两个市场并重，推进绿色燃料产业可持续发展

国家“十五五”规划纲要明确提出，将布局发展绿色氢氨醇作为深入实施能源安全新战略，加快构建清洁低碳安全高效新型能源体系，建设能源强国的战略性举措之一。实际上，自2022年以来，《氢能中长期规划》《十四五现代能源体系规划》《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》等一系列相关政策文件已经陆续出台，均明确将风光氢氨醇一体化纳入新型能源体系建设重点任务。

作为连接可再生能源与化工、交通等领域的关键环节，风光氢氨醇一体化这一绿色能源化工模式集风能、太阳能、氢能、绿氨、绿色甲醇生产于一体，核心是将间歇性的风光绿电转化为可储存、可运输的绿氢，再进一步合成绿氨、绿醇，构建“绿电—绿氢—绿氨（醇）”的闭环产业链。该模式既能破解风光消纳难题，也为工业脱碳、交通减排及国家能源安全提供全新解决方案。

国内外供需不平衡

在强有力的政策推动下，加上独特的制度优势，国内风光氢氨醇一体化迎来了一波高速发展的热潮。

据不完全统计，截至2025年，国内规划、在建及已投产的风光氢氨醇一体化项目已达800余个，累计投资超6000亿元，对应绿氢产能1000多万吨、绿醇产能6000多万吨、绿氨产能2000多万吨，保守估计占全球50%以上，已初步形成“上游发电制氢、中游合成储运、下游应用消纳”的产业链格局。从区域分布看，西北、华北、东北等风光资源富集区成为项目落地的核心区域，吉林、新疆、内蒙古等地依托“陆上风光三峡”等战略布局，正推动产业集群化发展；中东部地区则聚焦下游应用场景，布局绿氨醇加注、化工原料替代等。

然而，与供给端的热火朝天形成鲜明对比的是，终端需求却呈现出明显的“外需主导、内需不足”特点，需要引起业界高度重视。

当前，海外市场是国内绿氨醇产能的主要消化渠道，而国际海事组织（IMO）的净零排放框架和欧盟碳边境调节机制（CBAM）是外需的核心引擎。例如，欧盟已将航运业纳入欧盟碳排放交易体系（EU ETS），碳配额缴纳比例将于今年提升至100%，其《航运业减排条例》更明确要求2030年航运碳强度较2020年下降40%。绿色管制要求迫使欧盟市场企业为绿色属性支付较高溢价。以绿色甲醇为例，目前欧盟市场报价为800~1000美元/吨，可观的利润空间成为国内企业竞相布局风光氢氨醇一体化项目的重要驱动力。在此背景下，中能建、上海电气、远景能源等国内企业相继与比利时CMB.TECH集团、法国达飞集团、丹麦马士基等国际航运巨头签订长期采购协议。

反观国内市场，绿氨醇等绿色燃料需求明显不足。无论是航运还是化工领域，绿色燃料实际使用比例都极低，这其中的根本原因还是价格问题。当前国内绿氨成本为6000~8000元/吨，是传统灰氨的2倍；风电耦合生物质制绿醇的成本为3500~4500元/吨，是煤制灰醇的2.5~3倍。由于国内并未出台强制性碳约束政策，巨大的成本差距使得国内企业普遍缺乏使用绿色燃料的内生动力。

当前市场需求结构的风险隐患

从产业安全和可持续发展角度看，这种市场需求结构，可能存在较大风险隐患，需要积极加以预防，否则或将严重影响产业健康发展。

首先是海外市场的政策不确定性风险。欧美碳中和相关政策具有较强的波动性，一旦出现政策转向、补贴退坡等情况，海外市场需求将面临断崖式下跌。这并非杞人忧天，目前已有多项信号释放出海外政策的不确定性。2026年1月，美国再次退出《巴黎协定》；2025年10月，IMO将“净零框架”（Net-Zero Framework）的最终表决推迟一年，导致原定于2027年生效的强制性减排法规面临延期；今年1月，国际渡轮协会就欧盟航运纳入排放交易体系的推进节奏发出警告，要求欧盟暂停在渡轮领域的政策加码；马士基首席执行官也公开表示，计划提高旗下船舶对乙醇的使用比例，以降低对中国绿色燃料的供应依赖。此外，欧盟CBAM采取分阶段推进策略，2023年10月至2025年底为过渡期，2026年进入收费期，2034年才会完全取消免费配额，漫长的过渡期意味着政策存在较大调整空间。在动荡的国际环境下，尤其需高度警惕可能出现的政策变动。

