上海没有秸秆如何制甲醇？湿垃圾可转为甲醇，干垃圾转SAF|文汇讲堂|上海市|流化床|燃料|生物质|甲醇|秸秆|能源

【导读】5月30日，2026文汇讲堂年度主题《绿色发展：向绿向富向美向强》第二讲，《绿色燃料：中国能源转型的产业落地》，上海绿能低碳科学技术研究院执行院长吴映阳主讲，企业嘉宾上海春谷机械制造有限公司董事长兼CEO俞信国、上海岚泽能源科技有限公司总经理范卫尧、青岛阳氢集团董事长兼CEO程惊雷做案例分享，他们与对话嘉宾华东理工大学讲席教授陈德展开圆桌对话。上观App、央视频、文汇讲堂视频号、国际绿色氢氨醇论坛视频号等直播，1.6万人观看。现场近百人参与。讲座开始前，企业听众进行了结对交流。本场讲座由上海绿能低碳科学技术研究院协办。

现经整理，分主讲篇、案例分享篇、对话篇、提问篇与用户分享，此为绿色燃料篇5——互动。

焚烧或气化获取绿色甲醇：技术难度有别

上海海兰云科技公司副总经理潘亚鸿：我从事海底数据中心研究，生物质能有两种应用方式，一种是焚烧发电，会产生氢能源；另一种是通过气化来产生绿色甲醇，甚至是可持续航空燃料（SAF），也是产生绿色能源。您认为，这两种技术路线哪种创造的绿色价值更大？

吴映阳：可以考察其对环境的贡献来比较，即是否充分利用了碳。生物质焚烧一方面在过程中会损失更多热量，另一方面，焚烧产生的二氧化碳，要把它变成一种液体燃料固定下来，需要额外用新能源发电制氢加以合成，因为二氧化碳自身能级很低。

生物质气化，是通过高温把生物质里的纤维素、半纤维素热裂解，转化为一氧化碳和氢，还有一部分二氧化碳及其他混合气体，在这过程中对碳的利用、能源合成的能量保存更全面、更充分，但技术难度更大。因为焚烧最简单，燃烧后将二氧化碳捕获并与氢耦合，这项技术在几年前已比较成熟了。

目前岚泽在解决技术难题，春谷在探索前端的生物质原料处理，让气化过程变得更方便，未来能源保存会得更多一点，成本更低一点。

陈德院士团队还在推进绿色能源的第三种生产方式，即发酵，也能把能量以较低成本较好地保存下来。总之，从技术便捷程度而言，焚烧较好，但发酵也可以作为补充。从碳的利用和能源的最终全部保存下来的角度，气化是更优的技术路径。

甲醇来源秸秆储存困难，故难以规模化降成本

中能研（天津）科技产业发展有限公司职业经理人吴亚军：做以生物质为原料制甲醇的过程中，原料要占成本的55%，如何控制公司的原料成本和仓储方式？

范卫尧：生物质原料的田间均价约为80元/吨，主要成本在于运输，30吨重卡只能装4.5吨左右的生物质，因为其密度低、体积大。当前气化炉要求灰分控制在10%以内，现实中，东北秸秆灰分达到30%以上。通常，每年10月至11月后就不再收集秸秆，而是等到第二年春天再收，此时的秸秆含灰量很高，就需要进行二次处理。另一个原因是水分过大，一旦大于30%，首次打包入炉后水分会大幅下降，这就有二次打包的成本。仓储同样棘手，东北地区约有200个堆场，因为是按半年周期来使用，通常会有10%-15%腐烂率。尽管秸秆离地仅80厘米，但就无法合规使用。

现在生物质电厂的秸秆预处理量约在280吨/天至320吨/天之间，到厂后，能用则用，不符合要求的只能视为“试错成本”了。因此，绿色甲醇的成本不像太阳能、汽车，通过大规模生产产品来迅速下降，它受制于生物质这一原材料的特性。

