從上海港看綠色燃料供應鏈：關鍵技術不成熟，綠電綠碳價格高

2025年5月5日，上港能源旗下甲醇加注船“海港致遠”在上海港洋山四期自動化碼頭，為韓新海運“HMM Forest”圓滿完成國產綠色甲醇“船-船”同步加注作業(yè)，加注量達3110噸。這是今年上海港第二次采用國產綠色甲醇加注。根據公開數據統(tǒng)計，2025年上半年上海港已為船舶加注綠色甲醇超過16,000噸。

全球海運綠色轉型的路線圖和時間表被提上日程。隨著多個大型項目陸續(xù)投產，國產綠色甲醇產量進一步擴大。2024年，國內綠色甲醇產能突破22.6萬噸/年，占全球總產能的56.5%。內蒙古、東北等地依托本地豐富的風電資源和生物質資源，有望發(fā)展成為重要的綠色燃料產地。

綠色燃料要實現量產，還需要攻克哪些瓶頸？未來國內可能形成怎樣的綠色燃料產業(yè)布局？2025年7月上旬，澎湃研究所就系列問題采訪了業(yè)界和學界人士，探討綠色燃料供應鏈建設的機遇與難點。

綠色港口建設帶動綠色燃料需求

作為世界上集裝箱年吞吐量最大的港口，上海港近年來積極推動綠色港口建設，并已成為全球為數不多的同時具備LNG和甲醇燃料加注能力的港口。

上海國際航運研究中心綠色航運研究室主任趙翠云認為，上海港綠色燃料配套設施不斷完備，對于全球航運綠色轉型具有示范意義。“從技術層面來看，上海港驗證了綠色甲醇規(guī)模化應用的可行性。”

2024年10月發(fā)布的《上海市推動國際航運燃料綠色轉型工作方案》指出，到2030年，上海要形成內外共濟的航運綠色燃料供應體系，初步建成綠色燃料加注服務中心，并為國際綠色燃料交易中心和國際綠色燃料認證服務中心建設打好基礎。

在促進綠色燃料供應鏈建設方面，近年來上海港正積極推進與能源企業(yè)的戰(zhàn)略合作。據上港集團能源（上海）有限公司（以下簡稱“上港能源”）副總經理戴強介紹，上港能源與吉林電力、中遠海運在2024年2月成立上海吉遠綠色能源有限公司。該公司綠色甲醇生產項目總規(guī)劃100萬噸，首批三個項目產能規(guī)劃25萬噸，將為上海港綠色甲醇加注業(yè)務提供保障。

在港口能源基礎設施改造方面，上海港于2023年下半年啟動了洋山港申港石油碼頭甲醇罐改造。“目前港口擁有甲醇存儲資質的儲罐共28萬立方米，有效提升了上海港的甲醇加注服務能力。”戴強談到。

“上海打造全球‘綠色加油站’，對國內綠色燃料生產商而言是一劑強心針，對于中國已有的綠色燃料產能規(guī)劃的實質性投入有促進作用。”趙翠云告訴澎湃研究所研究員。

表1 上海港2025年上半年綠色甲醇加注量 

數據來源：根據公開資料整理

產業(yè)鏈呈梯度格局：內陸生產，沿海應用

近年來，中國多項關于綠色液體燃料的核心政策陸續(xù)發(fā)布，涵蓋技術路徑、產業(yè)試點、應用場景、金融支持等內容。2025年4月28日，國家能源局發(fā)布《關于組織開展綠色液體燃料技術攻關和產業(yè)化試點的通知》，指出國家能源局將對符合條件的試點項目優(yōu)先納入制造業(yè)中長期貸款、優(yōu)先推薦納入“兩重”“兩新”等支持范圍；支持依托試點項目，制定綠色液體燃料相關國家標準和行業(yè)標準。

中國擁有豐富的生物質資源，以及風能、光能等新能源儲備，為擴大綠色燃料產能奠定了良好的基礎。石油和化學工業(yè)規(guī)劃院新能源主任劉思明指出，未來中國的綠色燃料供應鏈將呈現梯度布局：內蒙古、東北地區(qū)依托本地的風光資源、生物資源，有望成為綠色燃料的重要生產基地；而環(huán)渤海和長三角地區(qū)的重要港口則可能發(fā)展為綠色燃料的儲運和應用中心。

