封面报道 | 绿色燃料提速

本文首发于《能源》杂志2026年第4期封面文章栏目。

文/本刊记者 范珊珊 武魏楠

绿色燃料正将风光资源固化为“绿色石油”，开启中国能源主权从“资源依赖”向“制造优势”的质变跨越。

进入2026年，中国绿色燃料产业进入明显的加速期。

3月，国家能源局组织召开绿色燃料产业发展专题座谈会，深入研判绿色燃料产业发展前景，系统谋划未来产业发展相关举措。

会议对绿色燃料的意义做了三条表述。一是“替代石油、保障能源安全”，将绿色燃料纳入能源安全叙事。在当前中东冲突导致油气价格大涨的国际背景下，直接对标油气进口依赖问题。二是“降低碳排放、促进绿色发展”。对接“双碳”目标，锚定工业领域减排需求。三是“促进新能源非电利用和消纳、增强发展新动能”。回应风光弃电的消纳困局，同时将绿色燃料定义为“新质生产力”方向。

在随后的全国两会政府工作报告中，绿色燃料首次被写入政府工作报告，成为“十五五”期间国家培育的新增长点。

绿色燃料是指通过可再生能源生产、全生命周期内温室气体排放显著低于传统化石燃料的清洁燃料，涵盖绿色氢能、绿色甲醇、绿色氨、可持续航空燃料（SAF）。

此前数年，大多数绿色燃料项目处于规划与验证阶段。据不完全统计，截至2025年底，全国规划风光氢基项目860个，制氢规模约1000万吨/年，已建成绿氢产能约26万吨/年，在建约118万吨/年，已实际投产的绿色甲醇项目为6个，年产能约37万吨。

2025年，全球绿氨的实际产量约为62.5万吨。中国是全球绿氨产能的主要贡献者。在SAF方面，据国际航空运输协会（IATA）统计，2025年全球SAF产量约190万吨，其中我国SAF产量约50万吨。目前，全球SAF需求主要集中在北美和欧洲等地区，国内SAF应用仍处于试点示范阶段。

从去年开始，一批标志性项目在国内密集落地投产。在不断打通绿色燃料技术路线的同时，标志着绿色燃料产业将逐步由分散的地方探索和企业自发行为，转向进入由国家层面进行顶层设计和系统性推进的轨道。

2025年7月，国家电投大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目投产，年产绿色合成氨达18万吨。该项目斩获全球首张“ISCC EU RFNBO Ammonia”（可再生燃料非生物来源氨）认证，为绿氨产品走向国际市场奠定了基础。

同年年底，中国能建投资建设的全球规模最大的绿色氢氨醇一体化项目——“青氢一号”松原项目一期工程在吉林松原正式投产。项目投产后，比利时航运企业CMB.TECH与中国能建签订了全球首单绿氨远洋航运燃料销售合同。

3月，上海电气洮南绿色甲醇项目产品在上海洋山港为“达飞欧斯米姆”号集装箱船完成加注，加注量达3643吨。同时，粤港澳大湾区启动了绿色甲醇保税加注业务。

无论从技术、生产还是应用哪一个角度来看，我国在绿色燃料发展已走在世界最前列：一大批绿甲醇、绿氨燃料生产基地投入建设，国内已签约、备案与公开规划的绿色甲醇项目近150个，绿氨项目近100个，规划绿色甲醇产能5000多万吨，绿氨产能2000多万吨。

一系列项目实践表明，绿色燃料已实现从示范验证到商业化落地、从国内应用到国际出口、从技术可行到市场可用的关键跨越。

在明确的政策信号、持续下降的成本曲线、日益清晰的应用场景共同驱动下，氢—氨—醇一体化正在悄悄改变中国新能源产业的“玩法”，即将迎来关键的规模化发展窗口期。

Part 01

产业逻辑

绿色燃料成为新的增长点，和它的产业逻辑密不可分。

逻辑核心在于，将不稳定的风电、光伏等绿色电力，通过电解水制成绿氢，再进一步合成易于储存和运输的绿色氨或绿色甲醇。

从能源安全维度看，根据《2025年国内外油气资源形势分析及展望》，2025年我国原油对外依存度72.7%，天然气对外依存度为39.7%。与高依存度相伴而生的，是海外油气价格对地缘风险高度敏感，特别是近期美以伊战争带来的油气价格均大幅上涨。

