摘要：2025年7月11日，在上海洋山港盛东码头，“海港致远”加注船为中国首艘甲醇双燃料动力集装箱船“中远海运洋浦”加注1000吨国产绿色甲醇燃料。此轮加注标志着“燃料自主、船舶自造、技术自强、常态化运营”的国产绿色甲醇加注全链路已在上海港贯通。
转自：中国环境网
2025年7月11日，在上海洋山港盛东码头，“海港致远”加注船为中国首艘甲醇双燃料动力集装箱船“中远海运洋浦”加注1000吨国产绿色甲醇燃料。此轮加注标志着“燃料自主、船舶自造、技术自强、常态化运营”的国产绿色甲醇加注全链路已在上海港贯通。
航运业承担了全球超过80%的贸易量。据国际海事组织（IMO）统计，航运业每年排放约10亿吨二氧化碳，约占全球二氧化碳总排放量的3%，同时船舶在航行和港口作业时燃烧化石燃料（主要是重油、柴油）还产生氮氧化物、硫氧化物等空气污染物。
2025年4月，IMO批准了全球航运净零排放框架，要求5000吨以上船舶分阶段减排，2050年实现净零。该新规首次将航运业强制性减排目标与温室气体定价相结合，最早将于2028年1月1日起实施。基于燃料温室气体强度（GFI）的监管体系要求，如减排力度不达标，则需支付相应的碳排放成本；而超额完成目标者也将获得相应奖励。该框架计划于今年10月份的IMO会议上正式通过，这意味着，船舶将逐步从高碳排的化石燃料转向净零碳排的绿色燃料，全球航运业正迎来一场前所未有的减排“大考”。
上海是全球重要的港口城市，根据VesselBot最新报告，2025年第一季度全球多个主要港口的温室气体排放量显著上升，上海港温室气体排放量最高，接近14万吨。新加坡港居第二，为8.5万吨。近年来，上海正在加速布局航运绿色转型：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。
2025年5月—7月，记者通过对绿色燃料产业链各方人士的系列采访，梳理绿色燃料生产和应用中的困难与挑战，并探讨绿色航运转型的突围之道。
上海锚定港口绿色燃料加注中心，形成本土全产业链闭环
面对日渐紧迫的减排压力，全球各大港口正加紧布局绿色燃料加注基础设施，力争在绿色燃料供应中占据有利位置。除上海港外，新加坡港也已展开绿色甲醇加注试点——包括全球首例绿色甲醇船舶加注操作以及船对船与岸对船同时（SIMOPS）加注试验，并设定到2030年实现年供应超过100万吨绿色甲醇的目标；而鹿特丹港则在欧洲率先完成绿色甲醇船舶加注操作，并推动常态化绿色甲醇补给，同时持续拓展绿氨与氢能等零碳燃料的多元布局。
相比于传统燃料，绿色燃料意味着低碳排甚至零碳排。这将是燃料工艺的全面革新：从燃料的生产到消费，再到下游排放等全生命周期内都必须是绿色的。目前，国际公认的零碳排燃料包括绿色甲醇、绿色LNG、绿氨和绿氢等。
上海港从2024年开始具备绿色甲醇加注能力，近年来，加注作业渐趋常态化。记者从上海边检总站洋山边检站获悉，今年以来，该站累计收到远洋船只甲醇加注搭靠申请9次，加注量已超3.25万吨，去年这一数值仅为500多吨。
目前，上海港已成为全球为数不多的同时具备绿色甲醇和LNG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逐渐完备，在全球航运绿色转型中展现出重要的探索价值。“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。”
上港集团能源（上海）有限公司（简称“上港能源”）副总经理戴强表示，绿色甲醇加注的难点在于资源端，主要看资源的可获得性以及经济性。
建设绿色燃料加注服务中心，稳定的绿色燃料供应是关键。据预测，到2030年，中国绿色甲醇需求将快速上升至约1200万吨，占全球市场近50%。而从供应端来看，根据势银统计，截至2025年6月，目前国内绿色甲醇总规划产能近6000万吨/年，但实际已建成绿醇产能仅为22.1万吨／年，大部分项目目前仍在前期可研阶段，是否转化为实际产量仍有不确定性。绿色甲醇市场短期内可能仍然存在供需偏紧的挑战。