2024年，國內綠色甲醇產能突破22.6萬噸/年，占全球總產能的56.5%。行業(yè)機構勢銀發(fā)布的《綠色液體燃料產業(yè)發(fā)展藍皮書（2025）》指出，綠色液體燃料產業(yè)將在未來十年經歷從技術驗證期到規(guī)模化商用期的轉型。隨著碳定價機制完善、技術降本及政策加碼，綠色液體燃料的發(fā)展有望在2030年后進入爆發(fā)期，為全球碳中和目標提供核心支撐。

綠色燃料成本高，需推動綠電和綠碳市場改革

但目前綠色燃料的成本依然居高不下。綠色甲醇、綠氨等燃料的價格是傳統(tǒng)低硫油的7-8倍；據英國航運咨詢公司德魯里的預測，轉向綠色甲醇將使燃料成本增加350%。這意味著，從亞洲到歐洲的每40英尺集裝箱的新增成本，將超過1000美元。

“目前綠色燃料制備等關鍵技術仍不成熟。例如高效催化劑等開發(fā)、原料預處理等技術都有待突破，工藝效率和能耗也有待優(yōu)化。”上海某中小心綠色能源企業(yè)人士指出。“此外，每種技術路線都有其優(yōu)缺點和適用范圍，現在仍無法確定哪種路線會成為主流，這也是企業(yè)決策時面臨的不確定因素。”

除了技術之外，原料成本高也是導致綠色燃料價格高昂的因素。

通過綠氫制備綠色燃料是一種生產路徑，而氫氣的生產需要綠電和綠碳。劉思明指出，當下綠電和綠碳的價格較高，拉高了綠色燃料的生產成本。“企業(yè)使用綠電的實際成本并不低，導致氫氣的生產成本較高，相應的氨和醇的價格也會高。”

而在綠碳方面，“雖然中國生物質資源豐富，但收儲運輸環(huán)節(jié)的商業(yè)化模式還不成熟；加之土地的集中度低，綠碳的收集和運輸環(huán)節(jié)難以把控。因此生物質碳源的成本可控性較低，也增加了綠色氫氨醇的制造成本。”

要達成綠色燃料的大規(guī)模生產目標，電力及生物質的收儲與運輸等產業(yè)基礎仍有待夯實。

新能源發(fā)電競價上網已成為中國電力市場化改革的重要方向。2025年1月，國家發(fā)改委和國家能源局發(fā)布《深化新能源上網電價市場化改革促進新能源高質量發(fā)展的通知》，明確要求風電、光伏等新能源發(fā)電原則上全部進入電力市場，通過市場化交易形成上網電價。根據該政策，2025年6月1日前投產的存量項目仍按現行政策執(zhí)行，但鼓勵其積極參與市場交易；而對于2025年6月1日后投產的增量項目，則要求通過競價方式確定機制電價，由各省份組織分類競價，其中風電和光伏等不同新能源類型將分開進行競價。

新能源發(fā)電競價上網通過規(guī)模化效應和技術進步降低單位發(fā)電成本，同時優(yōu)化電力市場交易機制，促進綠電直接交易與競價上網，減少中間環(huán)節(jié)費用。

而在生物質資源方面，劉思明建議要往集中化和規(guī)模化發(fā)展。“隨著農業(yè)集中化趨勢，集中連片的土地轉交由大戶經營后，企業(yè)的采購方式從To C（向個體采購）轉向To B（向企業(yè)采購），生物碳收集效率會顯著提升，供應也會變得更穩(wěn)定。商業(yè)模式的成熟會使生物質原料的成本極大降低。”

而從長遠來看，中國綠色燃料市場如何健康發(fā)展？劉思明認為，要避免低水平競爭和行業(yè)內卷。

“從國家層面要做好頂層設計和總量控制，從地方層面應以資源為導向，有多少資源就做多大的項目。要用市場的力量引領行業(yè)發(fā)展，但不能造成‘一哄而上’的局面。如果整個行業(yè)低水平‘內卷’，可能導致好項目也沒有效益，不能讓劣幣驅逐良幣。”