因而，将可再生能源转化为“绿色石油”，从根本上降低能源对外依存度，是我国实现能源安全的重要保障。

伴随着能源转型的不断深入，依托可再生能源爆发式增长的电气化成为转型的主要方向。但一个现实问题逐渐显现：并不是所有能源需求都可以被电力直接替代。

从“双碳”维度看，随着电力侧清洁化持续推进，航空、远洋航运、高温工业过程以及化工合成等“用电无法直接替代”的终端燃料和原料将成为减排瓶颈。这些行业需要高能量密度燃料，同时依赖成熟的储运体系。

因此，可再生电力→氢气→合成燃料成为了一条现实的替代路线。在这一体系中，绿色燃料成为连接电力系统与燃料体系的重要桥梁。这不仅是能源形式的变换，而且是将“易失、难存”的电子转化为“稳定、高能”的分子。

在全球航运（IMO）、航空（CORSIA）及欧盟等全球强制性碳中和法规约束下，可持续燃料已从可选方案转为刚性需求，催生全球绿色能源贸易新市场。这一变革带来新的机遇，由自愿转向强制形成明确稳定的市场需求，为航运、航空等难以电气化领域带来确定的终端消费，有力驱动了上游燃料生产与技术投资。

一位业内专家认为，绿色燃料的应用不会同时在所有领域展开，而是会沿着“最难电气化、减排需求最集中的领域”逐步推进。“航空与航运一方面脱碳难度大，另一方面跨境属性强、是全球温室气体减排的关键领域，是绿色燃料的重点应用场景之一。此外，高耗能、高排放工业是绿色燃料中长期规模化利用的重要场景。钢铁、水泥、化工等行业存在大量高温热需求与工艺排放，要推动其低碳转型，绿色燃料将能够发挥关键作用，并与新能源消纳形成更强的系统耦合。”业内专家说。

从消纳维度看，我国部分地区弃风、弃光率仍偏高，电解制氢及其下游氨醇合成天然适配低价波谷电，将波动性边际电量转化为可储存、可运输的分子能源，是消纳困局的核心抓手。绿色氢氨醇之所以成为“香饽饽”，核心在于它解决了新能源发展的“痛点”。

我国风光资源丰富，到2035年风电光伏总装机预计达36亿千瓦，还有19亿千瓦的新增空间。但是，我国风光发电的间歇性、波动性一直是难题。特别是在“三北”地区，经济相对不发达，远离负荷中心，电网建设规划与风电发展不相匹配导致跨区输电能力不足。通过一体化项目，可以将弃风资源转化为高附加值产品。

在中国工程院院士、上海交通大学新能源动力研究所教授黄震看来，随着中国新能源电源规模的越来越大，消纳压力迫切需要转变新能源开发、建设和运行模式，可再生能源发展底层逻辑已发生了改变。仅靠常规负荷和常规储能是难以实现荷随源动的，必须采用规模化非常规储能，解决长时、天、周乃至跨季节的电力电量平衡问题，必须加强可再生能源发电与非电利用的协同。“绿色燃料作为一种新型储能方式，在储能规模和储能时间方面具有独特优势，便于储存与运输，可实现跨季节大规模储能与广域共享。”黄震说。

因而，越来越多的项目选择“就地变身”——用风光电解水制氢，再把氢转化成氨或甲醇。这背后的核心逻辑很简单：风光电不再直接上网，而是作为“原料电”，通过电解槽制氢，再将氢合成氨或甲醇。这两种物质都是高能量密度的“液体能源”，方便储存、运输和销售，完美解决了风光电“发得多、存不下、卖不出”的痛点。

因而，电力企业对绿色氨醇的态度比能源化工企业更积极。据东方证券统计，从目前项目规划和投建节奏看，规划项目中，电力企业占比高达八成，以中能建、华能、华电、中广核等央企为主力。

