当前，我国能源转型进入关键阶段。随着《可再生能源消费最低比重目标和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法》于2026年8月1日起正式实施，非电利用（供热、制氢、合成氨、合成醇等）被首次纳入国家常态化刚性考核，彻底改变了过去仅靠“卖电”单一消纳路径的局面，绿氢、绿氨、绿色甲醇及生物质等绿色燃料产业由此迎来历史性机遇。
8月29日下午，由北京清洁燃料行业协会主办、北京中关村雍和航星科技园承办，人民能源科产融合智库提供学术支持，《能源高质量发展》杂志、能源强国网提供媒体支持的“能源强国”双月圆桌讨论会（第三期）在北京举行。30余位能源领域专家齐聚一堂，围绕“可再生能源非电消纳考核背景下绿色燃料的机遇、挑战与建议”展开深入研讨，共商绿色燃料产业高质量发展路径。
规则之变：
绿色燃料从“可选项”变为“必答题”
讨论一开始，北京清洁燃料行业协会会长张永泽便抛出一个判断：“世界经济的规则正在发生变化。”在他看来，应对气候变化、推动碳减排正在成为越来越广泛的全球共识，绿色低碳已从一种价值主张演变为具有约束力的经济规则。无论是欧盟的碳边境调节机制，还是国内将非电消纳纳入地方考核，逻辑都是一致的——“不是它贵不贵，是你必须做；不是‘可选项’，而是‘必答题’。”他特别提示，绿色燃料的未来不应局限于燃料本身，“未来它可能是一种基本的化学品”——随着欧盟碳关税对原材料来源的追溯日益严格，绿色属性本身将成为工业品的价值组成。他建议，绿色燃料的市场培育不能只靠强制机制，还要辅之以电价、碳价等经济机制；当前中欧碳价差距明显，随着碳排放双控考核不断深化，国内碳价上行将是确定性趋势。同时，产品溯源与标准体系建设刻不容缓，“这不仅是应对欧洲碳关税的需要，也是国内非电消纳考核的必然要求”。
中国石化集团公司原高级专家王维民算了一笔“绿色甲醇账”：绿色甲醇主要有电制e－甲醇与生物质气化两条技术路线，截至2025年底，我国已建成6个绿色甲醇项目、产能约38万吨/年，建成3个绿色合成氨项目、产能约70万吨/年。他测算，当电价降至0.1元/千瓦时时，甲醇完全成本约2530元/吨，而船东可接受价格为3400元/吨—4540元/吨，产业化的“最后一公里”考验的是技术迭代与成本管控能力。他综合国内外案例提出：能源安全正由化石能源转向可再生能源支撑，国际巨头普遍以15年长协锁定原料与销售，政策导向与科技进步是产业发展的两大推动力，我国应加快全产业链科技创新，降低终端产品价格。
金风科技股份有限公司（以下简称“金风科技”）副总裁陈秋华的发言，把讨论引向更深一层的思考。他以一组对比开场：当前韩国海上风电竞争性固定价格约170韩元/千瓦时，约合0.9元/千瓦时。相比之下，国内新能源资源富集地区，部分增量项目机制电价已经下探到0.2元/千瓦时区间——“价格信号背后，是机制问题，必须通过机制创新打开新的价值空间”。陈秋华介绍，金风科技在内蒙古布局的氢氨醇项目规模超过100万吨，下月即将陆续投产供货。他坦言，在项目推进中真切感受到政策“协同不够”的阵痛：绿电直连政策落地前，项目电价成本被显著推高；绿色甲醇出口名单一度未将企业纳入。在他看来，绿电直连对氢氨醇项目是“重大利好”，但政策之间不能“各自为战”。他还提醒，出口认证是当前最大门槛之一：欧盟对绿色度认定极其严谨，绿色燃料的碳足迹需相较化石燃料基准下降70%以上，同时还要满足可再生电力来源以及相关认证要求；要满足这一标准，需将铁路专列运输、园区绿电直连、合成气用电等纳入系统设计。他呼吁，国家应当建立“保护需求”的长效机制：“电力市场有数万亿元的体量，氢氨醇完全可能再造一个‘万亿级’市场。把需求保护住、培育起来，产业链与就业就有了根基。”
体系之立：
从溯源认定到资本协同
北京中创碳投教育咨询有限公司总经理张斌亮则从碳交易市场视角补充了“变现”逻辑。他介绍，截至2025年底，全国碳市场已纳入发电、钢铁、水泥、铝冶炼四大行业共3378家重点排放单位，覆盖年碳排放量约80亿吨、占全国排放总量60%以上；而全国温室气体自愿减排交易市场上，截至2025年底，核证自愿减排量（CCER）累计成交量仅约922万吨，相比每年亿吨级的配额抵扣潜在需求，供给明显不足。供不应求格局短期难以改变，急需进一步加强CCER减排项目开发力度，存在“变现”巨大商机。同时，他建议企业应该认清并识别不同市场监管机制下的碳核算与互认标准，“政策机制不了解，标准不清，企业花大价钱做了认证，结果主管部门不认可，就白做了”。
