2026年政府工作报告首次提及“绿色燃料”，将其与氢能并列作为培育绿色低碳转型新增长点的重要方向，标志着绿色燃料正式上升为国家层面的重点发展领域。

        据权威数据显示，到2030年全球绿醇、绿氨、可持续航空燃料（SAF）潜在需求有望增至3600万吨、2300万吨、1100万吨左右，且远期市场空间达万亿元。石油石化行业如何抓住机遇，破解发展瓶颈、实现降碳减亏，推动绿色燃料从试点示范走向规模化、商业化，成为行业高质量发展的核心命题。

政策配套精准赋能

        绿色燃料的规模化发展，离不开政策的全方位护航，而两会明确提出的“国家低碳转型基金”，更是精准对接产业发展痛点，成为撬动行业高质量发展的关键支点。

        “当前，绿色燃料产业正处于发展起步阶段，重资产投入、长回报周期、盈利空间有限的现实困境，直接导致投资者参与意愿不足，资金缺口问题尤为突出。”中国人民大学生态金融研究中心副主任蓝虹测算，仅“十五五”期间，我国绿色燃料产业培育的资金缺口就超万亿元。

        针对这一核心痛点，国家设立的低碳转型基金精准发力，聚焦产业薄弱环节，重点投向绿色燃料技术研发、基础设施建设、产能布局优化等关键领域，将有效弥补资金缺口，为行业发展注入了充足的资金活水。

        资金保障是基础，系统谋划则是绿色燃料产业有序发展的前提。近几年国家密集出台绿色燃料相关支持文件。例如，国家发展改革委、能源局2025年10月发布的《关于促进新能源集成融合发展的指导意见》，已明确提出统筹布局绿氢、氨、醇等一体化产业，为全国范围内的产业布局提供了清晰的政策遵循。与此同时，国家能源局相关试点通知持续推进，明确9个绿色液体燃料技术攻关和产业化试点项目，要求2026年底前建成投产，对符合条件项目优先推荐纳入制造业中长期贷款支持。

        在国家政策的引领赋能下，地方层面的政策落实呈现抢跑态势，各地结合自身资源禀赋，纷纷出台针对性配套政策。浙江已形成三级联动政策体系，通过多项专项文件，聚焦SAF、绿色甲醇等细分领域，试点建设车用甲醇加注站，支持宁波舟山港开展绿色燃料国际加注业务，推动绿色燃料与港口、工业场景深度融合，为产业规模化发展筑牢政策根基。云南省率先出台绿氢补贴政策，对年产绿氢100吨以上的新能源制氢（氨醇）一体化项目，自投产之日起连续三年给予每公斤最高13元补贴——这一补贴力度，基本抹平当前绿氢与灰氢的成本差距，有效激发企业投资积极性。

        贵州、陕西、山西、甘肃、辽宁、吉林等能源大省也纷纷跟进，将绿色氢氨醇纳入重点工作计划。比如，辽宁规划建设“赤峰至锦州输氢氨醇管道”，完善基础设施布局；内蒙古重点强调拓展绿色氢氨醇应用场景，推动产业落地见效；吉林则明确绿氢制绿色甲醇项目可优先获得绿电直连资格，各地多点发力，为产业发展营造了良好的地方环境。

        国家赋能，地方大步跟进，“石油石化企业需紧扣国家及地方政策导向，精准发力破解发展桎梏。”专家表示，一方面对接国家低碳转型基金，聚焦技术研发、基础设施建设、产能优化等核心领域，争取资金支持，弥补产业发展资金缺口，缓解重资产投入、长回报周期的压力。另一方面联动地方政府，结合各地资源禀赋布局项目，借力地方配套政策降低运营成本。”

技术创新筑牢根基

        破解绿色燃料成本高企、实现降碳减亏目标，核心要靠技术创新。

        在绿氢氨领域，核心发力点在于破解储运与成本难题。为此，有专家指出，国家低碳转型基金将重点支持绿氢氨核心技术研发，推动电解槽技术迭代，力争到2030年将电解槽单价降至1万元/千瓦以下，绿氢成本降至10元/公斤以下，与灰氢实现平价竞争，届时我国绿氢产量有望达到350万~500万吨/年，形成万亿元以上的大市场。

        在氢能领域，全国政协委员、中国工程院院士马永生建议，石油石化行业要灵活采用“揭榜挂帅”等攻关模式，重点突破高效电解槽、规模化储运等关键核心技术，鼓励炼化、化工等“链主”企业牵头组建创新联合体，打造“风光发电—管道输氢—工业消纳”全链条规模化示范工程，加速氢能从成本高地向产业高地转变。