“氢是‘源’，绿色燃料是‘流’，绿色燃料可将氢变成更容易被社会接纳的形态。首先，将氢气转化为氨、醇等绿色燃料，可依托已有成熟的储运网络破解氢气储运难的问题。同时，通过合成氨、合成甲醇等工艺，可将波动性的绿电转化为化学能产品，实现跨时间、跨地域的大规模存储与交易。”能源行业氢能应用标准化技术委员会秘书长杨鹤表示。

这一产业逻辑不仅在理论上清晰成立，而且在全国范围内转化为实实在在的项目投资与建设热潮。根据氢能汇不完全统计，2026年1—3月全国共有14个省市134个项目完成氢能项目备案，集中分布于内蒙古、吉林、黑龙江3个省份，投资总计约645.54亿元，规模总计5330MW。

在杨鹤看来，当前，我国绿色燃料产业正处于“政策定调、产能蓄势、需求待启”的关键过渡期。国家级政策首次明确其战略地位，千万吨级产能加速布局，但市场放量仍需标准落地与成本进一步下探的“最后一公里”突破。

Part 02

商业账本

当绿色燃料的宏大叙事从“十五五”规划的顶层设计降落到产业一线时，所有人必须直面一个冷峻的现实：绿色燃料如何完成从“技术验证”向“商业闭环”？

要知道，和当年发展风电与光伏不同，绿色燃料的商业化注定是缺少大规模补贴刺激，因此必须在成本、替代效率之间掌握最佳平衡。

随着中国风光装机目标在2025年提前实现，廉价且充足的绿电供应已成为确定性的底色。但如何将这份“底气”转化为账本上的盈利，依然是产业深水区最难啃的骨头。在绿色燃料的商业坐标中，成本是决定生死的第一要素。在内蒙古、新疆等资源富集区，绿色燃料的商业底牌正在被重新计算。

据《能源》杂志了解，当绿氢成本控制在每公斤18元人民币左右时，其作为工业燃料的商业吸引力将发生质变。“目前，内蒙地区部分头部企业通过大规模电解水制氢与风光耦合技术的优化，出厂售价已能锚定在每公斤25元。”某电力央企相关人士告诉《能源》杂志记者。

这一价格折算后的热值约为天然气每立方米2.2元，对比国内非居民天然气普遍3.4元至3.6元的价格，已展现出约30%的理论溢价空间。

但这种溢价是否稳固，取决于中国制造业在精密化工方面能够复刻其他行业的成功路径。

目前，国内多数电解槽制造体系虽具规模，但在生产工艺的标准化与一致性上，仍与成熟的精密制造业存在显著的“能力代差”。微观层面的“毫厘之差”，在进入百兆瓦级的大规模场站后，会被成倍放大为宏观产出的剧烈波动，直接侵蚀了原本预想的盈利空间。

绿色燃料是一个极端复杂的“跨尺度工程”：向上溯源至比纳米还小的微观分子反应，向下延伸至巨大的宏观化工装置。这种制造维度的精进，不仅是为了榨取每一分钱的成本红利，而且是为了支撑起更复杂的商业形态。

只有当制氢端的产出变得稳定且可控，“氢氨醇一体化”的商业蓝图才具备了落地的物理基础。将极易波动的氢转化为能量密度高、易于储运的绿氨与绿色甲醇，不仅是为绿电寻找载体，而且是利用一体化的柔性生产，将不稳定的能源流转化为标准的大宗工业品，从而彻底破解绿色燃料进入全球供应链的储运死结。

解决了“制”的逻辑，商业化的下一个关隘是“运”。氢气的储运成本一度占据终端售价的半壁江山，是制约商业半径的死结。“氢氨醇一体化”的成熟，则为这一死结提供了降维打击的方案。将氢转化为绿氨或绿色甲醇，实际上是为不稳定的清洁电力寻找到了一个高能量密度的“物理载体”。

这种载体的商业魅力在于其极强的基础设施兼容性。绿氨和绿色甲醇可以在常温下稳定存在，意味着它们可以深度复用现有的石化码头、储瓶、跨区域管道乃至物流体系。这种“兼容性商业思维”极大地降低了产业起步阶段的沉没成本。在200公里的辐射半径内，依托现有管道运输，物流成本可压至每公斤3元左右。这种物流端的边际效应，让绿色燃料不再是孤立的示范项目，而是具备了跨区域调度的商品属性。

