绿色甲醇行业深度报告_IMO减排框架下需求向好_降本预期有望打破成本枷锁_33页_2mb

> **来源：[研报客](https://pc.yanbaoke.cn)** # 基础化工 # 绿色甲醇行业深度报告：IMO减排框架下需求向好，降本预期有望打破成本枷锁 绿色甲醇降碳优势明显，生产成本成为推广主要制约因素。根据原料来源及碳排放强度，甲醇可以分为传统甲醇、低碳甲醇及绿色甲醇等。绿色甲醇定义尚未统一，主要围绕原料来源及碳排放等标准进行界定。与传统甲醇相比，绿色甲醇优势主要在于其减排效果以及对二氧化碳的消纳能力。当下制约绿色甲醇推广的主要因素为生产成本，相比之下电制甲醇降本空间较大。 需求：航运燃料低碳转型推动绿色甲醇需求增长。IMO、欧盟等多个国家和组织制定绿色航运相关政策框架，为航运减排指明方向，其中发展绿色燃料或为有效减排方案。船用替代燃料主要包括LNG、绿色甲醇、绿氢、绿氨等清洁能源，我们认为随着碳捕集成本的降低、绿电逐步平价以及生物质-绿氢耦合技术的发展，绿色甲醇作为较为理想的过渡替代燃料，市场空间仍有望逐步扩大。甲醇发动机技术及港口加注设施已相对完善，绿色甲醇降本成为推广关键，我们认为从技术角度出发，绿色甲醇仍有较大降本空间，燃料成本价格的下降有助于绿色甲醇在船运端的推广与普及。截至2025年11月，全球甲醇动力船舶运营95艘，在建355艘，假定船舶均为甲醇单一燃料，甲醇动力船舶平均绿醇需求为2.26万吨/年，由此推算甲醇动力船舶（运营+订单）合计绿色甲醇需求为1018.5万吨/年。未来随着绿色甲醇配套设施的逐步完善以及生产技术的成熟，我们认为绿色甲醇需求量有望随着甲醇动力船队规模扩大而快速提升。 供给：绿色甲醇生产成本仍有较大下降空间，国内绿醇产业蓬勃发展。绿色甲醇生产路线主要包括电解水路线、生物甲烷路线、生物气化路线。中短期来看，生物质气化路线及生物质甲烷路线目前较为成熟，规模化应用程度较高，其中生物质气化-绿氢耦合、生物质甲烷-二氧化碳重整耦合路线较为理想，可有效提升原料利用率，经济性更佳，但两种方案均受生物质供应稳定性及价格影响，未来产业规模及降本空间相对有限。长期来看，虽然电制甲醇目前主要受绿氢及碳捕捉成本影响，成本较高，但随着绿电平价及碳捕捉技术的进步，中长期降本空间较大，同时其碳源较为广泛且不受地域限制，便于大规模应用。随着商业化应用逐步成熟，全球绿色甲醇产能有望快速增长，市场占有率逐步提高。从工艺路线来看，电制甲醇路线将成为未来绿色甲醇生产工艺主流，2028年全球电制甲醇产能将达到1310万吨/年，占绿色甲醇产能的 $67.18\%$ 。为实现“碳达峰”目标，我国发布多项政策推动绿醇产业发展，新增产能主要集中于北方地区，其或与当地丰富的风、光资源有关。我国在风电、光伏发电等绿色能源方面具有优势，未来随着绿电逐步平价，我国绿色甲醇产业规模仍有较大发展空间。 投资建议：在航运业减排趋势下，绿色甲醇作为过渡期理想的低碳燃料，其需求将不断增长。国内绿色甲醇行业目前正处于逐步迈向商业化、规模化的关键阶段，未来有望逐步走向成熟。我们看好国内丰富的风、光资源，未来绿电的逐步平价及生产技术的进步将会降低绿色甲醇生产成本，有助于绿醇在下游应用领域逐步推广。 # 强于大市 (维持评级) 行业走势 # 作者 分析师 肖亚平 SAC:S1070523020001 邮箱：xiaoyaping@cgws.com 分析师 林森 SAC: S1070525070002 邮箱：linsen@cgws.com # 相关研究 1、《生物柴油深度报告：绿色革命引擎，政策与需求双轮驱动，产业链核心环节凸显》2026-01-13 2、《突发事故对供给端形成扰动，看好钾肥价格进一步上行》2025-12-17 3、《生物固氮技术重塑现代农业氮循环体系》2025-03-26 我们建议关注在绿色甲醇方面先发布局的上市公司：华谊集团、复洁科技等，以及与绿色甲醇生产相关的工程及设备企业：东华科技、中国化学等。 风险提示：IMO净零排放法案未通过风险、下游需求不及预期风险、技术攻关风险、生产成本过高风险 # 内容目录 1. 甲醇下游应用领域广泛，绿色甲醇成为未来发展方向 ..... 5 1.1 绿色甲醇标准尚未统一，成本成为制约其推广的主要因素 2.需求：航运燃料低碳转型推动绿色甲醇需求增长 2.1IMO减排政策趋严，对减排目标进行修正 8 2.2欧美陆续设立法案，对温室气体排放进行限制 9 2.3 推广绿色燃料使用为航运减排有效措施，绿色甲醇或为理想过渡选择 12 2.4 绿色甲醇加注设施及配套技术较为成熟，未来需求有望不断增长 14 3.供给：绿色甲醇生产成本仍有较大下降空间，国内绿醇产业蓬勃发展 17 3.1生物质气化路线目前发展较为成熟，电制甲醇未来降本空间较大 17 3.2 全球绿色甲醇产能快速增长，我国有望凭借绿色能源优势实现突围 24 4.投资建议 28 4.1 华谊集团 28 4.2 复洁科技 29 4.3 东华科技 30 4.4 中国化学 31 5. 风险提示 32 # 图表目录 图表1：2025年我国甲醇下游应用占比 图表2：不同原料来源的甲醇生产工艺分类 5 图表3：不同组织/体系对于绿色甲醇的定义 6 图表4：甲醇生产成本及趋势预测 图表5：绿色甲醇和灰色甲醇生产成本对比 图表6：IMO船舶温室气体减排战略重大变化 8 图表7：IMO净零框架GFI减排目标 9 图表8：IMO净零排放草案双轨制减排机制主要内容 9 图表9：欧盟"Fitfor55"-揽子计划 10 图表10：Fue/EUMaritime法规中船舶运输使用能源排放强度降低要求 10 图表11：可持续船用燃料认证过程 11 图表12：美国航运业相关减排法案 11 图表13： 船舶绿色低碳发展技术整体情况 12 图表14：主要船用燃料特性分析. 