来源：安邦智库(ANBOUND)

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。2025年7月28日，国家能源局发布《关于加快我国绿色液体燃料产业高质量发展的提案》。目前，《车用乙醇汽油》《B5柴油》《3号喷气燃料》等绿色液体燃料相关国家标准已发布。国家能源局已启动《绿色甲醇》《绿色合成氨》行业标准编制。有关部门也在推进《温室气体产品碳足迹量化方法与要求甲醇》《温室气体产品碳足迹量化方法与要求合成氨》《可再生甲醇评价技术要求》等标准制定。绿色液体燃料相关标准体系逐步建立健全。2025年8月8日，国家能源局公示第一批绿色液体燃料技术攻关和产业化试点项目，9个入选项目中，8个聚焦绿色甲醇和绿氨方向，包括吉林洮南风电耦合生物质制甲醇、内蒙古金风科技绿氢制50万吨绿色甲醇（一期25万吨/年）、安达市天楹风光储氢氨醇一体化等示范项目，标志着我国绿色液体燃料产业化进入实质性推进阶段。

表1、绿色液体燃料技术攻关和产业化试点项目（第一批，公示稿）

序号	试点方向	项目名称	实施单位	推荐单位
1	燃料乙醇	国投生物3万吨/年纤维素燃料乙醇项目	国投先进生物质燃料（海伦）有限公司	黑龙江省发展改革委
2	绿色甲醇	洮南市风电耦合生物质绿色甲醇一体化项目	上海电气绿源科技（吉林）有限公司	吉林省能源局
3	绿色甲醇	金风科技绿氢制50万吨绿色甲醇项目（一期25万吨/年）	金风绿能化工（兴安盟）有限公司，兴安盟汇科能源有限公司	内蒙古自治区能源局
4	绿色甲醇	安达市天楹风光储氢氨醇一体化项目一期	安达市天楹新能源有限公司	黑龙江省发展改革委
5	绿色甲醇	辽宁华电调兵山45万千瓦风电制氢耦合绿色甲醇一体化项目	调兵山市华电清洁能源有限公司	辽宁省发展改革委
6	绿色甲醇	岚泽大丰港年产30万吨/年绿色甲醇项目	江苏岚泽能源科技有限公司	江苏省发展改革委
7	绿氨	远景零碳技术（赤峰）有限公司152万吨/年零碳氢氨项目（P1期30万吨/年合成氨）	远景零碳技术（赤峰）有限公司	内蒙古自治区能源局
8	绿氨	中能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）项目	能建绿色氢氨新能源（松原）有限公司	吉林省能源局，中国能源建设集团有限公司
9	绿氨	大安风光制绿氢合成氨一体化项目	国家电投集团大安吉电绿氢能源有限公司	吉林省能源局

信息来源：国家能源局官网，安邦智库（ANBOUND）整理

此次公示的试点项目主要布局在吉林、内蒙古、辽宁等风光资源富集区，依托可再生能源制氢耦合化工生产的“一体化”模式。例如，辽宁华电调兵山45万千瓦风电制氢耦合绿色甲醇项目、远景赤峰30万吨绿氨项目均采用风光电制氢再合成甲醇或氨的路径，直接打通“电—氢—燃料”产业链。中国工程院院士彭苏萍指出，“在‘三北’地区配套建设合成氨、甲醇工厂，通过改进氢基能源合成技术，适应新能源发电波动性，促进绿氢就地消纳，是破解资源与需求错配的关键路径。”此次公示的9个项目集中在绿醇、绿氨、纤维素乙醇三条赛道，避免了“撒胡椒面”式投入。某业务涉及绿色液体燃料企业人士说，“除了集中资源，试点也相对把应用场景集中在一起，被要求‘绑定’航运、航空或化工等终端用户，确保开工既有‘现金流’。这些机制直击行业痛点，进一步加速行业发展。”值得注意的是，政策对此次试点项目的支持方式与过去单纯补贴也有所不同，将“技术攻关—工程放大—市场验证”装进同一条时间轴，要求项目原则上须于2026年底前建成并投运，产成品要有明确去向，这也意味着绿色液体燃料的产业化列车正式发车。

目前，我国绿色液体燃料海陆空三大应用场景已基本成型。在陆上，国投生物在黑龙江的相关项目以玉米秸秆为原料，采用“二次酶解+同步发酵”工艺，每吨乙醇综合能耗已降至0.8吨标煤，比传统粮食路线低35%，2024年底已向山东地炼交付首批5000吨车用E10组分。在海上，基础设施同步实现闭环。2022年1月，上海港和洛杉矶港就共同倡议建立“绿色航运走廊”，计划2027年在上海港实现远洋船舶绿色甲醇年加注10万吨以上；洮南风电耦合生物质甲醇项目通过陆海联运把吉林绿醇送到上海港，为达飞集团船舶加注，形成“生产—运输—加注”全产业链。此外，2024年底“东方氢港”集装箱船下水，续航380公里，标志着氢燃料在内河及近海场景实现商业化。在空中，上海临港“碳生万物”“直接空气碳捕集+费托合成”项目，用空气中的二氧化碳和绿氢制SAF，打破了传统航空燃料对化石能源的路径依赖。“海陆空”齐头并进，使我国成为同时拥有三类绿色液体燃料万吨级运行经验的国家之一。

尽管当前项目规划火热，但现实推进阻力仍存，其中成本问题是制约绿色液体燃料发展的主要瓶颈之一。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。某上海绿色能源企业人士指出：“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。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。业内人士指出，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。

另外，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。电力方面，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，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。”

总体来讲，绿色液体燃料企业正不断从“技术竞赛”进入“规模竞赛”。谁的供应链先闭合、谁的标准先国际化、谁的金融工具先落地，谁就能占据先手。从长远来看，中国绿色燃料市场健康发展需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。（LEQ）