据戴强介绍：“上港能源一直在与绿色能源方面有优势的央企、地方国企洽谈合作可能。”早在2023年9月，上港能源与中远海运、国家电投、中国中检共同签署了《绿色甲醇产业链建设合作项目备忘录》，开启国内首个涵盖生产、运输、加注、认证等各个环节的船用绿色甲醇全产业链建设。
随着本土绿色燃料供应链产能稳步上升，自2025年3月以来，上海港多次使用国产绿色甲醇完成加注作业，单次加注量最高突破3110吨。这意味着中国已具备从本土生产、储运到加注的绿色燃料全产业链服务能力。
绿色燃料发展面临典型的“供需双困”：没有稳定供应，船东就缺乏投资动力；没有明确需求，生产商和基础设施也不敢扩张投入。结果就是，双方都在观望，迟迟难以突破。赵翠云告诉澎湃新闻，绿色甲醇本土产业链的完善能够压缩生产和运输成本。“这对于中国已有的绿色燃料产能规划的实质性投入有很大促进作用。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。”
目前上海港的绿色燃料大多来自于内蒙古和东北。依托丰富的风光电和生物质资源，内蒙古和东北地区是国内主要的绿色燃料产地。截至目前，内蒙古的绿色甲醇规划产能约1837.0万吨/年，约占全国总规划产能（6000万吨/年）的30.6%。而在东北地区，吉林规划产能约649.1万吨（约占全国10.8%）；辽宁约350万吨（约占全国 5.8%）。
石油和化学工业规划院新能源发展研究中心主任刘思明认为，“从资源条件来看，东北地区和内蒙古东部，以及华中部分地区比较适合作为生产基地。环渤海和长三角地区更适合作为储运和应用中心。”未来国内有望形成内陆生产、沿海港口加注和消费的绿色船用燃料供应格局。
而在绿色燃料的储运和加注方面，洋山港已具备总容积达28万立方米的甲醇储罐资质，专门用于绿色甲醇存储。据戴强介绍，从2023年下半年起，上海港陆续展开多个储罐改造工程，确保燃料输送的安全和质量。依托于国内最大的甲醇加注船“海港致远”号，上海港绿色甲醇单次加注量不断提升。
绿色燃料推广之困：关键技术不成熟，原料成本高
绿色燃料的推广和应用是航运业实现净零碳排放的关键路径。然而，目前绿色燃料的研发和应用路径仍不明晰，成本也居高不下。
从技术来说，以绿色甲醇为例，目前绿色甲醇的制备有四种路线：一是电制甲醇，基于绿氢和二氧化碳制备；二是生物质气化制甲醇；三是生物质耦合绿氢制甲醇，四是生物质发酵制甲烷再制甲醇。路线二、三、四均存在生物质原料的供应受季节和气候影响较大，生物质气化技术和设备面临一定挑战的问题。相比之下，电制甲醇技术较成熟，但企业实际使用中仍需面对绿电使用、绿氢生产成本高、二氧化碳来源等问题。
从生产工艺来看，截至2025年4月，Methanol Institute数据库统计：全球规划的可再生和低碳甲醇项目约220个。其中，电制甲醇项目规划产能20.6Mt/年，占比44%。生物质甲醇项目规划产能16.5Mt/年，其余为传统甲醇工艺改造后的低碳版本（blue methanol）。
“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。”上海某中小绿色能源企业人士指出，“此外，在高效催化剂、原料预处理等关键技术方面都有待突破。”面对尚未成熟的技术途径，不少燃料企业举棋不定。
原料成本高也是绿色燃料发展需要攻克的关卡。以绿色甲醇为例，据英国德鲁里（Drewry）咨询公司预测，若船舶从传统低硫燃油转向绿色甲醇，燃料成本将上涨340%—350%。
以绿色燃料的重要原料绿氢为例，世界经济论坛（WEF）在2023年发布的《绿氢加速倡议 中国绿氢赋能措施建议报告》指出，中国绿氢生产成本为33.9元—42.9元/公斤，是煤制氢成本的3—6倍。其中电力成本是绿氢生产的主要开支。相关数据显示，在当前我国的电解水制氢的成本构成中，用电成本达到70%。
