黑色甲醇的原料主要为煤炭,在全球中国产量占比靠前;灰色甲醇主要用于传统化工领域,是以天然气为原料转化生成;蓝色甲醇是以废水、工业副产品为生产原料的一种可再生甲醇,未来可能受到化学工业其他领域需求的限制;绿色甲醇可通过多种方式生产,如生物甲醇、电子级甲醇等。绿色甲醇作为船用燃料,二氧化碳的排放量更低,完全符合IMO最严格减排法规的要求。而且,绿色甲醇基本上不含有硫元素,硫排放绝对是达标的。与重油相比,绿色甲醇燃烧后,可减少99%氮氧化合物、95%的颗粒物质。使用绿色甲醇是新能源领域探索的重要一步。
甲醇和LNG的主要特点对比:蓝色甲醇的二氧化碳排放量比LNG低5%~10%;甲醇燃料的成本比LNG要小,仅为LNG的一半;甲醇比LNG更容易管理和储存,并且加燃料时间只需LNG的一半;甲醇比LNG的基础设施建设更快捷、成本低廉。
目前碳中性甲醇燃料的制造方法正在开发,但LNG的制造方法还没有出现。

市场倾向

从船东的环境报告可以看出,需要了解LNG和甲醇的整个生命周期的二氧化碳排放量,因为生命周期评估是评估燃料来源的重要组成部分。甲醇的二氧化碳排放量更低,即使一些甲醇在燃烧过程中会排放一部分碳,也不会像甲烷那样造成全球变暖的后果。清洁海洋运输的领导者马士基(Maersk)集团表示,“不会使用液化天然气作为船用燃料,因为它存在甲烷泄漏问题”。相反,他们倾向于甲醇燃料作为首选。
船舶经纪公司吉布森也在最新周报中表示:过去几年,使用甲醇燃料的新船订单量有所增加,特别是在集装箱船领域。马士基航运已经陆续订造了19艘甲醇动力集装箱船,其他集装箱航运公司也订造了30多艘。由天然气生产的灰色甲醇供应充足,但其全生命周期的二氧化碳排放量并未明显减少。相比之下,使用蓝氢及碳捕获和储存(CCS)生产的蓝色甲醇可大幅减少排放。目前,蓝色和绿色甲醇的供应量稀少,2022年不到50万吨,且生产成本较高。根据甲醇研究所对现有和计划项目的统计,到2027年,可再生甲醇年产量将增加到800万吨以上。

甲醇提取工艺和碳排放

随着技术的发展,最先进的绿色甲醇制品的碳排放强度仅有0.15kgCO2/kg。绿色甲醇的生产方式包括电解质提取法和生物质提炼法。电解质提取法是利用新能源发电装置(风电、太阳能等)所产生的电力电解水得到绿氢,再将其用于甲醇生产。生物质提炼法是把生物原料热解气化,产生含有一氧化碳、二氧化碳、氢气等的合成气,再经过催化和净化后,合成生物甲醇。

2021年,全球甲醇行业协会和国际可再生能源署(IRENA)发布的报告指出,预计2050年世界甲醇市场将达到5亿吨。在这种趋势下,可再生的绿色和蓝色甲醇将成为船用主要燃料。普氏能源资讯(Platts)近期的一些分析也预测,未来欧洲的绿蓝甲醇市场用量将达到300万吨。可见,未来甲醇市场前景广阔,掌握先进的提取技术就能抢占先机。
商业上可买到的甲醇大多是传统的灰色甲醇,由蒸气甲烷重整器(SMR)生产。该重整器燃烧大量天然气,将原料天然气转化为合成气,可以进一步加工成甲醇,整个过程只有天然气原料被加热,大大减少了燃料消耗和排放量。
蓝色甲醇生产使用一种更先进的工艺,使用自然式转化炉(ATR)。部分甲醇的合成气转化为氢气和纯二氧化碳(CO2);燃烧氢气以获得热量(而不是天然气),而二氧化碳被隔离。这个过程中碳排放接近零。
绿色甲醇是由捕获的二氧化碳和从水中电解出的氢生产的。所需的电力都来自可再生能源,或者生物原料热解气化制作成的生物甲醇。绿甲醇的生产过程具有负碳排放特性,生产过程中产生的二氧化碳量少于或等于其在使用过程中所消耗的二氧化碳量,因此其净排放为零。此外,绿甲醇具有广泛的用途,可以用作燃料、化工原料等,尤其在交通领域有巨大的应用潜力。绿色甲醇不仅有助于实现碳达标、节能减排,更能加快我国能源结构改革进程,对我国能源安全稳定意义重大。虽然技术上可行,但目前绿色甲醇工艺的成本要高得多,降低生产成本的挑战相当大,市场短期内可能不做考虑。

LNG和船用甲醇燃料能量分析

如图1所示,红色点表示燃料本身能量密度,蓝色点表示实际船上的能量密度。LNG的体积跟质量(重量)能量密度都高于甲醇。但是考虑LNG是低温的,需要专门的围护系统存储(包括压力式C型罐、薄膜型燃料舱),这些都需要占用船上空间。所以,装船后,LNG的实际存储量小,也就是实际船上能量密度低。所以,图中实际船上甲醇能量密度高于LNG。柴油的能量密度稳定,在此不做分析。

LNG和船用甲醇燃料成本

目前甲醇的燃料费用高于柴油,取决于所消耗的甲醇类型、价格以及甲醇供能的份额。虽然甲醇燃料费用略高,但应当从当今监管环境来考虑。未能达到CII和EEXI目标的船舶将不被允许继续运营。因此,这种燃料的额外成本不仅应与今天的化石燃料价格相比较,还应与新造一艘更高效的船舶的成本以及因强制停运而可能带来的损失相比较。
目前,欧美、中东地区国家主要使用灰色甲醇,而我国主要使用以煤炭为原料的黑色甲醇。原因是我国能源结构特点是富煤贫油少气,这不利于长期的碳排放控制。因此,我国发明了独有的甲醇制取技术,可以将焦炉煤气作为原料生产甲醇,目前部分企业也在使用。以煤碳为原料的黑色甲醇约占国内总产能的76.12%,以天然气为原料的占11.7%,以焦炉气为原料的占12.09%。
制动比油耗(BSFC)是一个船舶工程专业术语,用于描述船用柴油发动机的燃油效率,即测量轴输出端提供有效动力所需的燃油量。燃料中的能量取决于燃料的质量,而不是体积。如图2所示为2019年的燃料价格。

(1)LNG成本:图中的红点是基于LNG成本约为9美元/百万英热,产生的燃料成本为80~85美元/兆瓦时。以目前30美元/百万英热的LNG价格计算,燃料成本约为280美元/兆瓦时。(2)甲醇成本:图中的红点是基于甲醇成本约为300美元/吨,产生的燃料成本为104美元/兆瓦时。目前甲醇价格为425美元/吨,燃料成本为150美元/兆瓦时。目前全球柴油的平均价格为987美元/吨,这意味着其燃料成本约为355美元/兆瓦时。

