“绿色标签”的问题：碳强度数据揭示了氨作为新兴碳源的优势

目前，业界对低排放氨抱有极大的乐观预期，其中大部分是合理的。行业估算显示，到2030年，低排放和过渡性产能的运行规模可能达到约4300万吨。

但几乎所有相关讨论都将工厂按技术类型进行了分类。市场用颜色来区分：绿色代表可再生电解法，蓝色代表配备碳捕获技术的化石燃料生产，灰色则代表所有未采取减排措施的生产方式。这些标签无一例外地描述了氨的制造方式。 

它们都没有说明会排放什么。

当没有人对这种差异进行定价时，这种做法还行得通，但现在已经行不通了。那些真正有影响力的买家和监管机构已经不再询问氨是如何生产的，而是开始关注其碳强度。

标签重叠问题

在 《Sylvera 》报告中，我们估算了分布于58个国家的318座在运氨厂的碳强度，此外还涵盖了350余座处于开发规划阶段的设施。若按估算的碳强度（CI）而非技术标签对这些设施进行排序，原本划分的“绿色”、“蓝色”和“灰色”类别便会相互交融。

被标为“绿色”的电解设施，其每吨氨的碳排放量在0.08至0.92吨二氧化碳当量之间。这一标签下的排放量差异超过11倍，主要取决于为电解槽供电的电力来源。

“蓝色”碳捕获设施与“灰色”传统设施之间的排放范围也存在重叠。已投运的碳捕获设施的排放范围为1.60至3.11 tCO₂e/t，而传统化石能源生产的排放范围为2.56至5.23 tCO₂e/t（图1）。 技术标签无法可靠地区分电解设施、配备碳捕获设施的工厂和未采取减排措施的工厂，买家也无法仅凭标签来为不同产品定价。

这并不意味着这些技术分类有误。各分类的中位数均符合预期：电解法为0.56，配备捕集装置的为1.67，常规工艺为2.87。这仅仅意味着该分类能告诉你某座电厂可能属于哪一类，而合规义务的履行并非基于概率来判定。

图1：电解设施的碳排放量范围在0.07至超过1.3 tCO₂e/t之间，这主要取决于电力来源；而配备碳捕集技术的最清洁项目，其碳排放量低于许多电解厂。传统化石燃料生产方式的碳排放量在2.56至5.23之间，超出了本图标尺的右侧范围；此外，一家碳捕集设施的碳排放量为3.11，同样超出了标尺范围。 三座碳排放量高于1.8的在建电解设施因属于离群值而被排除在外。 

来源： 《Sylvera 》，2026年7月。

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根据碳强度定价，而非技术标签

那么，究竟是哪些机制揭示了市场当前交易所依据的技术类型标签中的这一“底线”？

对氨供需均产生重大影响的三大机制包括：欧盟的碳边境调整机制（CBAM）、日本《氢能社会促进法》下的差价合约（CfD）计划，以及欧盟《可再生能源指令》（RED III），该指令要求逐步提高对非生物来源可再生燃料（RFNBOs）的需求。

这些计划的定价和准入标准基于经核实的碳强度，而非标签，因此需要提供详实的技术文件来证明能够进入新的合规市场——在这些市场中，减排量的微小差异都至关重要。

CBAM 对碳强度进行持续定价。 

自2026年1月起，进口到欧盟的每吨氨所产生的成本将与其经核实的隐含排放量直接挂钩，并参照欧盟碳排放交易体系（EU ETS）进行定价。排放量为2.6 tCO₂e/t的设施，其进口商所需承担的成本显然低于排放量为3.4 tCO₂e/t的设施，而且随着收费政策的逐步实施，这一成本差距将逐年扩大。 

欧盟委员会在2026年7月提出的《排放交易体系》（ETS）修订方案中，建议放缓实施进度：自2034年起保留15%的免费配额，并将碳边境调整机制（CBAM）的全面实施推迟至2038年，但最终目标保持不变，而实施进度的放缓仅延长了更清洁的供应商锁定欧盟市场份额的时间窗口。 

阅读我们的分析：《欧盟碳排放交易体系（EU ETS）修订：对大宗商品市场意味着什么》

对生产商而言最重要的规则也没有改变：只有经过核查的碳强度才算数。没有经核查数据的进口商需按国家平均强度加上溢价的默认值付费，这意味着未经核查的清洁电厂与高污染电厂的定价完全相同。

日本的差价合约计划以碳强度为门槛。 

日本《氢能社会促进法》规定了严格的资格上限，即每公斤氨的二氧化碳当量排放量不得超过0.87千克（相当于0.87吨二氧化碳当量/吨，按“从油井到工厂大门”标准测算），这一数值比传统生产方式低约70%。任何超过该阈值的项目，无论采用何种技术，均无法获得差价合约价格支持。 

