渤海湾码头上，起重机正忙碌地将标注着绿氨、绿色甲醇的集装箱装船。这些来自中国的绿色燃料，在穿越太平洋奔赴欧盟市场之前，面临着一场特殊的 “考试”，需要完成对自身绿色属性的 “自证”，才有机会拿到进入欧盟市场的 “通行证” 。
时光回溯到 2018 年，欧盟修订《可再生能源指令》（RED II），这一举措犹如在全球绿色燃料市场投下了一颗石子，泛起层层涟漪。它首次将交通运输领域的可再生能源比例纳入强制要求，率先为绿色燃料市场的发展开辟了道路。作为为绿色燃料溢价买单的主流市场，近年来，欧盟对相关产品进行了细致的定义分类，在成员国和行业层面设定了约束性目标与认证规则。这一系列规则交织在一起，宛如一张复杂的大网，为我国绿色燃料出海筑起了一道高高的准入门槛。在这样的背景下，培育国内市场以及构建技术优势变得愈发重要。
当下，在我国市场对绿色燃料溢价接受程度有限的情况下，国内规模较大的绿色氢氨醇一体化项目纷纷将目光投向海外市场，将出口视为盈利的关键途径。据统计，欧盟认可 3 种绿电制氢方式，然而，某央企氢能产业中心主任无奈地表示，欧盟绿电制氢架构是基于其自身分散式电网、高可再生比例和差异化市场机制建立的，而中国大电网集中管理的模式、能源结构及市场化程度与欧盟截然不同，难以直接套用其模式。我国必须结合自身特点，通过政策创新和市场建设，摸索出适合自己的发展道路。
目前，绿色燃料市场的绿色溢价主要由欧盟市场承担,按照 “谁买单，谁说了算” 的原则，要想从欧洲人那里赚到这笔钱，生产出符合欧盟标准的绿色燃料至关重要。但一位央企氢能公司专家道出了其中的艰难：“欧盟对产品碳排放的溯源核算有着严格的界定标准，而且必须通过欧盟当地进入目录的认证机构获得认证，这对国内企业来说颇具挑战。” RED II 将利用可再生能源制取的绿氢、绿氨、绿色甲醇定义为非生物来源可再生燃料（RFNBO），并对其认定标准提出了极为严苛的要求。除了必须完全由可再生能源电力生产外，生产 RFNBO 还需满足时间与地域匹配等条件，产品全生命周期温室气体排放需比化石燃料低至少 70%，且要通过国际可持续发展和碳认证（ISCC）认可的第三方认证机构认证。在这些重重约束下，国内企业想要生产出认证合规且具有成本优势的产品，谈何容易。不仅如此，绿氢氨醇出口还面临着加征关税、贸易壁垒等风险。
在我国，碳市场目前仅覆盖发电行业，虽然计划拓展至水泥、钢铁等高排放产业，但就目前的碳排总量规模与碳价水平而言，还难以形成能够支撑全社会绿色燃料成本溢价的有效市场机制。不过，一位民企氢能板块负责人满怀期待地预测，未来绿氨需求市场一旦开启，体量将会是灰氨市场的 2 至 3 倍。尽管当下国内愿意为绿色溢价买单的用户屈指可数，但随着碳达峰、碳中和目标的日益临近，绿色燃料的国内市场前景还是相当可观的。他还建议，应加快国内碳市场的建设与完善，对采购灰氨、灰醇的企业征收一定比例的碳税并逐步上调，为绿色燃料的发展创造空间。国家标准对于绿色氢基产品 “有多绿” 的判定，也深刻影响着市场的培育与发展。有专家指出，我国应进一步完善相关标准，激发国内企业的减排信心，为绿色燃料市场需求的壮大创造有利条件。还需完善标准与认证体系，确立全国统一的绿色氢氨醇认证标准和核算方法，推动国际绿色认证合作与互认，完善全国碳市场交易机制。同时，分行业精准挖掘细分市场对绿氢氨醇的潜在需求，加快拓展冶金、石化等高能耗行业应用场景，以重卡、船舶为主要突破口，加速交通领域绿色燃料的替代进程。
从辩证的角度来看，当前中国企业努力适配欧盟标准、出口获利，能够反哺国内研发，倒逼自身技术升级，快速提升国内氢能及衍生燃料产业链水平。但从长远发展的眼光来看，产业的真正壮大离不开国内国际双轮驱动。我国的碳减排进程仍要以国内消费市场为主体，需要政府、企业、社会携手合作，共同为绿色可持续发展买单，如此才能走出一条符合我国国情的绿色发展之路，让绿色燃料在我国这片土地上绽放出独特的光彩，为我国乃至全球的可持续发展贡献力量。