上海获取生物质：依托干湿垃圾产生的碳资源

上海社科院周伟铎：您刚才提到上海绿色燃料更多来自本地生产，作为超大型城市，厨余垃圾、秸秆，或森林废料都有限，未来上海作为国际加注中心，如何解决原料来源？需要哪些政策支持？

陈德：上海正在建设国际绿色燃料加注中心和交易中心，必须立足本地资源禀赋，将城市固废转化为“城市油田”——这是上海区别于“三北”地区的独特优势与核心竞争力。经过多年垃圾分类实践，上海已建立完善的湿垃圾收运体系。全市湿垃圾经厌氧发酵产沼气，依托我们最新开发的沼气全碳定向转化制绿色甲醇技术，年产能潜力约40万吨。同时，上海干垃圾焚烧产生的烟气二氧化碳，耦合绿电与绿氢，可合成可持续航空燃料（SAF），年产能潜力达百万吨级。在上海市科委统筹下，我们正联合多家企业推动“城市油田”示范项目，将上海的垃圾资源优势切实转化为绿色燃料产业竞争力。

微电网落地难点：无法用既有商业模式复制

商业航天公司周洲：您刚才提到要建立便于储存绿色能源的微电网，落地最大的难点在哪？

程惊雷：这段时间，针对构建微电网政策变化很快，不断在打补丁。从去年开始，“530”之前，重点是推动风光电上网，电网系统稳定受到巨大挑战。不论是从能源的供应安全和低碳化角度，还是从极端情况下的安全角度，都需要构建微电网。

最大的挑战在于，微电网的商业逻辑不同于传统发输用的普通电网，每个独立的建设主体都需要形成自身的商业闭环，并且需要大电网做它的大支撑，这就产生了成本和收益的分摊和博弈问题，需要时间去磨合。磨合过程中，微电网继续探索成本降低，目前风光电的平均成本是0.22元/千瓦时，如何继续降低？电化学电池的成本效率如何继续提升？如何利用氢能帮助风光电在微电网系统中低成本自我消纳，而不是简单上大电网并支付更多的上网费。除了预先强规划的大基地风光电站，传统风光电上网的商业模式已走到尽头了。下一步就是看微电网如何自我“强身健体”，同时与大电网传统模式磨合良好。

绿色燃料并非替代电气化，而是弥补盲区

太湖能谷吴贶：我们在推进电算一体化项目，想用储备一体化替代现在的UPS（不间断电源系统）+柴发（柴油发电机），业主不愿废弃柴发，愿意用绿色氢氨来代替柴发；无人机，本可走固态电池道路，现在又多了绿色氢氨续航里程更长的选项，绿色燃料与电动化似乎存在冲突，您怎么看？

陈德：从能源革命的演进逻辑来看，第三次能源革命的本质，是从化石能源经济向电经济的深度转型。电经济的能源架构，是以绿电为枢纽，以智能电网和绿色燃料网络为双通道，以多元储能为缓冲垫，实现能源生产、传输、消费的全链条重构。但绿色燃料并非要取代电气化，而是作为关键补充，精准填补电气化的盲区。我们发展新能源，本质上是在为不同场景寻找最优的应用路径。短距离运输中，电动汽车已非常成熟，电气化是完美方案。但对于电气化难以直接实现的远距离运输，及其它过程工业脱碳则需要构建“风、光、电、氢、醇、氨”一体化的新能源架构——航空领域，SAF是目前唯一能够大规模减排的能源载体；远距离航运，则可采用绿醇、绿氨或绿色LNG实现深度减排。由此可见，电气化与绿色燃料并不冲突，而是互补共生。