针对绿色燃料“谁来认定、如何溯源、能否互认”的行业痛点，中国石油北京销售公司项目经理张濛建议，依托国家级综合能源交易场所构建绿色燃料溯源与认定机制。他指出，当前行业面临标准碎片化、溯源体系缺失、认证公信力不足、国际互认不畅四大短板。他提出五条路径：共建全国统一的认定规则体系，统一氢、氨、醇的属性认定标准与碳排放核算口径；依托大数据、人工智能、区块链技术搭建全链条可信溯源体系，做到“货、单、证、数”合一；构建多方协同、闭环可控的互信互认机制，吸纳行业头部企业集体背书；以“优质优价”释放绿色资产价值；搭建国际对接平台，推动国内标准与国际体系互通互认，助力我国绿色燃料走向标准话语权、价值定价权。
央企投资协会会长楚序平介绍了央企投资协会关于国资央企投资机构布局未来能源的“施工图”。他表示，央企投资协会联合中国科学院、中国科协和央企投资机构，搭建了未来产业创新投资平台联合体，并推动未来能源创新投资平台落地。下一步将从三个方向发力：一是服务央企投资机构，推动完善体制机制营造投早、投小、投硬科技政策，发起国资央企投资机构投资场景联合开放，以协会平台支持国资央企投资机构联合开展未来产业协同投资；二是服务创新型企业，联合工业和信息化部、中国科学院等单位，发现未来产业优质创新企业，培育未来产业包括能源领域“领头雁”企业；三是服务未来产业前沿领域科学家，针对科技创新资金缺口、中试缺失、场景不足等问题，搭建国资央企投资机构和前沿创新之间“成果转化+资本投资+场景落地+产业赋能”桥梁。
落地之径：
从零碳园区到地方一线
企业端的实践，为产业蓝图提供了鲜活注脚。北京中燃新能源有限公司副总经理王鹏飞介绍，中国燃气正以“以绿制绿”模式打造零碳园区解决方案，构建“气、电、冷、热、氢”综合能源服务体系：生物质气化供热运行成本较天然气锅炉下降20%—30%，生物质热电联产综合能源利用率超过80%；工业余热梯级回收可降低园区综合能耗15%—30%；闭式热源塔、磁悬浮热泵、中深层地热等多元技术组合，叠加D+E数字孪生能碳管控平台，已在动力电池、化工新材料、综合园区等业态落地多个示范项目。“零碳园区不是概念，是一本算得过来的经济账。”
沙特国际电力和水务公司华中大区总经理郑颖昕则从航运场景给出“先灰后绿、梯次升级”的务实路径：目前柴油价格约7900元/吨—8000元/吨，而灰色甲醇仅约3000元/吨，经济性已经成立；国家对甲醇动力船、氢能船给予补贴，一艘2000吨级内河船舶补贴可达400多万元。他建议先在长江航运沿岸布局甲醇加注网络、培育船队规模，再逐步向绿色甲醇切换。“待场景培育成熟，绿色燃料的价格压力就化解了一大半。”
地方是政策落地的第一现场。北京清洁燃料行业协会秘书长柴礼岩以吉林省白城市为例：作为东北首个千万千瓦级新能源城市，白城新能源开发规模已突破1900万千瓦，2026年将冲击2300万千瓦，2030年目标4000万千瓦，资源开发总规模预计超过5000万千瓦，并已纳入全国首批能源领域氢能试点区域和东北（含蒙东）—长三角氢能试点城市群。白城正把“风光火储+绿色氢氨醇一体化”作为长期战略，力争2030年实现制氢20万—30万吨、绿色化工品200万吨。当地国电投大安风光制绿氢合成氨项目已于今年7月向韩国出口3750吨绿氨并获国际认证，上海电气洮南生物质甲醇项目二期20万吨装置也已正式启动。“把绿氢、绿氨、绿醇纳入非电消纳考核，意味着清洁能源基地终于可以从单纯卖电，转向卖绿色工业原料。”不过他也坦陈基层的真实困惑：风光离网制氢项目电力不上网，绿证、绿电、绿氢如何避免重复计算？化工园区内氢氨醇一体化、中间产品自用算不算重复认定？绿氢绿醇销往北京、上海等消费地能否跨区域划转？
北京中关村东城园管委会相关负责人介绍了北京能源产业集聚的平台优势：东城区正将绿色先进能源与低碳环保作为重点产业方向，未来能源产业园已在中关村雍和航星科技园挂牌，园区将持续为能源企业提供政策服务与协同平台，“能源产业不是哪一个区的产业，是国家的产业，我们要做好执行者、服务员”。
北京中燃新能源有限公司总经理刘相东则把目光投向更宏观的“资源错配”命题：“能源结构不合理、没有形成一张大网，是最大的资源错配”。他提出，无论国内还是全球，能源资源与消纳能力的空间错配都蕴含着巨大的优化空间。二次投资即可实现煤制油向煤制气、煤制氢、煤制甲醇的柔性转换，“碳关税终将推平国际资源边界，谁能率先解决错配，谁就掌握主动权”。
讨论会持续近五个小时，专家们既有观点交锋，更有共识沉淀。与会专家普遍认为：非电消纳考核既是约束，更是机遇——它将促使高耗能、高排放行业主动寻求绿色原料替代，地方清洁能源富集区有望在保障国家能源安全的同时培育新的经济增长点。多位专家建议，下一步应加快建立全国统一的绿色燃料认定标准与碳足迹核算体系，完善绿电直连、绿证绿电、跨区域划转等配套细则，健全碳市场与绿色燃料市场的价格传导机制，以更系统的制度供给，为产业发展提供确定性预期。