结论

本文重点比较分析了作为船舶替代燃料的甲醇与LNG燃料,阐述了甲醇的优势、挑战、前瞻性和市场前景。从整体分析来看,普通甲醇作为船舶燃料,其减碳能力一般,具有局限性;而绿色甲醇受制于提取成本等因素,推广使用仍然存在阻力,甲醇燃料能否成为碳中和的最佳燃料仍有待商榷。但可以肯定的是,甲醇可以提供更大的环境效益,一旦了解了其安全性并且监管环境完全到位,甲醇燃料替代传统船舶燃料将成为船舶运输业转型升级的重要方向。
来源：绿色技术产业

一 可控核聚变介绍及原理

1 什么是核聚变？

在讲核聚变之前先聊一下核能，核能是一种清洁高效的能源，核变化释放的能量可以分为两种类型：

1）核裂变（nuclear fission），即重元素的原子核分裂为质量较轻元素的原子核时所释放的能量。铀是核裂变的关键原料，铀原子在中子的轰击下会裂变为钡和氪，裂变时会产生大量能量，同时还会产生3个新的中子，激发其他铀原子裂变。目前核能发电用的主要是裂变技术，核裂变技术还用于原子弹中。

2）核聚变（nuclear fusion），即小质量元素的原子核聚合成为重核所释放的能量。氘和氚聚合在一起会产生氦和1个中子，同时可以释放出能量。

2.核聚变原理

理解了核能的两种形式之后，再聊核聚变就简单得多。核聚变是轻原子核在高温、高压等极端条件下克服电磁力，接近到强核力作用范围内，结合成较重原子核并释放能量的过程。

以常见的氘氚反应为例：³H+²H—→⁴He+10n+1.76×10⁷eV。

根据质能方程E=mc2，反应前后质量的微小亏损转化为能量释放。如一次氘氚核聚变反应，反应前氘核和氚核质量之和为8.355×10−27千克，反应后氦核和中子质量之和为8.324×10−27千克，质量亏损0.031×10−27千克，转化为约 17.6MeV 能量。

3.实现核聚变，必须满足三个关键条件：

足够高的温度、一定的密度和足够长的能量约束时间，这三者的乘积被称为聚变三重积。只有当聚变三重积达到或超过某一阈值时，聚变反应才有可能实现能量的净输出，这一判断标准被称为劳森判据。

（1）足够高的温度：

核聚变反应需要将燃料加热到极高的温度，通常需要达到 1 亿摄氏度以上。在这样的高温下，燃料粒子会处于电离状态，形成等离子体，高温使得原子核具有足够的动能相互碰撞，从而发生聚变反应；

（2）一定的密度：

核聚变反应需要燃料具有足够的密度，以确保原子核之间的碰撞概率足够高，只有当等离子体的密度达到一定水平时，原子核之间的碰撞频率才会增加，从而提高聚变反应的几率；

（3）能量约束时间：

核聚变反应需要在有限的空间内将高温、高密度的等离子体约束足够长的时间，以确保聚变反应能够持续进行，如果等离子体的能量在短时间内散失，反应将无法持续。

4.如何实现实现可控核聚变？

在核聚变反应过程中，燃料通常被加温到上亿摄氏度，科学家们提出了多种场约束技术，从理论层面而言，引力场、惯性力场、磁场是三种主要约束方式，均具备约束聚变燃料并实现热核聚变反应的潜力。这里着重介绍磁约束。

磁约束核聚变则是利用强磁场来约束高温等离子体，使其在磁场的约束下保持在一定的空间范围内，从而实现核聚变反应。

在磁约束装置中，等离子体被磁场限制在磁场线形成的磁笼内，避免了等离子体与容器壁的直接接触，因为一旦接触，等离子体就会迅速冷却，无法维持核聚变所需的高温条件。磁约束核聚变的优点是可以实现长时间的稳定约束，为持续的聚变反应提供了可能。

目前，磁约束被公认为人类最接近实现聚变能应用的途径。而托卡马克，作为磁约束聚变路径的主流装置，更是备受瞩目。

托卡马克是一种用于约束等离子体的磁约束装置，其核心是通过磁场约束上亿度的聚变燃料。它主要由环向场线圈、极向场线圈和欧姆变压器线圈组成，形成螺旋状磁场约束等离子体。

托卡马克是目前全球各国投入最大、最接近核聚变条件、技术发展最成熟的途径。

二 核聚变的当前进展与商业化进程

1.托卡马克装置的崛起与发展

1958 年，苏联科学家成功发明了托卡马克装置，为可控核聚变研究开辟了新的道路。

这一创新性的装置主要由环形真空室、产生磁场的线圈和其他辅助设施组成。中央的环形真空室注满气体，外部缠绕的线圈在通电后，会在装置内部产生巨大的螺旋型磁场，使里面的气体电离成等离子体并形成等离子体电流，当等离子体被加热到极高温度后，便可实现核聚变 。其结构和原理的独特性，使得托卡马克装置在后续的可控核聚变研究中占据了主导地位。

在随后的发展历程中，托卡马克装置经历了从普通到超导，再到全超导的技术升级，每一次的技术突破都为可控核聚变的实现带来了新的希望。

20 世纪 70 年代末，苏联建造的 T-7 装置成为世界上第一个超导托卡马克装置，它在工程上成功验证了超导磁体能够在托卡马克上实现连续稳态运行。这一突破解决了常规托卡马克磁场线圈不能长时间负荷的问题，为聚变电站要求的数亿度等离子体稳态运行提供了可能。

2008 年，HT-7 实现了长达 400s 的等离子体放电，创造了当时国际同类装置中时间最长的等离子体放电纪录，这一成果展示了中国在超导托卡马克研究领域的重要进展。

2.国内外发展及商业化情况

除了托卡马克装置的技术演进，国际热核聚变堆 ITER 项目也是可控核聚变研究领域的一项重大国际合作。

ITER 由中国、美国、欧盟等 7 国共同建设，总投资高达 200 亿欧元。该项目旨在建造一个能够实现大规模核聚变反应的实验堆，以验证核聚变能源的可行性和实用性。

ITER 可分为主体部分和配套系统，主体部分包括磁体系统、真空室、真空杜瓦、包层模块、偏滤器等，配套系统则包括电源系统、加热与电流驱动系统、冷却水系统、诊断系统、低温系统等 。

国内承担了 ITER 装置 9% 的采购包任务，中科院等离子体物理研究所作为中方任务的主要承担单位，自 2009 年以来主持了超导导体、校正场线圈、磁体馈线系统等制造任务，为 ITER 项目的顺利推进做出了重要贡献。

我国在可控核聚变领域同样取得了显著的成果，关键技术已达到全球领先水平。

近年来，全球可控核聚变商业化投资呈现出加速的趋势。

根据美国聚变能产业协会（FIA）于 2023 年 7 月发布的《2023 年聚变能产业报告》，截至 2023 年初，全世界核聚变公司吸引了超过 60 亿美元的投资，较 2022 年初的总投资额增加 14 亿美元，较 2021 年初的 18.72 亿美元增加 40 多亿美元。