刘思明提到：“当前企业使用绿电的成本依然较高，因此，绿色燃料生产成本也会上升。”尽管绿电在发电端已低于化石能源的度电成本，但用户侧价格依然高企。一方面，风光资源间歇性与波动性要求电力系统配套备用电源与储能来兜底，这些基础设施即便利用小时数不高，其折旧与维护费用仍需通过电价在用户侧分摊。另一方面，企业采购绿电不仅支付电能本体价格，还需同时承担绿证和配套改造投入，导致“用电”端综合成本增加。
此外，目前国内市场对绿色产品溢价接受度有待培育，因而生产端还很难将绿电成本通过价格传导至消费者。
再看生物质资源转化的路径，尽管中国生物质资源总量丰富，但收储运的商业模式仍不成熟。背后原因是“国内土地集中度低，企业向分散的农户收储生物质碳源，成本和质量不可控。”刘思明解释道。
相关研究表明，在国内现行技术条件下，仅有27%的生物质能被有效利用，生物碳因流程损失大，而难以实现预期的碳替代效果。生物能与碳捕集封存、生物质气化、合成燃料等技术工艺的效率和流程仍有待优化。
面对以上绿电和绿碳资源转化存在的问题，行业需要探索相应的解决方案。
绿电使用成本的问题如何解决？从制度侧来看，推动电力系统改革、实现新能源发电竞价上网将是有力举措。
2025年1月，《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》（发改价格〔2025〕136号）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。在此背景下，绿电交易的供给量或将更加丰富。成本高、效率低的项目将被市场逐步淘汰，从而降低绿电价格。此外，绿电直连也将有助于降低电价。2025年5月30日发布的《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》（发改能源〔2025〕650号）指出，鼓励风电、太阳能发电、生物质发电等新能源不直接接入公共电网，通过直连线路向单一电力用户供给绿电。该模式将促进新能源就近就地消纳，更好满足企业绿色用能需求。
从工程侧来看，“因地制宜在绿电富集区生产绿氢”是把制度红利转化为实打实成本下降的有效路径：以绿电直连方式先就地制氢，既能降低电网输配与交易成本，又将风光资源高效转化为可储运的化工燃料，从而同步提升绿电利用效率与绿氢的供给与经济性。
新疆库车项目已给出可验证的范式：在光伏电场与制氢设施近距直连的工艺与交易结构下，德邦证券对中石化库车绿氢示范项目测算的制氢成本约为14.02元/公斤，显著低于全国多数场景下的33.9元/公斤—42.9元/公斤区间，表明“直连+就地转化”的工程组织方式，足以把“发电便宜”切实转化为“用电便宜”。这一模式沿氢—醇路径外延到绿色甲醇，同样具备可复制性。
绿碳资源高效利用的问题也要有解决方案。既要优化工艺技术和流程，也要实现生物质资源的集中化和规模化利用。刘思明谈到：“随着农业的集中化发展，未来企业的采购方式会从To C（面向个人）转变为To B（面向企业）。将来大规模的集中连片土地转交到大户手中后，收集效率会大大提高，同时供应也会更为稳定。”
未来，随着绿电成本的下降和生产规模的扩大，绿电制甲醇和生物质耦合绿氢制甲醇的成本下降空间巨大。据国信证券相关分析报告预测，绿电制甲醇成本将从目前4500—4600元/吨降至2100—2200元/吨，生物质耦合绿氢制甲醇将从目前3500—3600元/吨降至1900—2000元/吨，届时，将对当前庞大的甲醇市场进行直接替代，有效降低甲醇工业的碳排放量。
算好绿色燃料经济账：公平分担溢价，各环节共赢
除了技术和成本，管理层面也可以有所作为。
不同船型的货主对成本的承受能力是有差异的。能源基金会交通项目高级项目主管辛焰指出，集装箱是最适合先尝试应用绿色燃料的船型，因为集装箱运载的货物附加值高，能承受的溢价能力也会较高。面对绿色燃料的高成本，集装箱船的货主和航运公司更有能力稀释增加的成本，分摊到每个集装箱乃至每件商品上的成本增幅其实非常有限。