13 图表 15：主要船用燃料可用性及技术成熟度对比(表现评价从高到低依次以绿、黄、红表示) 图表16：ME-LGIM燃料供应系统 14 图表17：瓦锡兰甲醇燃料供给系统 14 图表18：全球主要甲醇加注港口分布 15 图表19：船用燃料油价格对息税前利润的敏感系数 15 图表20：船用燃料油和绿色甲醇单位能源价格测算 16 图表21：2024年替代燃料船舶占比 16 图表22：2017-2030E甲醇动力船队发展预测 17 图表23：2017-2030E甲醇动力船新签订单量占比预测 17 图表24：三条绿色甲醇技术路线对比 17 图表25：生物质甲烷制甲醇工艺流程 18 图表26：生物质气化制甲醇工艺流程 19 图表27：常用生物质气化技术比较 19 图表28：生物质气化-绿氢耦合路线（方案三，包含二氧化碳与绿氢合成单元） 20 图表29：生物质气化三种路线经济性对比 20 图表30：不同绿氢耦合生物质气化制绿色甲醇工艺总成本分析 21 图表31：电制甲醇工艺流程 22 图表32：国内各类电解水制氢技术性能参数对比 23 图表33：绿氢生产成本预测 (美元/kg) 23 图表34：我国典型碳捕集示范项目技术对比 24 图表35：2023-2028E全球甲醇总产能、绿色甲醇产能及占比变化 25 图表36：2023-2028E国内外绿色甲醇产能变化 25 图表37：2023-2028E全球生物质甲醇产能、电制甲醇产能变化 25 图表38：国外绿色甲醇规划产能占比 26 图表39：国内绿色甲醇行业相关政策 26 图表40：2024年中国部分绿色甲醇项目动态 27 图表41：2021-2025Q3华谊集团营收及同比增长率 28 图表42：2021-2025Q3华谊集团归母净利润及同比增长率 28 图表43：1H25华谊集团营收占比 29 图表44：2021-2025Q3华谊集团四项费率变化 29 图表45：2021-2025Q3复洁科技营收及同比增长率 29 图表46：2021-2025Q3复洁科技归母净利润及同比增长率 29 图表47：1H25复洁科技营收占比 30 图表48：2021-2025Q3复洁科技四项费率变化 30 图表 49: 2021-2025Q3 东华科技营收及同比增长率 30 图表50：2021-2025Q3东华科技归母净利润及同比增长率 30 图表51：1H25东华科技营收占比 31 图表52：2021-2025Q3东华科技四项费率变化 31 图表53：2021-2025Q3中国化学营收及同比增长率 31 图表54：2021-2025Q3中国化学归母净利润及同比增长率 31 图表55：1H25中国化学营收占比 32 图表56：2021-2025Q3中国化学四项费率变化 32 # 1.甲醇下游应用领域广泛，绿色甲醇成为未来发展方向 甲醇为关键基础化学品，下游应用领域广泛。甲醇与乙烯、丙烯和氨是用于生产所有其他化学品的四种关键基础化学品之一，传统应用领域包括甲醛、MTO/MTP、MTBE、醋酸、二甲醚等。根据百川盈孚数据显示，2025年我国下游甲醇最主要下游应用领域为MTO制烯烃，消费占比为 $61.37\%$ ，其次为生产甲醛、醋酸等基础化工品，消费占比分别为 $13.23\%$ 、 $7.45\%$ 。 图表1：2025年我国甲醇下游应用占比 资料来源：百川盈孚，长城证券产业金融研究院 # 1.1 绿色甲醇标准尚未统一，成本成为制约其推广的主要因素 根据原料来源及碳排放强度，甲醇可以分为传统甲醇、低碳甲醇及绿色甲醇等。根据国际可再生能源署（IRENA）的分类，按照原料和相关碳排放强度不同，甲醇分为绿色甲醇、蓝色甲醇、灰色甲醇以及棕色甲醇。传统甲醇（棕色甲醇及灰色甲醇）主要以煤炭和天然气等传统化石能源作为原材料，经气化或重整工艺后转化为合成气，进而合成甲醇，整个生产过程中碳排放强度较高。根据IRENA数据显示，以天然气为原料生产每千克甲醇约排放 $0.5\mathrm{kgCO_2}$ 当量，而以煤炭为原料生产每千克甲醇排放 $2.6 - 3.8\mathrm{kgCO_2}$ 当量。相比之下，绿色甲醇以绿氢及可再生碳源（生物质或二氧化碳直接捕捉）作为原材料，整个生产过程中碳排放为负数，可被视为绿色清洁能源，为未来能源体系发展的主要方向。 图表2：不同原料来源的甲醇生产工艺分类 资料来源：《我国绿色甲醇产业发展分析与建议》,国际能源署,长城证券产业金融研究院 绿色甲醇定义尚未统一，主要围绕原料来源及碳排放等标准进行界定。2021年欧盟为全球首个绿色甲醇认证标准发布者，该标准相对严苛，认为只有生物质制甲醇、绿氢与可再生二氧化碳制甲醇（电制甲醇）才能被认定为绿色甲醇，同时强调可再生二氧化碳只能来自生物质或直接空气捕集，这意味着利用工业排放端捕集的二氧化碳制甲醇不属于绿色范围。 国际可再生能源署（IRENA）认为当原料氢气和二氧化碳的来源均为可再生时，合成的甲醇可以认定为绿醇。2 国际可持续发展与碳认证体系（ISCC）对于绿色甲醇的定义稍松一些，即若原料为生物来源，全过程（从原料端到产品使用端）需减碳 $65\%$ ；若原料为非生物来源，全过程需减碳 $70\%$ 。3 我国尚没有标对绿色甲醇作出明确定义，一些利用工业副产氢气和工业废弃二氧化碳生产的甲醇，在一定话语体系下被称为绿色（低碳）甲醇。4 图表3：不同组织/体系对于绿色甲醇的定义 组织/体系 标准定义 欧盟 只有生物质制甲醇、绿氢与可再生二氧化碳制甲醇（电制甲醇）才能被认定为绿色甲醇，同时强调可再生二氧化碳只能来自生物质或直接空气捕集，利用工业排放端捕集的二氧化碳制甲醇不属于绿色范围 国际可再生能源署(IRENA) 当原料氢气和二氧化碳的来源均为可再生时，合成的甲醇可以认定为绿醇 国际可持续发展与碳认证体系(ISCC) 若原料为生物来源，全过程（从原料端到产品使用端）需减碳65%；若原料为非生物来源，全过程需减碳70% 中国 目前没有标对绿色甲醇作出明确定义，一些利用工业副产氢气和工业废弃二氧化碳生产的甲醇，在一定话语体系下被称为绿色（低碳）甲醇 资料来源：《绿色甲醇产业发展现状及前景分析》,《高投资热情下绿色甲醇发展现状与前景分析》,《不同绿氢耦合生物质气化制绿色甲醇工艺经济性分析》,《绿色甲醇的技术进展与应用前景》,长城证券产业金融研究院 与传统甲醇相比，绿色甲醇优势主要在于其减排效果以及对二氧化碳的消纳能力。从减排效果上看，根据国际能源署数据显示，绿色能源的减排效果相较传统石油燃料可达 $95\%$ 以上，这一优势使得绿色甲醇成为应对气候变化、实现可持续发展的重要能源选择，为应对气候变化提供切实可行的技术路径。从二氧化碳的消纳能力上看，根据中国电力网数据显示，每生产一吨绿色甲醇可转化1.375吨二氧化碳。以化工行业为例，根据百川盈孚数据显示，截至2025年12月，我国约有10862万吨有效甲醇产能，若大规模推广绿色甲醇，可直接消纳1.5亿吨级二氧化碳，间接消纳二氧化碳3.3亿吨二氧化碳，相当于增加3.7亿立方米的森林积蓄量。 目前制约绿色甲醇推广的主要因素为生产成本，相比之下电制甲醇降本空间较大。