参与 FIA 调查的聚变能公司数量也在不断增加，2023 年达到 43 家。其中，26 家公司认为聚变供电将在 2035 年之前实现，19 家公司认为随着成本下降、效率提升，可控核聚变将在 2035 年前显示出商业可行性，这反映出行业对于聚变发展的信心不断增强。

三 可控核聚变产业链

可控核聚变产业链上游为原材料，包括第一壁材料钨、高温超导带材原料REBC0和氚氚燃料。

中游为相关设备，核心设备包括超导磁体、第一壁和偏滤器，其中超导磁体占总投资成本约40-50%。

高温超导磁体可大幅提升磁场强度，是装置运行的核心部件，第一壁的作用是控制进入等离子体的杂质、传递辐射到材料表面的热量等，偏滤器的作用是控制等离子体与真空室壁面的相互作用，减少壁面的热负荷和粒子轰击。

产业链下游为应用环节，核聚变技术主要用于发电、医疗、科研等领域。

上游：关键原材料的基石作用

可控核聚变产业链的上游主要聚焦于关键原材料的供应，这些原材料对于整个核聚变反应的实现和装置的稳定运行起着不可或缺的基石作用。其中，第一壁材料钨、高温超导带材原料 REBCO 和氘氚燃料是最为关键的组成部分。

第一壁材料作为直接面对等离子体的关键部件，其性能直接影响到核聚变装置的安全性和稳定性。钨基合金凭借其高熔点、高热导率、低溅射产额和高自溅射阈值、低蒸气压和低氚滞留性能等优势，成为未来聚变堆理想的第一壁材料。

高温超导带材原料 REBCO 同样在可控核聚变产业链中占据着重要地位。超导材料所具备的零电阻、完全抗磁性和宏观量子效应，能够为核聚变反应提供更强的磁场，从而极大地提升核聚变装置的性能。随着可控核聚变技术的不断发展，对高温超导带材的需求呈现出快速增长的趋势。一个聚变托卡马克的超导材料用量超过 1 万公里，而在 2020 年，全球超导带材的产能仅为 3000 公里。

中游：核心设备的技术担当

中游环节是可控核聚变产业链的技术核心，主要包括超导磁体、第一壁和偏滤器等核心设备，这些设备的性能和质量直接决定了核聚变装置的运行效率和稳定性。

超导磁体作为核聚变装置的核心部件，在投资成本中占据着重要的比例，约为 40 - 50%。其主要作用是产生强大的磁场，用于约束高温等离子体，确保核聚变反应能够在稳定的环境中进行。

高温超导磁体相较于目前广泛使用的低温超导磁体，能够大幅提升磁场强度，从而提高核聚变反应的效率和稳定性。2021 年 9 月，美国麻省理工 CFS 团队成功研制出全球首个可用于核聚变的 20 特斯拉高温超导磁体，这一成果标志着高温超导核聚变装置正式进入功能样机研制阶段，为可控核聚变的商业化应用迈出了关键一步。

偏滤器通常位于真空室的上下方，是磁约束核聚变装置中最为关键的系统之一。

其主要作用是控制等离子体与真空室壁面的相互作用，减少壁面的热负荷和粒子轰击，从而保护真空室壁面不受等离子体的侵蚀。偏滤器还需要排出核聚变反应过程中所产生的氦灰等产物，并提取有用的热量用于发电。

下游：多元应用的广阔前景

下游环节是可控核聚变技术实现价值转化的关键领域，其应用范围广泛，涵盖了发电、医疗、科研等多个重要领域。

在发电领域，可控核聚变具有巨大的应用前景和商业价值。核聚变反应释放出的大量核能，通过核电站转化为电能的过程相对清洁高效。与传统的化石能源发电相比，核聚变发电具有能量密度高、原料来源丰富、安全可靠、不产生放射性废物等诸多优势，每单位质量的聚变燃料释放出的能量是裂变的 4 倍，且聚变燃料如氘和氚在地球上储量丰富，几乎取之不尽。

在科研领域，可控核聚变技术的研究和应用推动了众多前沿科学的发展。它为等离子体物理、材料科学、超导技术等学科提供了重要的研究平台和实验对象，促进了这些学科的理论和技术突破。通过对核聚变过程的深入研究，科学家们可以更好地理解物质在极端条件下的行为和相互作用，探索新的物理规律和现象，为人类认识宇宙和自然界提供了新的视角和方法。

四 可控核聚变相关公司

在可控核聚变这一充满挑战与机遇的领域，从材料供应商到设备制造商，再到综合服务商，每个环节都有企业崭露头角，它们的努力和创新为可控核聚变的商业化进程注入了强大动力。

Φ 材料供应商：撑起产业根基

久盛电气:

作为防火特种电缆领域的佼佼者，其产品在核聚变项目中展现出了重要价值。

在核聚变装置中，电缆承担着传输电力和信号的关键任务，其安全性和稳定性直接影响着装置的运行。

久盛电气的防火特种电缆凭借卓越的防火性能，能够在高温、高压等极端环境下保持稳定的工作状态，有效避免了因电缆故障引发的安全隐患。

在核聚变反应过程中，会产生强烈的辐射和高温，普通电缆很容易受到损坏，而久盛电气的防火特种电缆采用了特殊的材料和工艺，能够抵御辐射和高温的侵蚀，确保电力和信号的稳定传输，为核聚变装置的安全运行提供了可靠保障 。

西部超导:

在低温超导材料领域具有深厚的技术积累和领先的市场地位。公司拥有先进的生产工艺和设备，能够生产出高质量的低温超导线材，产品性能达到国际先进水平。

在 ITER 项目中，西部超导承担了重要的低温超导线材供应任务，为项目的顺利推进提供了关键材料支持。

其生产的低温超导线材具有高临界电流密度、低交流损耗等优点，能够满足 ITER 项目对超导材料的严格要求。在核聚变装置中，低温超导材料用于制造超导磁体，西部超导的产品能够帮助超导磁体产生强大的磁场，有效约束等离子体，为核聚变反应的进行创造条件 。

Φ 设备制造商：推动技术突破
国光电气:

在核聚变设备制造领域取得了显著成果，其生产的偏滤器和包层系统是 ITER 项目的关键部件。

偏滤器在核聚变装置中起着控制等离子体与真空室壁面相互作用的重要作用，国光电气的偏滤器采用了先进的设计和制造工艺，能够有效减少壁面的热负荷和粒子轰击，提高核聚变装置的运行效率和稳定性。公司还完成了制造调试的真空高温氦检漏设备，这是全球首台满足 ITER 要求的包层部件的大型真空高温氦检漏设备，为 ITER 项目的质量控制提供了重要保障 。

安泰科技:

旗下的控股子公司安泰中科在可控核聚变领域深耕细作，研发生产的偏滤器全钨复合部件、钨铜复合部件等产品成功应用于我国 “人造太阳” EAST 科学工程装置和国际热核聚变实验堆 ITER 项目。

