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绿醇绿氨排队出海：从兴安盟到赤峰，长协订单把产能提前锁定

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-17 21:36

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

2026年9月10日，金风科技兴安盟绿色甲醇项目首批产品启运发运。这个规划年产145万吨的项目，一期25万吨产能对应的订单，早在投产前就被国际航运巨头锁定：马士基锁定每年50万吨级采购，赫伯罗特锁定每年25万吨级采购，两家合计超过75万吨。同一时间轴上，远景赤峰零碳产业园的绿色氨醇项目一期32万吨产能于2025年7月投产，规划总规模152万吨，日本丸红签下每年15万吨长协，首批产品已交付韩国乐天精密化学，百事公司亚太区也签下2026年至2030年的采购安排。

这不是某一家企业的个案，而是中国绿氨绿醇项目集体进入“订单先行”阶段的缩影。国家电投大安风光制绿氢合成氨一体化项目，总投资63.32亿元，年产绿氢3.2万吨、绿氨18万吨，2025年7月投产，首批3750吨绿氨出口韩国，买家包括韩国电力公社、斗山、乐天等企业，是中国绿氨首次批量进入韩国市场。中国能建松原氢能产业园“青氢一号”，一期年产绿氢4.5万吨、绿氨绿醇20万吨，2025年12月16日投产，并拿到ISCC EU体系下的RFNBO（可再生燃料非生物来源）认证，与比利时CMB.TECH签署每年15.8万吨绿氨采购协议。上海电气洮南绿色甲醇项目则在2026年8月17日于上海洋山港完成8016吨绿色甲醇加注，长协方为达飞轮船与上港集团。

订单结构揭示了这条产业链的真实驱动力：需求不在国内，而在国际航运与化工巨头的减碳合规压力上。国际海事组织的温室气体核算规则、欧盟可再生能源指令对RFNBO的认定，叠加航运企业的自愿承诺，共同把绿色甲醇和绿氨从“概念燃料”推成了必须交付的实物商品。船东愿意签长约，是因为替代燃料的产能供给在全球范围内仍然稀缺；项目方愿意在投产前锁价，是因为长约能够对冲绿氢成本的不确定性，让融资和建设周期更可控。

但“订单先行”并不等于路径畅通。第一个绕不开的环节是认证。绿氨绿醇要进入欧盟市场，必须证明其全生命周期的碳排放满足RFNBO要求，涉及电力来源的绿证核销、电解制氢的实时匹配、碳源必须是生物质或直接空气捕集。松原项目已拿到认证，但更多项目仍卡在碳源与电力核算的细节上，而这些规则的解释权在境外认证机构手里，认证成本与不确定性都会转化为项目风险。

第二个环节是绿氢成本。绿氨绿醇的成本结构中，绿氢占比通常超过六成，而绿氢成本又主要由电价与设备利用率决定。目前多数项目采用“离网自建风光＋配套储能”的模式，弃电率与利用率难以两全：为了提高电解槽利用小时数而扩大风光装机，会推高初始投资；为了压投资而缩小规模，则产能难以支撑已签长协。前文提到的宽负荷电解槽，解决的正是这一矛盾中的技术侧问题，但经济性的账最终要靠电价机制与运行数据来算。

第三个环节是基础设施。绿色甲醇要在港口完成加注，涉及储罐、驳船、岸基管线的整套配套；绿氨作为船舶燃料则对毒性、泄漏监测、码头安全距离提出更高要求。上海电气洮南项目能在洋山港完成8016吨加注，说明加注链条已经开始跑通，但现阶段的加注量相对于已签约的长期采购量仍属试水，港口侧的投资节奏是否跟得上，会直接决定“长约能否按期履约”。

从产业建议角度看，有三件事值得优先推进。其一是把认证前置到项目设计阶段，而不是投产后补办。项目在选址阶段就要确认碳源可获得性、绿电匹配方式与认证路径，避免建成后因认证口径调整而被迫改造。其二是推动绿电直连、绿证与制氢的计量贯通，让“绿”的证明链条尽量简单可核，减少重复核算带来的成本。其三是在港口侧形成加注能力的统一规划，尤其是环渤海、长三角、珠三角三大区域，避免各项目单独谈判、单点建设造成重复投资。

从更大视角看，绿氨绿醇出海是中国新能源产业第一次以“分子”形态而非“电子”形态参与国际能源贸易。与光伏组件、风机出口不同，这类产品的竞争力高度依赖资源禀赋、电力成本与物流半径，难以靠单一环节的规模优势取胜。赤峰、兴安盟、松原、大安、洮南这些项目集中出现在东北与蒙东，正是因为当地同时具备风光资源、土地空间与化工基础。这些区域能否把先发优势沉淀为稳定的交付能力，将决定中国在全球绿色燃料贸易中拿到多大份额。

从合约结构看，这一轮长协的定价方式值得研究。国际买家与国内项目方签订的采购协议，多采用与国际甲醇价格、天然气价格或绿氢成本指数联动的定价公式，并附带最低采购量条款与照付不议安排，合约期限普遍在十年以上。这种结构对项目方有利的一面是现金流可预期，便于取得融资；不利的一面是当绿氢成本下降速度快于预期时，项目方无法及时享受技术红利，而原料、电力与设备价格若上行，成本上涨也难以完全传导。目前已有项目在合约中设置价格复议条款，约定每三至五年重谈一次价格区间，以平衡双方的风险敞口。

从产能布局看，国内绿氨绿醇项目已经形成三大集群：以赤峰、兴安盟、通辽为核心的蒙东集群，以松原、大安、洮南为核心的吉林西部集群，以及宁夏、甘肃、新疆的部分项目。这些区域共同具备风光资源好、土地成本低、靠近化工产业基础的条件。值得注意的是，多数项目的合成氨与甲醇装置并非全新工艺，而是对成熟化工路线的“绿氢替代”，这意味着产能建设的周期相对可控，真正的瓶颈集中在绿电供应、电解槽交付与认证环节。集群化布局有利于共享管廊、储运与港口物流，但也带来了区域内的资源竞争——同一片风光资源要同时满足制氢、外送与本地消纳的需求，需要在电网规划层面统筹。

需要警惕的风险是产能节奏的同质化。已公开的绿氨绿醇规划产能规模，明显超过当前已锁定的国际长协规模，若多个项目在相近时间投产，短期内可能出现供给过剩、买家议价能力上升的局面。缓解这一风险的关键，是在项目建设前期就完成客户结构的差异化：锁定不同区域、不同行业的买家，例如航运燃料客户、化工原料客户与发电掺烧客户，对产品品质与服务的要求各不相同，能够形成互补而非直接竞争。此外，绿色甲醇与绿氨之间也存在路线选择问题，甲醇面向航运市场的接受度更高但需要碳源，氨的储运与安全要求更高但燃烧不产生二氧化碳，项目方应依据自身资源条件与目标客户做出取舍。

【文中信息及数据来源于：金风科技、远景科技集团、国家电投、中国能建、上海电气等企业官方发布信息、ISCC EU认证公开信息、马士基与赫伯罗特等国际航运企业公开采购信息、公开行业报道】

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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作者：

马行川