英国商业咨询机构UMAS在2023年发布的研究报告指出，相较于传统燃料，每标准箱（TEU）使用绿色甲醇的额外成本在150美元至210美元。以一艘满载2万标准箱船为例，按每标准箱（1000件商品/标准箱）额外增加成本210美元计，每件商品成本仅增加0.21美元（约1.5元人民币）。
“燃料成本是整条供应链中的一部分并非全部，即使绿色燃料价格翻倍，最终在单件商品上增加的成本并非无法承受。”辛焰谈到。考虑到未来绿色甲醇生产成本降低，其对单件商品的成本传导将会进一步减弱。
而作为最先受到IMO减排新规影响的利益主体——船东和货主，也在寻求与能源、基建企业的创新合作，创新投融资方式，在绿色燃料的生产和应用中抢占先机，从而共同分担风险和收益。
上海交通大学上海高级金融学院教授邱慈观指出，航运业的脱碳投融资具有跨部门、多主体的特性，融资对象不止于船企，还包括能源、基建等部门。由于绿色燃料研发的关键技术目前仍不成熟，海运脱碳融资还涉及创新研发投资。“参与者应以共同出资方式分担风险、锁定收益。”邱慈观补充道。
以供应链协同股权投资为例。2023年，中远海运国际（香港）、吉电股份和上港能源共同出资成立上海吉远绿色能源有限公司，下设一家专门生产绿色甲醇的子公司，以推动绿色甲醇的产销。
“三家共同持股企业分属海企部门、能源部门和交运基建部门，三者合作有助于打通绿色燃料的生产、运输、销售等关键环节，也有助于共同锁定绿色运输的关键竞争力，实现共赢。”邱慈观指出。
对中远海运国际（香港）而言，此举将为公司旗下的一系列甲醇船舶锁定燃料，提升供应链韧性，并降低未来绿色燃料采购和运营成本。对吉电股份而言，这将是企业延伸产业链、布局新能源，落实“电力+氢基能源”战略的重要组成——据公开资料显示，其位于吉林省四平梨树县的“梨树风光制绿氢生物质耦合绿色甲醇项目”（化工部分）已经获得正式备案批复，进入实施阶段。而对上港能源来说，该合作将有利于为上海港提供稳定绿色燃料供应，提升绿色港口的服务能力与吸引力。
尽管短期内使用绿色燃料会带来成本上升，但随着未来航运业减排要求日益严格，港口和企业在绿色燃料上的投资，将成为抢占发展先机的基石。“绿色燃料的生产制备将改变原有的燃料供应格局。这条产业链将为可再生电力、可再生能源、碳捕集与封存等行业带来新的机遇，创造新的经济发展机会。”辛焰指出。
能源基金会产业转型执行主任龚慧明认为，每当推动使用一种更为清洁的燃料时，必然会带来工艺的改变、提升以及成本的增加，行业必定会提出质疑，认为更高的成本难以承受。但成本不应该成为否定变革的因素。“面向未来的航运转型，前期肯定需要大量投入，但这些投入在将来有可能带来意想不到的收益。这些收益将远超出当前供应绿色燃料的投资。政府需明确目标，凝聚推进共识并提供早期发展必要的财政和政策支持，同时确保市场公平竞争，避免谁用谁吃亏，谁先用谁先出局。”龚慧明分析道。
在供应端，龚慧明建议，能源主管部门需要通过规划和政策给予船用燃料足够的重视和支持。因为落实IMO净零排放框架是国家层面工作，光靠地方实践很难创造规模、降低成本；同时，在绿氢和绿碳组合成绿醇的终极目标之前，也应考虑过渡性技术路径，鼓励绿氢灰碳和灰氢绿碳的组合应用。
绿色燃料市场的成熟，除了打通生产、储运、加注和消费之间的技术通路，还需要有稳定的需求。而在现阶段，关键在于通过政策刺激需求、稳定市场预期。2024年11月发布的《上海市推动国际航运燃料绿色转型工作方案》为绿色航运燃料发展提供了纲领性蓝图和行动路径。此外，《绿色低碳转型行动方案（2024—2027）》也指出，到 2027 年，远洋船舶绿色甲醇燃料消费量将超10万吨。
在需求端，辛焰认为“国内政策也需要提出绿色燃料的应用要求，例如在企业清洁运输规定中加入绿色燃料使用比例的要求。”
来源：新浪财经