其中，钨偏滤器被认为是在核聚变领域最难生产和制造的部件之一，安泰中科凭借其先进的技术和精湛的工艺，攻克了这一技术难题，为中国可控核聚变实现全球领跑做出了重要贡献。公司的产品具有高熔点、高热导率、抗中子辐照等优良性能，能够在核聚变装置的恶劣环境下稳定工作 。

Φ 综合服务商：提供全面支持
上海电气和东方电气：

作为能源领域的综合性企业，在核聚变领域具备强大的综合服务能力。在主机系统制造方面，它们拥有先进的技术和丰富的经验，能够制造出高质量的蒸汽发生器、汽轮机等关键设备。

蒸汽发生器在核聚变发电过程中起着将核能转化为热能，再将热能传递给二回路水产生蒸汽的重要作用，汽轮机则是将蒸汽的热能转化为机械能，进而带动发电机发电的关键设备，它们制造的汽轮机具有高转速、高效率、低能耗等优点，能够提高发电效率 。

在项目整体推进过程中，上海电气和东方电气凭借其完善的产业链布局和强大的资源整合能力，能够为核聚变项目提供从设计、制造、安装到调试的一站式服务。

在核聚变项目的建设过程中，涉及到多个环节和众多设备的协同工作，需要有一个具备综合能力的企业来统筹协调。上海电气和东方电气能够充分发挥其优势，与科研机构、材料供应商、设备制造商等各方紧密合作，确保项目的顺利进行。

总结：

可控核聚变作为人类能源未来的希望之光，正逐步从科学幻想走进现实。

从原理上看：核聚变利用轻原子核在极端条件下的聚合，释放出巨大能量，其反应过程遵循能量守恒定律，展现出无与伦比的能量优势。

在当前进展中，全球各国在托卡马克装置、ITER 项目等方面不断突破，商业化投资也日益活跃，虽然面临技术、经济和市场等多重挑战，但前景依然广阔。

产业链上：从上游关键原材料的供应，到中游核心设备的制造，再到下游多元应用的探索，各个环节都在稳步推进，文中相关企业也在各自领域积极布局，推动产业发展。相信在全球科研人员和企业的共同努力下，可控核聚变将在未来为人类能源格局带来革命性的变革 。

特别感谢：《超导磁体技术与磁约束核聚变》！

我国绿氢项目在选择耦合路线时，应以自身实际情况出发，综合判断。如果有长距离氢储运需求，可以选择储氢效率更高的绿氨路线。如果追求更高附加值，应事先判断能否持续获取煤电、航运等领域的清洁能源订单，根据订单情况确定耦合路线和生产规模。

全球最大的甲醇和化肥生产商之一Proman的可持续发展负责人Heinz Peter Schild表示，尽管甲醇和氨作为替代船用燃料都具有显著的减排潜力，但由于安全问题持续困扰氨的推广，船东们越来越倾向于首选甲醇。

虽然氨在燃烧过程中不会产生二氧化碳排放，但其剧毒特性以及对专用处理基础设施的需求，正成为其在航运业广泛采用的主要障碍。氨的浓度低至300 ppm即可致命，因此需要额外的安全系统和专门的船员培训。

相比之下，甲醇正成为航运业脱碳努力中更为实用的近期解决方案。Heinz Peter Schild在休斯顿举行的世界石化会议上表示，截至去年年底，已有超过360艘甲醇动力船舶在运营或订购中。

他指出，除了毒性问题，氨还需要压缩、冷藏以及额外的加注安全要求，“我们仍然不确定是否已经找到了合适的安全解决方案，以确保氨能够成为广泛使用的船用燃料……其他替代燃料的发展已经领先了十年。”

根据标普全球商品洞察（S&P Global Commodity Insights）分析师的预测，到2030年，甲醇将成为首选的替代船用燃料，需求量约为每天31万桶，而氨的需求量则远远落后，约为每天6万桶。到2050年，两者的地位将发生逆转，氨的需求量将达到每天约240万桶，而甲醇的需求量则为每天约90万桶。

根据普氏全球船用燃料成本计算器，2月份新加坡100%可持续甲醇作为船用燃料的价格为每吨1954.65美元，而远东地区的绿色氨价格为每吨1954.97美元。普氏数据显示，2月份新加坡交付的极低硫燃料油平均价格为每吨560.25美元。

Heinz Peter Schild表示，甲醇燃料可在常温下处理，且对现有基础设施的改造要求极低，这推动了其在全球120多个港口的采用。最近的成功试验也证明了甲醇作为过渡燃料的可行性。

“虽然我们和许多船东都相信甲醇或氨的潜力，但我们认为所有替代燃料解决方案都有其作用。在通往可持续发展的道路上，没有一蹴而就的解决方案。”