其次是定价权和价格波动带来的市场风险。欧洲主导的绿色认证体系已构成潜在的技术与贸易壁垒，欧盟《可持续燃料指令》要求绿色甲醇全生命周期碳强度低于20kg二氧化碳/吨，国内企业需通过国际可持续发展和碳认证（ISCC）才能进入欧洲市场，认证成本显著增加。但是，目前绿色氢氨醇缺乏统一的国际定价机制和交易平台，国内企业在国际价格谈判中处于被动地位。另外，与成熟的石油、天然气期货市场不同，绿色氢氨醇尚无标准化交易品种，生产商无法通过期货套保锁定销售价格，只能被动承受国际航运燃料市场价格的剧烈波动。尽管2024年7月上海环境能源交易所等四方签署备忘录，拟建设氢基绿色能源交易平台，但该平台仍处于框架搭建阶段，远期合约、期权等金融衍生品工具尚未落地，市场风险对冲能力严重不足。

再次是商业资本参与意愿低带来的可持续风险。风光氢氨醇一体化项目具有前期投资大、回报周期长的特点，叠加市场需求的不确定性，难以匹配现有金融体系的风险偏好。当前，中能建、国家电投、华电等央企和地方国企主导了绝大多数百亿级项目，民营企业主导的项目占比不足30%。资本来源以产业基金、大型国有银行等国有资本为主，股份制银行等商业资本的参与度相对较低，有限的信贷资金也仅集中于央企主导的示范项目，对民营项目、产业链上大量高科技中小企业的金融资源供给严重不足。

最后是行业短期内成本压力大产生的收益风险。目前，行业内将主要精力放在供给侧降本上，这一方向虽切中要害，但也需认识到成本下降并非一蹴而就。究其原因，造成绿氨醇成本居高不下的核心因素是绿电价格。以绿氨为例，绿电成本占70%~80%，即便采用离网模式压低电价，也需要0.15元/度的电价才能实现与灰氨的成本持平，而当前内蒙古风电低谷电价仍徘徊在0.2元/度。尽管高效电池、电解槽技术、新型储能等技术的突破以及智慧生产、多能协同等先进管理方式的应用能有效推动绿电成本下降，且凭借技术迭代和生产制造能力，绿电价格有望逐步走低，但这一过程需要时间。

关键破解之道

笔者认为，应对上述风险，关键破解之道是重视国内市场，致力于培育多元化应用场景，让国内需求成为行业发展的基本盘。

一是强化政策引导。加快推进国内碳市场建设，将化工、航运、农业等下游行业纳入碳市场覆盖范围，提高碳排放成本，倒逼企业使用绿氨醇等绿色燃料和原料；同时出台针对性补贴政策，对使用绿氨醇的企业给予税收减免、财政补贴，降低企业使用成本，逐步缩小绿氨醇与传统产品的价格差距。

二是拓展应用场景。交通领域依托港口、物流园区布局绿氨醇加注站，推广绿氨醇作为船舶、重型卡车的燃料。重点推进上海、宁波、广州等港口的绿氨醇加注试点；能源领域推动绿氨醇作为储能载体参与电网调峰，进一步提升风光消纳效率；化工领域推广绿氨替代传统合成氨用于化肥生产、化工原料，绿醇替代煤制甲醇用于精细化工、医药等领域。

三是完善标准体系，规范市场发展。加快制定绿氨醇的产品、检测、认证标准，明确绿色属性界定、全生命周期碳核算方法，实现与国际标准兼容，降低企业合规成本，提升产品竞争力。

而在国际市场方面，需巩固欧盟份额，加快拓展新兴市场，降低单一市场风险。

一是深耕欧盟市场，主动对接国际规则。密切关注欧盟碳关税、绿色燃料认证等政策变化，推动国内产品积极参与国际认证，巩固现有出口渠道；加强与国际大型化工企业、航运公司的合作，签订长期供货协议，降低市场波动风险。

二是拓展新兴市场，培育新的增长极。重点开拓东南亚、中东、南美等新兴市场，通过政策对接、产能合作等方式，推动国内企业在新兴市场布局生产基地和销售网络，实现国际市场的多元化布局。

三是积极搭建国际合作平台，提升品牌影响力。依托“一带一路”绿色能源合作倡议，推动风光氢氨醇一体化项目国际合作，积极参与全球绿色能源标准制定，提升我国在全球绿色燃料市场的话语权和影响力。

（顾青峰系华东理工大学资源与环境学院在职博士生，阎海峰系华东理工大学副校长、教授）