上海慕帆动力科技有限公司的戴军（线上）：生物质转化成电之后需要比较稳定的储能形式，这个矛盾怎么解决？是电化学电池储能还是国家电网来提供支撑？

范卫尧：在实际操作中，盐城地区海上风电很多，要实现稳定的8000小时电力运转仍有难度，目前采用两台生物质锅炉来解决蒸汽发电问题。生产30万吨甲醇还需要2.5亿度电，其中2亿多由生物质锅炉来发电提供，剩余部分依赖电网供电，但若全部用电网，物理溯源就达不到欧洲绿色甲醇的标准。

离网是成本可控的关键，多能耦合是应对对策

海德氢能谈笑：目前在离网场景下，储能和储氢的柔性调节方案比较成熟了。在后端绿色燃料的生产和分配环节，从化工领域看，有没有比较成熟的离网方案？

陈德：绿色燃料生产要求连续稳定，而风光电源具有天然波动性。解决这一矛盾有两条技术路径：路径一：前端调峰储能+后端柔性合成, 通过前端储能调峰平抑波动，后端采用新一代柔性合成技术，实现波动工况下的绿氨/绿醇生产。该方案可大幅降低储氢与储能的配置需求，提升系统经济性。路径二：地热耦合——海外经验借鉴, 地热发电年利用小时数超8000小时,极其稳定。将地热作为基荷电源与风光耦合，形成“风光地热多能互补”架构，可决波动性问题，实现绿色燃料的连续稳定生产。另外，生物质能本身具有可调度性，可与风光地热形成多能耦合，进一步平抑波动、保障产能。

绿色燃料与化石燃料竞争，成本是第一要素。离网模式的优势在于电价自主可控,将绿电成本压降至可竞争区间。当前国家正大力推动零碳园区离网建设，离网已从技术选项升级为产业必然。

在麦地直接处理秸秆，缺少含杂率的计量标准

退休IT人员徐俊：当前南北都在收小麦，俞总的技术可否直接安装到联合收割机里？麦收了，秸秆也收了，解决了范总说的腐烂、堆放问题？

俞信国：这是一个很有趣的话题。核心在于：究竟应该在大型秸秆使用方配置春谷干洗系统，还是在分散的收储点，利用类似春谷公司的小型干洗设备，在收储环节就完成干洗？从技术上讲，这两种方式都能实现，但最终由哪种方式主导，背后是经济规律在起作用。

无论哪种方式，都尚缺一个关键条件，即不同含杂量的秸秆缺乏按质计价的经济环境。

到目前为止，我国还没有针对农业废弃物的含杂率进行计量的成熟设备，也没有相应的国家标准。这意味着，即使个体农户提供了更干净的秸秆，也无法在商品交换中按质论价、获得更高的销售回报。没有了按质论价，也就失去了提升品质的基本动力。

曾有靠近集中产业园区的农户提议：由他们来收购一定范围内的秸秆，自行进行清洗、甚至制成颗粒或粉状，留取一定的加工利润，再就近卖给东边或西边的秸秆用户，来实现按质论价问题。

公司化运营本身具有逐利的本性。因此，将春谷干洗设备前置到田头收割环节，并非没有可能。随着技术进步、法规完善和商品经济的充分发展，这个领域一定会演变出非常丰富、有趣的商业闭环形态。未来的模式一定会比现在更加合理、更加进步。

生物质气化技术上大型项目多采用气流床

运投能源科技公司何晨红：液态燃料的生物气化技术是重要环节，目前国内的固定床、流化床、气流床三种技术都在发展。未来哪种会成为主导？

范卫尧：固定床已废弃不用，主要是流化床和气流床。流化床必须在后端接个POX（部分氧化器），压力较低，增压比为4-6，均可实现。流化床何时能走通，还需具体情况而定。从效率来看，我们推荐气流床，大型项目多采用气流床，这是主要路线。我们在盐城大丰区的项目的有效气产出效率为每小时8.5万标准立方米，在泸州合江县的项目是每小时9.4万标准立方米，对比行业龙头项目金风科技则为每小时7.4万标准立方米。但如果是小型化项目，我建议采用流化床。

政策是否会对SAF生产给予溢价？