针对欧洲排放法规和航运业减排需求，双燃料船舶的燃料选择需综合考虑技术成熟度、基础设施、成本及环保性。以下分析分为短期（5年内）过渡燃料和长期终极燃料两个维度：

一、短期（5年内）最佳过渡燃料

1. LNG双燃料：当前主流，但争议明显

优势：

技术成熟：LNG动力船舶已大规模应用，全球LNG加注网络逐步完善。

减排效果：相比传统燃油，可减少20-30%的CO₂排放，且硫氧化物（SOx）、颗粒物（PM）接近零排放。

成本可控：燃料价格波动较小，船舶改装或新建成本低于其他替代燃料。

劣势：

甲烷逃逸问题：未燃烧的甲烷（温室效应是CO₂的80倍）可能抵消减排优势。

非终极解决方案：依赖化石能源的“灰色LNG”不符合欧盟“净零”目标，需逐步转向生物或合成LNG（成本高昂）。

结论：短期仍将占主导地位，但需逐步被更清洁燃料替代。

2 甲醇双燃料：最具潜力的过渡选择

优势：

兼容性强：甲醇可在现有船舶发动机上直接使用，改造成本低。

绿色潜力：若采用可再生能源制取的“绿色甲醇”（如利用绿氢+CO₂捕获），可实现全生命周期近零排放。

供应链灵活：甲醇是全球大宗化学品，储运基础设施成熟，且可通过多种原料（天然气、生物质、绿氢）生产。

政策支持：欧盟“FuelEU Maritime”法案明确将甲醇列为低碳燃料，马士基等头部船企已订购甲醇动力船。

劣势：

当前绿甲醇产能不足：全球绿甲醇产能仅占1%，需加速规模化生产。

能量密度低：需更大燃料舱，可能影响船舶载货能力。

结论：未来5年将快速崛起，成为主流过渡燃料，尤其适合中短程航线。

二、长期终极燃料：氨与氢的竞争

1. 氨燃料：零碳航运的核心候选

优势：

零碳排放：燃烧后仅产生氮气和水，若使用绿氢合成的“绿氨”，可实现全生命周期零碳。

储运便利：常温下为液态，能量密度高于氢，与LNG储运技术兼容度高。

行业布局：日本、韩国已启动氨动力船研发，MAN等发动机厂商计划2024年推出氨燃料发动机。

挑战：

毒性风险：泄漏可能危害船员和生态环境，需严格安全规范。

绿氨成本高：当前绿氨价格是灰氨的2-3倍，需绿氢成本下降和碳税政策推动。

燃烧技术难题：氨燃烧速度慢，需掺混其他燃料或开发专用催化剂。

2 氢燃料：终极清洁能源，但落地困难

优势：

零污染：燃烧仅生成水，若为绿氢则完全零碳。

政策优先级：欧盟氢能战略明确将绿氢列为长期核心能源。

挑战：

储运瓶颈：需-253℃液态储存或高压气态储存，能量密度低且安全隐患大。

基础设施空白：全球港口加氢站几乎为零，船舶需彻底重新设计。

成本过高：绿氢生产成本是灰氢的3-5倍，短期内难具经济性。

结论：氢更可能以“氢基衍生燃料”（如绿氨、绿色甲醇）形式间接应用，而非直接燃烧。

三、综合结论

1. 短期（5年内）：

甲醇双燃料将超越LNG成为最佳过渡选择，因其绿色潜力、技术兼容性和政策支持。

LNG仍将在特定航线（如LNG运输船）和存量船舶中保留一定份额，但需加速向生物/合成LNG转型。

1. 长期（2030年后）：

氨燃料最可能成为终极零碳燃料，前提是绿氨生产成本下降和安全性问题解决。

氢燃料的普及依赖全球绿氢供应链和储运技术突破，可能作为氨的补充能源。

1. 关键变量：

欧盟碳税（ETS）：若将航运纳入碳交易体系并提高碳价，将加速绿色甲醇/氨的推广。

绿氢成本：电解槽技术进步和可再生能源电价下降是绿氢、绿氨规模化的核心驱动力。

船东投资意愿：甲醇动力船的低改造成本更易被接受，而氨/氢动力船需政策强制推动。

巅峰氢能：未来5年甲醇双燃料是最务实的选择，长期则需押注氨燃料，同时推动绿氢产业链成熟以支持氢基燃料的终极目标。

MAN Energy Solutions 监管事务经理 Dorte Kubel 表示，

新的船用燃料分为两类，即氨和氢等零碳燃料，以及含净零碳燃料。

MAN Energy Solutions是一家跨国公司，生产用于船舶应用的柴油发动机和涡轮机械。

作为德国汽车制造商大众汽车集团的子公司，MAN Energy Solutions 已经为各种船舶应用提供发动机，例如天然气、甲醇和现有碳氢化合物。

该公司正在“研究将氨作为零碳燃料中的首选” Kubel说。Kubel 在最近的 CIMAC TECH 演讲中对可持续船用燃料的机会进行了深入分析，题为“未来船用燃料：“水晶球”，CIMAC是国际内燃机理事会，是一个非营利性协会，也是大型发动机行业的全球论坛。甲醇是一种更广为人知的燃料，罗尔斯·罗伊斯动力系统公司技术管理和监管事务总监Daniel Chatterjee说。甲醇可以在发动机中燃烧，也可以在燃料电池中燃烧。

我们有所有可用的选择——具有一定的能量密度。从我们的角度来看，这变得非常有趣，Chatterjee说。不过，他承认，从能量密度的角度来看，柴油很难与之竞争。

长距离船用燃料的最佳选择

所有船用燃料都有优点和缺点。那么，长距离海上运输的最佳选择是什么——氨还是甲醇？Chatterjee 和 Kubel 在最近的 CIMAC TECH Talk 上对这两种潜在的突破性船用燃料进行了观察。

氨的情况相对较强。

氨是一种简单的分子，由三个氢原子与单个氮原子键合组成。重要的是，氨在燃烧时不会排放二氧化碳，这在考虑零碳燃料时迫使它成为人们关注的焦点。曼恩能源解决方案公司正在开发氨发动机和支持系统。Kubel 说，我们预计到 2024 年将开发出氨发动机，并希望到 2025 年将其投入使用。公司是否会购买它是另一个问题。前提是有人愿意投资新技术。尽管结构简单，但氨不是一种简单的燃料。

虽然氨是碳友好的，但VDMA发动机与系统董事总经理兼CIMAC活动主持人Peter Müller-Baum强调了一个事实，即船舶运营商通常不想使用氨，因为它有毒。当然，氨的毒性是一个主要问题。2020 年1月，美国伊利诺伊州发生3000升氨泄漏事件，导致80人因胸痛、眼睛刺激、咳嗽和严重头痛住院。

图片氨的新技能和安全程序

在船上处理氨将需要一套全新的技能和安全程序。Kubel说，我们相信(克服安全问题)是可能的，但这个问题需要整个供应链的合作。该行业需要合作并找到解决方案——从船舶设计师和运营商到港口基础设施。

安全问题需要由国际海事组织进行分类和监管。

氨是一种交易广泛的商品.100 年来，航运和陆上工业一直将氨作为散装货物处理。这些经验可以作为制定安全法规和必要程序的基础，以确保氨得到安全处理。Kubel 说，MAN Energy Solution 正在进行各种危害分析，以在系统中建立必要的安全性，包括加油系统。

但是，没有使用氨作为燃料的经验。发动机中氨的燃烧也会导致更高的一氧化二氮（NOx） 排放，需要额外的技术来控制海洋环境中的这种温室气体。

从技术角度来看，安全是有的，但让人们感到安全同样重要。对氨的看法需要改变，才能被接受为燃料。

如果我们没有得到世界范围内的认可，就很难实施。Chatterjee说，如果有人找到一个好的解决方案来处理安全问题，它将彻底改变情况。撇开安全问题不谈，一个关键的好处是氨市场已经存在全球分销系统，并且它是一种定价透明的全球商品。目前，80%的氨产量专门用于化肥行业。使用氨作为燃料需要大幅增加产量，一些人估计，如果30%的航运采用这种燃料，目前的产量将需要近翻一番。

目前供应的大部分是“灰色”氨——由天然气中的氢气制成，会产生二氧化碳排放。目前只生产少量的“绿色”氨。

日本福岛可再生能源研究所的试验工厂和英国牛津郡卢瑟福阿普尔顿实验室的示范系统是两家著名的工厂，每天生产 20-50 公斤。真正的零碳推进需要转向使用可再生能源制造的“绿色”氢气的零碳氨。

替代燃料面临的最大挑战之一是与当前化石燃料的能量密度相匹配。氨不像重质燃料油 （HFO） 那样紧凑，但对于船上存储来说是可以接受且经济可行的。与氢气相比，氨具有更高的储存能力，并且涉及的冷却更少，而氢气需要更复杂的冷却设备。

尽管存在明显的缺点，但氨似乎正在全球航运业中受到青睐，除了MAN Energy Solution努力生产第一艘氨燃料油轮外，还有一些项目正在进行中。芬兰的瓦锡兰公司计划开始在挪威斯托德的船用内燃机中测试氨，挪威能源公司Equinor已签署协议，将维京能源供应船转换为无碳氨。

巅峰氢能综合来看，这两种能源各有优劣，绿氨在储氢效率和储运安全性方面更有优势，绿色甲醇在燃烧技术难度和燃烧成本方面更有优势。

制造成本对比

绿氨、绿色甲醇的制造成本均高于化石基能源制造的灰氨、灰色甲醇。绿氨、绿色甲醇的主要原材料是氢气，而电力是电解水制氢的最大成本，随着技术提升，可再生能源电力成本预计会进一步走低，但短期看，很难与灰氨、灰色甲醇评价。