        全国政协委员、中国工程院院士、中国科学院大连化学物理研究所所长刘中民指出，近期俄乌、美以伊局势升级，通过威胁源头供应、阻塞霍尔木兹海峡等关键通道，推升原油进口成本及重构贸易流向，给我国原油的稳定获取带来挑战。在他看来，油醇融合技术正是破解这一困境的重要路径。甲醇兼具能源和物质双重属性，不仅可直接转化为烯烃，与石脑油、汽油等耦合转化时还能有效提高收率、降低能耗，具备显著的技术经济优势。为此，他建议加速油醇融合技术研发，搭建产学研用深度融合的创新平台，联合高校院所与石化企业开展全链条协同攻关，加快技术成果产业化步伐，切实保障我国产业链供应链安全。

        中国石油集团经济技术研究院首席经济学家戴家权也表示，绿氢、绿甲醇、绿氨作为二次能源，其“时空搬运”和“形态转换”的桥梁价值，需要依托技术突破才能充分发挥，进而推动新能源消纳，降低企业碳排放成本。

        在绿色燃料的细分领域，绿色甲醇凭借其低碳属性备受关注，当前发展的核心重点是突破技术瓶颈、拓展原料来源。有专家建议，应加大对二氧化碳加氢制绿色甲醇等低碳技术的扶持力度，聚焦高效催化剂、低成本电解槽等核心技术集中攻关，破解行业发展痛点。值得欣喜的是，目前我国相关技术已取得阶段性突破，“沼气全碳定向转化制绿色甲醇”技术已实现碳利用率近100%，生产成本成功降至3000多元/吨，为绿色甲醇的规模化推广奠定了坚实基础。

        两会代表和委员还建议，加快SAF高效转化技术研发，规范生物质原料回收体系，推动SAF与飞机发动机的适配性研究，提升掺混比例。当前，中国石化自主研发的生物航煤技术，已在C919等机型完成验证，全生命周期减碳超50%，依托国家低碳转型基金支持，该技术将进一步优化、扩大产能，与中航油合作推动SAF在全国机场常态化加注，预计到2030年，SAF生产成本将大幅降低，大幅带动航空业降碳。

        事实上，绿色燃料要想规模化发展，离不开上下游产业链协同发力。戴家权表示，产业链协同是绿色燃料实现降碳减亏的关键，唯有打通原料供应、生产、储运、加注、应用全链条，才能降低全产业链成本，提升环保效益，实现行业高质量发展。

        比如，上游原料端，加强与生物质原料回收企业、绿电企业合作，构建稳定原料供应体系；中游生产与储运端，联动储运企业、装备制造企业，推动储运技术升级与装备国产化；下游终端应用端，深化与物流、航运、航空企业合作，形成“生产—供应—应用”良性循环。

产能布局优化升级

        规模化发展离不开科学合理的产能布局。然而，合理的产业布局从来不是简单的“遍地开花”，而是结合各地原料禀赋、消费需求和区域优势的精准规划，推动产业协同升级。

        我国是全球风电、光伏装机量最大的国家，2025年风电与太阳能发电总装机容量突破18亿千瓦，西北、华北、东北等地区年均光照时长超2800小时，年平均风速达6米/秒以上，为绿氢电解水制氢提供了充足、廉价的绿电资源。

        为此，在绿氢氨产能布局方面，专家普遍认为，重点要聚焦在西北风光资源富集区，着力打造规模化生产基地，推动“绿电+绿氢氨”一体化生产模式落地见效。当前，内蒙古凭借优越的资源条件，成为绿氢氨产业发展的“主战场”。中国石化位于内蒙古鄂尔多斯市的风光融合绿氢示范项目近日正式启动。该项目充分利用了鄂尔多斯地区丰富的太阳能和风能资源，通过直接制氢技术，年产绿氢达到3万吨，同时产出绿氧24万吨。

        全国人大代表，中国石化中原石油勘探局有限公司董事、党委书记张庆生建议，要加快推进示范项目建设与行业标准化进程，优先支持内蒙古—华北工业集群等跨省长输管道示范项目落地，制定覆盖设计、建造、运营全生命周期的国家标准体系，为氢能产业规范化发展筑牢基础；此外，还应推广“风光电氢”融合发展模式，在西北风光资源富集区依托输氢管网，布局风光电氢一体化基地，实现绿电资源与氢能产业的深度联动。

