2025年5月5日，上港能源旗下甲醇加注船“海港致远”在上海港洋山四期自动化码头，为韩新海运“HMM Forest”圆满完成国产绿色甲醇“船-船”同步加注作业，加注量达3110吨。这是今年上海港第二次采用国产绿色甲醇加注。根据公开数据统计，2025年上半年上海港已为船舶加注绿色甲醇超过16,000吨。
全球海运绿色转型的路线图和时间表被提上日程。随着多个大型项目陆续投产，国产绿色甲醇产量进一步扩大。2024年，国内绿色甲醇产能突破22.6万吨/年，占全球总产能的56.5%。内蒙古、东北等地依托本地丰富的风电资源和生物质资源，有望发展成为重要的绿色燃料产地。
绿色燃料要实现量产，还需要攻克哪些瓶颈？未来国内可能形成怎样的绿色燃料产业布局？2025年7月上旬，澎湃研究所就系列问题采访了业界和学界人士，探讨绿色燃料供应链建设的机遇与难点。
绿色港口建设带动绿色燃料需求
作为世界上集装箱年吞吐量最大的港口，上海港近年来积极推动绿色港口建设，并已成为全球为数不多的同时具备LNG和甲醇燃料加注能力的港口。
上海国际航运研究中心绿色航运研究室主任赵翠云认为，上海港绿色燃料配套设施不断完备，对于全球航运绿色转型具有示范意义。“从技术层面来看，上海港验证了绿色甲醇规模化应用的可行性。”
2024年10月发布的《上海市推动国际航运燃料绿色转型工作方案》指出，到2030年，上海要形成内外共济的航运绿色燃料供应体系，初步建成绿色燃料加注服务中心，并为国际绿色燃料交易中心和国际绿色燃料认证服务中心建设打好基础。
在促进绿色燃料供应链建设方面，近年来上海港正积极推进与能源企业的战略合作。据上港集团能源（上海）有限公司（以下简称“上港能源”）副总经理戴强介绍，上港能源与吉林电力、中远海运在2024年2月成立上海吉远绿色能源有限公司。该公司绿色甲醇生产项目总规划100万吨，首批三个项目产能规划25万吨，将为上海港绿色甲醇加注业务提供保障。
在港口能源基础设施改造方面，上海港于2023年下半年启动了洋山港申港石油码头甲醇罐改造。“目前港口拥有甲醇存储资质的储罐共28万立方米，有效提升了上海港的甲醇加注服务能力。”戴强谈到。
“上海打造全球‘绿色加油站’，对国内绿色燃料生产商而言是一剂强心针，对于中国已有的绿色燃料产能规划的实质性投入有促进作用。”赵翠云告诉澎湃研究所研究员。
表1 上海港2025年上半年完成的绿色甲醇加注量
数据来源：根据公开资料整理
产业链呈梯度格局：内陆生产，沿海应用
近年来，中国多项关于绿色液体燃料的核心政策陆续发布，涵盖技术路径、产业试点、应用场景、金融支持等内容。2025年4月28日，国家能源局发布《关于组织开展绿色液体燃料技术攻关和产业化试点的通知》，指出国家能源局将对符合条件的试点项目优先纳入制造业中长期贷款、优先推荐纳入“两重”“两新”等支持范围；支持依托试点项目，制定绿色液体燃料相关国家标准和行业标准。
中国拥有丰富的生物质资源，以及风能、光能等新能源储备，为扩大绿色燃料产能奠定了良好的基础。石油和化学工业规划院新能源主任刘思明指出，未来中国的绿色燃料供应链将呈现梯度布局：内蒙古、东北地区依托本地的风光资源、生物资源，有望成为绿色燃料的重要生产基地；而环渤海和长三角地区的重要港口则可能发展为绿色燃料的储运和应用中心。
2024年，国内绿色甲醇产能突破22.6万吨/年，占全球总产能的56.5%。行业机构势银发布的《绿色液体燃料产业发展蓝皮书（2025）》指出，绿色液体燃料产业将在未来十年经历从技术验证期到规模化商用期的转型。随着碳定价机制完善、技术降本及政策加码，绿色液体燃料的发展有望在2030年后进入爆发期，为全球碳中和目标提供核心支撑。
绿色燃料成本高，需推动绿电和绿碳市场改革
但目前绿色燃料的成本依然居高不下。绿色甲醇、绿氨等燃料的价格是传统低硫油的7-8倍；据英国航运咨询公司德鲁里的预测，转向绿色甲醇将使燃料成本增加350%。这意味着，从亚洲到欧洲的每40英尺集装箱的新增成本，将超过1000美元。
“目前绿色燃料制备等关键技术仍不成熟。例如高效催化剂等开发、原料预处理等技术都有待突破，工艺效率和能耗也有待优化。”上海某中小心绿色能源企业人士指出。“此外，每种技术路线都有其优缺点和适用范围，现在仍无法确定哪种路线会成为主流，这也是企业决策时面临的不确定因素。”
除了技术之外，原料成本高也是导致绿色燃料价格高昂的因素。
通过绿氢制备绿色燃料是一种生产路径，而氢气的生产需要绿电和绿碳。刘思明指出，当下绿电和绿碳的价格较高，拉高了绿色燃料的生产成本。“企业使用绿电的实际成本并不低，导致氢气的生产成本较高，相应的氨和醇的价格也会高。”
而在绿碳方面，“虽然中国生物质资源丰富，但收储运输环节的商业化模式还不成熟；加之土地的集中度低，绿碳的收集和运输环节难以把控。因此生物质碳源的成本可控性较低，也增加了绿色氢氨醇的制造成本。”
要达成绿色燃料的大规模生产目标，电力及生物质的收储与运输等产业基础仍有待夯实。
新能源发电竞价上网已成为中国电力市场化改革的重要方向。2025年1月，国家发改委和国家能源局发布《深化新能源上网电价市场化改革促进新能源高质量发展的通知》，明确要求风电、光伏等新能源发电原则上全部进入电力市场，通过市场化交易形成上网电价。根据该政策，2025年6月1日前投产的存量项目仍按现行政策执行，但鼓励其积极参与市场交易；而对于2025年6月1日后投产的增量项目，则要求通过竞价方式确定机制电价，由各省份组织分类竞价，其中风电和光伏等不同新能源类型将分开进行竞价。
新能源发电竞价上网通过规模化效应和技术进步降低单位发电成本，同时优化电力市场交易机制，促进绿电直接交易与竞价上网，减少中间环节费用。
而在生物质资源方面，刘思明建议要往集中化和规模化发展。“随着农业集中化趋势，集中连片的土地转交由大户经营后，企业的采购方式从To C（向个体采购）转向To B（向企业采购），生物碳收集效率会显著提升，供应也会变得更稳定。商业模式的成熟会使生物质原料的成本极大降低。”
而从长远来看，中国绿色燃料市场如何健康发展？刘思明认为，要避免低水平竞争和行业内卷。
“从国家层面要做好顶层设计和总量控制，从地方层面应以资源为导向，有多少资源就做多大的项目。要用市场的力量引领行业发展，但不能造成‘一哄而上’的局面。如果整个行业低水平‘内卷’，可能导致好项目也没有效益，不能让劣币驱逐良币。”
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