据测算，当度电成本在0.3元/kW·h时，绿氨制造成本约为5409元/吨，绿色甲醇制造成本约为3600元/吨。理论上，当电价跌至0.16元/kW·h时，将实现绿氨与灰氨平价，当电价跌至0.1元/kW·h时，将实现绿色甲醇与灰色甲醇平价。从制造成本来看，绿色甲醇比绿氨制造成本更低，且甲醇热值（22.7MJ/kg）略高于绿氨（18.6MJ/kg），因此在成本方面，绿色甲醇具有较大优势。

绿氨与绿色甲醇在市场角度面临同样的困境，那就是除制取过程无碳排放外，产品本质与灰氨、灰色甲醇没有任何区别。传统的下游化工厂商，如果选择以绿氨与绿色甲醇替代灰氨、灰色甲醇，需要额外支付1-2倍的绿色溢价，势必会导致终端成本大幅增加。而如果抛出绿色溢价，按照灰氨、灰色甲醇的价格对外销售，现有的大部分绿氨、绿色甲醇项目将陷入亏损。

因此，在可再生能源发电成本足够低廉之前，绿氨与绿色甲醇仅限应用于某些特定场景。目前已知的少数案例中，德国政府主导的绿氨进口价为811欧元/吨（约合人民币6421.25元/吨），含运输进口价约1000欧元（约合人民币7917.7元/吨）；国际航运巨头马士基的绿色甲醇采购价约1400美元/吨，（约合人民币10179.26元/吨）。

目前来看，船舶行业对清洁燃料的需求最为稳定，愿意长期支付高额的绿色溢价，且适合中国企业参与。当前国际船舶行业正处于更新换代的超级周期，由于船舶使用寿命为20年左右，临近寿命的船舶面临大批量淘汰，而新建船舶中，使用甲醇、氨、氢等替代燃料的船舶占比约三分之一。

在各种船舶替代燃料中，甲醇和氨路线发展相对较晚，但潜力更大。根据毕马威等机构的预测，2030年甲醇燃料船舶和氨燃料船舶占比分别为8%和7%；之后随着氨燃料技术成熟化，氨燃料的增速将超过甲醇，逐步成为全球船舶行业的主要能源类型，在2050年占比达到20%。

其实啊，创建零碳工厂可是制造企业应对全球低碳转型、提升综合竞争力的关键战略招儿。从经济收益、符合政策要求、开拓市场，到推动技术创新以及保障长期可持续发展，零碳工厂能给企业带来全方位的好处。下面咱就来仔细分析分析。

一、经济价值：降本增效与规避碳成本
能源成本下降
咱都知道，传统能源价格有时候就像坐过山车，不太稳定。那企业要是用可再生能源，像光伏、风电这些来代替传统能源，再结合合同能源管理模式，也就是找第三方来投资，大家一起共享收益，长期下来，用电成本能降不少呢。比如说有个汽车工厂，在屋顶装上了光伏设备，一年下来，用电成本直接下降了 30%，这可都是真金白银的实惠啊。

还有，把设备升级一下，像换上高效电机，装个余热回收系统啥的，能源利用效率提高了，浪费就少了，生产成本自然就降下来了，这对企业来说，可是实打实的增收啊。

规避碳关税与碳成本
现在国际上的环保政策越来越严，欧盟搞了个碳边境调节机制（CBAM），对进口的钢铁、铝、电池等高碳行业产品要征收碳关税。要是企业有零碳工厂，生产出来的产品碳足迹低，就能躲开这笔额外的关税。你想想，欧盟现在碳价差不多 80 欧元 / 吨，以后说不定还得涨，这要是能避开，企业的出口竞争力一下子就上去了。

在国内，碳市场也在慢慢扩大，高碳企业以后得买碳配额，可零碳工厂就不一样了，履约成本低，要是操作得好，还能通过碳交易赚钱呢，这又是一笔潜在收入啊。

绿色金融支持
要是建了零碳工厂，企业能申请绿色信贷、绿色债券这些低成本融资渠道。而且好多地方政府为了鼓励企业搞绿色项目，对零碳项目还有补贴，像设备采购给补贴，税收还给减免，这可都是实实在在的政策福利，企业可不能错过。

零碳园区资料展示

来源： 氢能网h2city.cn
一、关于电解水制氢数据
电解水制氢一标方氢气需要3~5度电左右（详见下表）。11.2标方氢气为1公斤，电解水制氢1公斤耗电约35~55度左右，所以水解制氢成本取决于电价。以下图表为常见电解水方式的耗电以及优缺点对比图表：

二、关于氢气发电数据
1公斤氢气的热值约当于33KW h（度）电，氢燃料电池电堆发电效率一般在40%～60%区间工作。一般按照50%效率计算，1公斤氢气可发电发电在16度左右。该数值取决于燃料电池功率输出的效率点。下图是一款产品的效率曲线示意。

说明：这里的效率仅指发电效率,不含热效率；这个效率值会随着科技的发展会有提升，比如日本丰田NEDO路线图中到2040年的最高效率目标是78%；随着输出功率变化效率也是一个动态变化过程，我们看均值更有意义；由于电堆集成系统后有空压机等辅助系统的寄生功率，所以实际对外做功效率会更低。
三、关于氢气高压气态运输数据
1公斤氢气从常压升到20MPa（200个大气压）需要大约2度电。目前常用的长管车（鱼雷车）运氢方式基本是这个压力，为了降低运输成本正在研发提升长管车压力。另每个长管鱼雷车一般由6~8个高压钢瓶组成，每车拉约260~460公斤的氢气。该种运输方式在200~300公里以内（150公里最经济）相对有经济性，也是目前最常用的运氢方式。卸气一般需要2~6小时。
说明：目前正在从政策和技术层面提升气态运氢能力，预计运氢储罐压力提升到45~50MPa，这样一车预计可以运输1000~1500公斤。会让高压气态运输更有经济性。
四、关于氢气的摩尔体积数据
一公斤氢气约为11.2标方（标况下的11.2个立方米体积）。
五、关于液氢的数据
氢气需要在21K（零下253摄氏度）时才能液化，现状液化1公斤氢气需要11～15度电左右。随着技术改进，有机会做到5～8度电，（这个过程是高难度的，高技术含量的）。

液氢的密度71g/L。现状常用液氢槽罐车容积大约65立方米，一次可以运输液氢约4000Kg.

1kg of Hydrogen is the equivalent of:
– 4 litres of gasoline
– 14 litres of volume when liquefied at -253 ℃
– 120 MJ of energy, almost three times more than diesel or gasoline
– 33.6 kWh of usable energy, versus diesel which only holds about 12–14 kWh per kg.

• Hydrogen flammability range—a 4% to 74% concentration in air and 4% to 94% in oxygen.