绿色 甲醇生产路线主要分为电制甲醇及生物质甲醇。受原材料、技术路线、生产能力、产品纯度等因素的影响，绿色甲醇生产成本差异较大，当前绿色甲醇平均生产成本远高于化石基甲醇。绿醇生产中，相比于电制甲醇路线，生物质甲醇路因其产业壁垒相对较低，示范应用相对成熟，短期成本优势较为明显。目前电制甲醇生产成本在820-2380美元/吨左右（碳直捕路线成本较高），生物质甲醇生产成本在564-930美元/吨（甲烷路线成本略高）。相比之下，化石基甲醇生产成本仅为100-250美元/吨。5 图表4：甲醇生产成本及趋势预测 技术路线 当前生产成本（美元/吨） 远期生产成本（美元/吨） 生物质甲醇 气化路线 564-764 200-500 甲烷路线 710-930 其他路线 制浆厂副产品（540-800） 电制甲醇 碳源来自生物质 820-1620 250-600 碳源来自空气直捕 1120-2380 化石基甲醇 天然气路线，国外 100-200 受碳税影响，预计呈上涨趋势 煤化工路线，国内 150-250 资料来源：中国海油集团能源经济研究院 (CNEEI)、国际可再生能源机构 (IRENA),《绿色甲醇产业发展现状及前景分析》,长城证券产业金融研究院 甲醇生产成本包含固定资产折旧费用和运行成本，其中原材料价格对甲醇制备成本影响较大。电制甲醇成本取决于绿氢成本（绿电价格）及碳捕捉成本，生物质制甲醇成本主要取决于生物质原料成本。生物质原材料在生物质制甲醇总生产成本中的占比预计达 $60\%$ ，而全球范围内生物质原材料价格集中在7~16美元/吉焦，地区波动幅度较小，因而降本空间较为有限。此外，生物质原材料能量密度低、预处理难度大，场景替代用途多等问题，保证原材料规模化供应成为另一个影响成本的主要因素。电制甲醇降本主要依靠绿电成本及碳捕捉成本的下降，中长期来看空间较大。当绿电价格低于0.2元/度时，电制甲醇的成本优势将大于灰色甲醇。 图表5：绿色甲醇和灰色甲醇生产成本对比 项目 灰色甲醇 电制甲醇 生物质甲醇 原料价格 500 煤炭价格（元/吨） 2000 0.1 绿电价格（元/度） 秸秆（元/吨）600 1000 1500 2000 0.2 0.3 生产成本（元/吨） 1800 2600 3300 4100 1600 2600 3600 4600 3200 考虑碳税成本（元/吨） 2082 2882 3582 4382 1468 2468 3468 4468 3068 资料来源：《双碳背景下甲醇燃料船舶应用现状》，长城证券产业金融研究院 # 2.需求：航运燃料低碳转型推动绿色甲醇需求增长 # 2.1 IMO减排政策趋严，对减排目标进行修正 航运减排需求日益迫切，IMO政策逐步趋严。IMO（国际海事组织）船舶温室气体减排战略是国际航运业应对气候变化、持续推进航运减排的顶层规划和行动纲领。2018年4月，IMO海上环境保护委员会（MEPC）第72届会议就通过了《IMO船舶温室气体减排初步战略》，但随着减排形势的日益严峻，MEPC对该初步战略进行了持续审议，并在2023年7月MEPC第80届会议上通过了《2023年IMO船舶温室气体减排战略》，旨在加快实现国际航运温室气体净零排放。 相较于初步战略，2023减排战略在减排愿景、减排目标等方面做出了修正。从减排目标方面来看，其中最主要的变化为从零/近零温室气体排放技术、燃料和能源应用方面新增了1个阶段性目标，即明确提出“到2030年，零/近零温室气体排放技术、燃料和/或能源的应用，在国际航运所用能源中的占比应至少达到 $5\%$ ，并力争达到 $10\%$ ”。同时，2023年新战略在温室气体排放总量方面，对目标力度做出了大幅提升，即明确提出“尽快实现国际航运温室气体达峰，并考虑到不同的国情，在2050年前或2050年左右（即接近2050年），实现温室气体净零排放”。此外，为了确保减排愿景和目标的实现，2023减排战略在2030年及2040年设置了2个指标性校核点，并将减排核算边界从“仅考虑船端排放”扩大为“关注船用燃料全生命周期排放”。 图表6：IMO 船舶温室气体减排战略重大变化 资料来源：《IMO 船舶温室气体减排战略的变化和影响分析》,长城证券产业金融研究院 “IMO净零框架”通过经济与技术措施推动航运净零排放，未来有望通过。国际海事组织（IMO）于2025年4月MEPC83会议批准“IMO净零框架规则”草案，该规则是全球首个针对全行业的强制性排放限制与温室气体(GHG)定价机制。2025年10月，IMO在MEPC特别会议中决定推迟《IMO净零框架》的实施，计划在2026年再次审议。我们认为虽然《IMO净零框架》延期实施，但航运业节能减排目标仍然不变，长期来看实行推行有效的减排措施为大势所趋。 在技术层面，“IMO净零框架”引入全球燃料标准(GFI)，强制船舶使用低GFI燃料（如氧、氨、生物燃料等零/近零排放燃料)，推动船舶能效设计与改造。根据IMO规定，以2008年国际航运平均GFI（93.3gCO2eq/MJ）为基准，GFI通过年度折减系数（ZT）逐步降低。基础目标为2040年GFI较基准降低 $40\%$ ，合规目标为2035年GFI较基准降低 $43\%$ 。2040年的直接合规目标以及2040年之后的目标将于2032年1月1日前在后 续审议中确定。 图表7：IMO净零框架GFI减排目标 年份 基础目标（较2008年基准降低%） 直接合规目标（较2008年基准降低%） 2028 4.0% 17.0% 2029 6.0% 19.0% 2030 8.0% 21.0% 2031 12.4% 25.4% 2032 16.8% 29.8% 2033 21.2% 34.2% 2034 25.6% 38.6% 2035 30.0% 43.0% 2040 40.0% 待定 资料来源：中央财经大学绿色金融国际研究院，长城证券产业金融研究院 在经济层面，“IMO净零框架”，引入“盈余单位”（SUs）和分层“合规赤字”概念，通过排放定价机制（购买补救单位）激励减排。根据IMO规定，船舶实际达成GFI值低于直接合规目标时，每吨 $\mathrm{CO}_{2}\mathrm{eq}$ 的盈余可生成一个SU，具有经济价值。当GFI值高于直接合规目标时，则产生合规赤字。对于合规赤字，船舶需向“IMO净零基金”（IMONet-ZeroFund）缴费获取“补救单位”（RemedialUnits，RUs）。