过去一年间，该计划已从纸面走向实际投资组合，其授予的项目恰恰展示了“数字门槛”在实践中的具体形态：日本经济产业省（METI）目前不仅支持JERA和三井物产从路易斯安那州采购的“蓝色”氨，同时也支持ACME以及IHI在印度戈帕尔普尔项目的基于电解技术的“绿色”氨。该计划的设计初衷就是不区分“颜色”。只要达到门槛，具体路径并不重要；若未达标，任何标签都无济于事。

RFNBO的标准门槛进一步降低，仅靠降低碳强度还不够。 

要被认定为RFNBO，氨必须在生命周期内实现比欧盟化石燃料基准低70%的排放量，这相当于每吨约0.5吨二氧化碳当量；此外，为电解槽供电的电力还必须单独满足关于发电方式和时间的“额外性”及“相关性”规则。因此，某设施即使持有符合条件的认证（CI），仍可能因电力来源不符合要求而未能通过认证。 

这些电力法规目前正在审查之中：欧盟委员会将原定于2028年进行的重新评估提前至今年秋季，而业界也在积极游说，力求简化相关规定。生产商应注意哪些内容仍在讨论中、哪些已成定局：虽然来源核查标准可能会略有放宽，但排放阈值本身不会重新审议。RFNBO资质仍是实现欧盟具有约束力的工业氢目标的入场券，而该目标代表了市场上最大的强制性需求来源。

因此，市场已一分为二。一方面是价格市场，向欧盟销售的每家设施都在竞争，相对于交易对手，每0.1 tCO₂e/t的经核证优势都具有经济价值；另一方面是门槛市场，在该市场中，支持计划和强制性要求在某条硬性门槛之下创造了溢价需求，只有那些在设计时就考虑了这些要求的项目才能达到这一门槛。

氨市场分析

要把握这两个市场，首先要具备透明度。买家和生产商需要了解整个竞争格局中各设施层面的碳强度，才能判断哪些设施符合哪些资格要求，以及其利润空间如何。Sylvera 正是为此目的，Sylvera 设施层面的碳强度估算值。我们将估算结果与这三项机制的门槛标准进行了比对，以确定有多少设施可能符合资格。¹

对于目前正在运行的生产设施：

• 所有318家向欧盟销售产品的运营设施均需根据其排放量承担碳定价，其中国内生产商通过欧盟排放交易体系（EU ETS）进行结算，进口产品则通过碳边境调整机制（CBAM）进行结算。其中155家设施的排放量低于2.84 tCO₂e/t的全球中位数，且这些设施每一家都相对于未达此标准的另一半设施，持续享有可量化的碳成本优势。 在欧盟以外，仅有8家运营设施的排放量低于氨类产品的CBAM基准值1.522 tCO₂e/t——低于该水平时，进口商无需承担配额成本。
• 有11家运营设施的排放量处于日本设定的0.87 tCO₂e/t门槛值或以下，不过该数值是通过日本购电方实现的，因为差价合约（CfD）支持的是买方。
• 在适用关于增量性和按小时匹配的电力采购规则之前，有3座运营设施的水平符合RFNBO阈值要求。

在我们拥有CI估算值的252处管道设施中：

• 所有数据均将低于当前2.84 tCO₂e/t的运营中位数。
• 有203个非欧盟项目低于CBAM设定的1.522 tCO₂e/t基准值，这意味着目前欧盟进口商在进口这些项目的产品时，完全无需承担任何证书费用。
• 202处管道设施（占管道总长的80%）位于日本0.87阈值水平或以下。
• 在适用电力来源规则之前，有68家设施的排放量低于RFNBO阈值。这一筛选结果可能偏保守：RFNBO核算体系将符合来源规则的电力视为零排放，因此，根据我们的估算，那些在电网供电方面排放量超过阈值的设施，若采用符合规定的可再生能源供应，仍可能符合资格。

目前符合条件的供应短缺状况不太可能持续下去。目前已有11家投产工厂通过了日本的准入审核；约有200个符合条件的项目正在开发中，随着这些项目建成，已获准需求所附带的溢价将逐渐缩小。 CBAM（碳边境调整机制）的走向则与此相反，其碳强度成本将按照已公布的日程表持续上升，直至2038年。这两种动态均以经核实的数值为依据，而非技术标签。对生产商而言，其实际影响在于时机：经核实的碳强度数值的价值取决于拥有该数值的企业数量有多少，而这一数量正在增加。

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各设施的碳强度数据为Sylvera 《大宗商品洞察》2026年7月发布的《大宗商品洞察》中，涵盖已投产及在建设施。注册免费账户即可探索这些数据， 点击此处开始。

点击此处查看Sylvera氨碳强度框架。

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^{1. 我们的}阈值比较是对各项计划水平的指示性筛查，而非依据各计划自身的方法论或系统边界所作的资格认定。

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