在消费端的真实博弈中，绿色燃料的替代潜力正释放出巨大的能量。“我们不需要下游客户为了使用绿氢而推倒重来。”上述央企氢能公司人士表示，“目前的实测数据给出了非常确定的信号：在完全不改变现有天然气管网基础设施和燃烧末端设备的条件下，绿氢的体积掺烧比例最高可达15%，且热值表现极为稳定。”

这种对既有基础设施的“极致兼容”，极大降低了钢铁、陶瓷、化工等高能耗企业的决策成本，让价格红利能迅速转化为技改动力。

即便是在居民端，氢气掺烧已经很普遍。在香港，中华煤气早在20世纪初便开始供应含氢量约49%的城镇燃气。这种“无感替代”不仅提升了终端用能效率，而且验证了氢能在既有燃气设施中大规模消纳的安全性与可行性，为内地城市推进绿色燃料“入户”提供了极具参考价值的商业样本。

相比成分复杂、伴生杂质众多的化石天然气，绿色燃料天然具备“五个九”（99.999%）的纯净度。这种品质溢价在精密化工和高端冶金领域表现得尤为明显——它不仅能显著提升燃烧效能，而且直接砍掉了后端烦琐的脱硫、脱碳工艺成本。

“过去我们只看热值单价，但现在我们开始计算工艺全成本。绿氢带来的这种‘隐形成本缩减’，实际上已经成了我们平衡账本、决定是否切换供应商的关键筹码。”西部一家钢铁企业人士告诉《能源》杂志记者。这种由纯净度支撑的溢价逻辑，正成为绿色燃料在商业闭环中，攻克市场渗透率最锋利的武器。

对于绿色燃料来说，在市场中掌握真实的竞争优势是必须的。一个清醒的行业共识正在形成：关于长期、大额财政补贴的幻想必须彻底消散。

绿色燃料产业与早期生物质乙醇的特殊扶持背景截然不同。它是一个多点开花、跨界融合的新质生产力赛道。国家政策的导向已经非常明确：支持试点（如国家能源领域第一批氢能试点项目）、注入信心、开放场景，但绝不会提供长期的“保姆式”现金补贴。

这种政策导向本质上是“倒逼”企业建立自主造血的能力。补贴的退坡实际上是变相地降优汰劣，要求企业必须从工艺流程的一致性、装备制造的规模化，以及市场套利的空间里去挖掘利润。

绿色燃料必须学会在没有补贴的环境下，通过与煤制氢、天然气制氢的直接竞价中寻找生存空间。这种从“政策市”向“价值市”的回归，虽然短期内会带来转型阵痛，却是产业走向成熟的必经之路。

此外，商业模式的创新正在向“投建营一体化”倾斜。传统的单一节点运营已无法应对复杂的市场波动。只有通过从上游绿电开发、中游燃料转化到下游消纳场景的深度捆绑，才能抵御大宗商品价格波动的风险。这种全产业链的风险对冲，才是绿色燃料商业账本中最核心的防线。

Part 03

未来坐标

随着“十五五”规划将绿色燃料推向国家战略的高度，这一产业已经完成了从“技术储备”到“新质生产力核心抓手”的角色跃迁。

如果说过去十年是中国新能源电力在装机规模上的单兵突进，那么未来十年则是中国绿色燃料全面扩张的全维度进阶。

长期以来，中国的能源安全始终被悬于“资源禀赋”的达摩克利斯之剑下。原油对外依存度高达72%、天然气进口依存度40%左右，构成了我国能源体系中最脆弱的一环。然而，绿色燃料的崛起让风光资源不再局限于电力系统之内，通过工业化的精准干预，固化为可流动的液态资产。

这种逻辑转换，彻底重塑了全球能源博弈的规则：能源不再仅仅是深埋地下的运气，而是实验室与工厂里生产出来的商品。

中国在这场博弈中握有最硬核的“武器”——超常规的清洁能源基建能力。截至2026年2月底，中国风电和太阳能发电的累计装机容量已经超过18亿千瓦，并且设定了2035年最高36亿千瓦的宏伟目标。

