继光伏锂电之后，绿氨能否打造中国零碳燃料新优势？
中国战略新兴产业融媒体记者 栾山茹
10月，国内绿色氢氨醇产业接连迎来两大里程碑：10月13日，松原“青氢一号”项目绿氨在舟山完成全球首例船对船加注，打通远洋航运全链路；10月20日，该项目二期工程开工，一二期全部建成后将形成年产60万吨绿氨产能，标志全球最大绿色氢氨醇一体化项目从示范验证迈向规模化商业运营。
在政策试点、装备降本、海外长单落地共同推动下，这条万亿级新赛道正在加速成型，据中国电力企业联合会测算，2030年我国氢基液体燃料全产业链产值将突破1万亿元，成为继光伏、锂电之后，我国又一张世界级能源产业“名片”。
何为“绿色石油”？
很多人对新能源的认知，停留在光伏发电、风力发电、动力电池、氢能气瓶等传统形态。而“绿色石油”，特指以绿氢为核心原料合成的绿氨、绿色甲醇两大氢基液体燃料。
之所以被冠以“石油”的称号，核心在于其具备传统原油的核心属性：标准化大宗商品、可长期储存、可跨区域长途运输、适配全场景工业应用，同时实现全生命周期近零碳排放。传统石油支撑了百年工业文明，而绿氨、绿甲醇，将有望成为支撑全球零碳工业、零碳航运的新一代基础能源。
从生产逻辑来看，绿色石油依托我国西北、东北、华北丰富的风电光伏资源，利用低谷电、弃电进行电解水制绿氢，再通过化工合成工艺，将气态绿氢转化为液态绿氨、绿甲醇。相较于气态氢能，液态氢基燃料储运成本低、安全系数大幅提升、适配场景更广，完美解决了氢能储运难、规模化应用难的行业痛点。
据国家能源局《中国绿色燃料发展报告（2026）》数据显示，截至2025年底，我国绿色燃料总产能已达800万吨/年油当量，整体供应能力在全球占据主要地位。其中核心细分领域优势显著：国内绿色合成氨建成产能70万吨/年，全球占比高达79.5%；绿色甲醇建成产能38万吨/年，全球占比60.3%，两项核心产品产能规模均领跑全球。
在绿氨、绿色甲醇赛道上，海外多数项目仍处于小规模示范阶段，我国已经形成规模化产能、完整产业链和商业化落地场景。其中，吉林松原全球最大绿色氢氨醇一体化项目成为行业标杆，项目总投资296亿元，2025年底一期正式投产；项目产出的绿氨产品已启动国际远洋航运示范应用，打通国际贸易落地通道，标志着我国这类氢基液态燃料实现工业化量产。
这场液态燃料革命，改变了新能源的变现模式。以往风光电站只能依赖并网售电盈利，受电网消纳、电价波动、弃电率影响极大；而绿色石油产业，让新能源企业实现“既卖电、又卖燃料”，冗余绿电不再浪费，大幅提升风光大基地项目的综合收益率。
两大核心场景撑起万亿市场空间
远洋航运是全球最难脱碳的高耗能领域，传统船舶燃料为重油、柴油，碳排放总量巨大。国际海事组织IMO已明确全球航运碳中和时间表，欧盟航运 ETS、FuelEU Maritime 等低碳法规落地，高碳船舶燃料将面临碳成本压力，零碳燃料逐步成为航运企业刚需。
氢气、电池难以适配远洋大船长航程、高负荷的运行需求；绿氨被业内视作远洋航运极具潜力的长期零碳燃料，依托成熟的液氨储运工业基础，配套加注体系正逐步走向商用。目前，我国已打通绿氨全产业链落地，完成全球首单绿氨船对船加注，实现生产、储运、加注、航运应用全链路闭环。
此外，合成氨、甲醇是现代化工产业的“基石原料”，广泛应用于化肥、新材料、精细化工、工业燃料等领域。长期以来，我国传统氨醇产品完全依赖煤炭、天然气制备，属于高耗能、高排放产业，是工业降碳的重点攻坚领域。
绿氨、绿甲醇可100%替代传统煤制、气制产品，在不改变下游化工生产工艺的前提下，实现全流程降碳，适配工业双碳改造需求。随着国内高耗能企业低碳改造提速、绿色工厂认证普及、绿色供应链体系完善，工业端绿色燃料替代需求持续爆发。