六、关于车载储氢瓶内氢气密度的数据
车载储氢瓶70MPa（700个大气压）下每升含重量只有约39克。中国目前采用的是35MPa（350个大气压），每升重量约20~22g左右（也和温度相关）。深冷液化需要到零下253℃，每1升液氢重量为含71克，即1立方液氢约70公斤多（83公斤是纯理论值）。

氢气在不同压力和温度下的密度曲线图（可查表）
说明：所以35MPa下140L的车载储氢瓶储氢量约3公斤左右；目前常见的35MPa车载储氢瓶有：100L、120L、140L、145L、210L、165L、260L、385L等常见规格。
七、关于有机物储氢的数据
现状有机液体储氢技术可以实现在常温常压下每1升含氢近60克，所以它的储氢量是非常高的，但是释放氢气出来需要加热到200度左右，也是个高耗能的过程。
八、关于续航里程的数据
1公斤氢气，可以约发16度电，10.5米多的大巴跑一公里，大约需要0.6-0.9度电，大巴车100公里耗氢约4~5.5公斤左右；乘用车百公里耗氢约0.5～0.8公斤,日本丰田Mirai储氢5.6公斤，最大续航里程1030公里;系统功率130KW,40吨左右的重卡百公里耗氢约10~13公斤（概数）。
九、关于加氢站的数据
加氢站主要设备压缩机、加氢机都有能耗。在高压储罐和车载系统均压后，仍需要压缩机给高压储罐增压故有能耗，加氢机也有需要预冷散热等能耗。统计到加氢机每加1公斤耗电量约在0.8度以内。（数据来自于上海、武汉、安徽三地加氢站数据，如有错误请指正）
另，国内加氢站氢气售价是35～80元/公斤区间。

近日，来自美国能源部 SLAC 国家加速器实验室和莱顿大学的研究人员取得了一项重大突破，成功确定了长期以来困扰科学界的负极化铂电极腐蚀问题的根源，为实现更经济的氢能生产以及更可靠的电化学传感器应用开辟了新的道路。相关研究解决了近二十年来一直存在的科学谜团。

斯坦福同步辐射光源（SSRL）的高级科学家、SLAC 团队首席研究员迪莫斯塞尼斯・索卡拉斯（Dimosthenis Sokaras）指出：“对于大多数金属而言，负极化是一种有效的防腐蚀手段，但铂电极却在相同条件下迅速分解。”

过去，存在两种理论试图解释铂电极的腐蚀现象，一种将其归咎于钠离子，另一种则认为是钠和氢离子的共同作用。然而，此次研究团队利用 SSRL 的高能量分辨率 X 射线光谱技术，首次实现了对铂腐蚀过程的实时观测。

为了更清晰地观察铂电极的细微变化，研究人员特别设计了一种 “流动池” 装置，用以清除电极运行过程中产生的氢气泡，从而排除干扰因素。

经过多年的深入数据分析，研究团队最终确认，铂电极的快速分解是由一种此前未被充分考虑的物质 —— 铂氢化物所导致的。索卡拉斯表示：“通过推动 X 射线科学的前沿发展，SSRL 开发了先进的操作方法，并结合现代超级计算技术，我们终于解决了这个困扰多年的科学难题。”

这一发现不仅揭示了铂电极腐蚀的真正原因，更为后续开发防止铂腐蚀的有效解决方案提供了关键线索。

研究团队希望基于这些新的见解，能够开发出相应的技术手段，以保护电解槽和其他设备中的铂电极，从而降低成本，提高设备的可靠性和使用寿命。

相关研究成果已发表于《自然・材料》（Nature Materials）期刊，论文题为 “水溶液中阴极腐蚀过程中铂氢化物的形成”（Formation of platinum hydride during cathodic corrosion in aqueous solution），DOI：10.1038/s41563-024-02080-y。

钙钛矿（Perovskite）是一类具有特定晶体结构的化合物，其名称来源于最早发现的钙钛矿矿物——钛酸钙。这种化合物有个特点，就是它们的晶体结构都具有一个 “框架”，这个框架由三种不同的组分组成，我们叫它们A、B和X。

其中A组分通常是半径比较小的一价阳离子，比如铯、铷，也可以是半径较大的有机胺离子；B通常为二价过渡金属阳离子，如铅、锡等；X则为卤素阴离子，如氯、溴和碘。

钙钛矿以其优异的光电性能、可设计性强、制备工艺简单和原材料丰富等优势，目前在太阳能电池、发光二极管、光电探测器等领域有广泛应用。其中，钙钛矿电池具有制备工艺简单、成本低廉、可柔性化等优势，被认为是下一代太阳能电池的重要发展方向。

“超级鲶鱼”如何搅动市场？

根据伍德麦肯兹的统计，2023年，特斯拉位居全球电池储能系统集成商市场排名第一，市场份额达到15%，实现了对阳光电源的反超。但是其也面临着产能受限和售价高的问题，据标普统计，2024年上半年全球储能系统集成商出货量排名中，阳光电源反超特斯拉重回第一。

截至目前，特斯拉的储能业务主要集中在美国、澳大利亚等海外市场。随着上海储能超级工厂落地，中国庞大的储能市场也将成为特斯拉的目标。

近几年正受益于风电、光伏并网规模增长的春风，新型储能在我国取得了突飞猛进地发展。根据CNESA不完全统计，截至2024年底，我国电力储能累计装机首超百吉瓦，达到 137.9GW。新型储能装机规模首次超过抽水蓄能，2024 年新增装机规模达 43.7GW/109.8GWh，同比增长 103%/136%。

图说：2024 年新增装机再创新高，锂电池储能累计装机量超越抽水储能
来源：国泰君安期货研究

特斯拉在此时选择在中国建厂布局储能业务，无疑是看中了可为特斯拉提供广阔发展空间的中国市场。但事实上，国内快速膨胀的储能市场已吸引了巨量参与者，也带来了激烈的价格战，企业利润空间不断压缩。

与装机量持续走高相反，2024年储能产品价格持续下滑。CNESA数据库显示，从中标价格来看，2024年储能系统中标均价下降，2h磷酸铁锂储能系统全年中标均价628.07元/kWh，相比年初下降了43%。同期，彭博新能源财经的调查报告反映，2024年全球锂电池组的平均价格与2023年相比下降了20%。

相比之下，特斯拉的储能系统的价格并不占优势。今年年初，特斯拉官网显示一套2小时Megapack价格为102.86万美元（不含税与安装成本），批量销售单价为93.98万美元，单价低至342.87美元/kWh（2.23 元/Wh），313.27美元/kWh（2.04元/Wh），交付期排到了今年年第四季度。

2元/Wh的价格对于特斯拉来说已经来到了历史谷底，相较2024年年初几乎腰斩，但相对于国内厂商低于0.5元/Wh的中标价明显不具备竞争力。不过，鑫椤锂电高级研究员龙志强分析称，上述中标均价与特斯拉储能系统的报价尚不能简单对比，还需要考虑到国内储能系统销往海外的运输、税费，以及承担更长质保要求等成本因素。