一级赤字为GFI合规余额未达直接合规目标但满足基础目标，补救单位价格固定为100美元/吨 $\mathrm{CO}_{2}\mathrm{eq}$ ，且第一层级的赤字只能通过购买Tier1RU来弥。二级赤字为GFI未达基础目标，需额外弥补更大差额，补救单位价格固定为380美元/吨 $\mathrm{CO}_{2}\mathrm{eq}$ ，船舶运营商可以选择购买Tier2RU，也可以选择使用已存储的或从其他船舶转移来的SUs进行抵扣。 图表8：IMO净零排放草案双轨制减排机制主要内容 措施 具体内容 技术措施：引入全球燃料标准（GFI） 采用全生命周期（Well-to-Wake）计算方法计算GFI，强制船舶使用低GFI燃料（如氢、氨、生物燃料等ZNZs），逐年降低船舶燃料的温室气体强度（GFI） 经济措施：设立IMO净零基金，实施差别排放定价 通过计算GFI合规余额，对排放超标的船舶实施惩戒（一级赤字补救单位100美元/tCO2eq，二级赤字补救单位380美元/tCO2eq），合规船舶可转让/储存盈余单位，产生经济价值 资料来源：生物质能观察，长城证券产业金融研究院 # 2.2欧美陆续设立法案，对温室气体排放进行限制 欧盟海事燃料法规（FuelEU Maritime）与可再生能源指令（RED）对航运业影响较为深远。为满足《欧洲绿色协议》的总体规划目标（即2050年整个欧洲大陆要实现净零排放），欧盟委员会于2021年7月制定了“Fit for 55”一揽子计划，包含气候、能源、交通运输、碳税和交易等多方面法规。主要包括欧盟碳排放交易体系（EUETS）、能源碳税收指令（ETD）、替代燃料基础设施指令（AFID）、可再生能源指令（RED）、碳边界调整机制（CBAM）、可持续航空燃料（ReFuelEU Aviation）和欧盟海事燃料法规（FuelEU Maritime）等13项，其中FuelEU Maritime与RED对航运业排放及船用燃料要求影响较 为深远。 图表9：欧盟“Fit for 55”一揽子计划 资料来源：《开展船用绿色燃料可持续认证推动航运业逐绿远航》，长城证券产业金融研究院 欧盟海事燃料法规（FuelEU Maritime）对温室气体排放量严格限制。该法规考虑了整个航运全生命周期的温室气体排放，适用于欧盟港口内或港口之间使用的所有能源，还适用于抵达或离开欧盟港口前往第三国船舶的 $50\%$ 能源消耗及总吨位超过5000吨级的商业船舶。欧盟以2020年船舶使用的能源年平均温室气体强度为基线，要求到2025年较基线减少 $2\%$ ，到2030年较基线减少 $6\%$ ，到2050年较基线减少 $75\%$ 。 图表10：FueIEU Maritime 法规中船舶运输使用能源排放强度降低要求 资料来源：《开展船用绿色燃料可持续认证推动航运业逐绿远航》，长城证券产业金融研究院 RED II 法规对生物燃料的可持续性和温室气体排放进行要求，以此为框架制定 ISCC 认证。2021年7月1日，欧盟正式出台了RED II法规，强制规定了生物燃料、生物液体和生物质燃料的可持续性和温室气体减排要求、可追溯和产销监管链的要求。国际可 持续发展与碳认证（ISCC）基于欧盟RED法规制定，认证范围覆盖所有类型的生物燃料和生物质燃料，各种农业和林业的原料，现已发展成为一个国际认可的认证体系。 针对船用燃料领域，ISCC提出了可持续船用燃料认证（SMF）计划。可持续船用燃料认证的核心主要包括三个要求：原料的可持续性要求、产品全生命周期的可追溯性及产销监管链要求和温室气体排放的要求。为了实现认证，ISCC根据不同范围对不同的供应链要素进行分类，包括从原料最原始产生的地方——农场或种植园，到第一收集点、加工单元、贸易商及仓库，再到船舶使用的最终供应商均需要经过认证。根据《开展船用绿色燃料可持续认证推动航运业逐绿远航》显示，截至2024年4月18日，ISCC已在全球120多个国家颁发了46033张有效证书，其中目前有效证书8164张，中国地区有效证书共计918张。 图表11：可持续船用燃料认证过程 资料来源：《开展船用绿色燃料可持续认证推动航运业逐绿远航》，长城证券产业金融研究院 美国推出《清洁航运法案》及《国际海上污染责任法案》，促进船用清洁燃料推广。清洁航运法案于2022年首次提出，目的在于消除所有与美国有业务往来的海运公司的污染，其2024年为基线，2027年船用燃料生命周期二氧化碳当量减少 $20\%$ ，2030年减少 $45\%$ 2035年减少 $80\%$ ，2040年减少 $100\%$ 。到2030年1月1日，所有在美国港口停泊的船舶将实现零温室气体排放和零空气污染物排放。 国际海上污染责任法案于2023年首次提出，对在美国港口卸货的大型船舶征收污染费，适用对象为10000t及以上的国际航运船舶。法律规定对入境中燃烧的燃料的碳排放征收每吨150美元的费用，以及氮氧化物（每磅6.30美元）、二氧化硫（每磅18美元）和颗粒污染（PM2.5）（每磅38.90美元）的船舶排放费。 图表12：美国航运业相关减排法案 法案名称 具体内容 清洁航运法案 船舶使用的燃料相对于2024年排放基限，从2027年1月1日起，生命周期二氧化碳当量减少20%，从2030年1月1日起减少45%，从2035年1月1日起减少80%，从2040年1月1日起减少100%。到2030年1月1日，所有在美国港口停泊的船舶将实现零温室气体排放和零空气污染物排放 国际海上污染责任法案 对入境中燃烧的燃料的碳排放征收每吨150美元的费用，以及氮氧化物（每磅 6.30 美元)、二氧化硫(每磅 18 美元)和颗粒污染(PM2.5)(每磅 38.90 美元)的船舶排放费 资料来源：《新型绿色船用燃料与ISO8217—2024解读》，长城证券产业金融研究院 # 2.3 推广绿色燃料使用为航运减排有效措施，绿色甲醇或为理想过渡选择 船舶温室气体减排措施众多，发展绿色燃料或为有效方案。船舶绿色低碳是当前航运业发展的重要趋势，降低船舶温室气体排放及提升船舶能效可从清洁能源、船舶动力装置及系统、能效技术、能效评估及GHG排放等方面入手，其中清洁能源主要包括LNG、甲醇、氨等绿色燃料的使用，而能效技术主要包括硬质风帆助推、空气润滑减阻等物理技术的应用。根据《减排战略带来绿色船舶新机遇》显示，船舶型线优化、提高螺旋桨效率、减速航行、气泡减阻等传统减排技术减碳效果为 $5\% \sim 20\%$ ，难以满足日益严苛的减排要求。