中国电力企业联合会测算：2030年，我国绿氢年度需求将达240万-430万吨，绿氨+绿色甲醇年产量将突破5000万吨，氢基液体燃料全产业链产值正式突破万亿规模。
从产业结构来看，万亿市场并非单一产品收益，而是涵盖风光装备、电解槽设备、合成工艺、储运装备、港口加注、终端贸易的完整产业链红利。上游新能源、中游化工装备、下游航运化工全面受益，产业纵深足够支撑长期高速增长。
规模化商业运营进程提速
图片
绿色石油赛道的快速崛起，离不开顶层政策加持与产业链持续降本，政策端明确发展方向。根据“十五五”相关规划部署，氢能、绿色氢氨醇等新型绿色燃料被纳入重点布局方向，是培育新质生产力、打造经济新增长点的重要赛道。同时，工信部、国家发展改革委、财政部联合推进氢能综合应用试点，多方协同完善绿色燃料标准、碳足迹认证、进出口贸易相关规则，为绿色石油产业化、国际化铺路。
地方层面，吉林、内蒙古等风光大基地省份已落地百亿级氢氨醇一体化项目，宁夏、新疆等地也在加快布局。除松原296亿元标杆项目外，内蒙古远景赤峰152万吨绿色氢氨项目首期32万吨已投产，预计2028年全部建成。随着第一批绿色液体燃料试点项目2026年底前集中投产、松原二期等项目陆续建成，2026-2028年将迎来国内绿色甲醇、绿氨产能释放的高峰期。
成本层面，国产核心装备国产化替代打开降本空间。电解槽作为绿电制氢核心设备，国产化率持续提升、规模化量产落地，绿氢制备成本持续下探。
业内测算显示，在西北优质风光资源区，当低谷电价降至0.1元/千瓦时，绿色甲醇完全成本可降至2500元/吨左右，逐步具备与传统煤制甲醇同台竞争的经济性。随着后续技术迭代、规模效应释放，绿色石油的成本优势将进一步凸显。
商业模式也已跑通。新能源企业不再局限于单一售电，通过就地制氢、合成氨醇，将低谷弃电转化为高附加值大宗商品，通过国内化工销售、国际航运出口双向变现，大幅提升新能源项目投资回报率，形成可持续的商业闭环。
万亿赛道前景明朗，但当前绿色石油产业仍处于规模化落地初期，成本溢价、储运基建、国际认证三大短板，仍是制约产业全面爆发的核心瓶颈。
首先，成本溢价仍然存在。相较于成熟的煤制氨、煤制甲醇，当前绿氨、绿甲醇制备成本依然偏高，仅在风光资源极优地区具备经济性，全国大范围普及仍依赖技术降本与规模扩容。高价绿色燃料短期内难以完全替代传统化石燃料，替代过程是长期渐进过程。
其次，储运加注基建不足。绿氨、绿甲醇规模化储运、港口船舶加注网络尚未完善，国内适配远洋航运的绿色燃料加注站点稀缺，基础设施建设周期长、投入大，一定程度制约终端需求释放。
最后，国际认证壁垒较高。ISCC国际可持续碳认证是绿色燃料出口的必备资质，目前国内认证体系仍在完善阶段，部分中小企业难以满足国际碳足迹溯源要求，出口红利主要集中在头部大型企业。
同时，产业已经出现结构性分化：头部百亿级一体化项目依托资源、技术、规模优势快速盈利，而小型分散项目面临成本高、销路窄的问题。而且，不管是大型企业还是中小企业，面临的未来产业竞争，将从单纯规模扩张，转向资源禀赋、全产业链布局、碳认证资质、终端渠道的综合实力比拼。
从弃风弃光的资源浪费，到万亿级产业新机遇，绿色氢氨醇产业的崛起，是我国新能源产业从“规模领先”走向“技术领先、价值领先”的标志性突破。
不同于其他依赖进口、受制于人能源品类，绿色石油的核心原料是我国自主可控的风光绿电，核心装备实现国产化替代，产业链完全自主可控，不仅能解决新能源消纳痛点、培育万亿新质生产力，更能降低我国石油、天然气对外依存度，在全球零碳贸易体系中掌握主动权。
END