图说：特斯拉Megapack历史报价（单位：百万美元）
来源：特斯拉

但毫无疑问，中国在电池供应链方面具有显著优势，特斯拉可以利用这一体系提升产量并降低成本，在破解产能困局的同时把成本打下去。上海储能超级工厂，将帮特斯拉储能撕掉“价格贵”的标签。

特斯拉的电动汽车业务正式在上海超级工厂投产之后借助中国本土供应链实现了规模化降本，开启了价格下探之路。受益于产能释放、价格下探，特斯拉也稳坐全球销冠宝座，消费者也享受到了更低价格的产品。

如今，特斯拉也正是希望在储能板块复制汽车业务的模式，待上海储能超级工厂完全放量后，2元/Wh的价格将成为历史，特斯拉也将会跟中国本土储能厂商开始贴身肉搏。这可能成为中国储能市场新一轮洗牌的催化剂。

图说：特斯拉储能产品
来源：特斯拉

对此，知名战略定位专家、福建华策品牌定位咨询创始人詹军豪在接受证券时报采访时表示：“对于国内做储能的同行来说，特斯拉的进入无疑将加剧市场竞争。特斯拉的技术优势和品牌影响力可能会使其在市场上占据一定份额，对现有的储能企业构成一定压力。”

彭博新能源财经储能分析师史家琰向界面新闻表示，中国的本土供应链极具规模优势，中国高素质劳动力成本低以及政策层面为特斯拉提供的有利营商环境，都会显著降低上海储能超级工厂Megapack的生产成本，从而提升其产品竞争力和利润率。

史家琰同时表示，考虑到特斯拉美国制造的Megapack产品设计和中国本土厂商的主流产品设计仍有区别，不确定Megapack是否会以中国市场为第一目标。“特斯拉可能以中国产Megapack进军中国以外的主流和新兴市场，比如欧洲、澳洲、东南亚。”

不过，特斯拉 “鲶鱼效应”带来的并不仅是竞争，更是全产业链的进化机遇，据《上海证券报》披露，特斯拉在中国的一级供应商数量已突破400家大关，其中更有逾60家成功跻身特斯拉的全球供应链体系。

2021年，特斯拉将储能系统的电芯供应商就从LG系能源转换到了宁德时代，后者逐渐成为特斯拉储能业务最大的供应商。去年底，据晚点LatePost报道，特斯拉已与亿纬锂能达成储能电池供货协议，亿纬锂能的马来西亚工厂计划在 2026 年开始向特斯拉美国供应储能电池。

未来，上海超级工厂的投产将会带动国内上下游产业链的发展，包括电池材料、电力电子设备等领域的创新与升级。

据了解，今年以来，欧洲已有多国出台农业光伏法，就专门对农业光伏的占地面积进行了严格限制，垂直安装的优势就显现出来了。

据介绍，Next2Sun公司的垂直双面太阳能技术，允许在垂直方向安装太阳能电池板，利用两侧发电，同时农民可在电站下方种植作物，发电和农业经济两不误。

从投影面积上看，相较于常规倾斜安装，垂直安装方式组件占用面积极低，使空间利用率大幅提升。而且垂直系统建设无需改变地形，可更好发挥土地原本的经济属性（如农、牧业用地），将太阳能的发电价值与土地本身的价值最大化。

全球第一个采用垂直安装组件的农光互补项目，诞生于日本。
早在2022年5月，日本可持续能源政策研究所 (ISEP) 和日本 EPC 承包商 Ryoeng Co., Ltd. ，就在福岛县二本松市建造了一个垂直设计的农业光伏系统。项目采用的组件是由德国公司 Luxor Solar 提供的异质结组件，垂直安装系统则是由Next2Sun 提供。光伏组件面板行之间的距离从 8 米到 10 米不等，阵列设计符合日本风速标准。阵列间的土地被当地的畜牧农用作牧场。

据项目负责人介绍，之所以选择垂直安装的方式是因为土地稀缺，垂直安装更有利于土地的双重利用。

值得注意的是，对于垂直安装损失的正午时段的发电量，相关方认为未来随着系统中光伏渗透率的进一步升高，正午时的电价可能出现负电价或者需要由储能系统存储起来，因此损失的发电量实际价值并不高。

现在看来，他们的预判成真了！

光伏板安装方式对光伏电站的发电量的影响：
通过对不同纬度、不同倾角、方位角等安装情况下，发电量及发电量增量进行了对比值：
不同工况下发电量对比

来源：光伏电站技术探讨之大家小言

对表中数据进行分析，可得：

1）倾角由最优角改为垂直布置方式，发电量的降低与纬度负相关。随着纬度的增高，采用垂直布置方式优势不断显现。

2）整体来看：当方位角为90°时，双面组件在垂直布置方式下与最优角度的差异比例与纬度无关，均约低于28%左右。

总结，高纬度的地区光伏组件采用垂直的布置方式的确更有优势。更令人信服的是，已经有实际落地的项目证实了这一点。

早在2022年，挪威的一家初创公司Over Easy Solar AS，就已完成了第一个垂直太阳能组件技术的屋顶试点项目。

这套部署在挪威某学校屋顶上的光伏发电系统，装机容量仅为5kW，使用了150块基于异质结光伏电池技术的特殊光伏组件——组件安装后的总高度是距屋顶表面31.4厘米，且所有组件均垂直于屋面平面。

据该公司首席执行官解释，之所以选择这样的设计，是专门针对高纬度地区的屋顶光伏安装。在高纬度地区，垂直于屋面安装的太阳能电池板，能更好地面对阳光，并更好地发挥双面发电的性能优势。

而事实证明，这一选择方向不仅让光伏阵列在中午11点左右达到发电量的峰值，下午7点左右还会产生第二个峰值。恰巧，中午和傍晚，正是一天中用电量的高峰时刻。

此外值得注意的是，150光伏组件被分为50个垂直光伏单元，每个单元由一个安装系统和光伏电池组成一个预组装件，因此可以更快地安装。且由于组件为垂直于建筑的矮板，几乎不需要紧固或压载物，安装工作进一步得到了简化：两名工人只用了不到一个小时就完成了。

此外，在西班牙、德国等都有垂直设计的光伏系统的应用。

垂直光伏的解决方案其实是起源于欧洲。
在欧洲，日常需求高峰主要发生在一天结束时，此时公共交通最繁忙，家用电器的使用量最高，建筑照明和取暖设备处于开启状态。出于同样的原因（见下图），早上也出现了一个稍微不那么明显的每日高峰。

比利时工作日每小时用电量的平均分布 来源：CLEANdata

在这种情况下，传统的以水平面倾斜约 20 至 30 度安装的光伏发电站，在白天注入的能量最多，而在早上和晚上，产生的能量很少，这与社会日常电力需求曲线相反，并不利于调节电网不平衡的风险。

据传，莱比锡应用科学大学的科学家们因此开始研究垂直光伏装置的大规模发展可能给德国电网带来的好处，并得出了垂直安装的类似于“太阳能篱笆”的双面组件，可通过它们的两个面捕获直接和间接辐射，对电网更加友好。

不仅如此，光伏组件采用垂直的布置方式，在高纬度地区更是有特别的优势。