它意味着中国已经构建起了全球最庞大、成本最低且具备挤出效应的清洁电力供给体系。当清洁电力从“昂贵稀缺品”变为“工业普惠品”时，绿色燃料便成了承载这些庞大能量溢出的唯一方向。

这种“以电制油”的逻辑，本质上是利用中国强大的电力底座，向下俯冲收割绿色燃料市场，将原本受制于人的油气依赖转化为自主可控的制造优势。

这种能源角色的转变，标志着中国能源安全策略正发生根本性位移。过去，我们的核心任务是通过多元化进口来对冲资源短缺的焦虑；而现在，凭借在电解槽、合成装置及系统集成领域超过六成在全球市场的份额，中国正尝试通过工业制造能力来“生产”能源。这种转变的背后，是能源主权从资源依赖向制造优势的逻辑大迁徙。

然而，制造规模并不等同于长久的产业护城河。

目前，国内绿色燃料装备生产线仍处于从传统组装向精密智造进化的阵痛期。相比于已经实现高度数字化运营的电池制造龙头，氢能装备的生产一致性仍有提升空间。电解槽小室间的性能微差、碱性制氢在动态负荷下的稳定性波动，折射出的是我们在微观控制精度上的短板。

绿色燃料本质上是一场极端复杂的跨尺度工程。它要求管理层拥有从分子级催化反应到百兆瓦级工业场站的贯通视野。每一个微观层级的技术误差，在进入大规模工业应用后都会被显著放大。因此，未来产业博弈的核心点将不再是单纯的电解效率数值，而是对整个生产系统进行实时调节的数字化能力。通过数字孪生技术监测每一个生产单元，并利用人工智能预测风光波动的曲线，实现制氢与后续合成工艺的毫秒级对冲。这种运营能力的迭代，是中国绿色燃料从实验阶段走向大宗商品市场的必经之路。

在全球能源秩序的坐标系中，规模领先仅是入场券，真正的终极博弈在于规则定义权。当前，全球关于绿色燃料的贸易准则、碳足迹核算及绿色价值认定仍处于混沌期。无论是国际海事组织的航运脱碳蓝图，还是欧盟的碳边境调节机制，本质上都在试图通过定义标准来确立新的贸易门槛。

“应强化绿色燃料标准和认证体系，从原料、生产、产品等多环节构建统一的标准，并与国际标准和认证体系形成对接。”上述专家表示。

中国作为全球最大的绿色燃料生产地，不应止步于做一个低端的原材料供应商。利用“十五五”规划的战略窗口期，将庞大的生产事实转化为全球公认的技术标准，是产业升级的必然选择。这意味着，除了输出物理形态的绿氨与绿醇外，我们需要输出一套包含技术参数、碳足迹溯源、定价基准在内的认证协议。这种标准输出的深度，将直接决定中国在全球能源新秩序中的位置。

当“氢氨醇一体化”模式成为全球公认的高效路径时，中国才真正实现了从能源规模大国向标准强国的定力跃迁。这种底气，既源于提前达成的风光装机目标，也源于我们在商业模式荒原上建立秩序的尝试。

从地理维度看，绿色燃料的崛起还在重塑中国的能源版图。过去，东南沿海与西北能源基地的链接主要依靠特高压线路的刚性运输。绿色燃料的出现，提供了一个柔性的液态消纳口。它让原本处于地理边缘的荒漠，凭借风光资源成为能源生产的中心。这种变迁正在引发深远的产业迁移，部分高能耗、难减排的工业部门正在考虑向能源产地靠拢。

这种“能源产地消纳”与“液态燃料跨境流动”的结合，将大幅提升制造业的成本竞争力。未来的能源网络，将是以西北绿能基地为核心，通过管网与港口连接全球的动态系统。在“十五五”的门槛上，中国绿色燃料产业正以一种务实的姿态进入全球市场。这不仅是能源形态的改变，而且是中国工业体系在应对地缘政治波动时，寻求自主可控的一场耐力跑。从微观催化剂的稳定性，到宏观能源主权的重构，中国正在通过制造能力的深耕，在未来的全球能源坐标系中刻下属于自己的印记。

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