而使用生物燃料、氢、氨等低碳燃料减碳效果可达 $80\%$ 以上，其或为应对日益严格的减排目标的有效方案。 图表13：船舶绿色低碳发展技术整体情况 温室气体 减排及船 胎能效 清洁能源 制备端/加注端/船端、LNG、甲醇/乙醇、氨、LPG、氢、生物柴油、核能 船舶动力装置及系统 燃料电池、纯电池、混合动力、发电船、直流配电系统、甲醇发动机、氨发动机、氢 发动机 能效技术 硬质风帆助推、旋筒转子助推、空气润滑减阻、太阳能电池、余热回收 能效评估 EEDI/EEXI、CII/SEEMP、智能能效管理、综合能效评估 GHG排放 CO2排放、LCA指南、OCCS/CCUS 资料来源：《基于甲醇燃料解析船舶绿色低碳发展》，长城证券产业金融研究院 各种船用替代燃料中，绿色甲醇或为较为理想过渡选择。船用替代燃料主要包括LNG、绿色甲醇、绿氢、绿氨等清洁能源。LNG是目前发展最为成熟的船用替代燃料类型，具有使用成本低、容易获得等优势，其减碳效果较为出色，相对于MGO燃料可以减少碳排放 $23.69\%$ 。但甲烷作为LNG的主要成分，其逃逸造成的温室气体效应弱化了LNG燃料的减碳效果，并且LNG液化、储运及气化使用过程中需要花费大量的能量。8 甲醇是目前具有发展前景，可以达到商业化应用的低碳燃料。其优点是可常温储存，易于运输，可实现规模化生产。同时甲醇发动机只需要在现有发动机基础上进行较小幅度的改动，船舶改造成本较低。目前绿色甲醇主要由生物质法及电制甲醇两种方式进行生产，生物质甲醇受制于生物质原料来源及运输等因素，电制甲醇受二氧化碳捕捉成本较高等因素影响，尚未大规模推广。9 氨可实现真正意义上“零”排放，但液氨具有强挥发性、较高的腐蚀性、毒性和爆炸风险，易引发安全事故风险，同时对发动机的研发带来很大挑战。此外，氨的能量密度较 低，所需的燃料舱容积为 MGO（轻柴油）的 3.31 倍，会导致货物装载量及货舱容积减少。10 氢亦为零碳燃料，具有零碳、高效、可充当能源互联媒介、可储能、安全可控等显著优势，同时氢的热值为119640KJ/kg，为主要船用燃料里面最高的。但液氢存储温度极低，对容器材料要求较高，同时其能量密度较低，所需的燃料舱容积为MGO的近4.49倍。并且氢燃料内燃机尚不成熟，燃料电池输出功率有限，当前难以作为能源规模化应用。11 图表14：主要船用燃料特性分析 燃料 液态储存 低热值 (kJ/kg) 能量密度 (MJ/L) 碳含量 碳转换 系数 重量率 (相对于 MGO) 容积率 减碳率 (%) 温度(℃) 压力 (Mpa) 密度 (kg/m3) MGO 0-40 Atm. 890 42700 38 0.8744 3.206 1.00 1.00 0.00 VLSFO/ULSFO 0-50 Atm. 991 41200 40.8 0.8594 3.151 1.04 0.93 -1.86 HFO 0-50 Atm. 991 40200 39.8 0.8493 3.114 1.06 0.95 -3.17 丙烷 -48 0-1.8 590 46300 27.3 0.8182 3 0.92 1.39 13.70 丁烷 -11.9 0-1.8 630 45700 28.8 0.8264 3.03 0.93 1.32 11.69 LNG -162 0-1.0 425 48000 20.4 0.75 2.75 0.89 1.86 23.69 乙烷 -89 0-0.5 550 47800 26.3 0.7989 2.927 0.89 1.45 18.44 甲醇 0-37 Atm. 791.8 19900 15.8 0.375 1.375 2.15 2.41 7.97 乙醇 0-30 Atm. 789 26800 21.1 0.5217 1.913 1.59 1.80 4.93 氨 -33 0-1.8 617 18600 11.5 0 0 2.30 3.31 100.00 氢 -253 0-0.4 70.8 119640 8.5 0 0 0.36 4.49 100.00 资料来源：《绿色低碳船舶发展趋势及未来展望》，长城证券产业金融研究院 从可获得性、加注存储便利性、供给系统复杂性、能量密度、尾气处理、价格、规范成熟度及减碳表现等方面综合来看，减碳表现较好的氨、氢燃料为未来型燃料，目前配套设施及技术尚不成熟。短期LNG及甲醇等低碳燃料仍为主流替代燃料，我们认为随着碳捕集成本的降低、绿电逐步平价以及生物质-绿氢耦合技术的发展，绿色甲醇作为较为理想的过渡替代燃料，市场空间仍有望逐步扩大。 图表15：主要船用燃料可用性及技术成熟度对比(表现评价从高到低依次以绿、黄、红表示) 可获得性 加注储存 供给系统 能量密度 尾气处理 价格 规范成熟度 减碳表现 低硫油 LNG LPG 生物燃料 绿甲醇 绿氨 绿氢 资料来源：《绿色低碳船舶发展趋势及未来展望》，长城证券产业金融研究院 # 2.4 绿色甲醇加注设施及配套技术较为成熟，未来需求有望不断增长 甲醇发动机技术已较为成熟，基础加注设施完善，为绿色甲醇船用燃料推广奠定基础。现阶段绿色甲醇应用形式主要是船舶发动机的燃料，少数作为燃料电池动力船舶的燃料或重整制氢的原料。甲醇发动机发展已较为成熟，2013年MAN公司初步完成了船用甲醇低速机的研发，标志着甲醇燃料开始真正进入船用领域。目前国外柴油/甲醇双燃料发动机研究主要以曼恩和瓦锡兰为代表，分别开发四冲程和二冲程压燃式发动机。国内船用甲醇发动机发展相对滞后，中国船舶集团旗下广船国际海科院自主研发制造的甲醇双燃料低速机6G50ME-C9.6-LGIM-EGRB，标志着我国已具备甲醇双燃料主机生产建造的能力。2024年中国船舶重工集团公司第七——研究所、潍柴集团等甲醇发动机产品已有实船订单。12 图表16：ME-LGIM 燃料供应系统 资料来源：《双碳背景下甲醇燃料船舶应用现状》，长城证券产业金融研究院 图表17：瓦锡兰甲醇燃料供给系统 资料来源：《双碳背景下甲醇燃料船舶应用现状》，长城证券产业金融研究院 加注设施方面，根据中科佳鸿及中国氢能联盟数据显示，截至2025年2月，全球有14个港口具有甲醇船舶加注作业能力，包括上海港、新加坡港、鹿特丹港、蔚山港、釜山 港、休斯顿港、萨凡纳港等，主要分布在北欧、亚洲以及北美洲。根据中国氢能联盟数据，1H25上海港绿色甲醇加注量突破1.6万吨，累计加注量达2.55万吨，占全球港口绿色甲醇加注总量的三分之一以上，由此推算1H25全球港口绿色甲醇加注总量为7.5万吨左右。 