        与绿氢氨产业布局相呼应，绿色甲醇产能布局坚持兼顾生产端与消费端，着力实现多元布局、产消联动，推动产业协同高效发展。在生产端，根据各地资源禀赋精准布局：西北风光资源富集区重点布局绿电制绿色甲醇项目，充分利用可再生能源优势降低生产成本；华东、川渝等生物质资源丰富地区，重点布局生物质制绿色甲醇项目，推动农林废弃物等资源循环利用；山西、陕西等煤炭资源丰富地区，则聚焦煤炭清洁利用制绿色甲醇项目，助力传统甲醇产业绿色转型。在消费端，围绕陆地物流通道和港口枢纽布局绿色甲醇生产基地，在特定的场景，进一步实现“产—站—车”协同联动。

        在SAF产能布局上，要重点聚焦华东、川渝等原料供应充足、市场需求旺盛的地区，打造区域性生产基地，助力航空业绿色转型。华东、川渝地区不仅生物质资源丰富，且航空业发达，为SAF产业发展提供了良好的产业基础，目前重庆万盛年产50万吨生物航油项目、中国石化青岛石化SAF生产线等重点项目正加快推进。其中，重庆万盛项目建成后，将有效填补西南地区SAF产能缺口，每年可实现降碳超40万吨。

        全国人大代表、中国石化青岛石油化工有限责任公司董事、党委书记韩峰结合生物质燃料产业发展特点，进一步补充了产能布局优化的思路。他提出，应结合原料地域分布特点和消费市场需求，精准优化生物质燃料产能布局：在华东、川渝等消费市场集中的地区，布局多元生物质燃料产能，贴近市场需求降低运输成本，提升产业竞争力；在西北、东北等农林废弃物和绿氢资源丰富的地区，规划建设规模化生产基地，推动资源就地转化利用，实现资源优势向产业优势、经济优势转化，助力生物质燃料产业高质量发展。

基础设施完善升级

        早在2024年7月，国务院印发《关于加快经济社会发展全面绿色转型的意见》，明确将“加氢(醇)站”纳入交通基础设施绿色转型规划，为甲醇加注站建设赋予了合法性与战略确定性。同时，提出进一步完善充（换）电站、加氢（醇）站、岸电等基础设施网络。

        “部分甲醇加注站建站成功，核心在于构建了‘车—站—醇’深度绑定的闭环体系。”专家指出。比如，在玉门顺兴甲醇站，精准匹配运煤车队的到站高峰，加注流程快捷高效；车辆端，2000多台吉利远程醇氢重卡奔跑运煤干线，这些车辆针对西北极端工况专门优化，可抵御甲醇腐蚀、应对酷暑严寒，一次加注续航超过1000公里；燃料端，站点通过“集中采购+区域配送”的模式，确保甲醇燃料稳定供应。

        要破解基础设施瓶颈，则需坚守“分类评估、精准匹配”原则。该原则要求所有项目必须通过“需求确定性、建设可行性、投资经济性”三维量化评估体系。比如在需求稳定、条件优越的枢纽区域，规划建设独立甲醇加注站；在需求明确但土地受限的区域，推广基于现有加油站的“油醇合建”模式，实现低成本网络布局；需求待培育或场景封闭的区域，创设橇装式加注站临时运营许可，助力市场探路与特定场景服务。

        除了甲醇加注站，针对当前氢能建设成本高、利用率不足的困境，全国人大代表，中国石化中原油田执行董事、党委书记张庆生认为，除了在加油站基础的基础上增加加氢业务以外，一方面要规范加氢站建设管理流程，在国家部委层面明确归口管理部门，加快制定全流程管理办法，引导地方完善审批流程；另一方面是推动氢能示范城市群政策落地，加强对北京、上海、广东等示范城市群的政策引导，落实考核奖励措施，通过政策扶持引导相关行业推广氢燃料电池汽车，丰富应用场景；此外，还要给予财税政策支持，参照光伏、新能源产业扶持模式，对加氢站建设给予财政补贴，推动加氢站布局扩容与氢能车辆应用提速。

        海运基础设施建设则要聚焦港口加注网络完善，推进绿氨、绿色甲醇储运通道建设。当前，上海港2025年绿色甲醇累计加注量达6.25万吨，仅次于荷兰鹿特丹港，依托基金支持，其进一步完善加注设施，联动周边加油站打造协同加注网络，每年可降碳超20万吨、减亏超8000万元。深圳盐田港已启用首艘双燃料甲醇加注船，实现粤港澳大湾区绿色甲醇常态化加注，未来还将进一步联动当地加油站拓展服务，打造国际绿色船用燃料加注中心。

        2026 年政府工作报告首次点题绿色燃料，为石油石化行业颁发了一张沉甸甸的 “绿色通行证”，更解锁了万亿级市场新机遇。站在当下，绿色燃料产业的发展路径已然清晰。然而，这既是关乎能源安全的战略抉择，也是决定产业未来的一次战略长跑。但我们坚信，行而不辍，未来可期。

责任编辑：石杏茹