图表18：全球主要甲醇加注港口分布 资料来源：香橙会研究院，长城证券产业金融研究院 燃料成本对航运业成本影响较大，绿色甲醇降本成为推广关键。以8000标准箱集装箱船为例，其年燃油消耗约为30000吨。若燃料油价格为5406元/吨，其年息税前利润为282万元，燃料油价格每上升或下降 $10\%$ ，年息税前利润变动值为1623万元，燃料油价格对年息税前利润的敏感系数高达58。我们认为燃料油成本对航运整体运营成本影响较大，绿色燃料的推广进度取决于其与传统燃料油的价差。 图表19：船用燃料油价格对息税前利润的敏感系数 项目 燃料油价格下降20% 燃料油价格下降10% 燃料油价格基准 燃料油价格上涨10% 燃料油价格上涨20% 燃料油价格(元/吨) 4325 4865 5406 5947 6487 年航运收入(万元) 25000 25000 25000 25000 25000 年燃油消耗(吨) 30000 30000 30000 30000 30000 燃油成本(万元) 12975 14595 16218 17841 19461 其他可变成本(万元) 3500 3500 3500 3500 3500 固定成本(万元) 5000 5000 5000 5000 5000 息税前利润(万元) 3525 1905 282 -1341 -2961 敏感系数 58 资料来源：中国海油集团能源经济研究院 (CNEEI),《绿色甲醇产业发展现状及前景分析》,长城证券产业金融研究院 绿色甲醇目前成本较高，未来降本空间较大。按照欧盟碳配额交易价格70欧元/吨、绿色甲醇单价7000元/吨测算，船用燃料油、绿色甲醇单位能源价格分别为170元/吉焦、 315元/吉焦，价差较大。若绿色甲醇售价下降到3777元/吨，绿色甲醇价格可与船用燃料油价格持平。若绿色甲醇售价维持7000元/吨价格不变，欧盟碳配额交易价格上涨至318欧元/吨时，两种燃料价格仍可持平。我们认为从技术角度出发，绿色甲醇仍有较大降本空间，燃料成本价格的下降有助于绿色甲醇在船运端的推广与普及。 图表20：船用燃料油和绿色甲醇单位能源价格测算 类别 船用燃料油 绿色甲醇 燃烧热值（吉焦/吨） 42 22 产生1吉焦能量需要的燃料（吨） 0.024 0.045 燃料单价（元/吨） 5406 7000 燃料成本（元） 129.7 315 二氧化碳排放量（千克/吉焦） 73.8 62.5 欧盟碳配额价格（欧元/吨） 70 不征收 考虑碳配额后的燃料单价（元/吉焦） 170 315 资料来源：卓创资讯,《绿色甲醇产业发展现状及前景分析》,长城证券产业金融研究院 甲醇动力船队规模逐步扩大，推动全球绿色甲醇需求规模快速扩大。从新增订单来看，替代燃料船舶仍以LNG为主要原料，根据DNV数据显示，2024年全球替代燃料船舶订单为515艘，其中LNG燃料船264艘，占比为 $51.26\%$ ，甲醇燃料船166艘，占比为 $32.23\%$ 。氨、氢燃料船新增订单较少，合计34艘。截至2025年11月，全球运营中的LNG双燃料船舶达833艘，另有623艘手持订单；甲醇动力船舶运营95艘，在建355艘。根据香橙会研究院数据测算，假定船舶均为甲醇单一燃料，甲醇动力船舶平均绿醇需求为2.26万吨/年，由此推算甲醇动力船舶(运营+订单)合计绿色甲醇需求为1018.5万吨/年。未来随着绿色甲醇配套设施的逐步完善以及生产技术的成熟，我们认为绿色甲醇需求量有望随着甲醇动力船队规模扩大而快速提升。根据Clarksons预测，2030年全球甲醇动力船队规模将达到1200艘左右，新签订单占比有望逐步提升。 图表21：2024年替代燃料船舶占比 资料来源：DNV，中华航运网，长城证券产业金融研究院 图表22：2017-2030E甲醇动力船队发展预测 资料来源：Clarksons，《基于甲醇燃料解析船舶绿色低碳发展》，长城证券产业金融研究院 图表23：2017-2030E甲醇动力船新签订单量占比预测 资料来源：Clarksons，《基于甲醇燃料解析船舶绿色低碳发展》，长城证券产业金融研究院 # 3. 供给：绿色甲醇生产成本仍有较大下降空间，国内绿醇产业蓬勃发展 # 3.1 生物质气化路线目前发展较为成熟，电制甲醇未来降本空间较大 绿色甲醇生产路线主要为三条：电解水路线、生物甲烷路线、生物气化路线。三条技术路线最大的区别在于原料的来源不同，电解水路线主要利用绿电电解水获得绿氢，与生物质来源的 $\mathrm{CO}_{2}$ 或空气中富集的 $\mathrm{CO}_{2}$ 进行合成反应，获得绿色甲醇。其余两条生产路线能源与化学元素均来自于生物质，生物甲烷路线是以畜禽粪便、城市垃圾为原料，通过厌氧发酵获得沼气（其中甲烷含量在 $50\%$ 左右），再将沼气提纯后走天然气合成甲醇路线得到绿色甲醇。生物质气化路线是用农林固体废弃物经气化工艺热解为合成气再进行甲醇合成。其技术原理与煤气化产甲醇路线相近。 综合来看，生物质路线（生物甲烷和生物质气化路线）的技术相对成熟、项目开发周期较短，可作为前期技术路线，但由于其原料直接成本及收储、转运等间接成本影响，未来降本空间较为有限。电制甲醇目前成本主要取决于绿氢及碳捕捉成本，我们认为电解水及碳直捕技术的发展以及绿电的逐步平价为电制甲醇降本的主要驱动力，未来电制甲醇降本空间较大。14 图表24：三条绿色甲醇技术路线对比 项目 电解水路线 生物甲烷路线 生物质气化路线 占地规模 可再生电力发电效率限制,需配套较大规模的土地资源用于发电 沼气厌氧发酵过程缓慢,需较大土地面积建发酵罐 生物质气化利用热化学,效率较高,对土地面积要求相对较小 原料资源 可再生CO2与绿氢通常不在一处,较难整合 沼气项目规模偏小,目前难以匹配规模化甲醇生产 农林秸秆、城市园林废弃物,资源来源丰富 技术应用 新兴技术, PEM电解缺乏大型装置应用,碱性电解难以匹配波动性可再生发电,大型化应用尚需验证 餐厨垃圾、城市垃圾制沼气技术成熟,畜禽粪便制沼气存在沼渣沼液难处理问题,秸秆制沼气存在发酵效率低,碳氮比需调节等问题 生物质气化在国外实现工业化应用,但建成装置较少,国内尚无在大型装置应用的成功案例 碳源 需要空气捕集二氧化碳或生物质来源二氧化碳 来源于餐厨垃圾、畜禽粪便、农林废弃物等 来源于农林废弃物、城市有机垃圾 单套装置规模潜力/(万吨/年) 10 5 20 三废 较少 废水处理难度较大 较易处理 主要风险 电解槽技术的应用 沼渣沼液的处理 气化炉大型化 资料来源：《绿色甲醇在船运燃料市场的前景分析》,长城证券产业金融研究院 生物质甲烷路线以沼气为原料，受原料来源稳定性等因素影响，生物质甲烷项目规模较小。生物质甲烷路线通过厌氧发酵过程将有机物质转化为沼气，气体需要经过预处理阶段以去除其中可能存在的杂质，在甲醇重整阶段通过催化剂作用将气体转化成合成气，进而通过化学反应生成甲醇，其中沼气成本是影响绿色甲醇成本的最主要因素。该技术路线核心在于高效稳定的厌氧发酵技术，但自然发酵过程缓慢、同时需要较大土地建立发酵罐。受制于原料供给稳定性问题，目前沼气工程的产气量难以形成规模，进而限制了该路线的发展。15 生物质甲烷与二氧化碳重整路线可提高原料利用率并提升甲醇产量，整体方案经济性有望提升。沼气中除甲烷外，二氧化碳为另一重要组分，将二氧化碳与氢气进行重整生产甲醇可有效提升原料综合利用率，提升甲醇产量，同时可进一步降低生产过程中的碳排放。二氧化碳加氢重整工艺主要包括热化学转化法、电化学还原法、光催化还原法和光电化学还原法等。此外，二氧化碳也可与甲烷直接进行干重整反应，生成合成气，进而合成甲醇。16 图表25：生物质甲烷制甲醇工艺流程 资料来源：《我国绿色甲醇产业现状与发展展望》，长城证券产业金融研究院 生物质气化-合成气路线是将生物质气化成由一氧化碳、氢气和二氧化碳组成的合成气，然后利用催化剂将合成气转化为甲醇，其中生物质原料的稳定供应为制约产能规模的主要因素。生物质气化制备绿醇的关键技术包括生物质预处理、热解气化、气体净化、气体重整、甲醇合成及分离提纯等。 图表26：生物质气化制甲醇工艺流程 资料来源：《我国绿色甲醇产业现状与发展展望》，长城证券产业金融研究院 生物质气化路线合成阶段与煤化工路线较为相似，气化技术路线选择为主要差异。常用的气化技术包括固定床气化、流化床气化及气流床气化等，不同的气化技术对生物质原料前置处理要求不同，成本亦将产生差异。目前三种技术均存在一定局限性，固定床气化法反应器结构较为简单，但原料需要经过造粒，成本较高。流化床气化法传热传质效率高，但合成气带出物较多、飞灰量大、气化效率低。气流床气化法转化效率较高，但原料(秸秆、木材)可磨性差、原料需先进行低温碳化处理。 图表27：常用生物质气化技术比较 工艺类型 优势 局限性 固定床气化 反应器构造相对简单,操作和维护方便,适用于多种生物质原料,包括木质纤维素类、农业废弃物等 原料需预先成型制成颗粒,且对原料热稳定性要求高;易产生偏流,产生的合成气中含焦油、酚、氨、甲烷等杂质;生产规模小,不易放大;废水处理难度大,费用高 流化床气化 反应器内物料呈流态化,传热传质效率高;适用于多种生物质原料,废水排放少,环保压力小 合成气带出物较多,飞灰量大、气化效率低;排渣不易控制,合成气含焦油,甲烷含量高;成熟工业案例少,高压法流化床装置的运行可靠性有待验证 气流床气化 反应温度高,速度快,原料转化率高,适合生产化学品;合成气压力高,有效组分含量高,不含焦油、酚、氨,环保压力小 秸秆、木材等生物质原料可磨性差,制粉困难,能量密度低,通常需先进行低温碳化处理;较难实现稳定挂渣(炉壁熔渣层的稳定控制);初始投资成本高。 资料来源：《我国绿色甲醇产业发展分析与建议》，长城证券产业金融研究院 生物质气化-绿氢耦合路线可提高原料利用率并提升甲醇产量，整体方案经济性有望提升。生物质气化-绿氢耦合路线将电解水产生的绿氧供生物质气化炉使用，将一定比例的绿氢与生物质气化产生的合成气混合，调节氢碳比例，进而合成甲醇；同时，生物质气化过程中会不可避免地产生二氧化碳，通过收集这些生物质来源的可再生二氧化碳并与绿氢结合，可再次生产绿醇。这一策略不仅实现了生物质气化过程的零碳排放，还最大化利用了生物质碳源与绿电资源多产甲醇。 根据《不同碳减排下生物质气化制绿色甲醇的经济性分析》，生物质气化制绿色甲醇主要包括三种工艺方案，方案一为传统方案，生物质气化的合成气作为甲醇原料，配置变换单元调整合成气氢碳比至合适比例，需要配套空分，电耗源于风光绿电。方案二在原基础上耦合绿氢生产，将电解水产生的绿氧作为一部分气化氧气，利用电解水产生的绿氢调节合成气氢碳比至2.0，但仍需配套空分分离二氧化碳。方案三在生物质气化-绿氢耦合基础上，采用绿氢与 $\mathrm{CO}_{2}$ 反应生产绿色甲醇，进一步提高生物质原料利用率。 图表28：生物质气化-绿氢耦合路线（方案三，包含二氧化碳与绿氢合成单元） 资料来源：《我国绿色甲醇产业现状与发展展望》，长城证券产业金融研究院 传统路线在单吨成本方面具有优势，但从整体经济性及原料利用率角度出发，绿氢耦合路线更佳。在假定生物质日处理量为2000吨、绿电价格为0.20CNY/(kW·h)、甲醇销售价格为4500元/吨，生物质价格300元/吨的情况下，方案一/方案二/方案三绿醇生产成本分别为1925/2432/2635元/吨，从单吨成本而言，传统生物质气化路线更具优势，其主要是因为传统路线无需绿氢生产单元，固定资产投资较少，同时无需使用生产成本相对较高的绿氢。但从原料利用率角度出发，生物质气化路线与绿氢耦合后，可使生物质原料利用率提升，从而使绿醇产量大大提高，方案一/方案二/方案三绿醇年产量分别为286000/503000/670000吨。从方案整体经济性角度出发，绿醇产量的提升推动了整体营收的增长。方案一/方案二/方案三年净利润分别为5.53/7.80/9.37亿元。整体来看，我们认为生物质气化路线与绿氢耦合，可提升原料利用率与绿醇产量，更具环保性与经济性，为未来发展的主要方向。 图表29：生物质气化三种路线经济性对比 项目 含税单价/元 传统生物质气化路线(方案一) 生物质-绿氢耦合路线（方案二） 生物质-绿氢耦合+二氧化碳-绿氢合成单元（方案三） 年耗或年产量 成本/(元/吨) 年耗或年产量 成本/(元/吨) 年耗或年产量 成本/(元/吨) 一、可变成本 1016 1662 1908 （一）原料消耗 生物质 300 60.48 634 60.48 360.78 60.48 270.9 (二)公用工程 生产水用量 4 286 40 503 40 670 40 氧气 0.25/0.1 23296 203 23296 46.32 23296 34.8 绿电年用量 0.2 19904 139 34951 139 465944 139 绿氢用量 1.1 49200 1076.16 1423.5 二、固定成本 908.8 770.1 726.8 (三)工资及福利 167.6 135.22 101.54 (四)修理费 69.8 59.65 59.73 (五)其他制造费用 133.9 116.12 105.87 (六)折旧费 537.5 459.12 459.69 (七)绿色甲醇 4500 28.64 50.29 66.97 (八)生产成本合计 55122 122324 176464 (九)年销售收入 128878 226304 301361 (十)年毛利润 73756 103980 124897 (十一)上缴所得税 18439 25995 31224 (十二)年净利润 55317 77985 93673 (十三)投资回收期 4.4 4.7 5.2 (十四)单位甲醇运行成本 1387 1973 2175 (十五)单位甲醇生产成本 1925 2432 2635 资料来源：《不同碳减排下生物质气化制绿色甲醇的经济性分析》，长城证券产业金融研究院 生物质气化-绿氢耦合路线中，弛放气提氢循环甲醇合成工艺成本较低，电价为影响成本关键因素。绿氢耦合生物质气化制甲醇工艺主要包括催化转化甲醇合成工艺、非催化转化甲醇合成工艺、弛放气提氢循环甲醇合成工艺等。从固定资产投资角度来看，非催化转化甲醇合成工艺单吨成本相对较低，为2407元/吨。三种工艺电解水制氢工序投资均占固定资产投资总额的 $61\%$ 以上，优化该工序的配置是降低项目投资的关键。从整体成本来看，弛放气提氢循环甲醇合成工艺为最经济的工艺路线，非催化转化甲醇合成工艺、催化转化甲醇合成工艺和弛放气提氢循环甲醇合成工艺单吨成本依次为4933.69/4578.86/4389.89元/吨，其中原辅材料成本占比为 $16\% \sim 20\%$ ，固定成本占比为 $7\% \sim 10\%$ ，公用工程成本占比为 $72\% \sim 77\%$ ，而用电成本为公用工程成本主要来源，证明电价是影响总成本费用的决定性因素。 图表30：不同绿氢耦合生物质气化制绿色甲醇工艺总成本分析 序号 项目 含税单价/元 费用/(元/吨) 催化转化甲醇合成工 艺 非催化转化甲醇合成工 艺 驰放气提氢循环甲醇合成 工艺 一 可变成本= (一) + (二) 4156.30 4576.18 4001.26 (一) 原辅材料=1+2+3 807.47 825.70 838.65 1 生物质气化 0.60 764.90 815.97 802.14 2 氢气 折成电价 3 催化剂等 42.57 9.73 36.51 (二) 公用工程=4+5+6+7+8+9 3348.83 3750.49 3162.61 4 电 0.44 3321.99 3760.27 3127.04 5 脱盐水 30.00 60.86 55.02 38.61 6 循环冷却水 0.25 51.46 46.93 49.02 7 仪表空气 0.20 1.26 1.35 1.33 8 氮气 0.20 2.02 2.16 2.12 9 蒸汽 160.00 -88.77 -115.24 -55.51 二 固定成本=(三)+(四)+(五)+(六) 422.56 357.51 388.64 (三) 折旧与摊销费 178.36 150.70 160.46 (四) 人工费 56.91 48.57 59.68 (五) 维修费 133.77 113.03 120.35 (六) 其他费用 53.51 45.21 48.14 三 总成本=一+二 4578.86 4933.69 4389.89 资料来源：《不同绿氢耦合生物质气化制绿色甲醇工艺》,长城证券产业金融研究院 电制甲醇是通过太阳能、风能等可再生能源获取电力后电解水制取绿氢，并在催化剂作用下将捕集的 $\mathrm{CO}_{2}$ 与绿氢反应合成甲醇，包括电解水制氢系统、CO2捕集纯化系统以及甲醇合成精馏等系统。电制甲醇成本主要取决于电解槽的投资以及绿氢、二氧化碳捕捉等原材料成本。 图表31：电制甲醇工艺流程 资料来源：《绿色甲醇生产与应用协同发展实施路径探讨》，长城证券产业金融研究院 电解水制氢技术丰富，ALK技术成本较低，应用较为成熟。电解水制氢技术主要包括碱性电解水(ALK)、质子交换膜电解水(PEM)、高温固体氧化物电解水(SOEC)以及固体聚合物阴离子交换膜电解水(AEM)等不同类型，SOEC和AEM当前仍处于研发与示范阶段，尚未进行商业化应用。 ALK可选择非贵金属作为催化剂。故制氢成本最低，同时存在操作条件易实现、投资费 用低、使用寿命长以及维护费用低等优势，是当前工业应用化最成熟的技术，国内最大碱性电解槽的产能已达到 $3000\mathrm{m}^3 /\mathrm{h}$ ，但其存在腐蚀污染问题，维护成本高，响应时间长。 PEM技术采用具有良好化学稳定性、质子传导性和气体分离性的质子交换膜作为固体电解质，有助于阻止电子的传递，提高了电解槽的安全性。PEM技术在提高了氢气产率和电解效率同时，注重了设备的安全性能，但质子交换膜成本较高。国内生产的PEM电解槽单槽最大制氢规模约为 $260\mathrm{m}^3 /\mathrm{h}$ ，而国外生产的PEM电解槽单槽最大制氢规模可达到 $1000\mathrm{m}^3 /\mathrm{h}$ 。 图表32：国内各类电解水制氢技术性能参数对比 电解技术 ALK PEM SOEC AEM 电解质隔膜 30%KOH石棉膜 质子交换膜 固体氧化物 阴离子交换膜 电流密度 1-4 0.2-0.4 1-2 电耗/效率(kW·h·m-3) 4.2-5.5 4.0-5.0 预期为100% - 氢气纯度/% ≥99.8 ≥99.99 - ≥99.99 工作温度/℃ ≤90 ≤80 ≥800 ≤60 产氢能力/Mpa 1.6 4 4 3.5 电解效率/% 60-75 70-90 85-100 60-75 单机规模/(m3·h-1) 3000 260 - - 优点 技术成熟，成本低 安全无污染，灵活性高，技术成熟，成本低，能适应波动电源 安全无污染，效率高 使用非铂金属催化剂，能适应波动电源，安全无污染 缺点 存在腐蚀污染问题，维护成本高，响应时间长 质子交换膜等核心技术有待突破，成本高 工作温度过高，技术不够成熟 交换膜技术有待突破，生产规模有待提高 资料来源：《绿色甲醇生产与应用协同发展实施路径探讨》，长城证券产业金融研究院 绿氢成本有望随着绿电平价而下降。随着风能、太阳能等可再生电力逐步规模化应用，绿电成本有望逐步下降。同时电解槽技术创新带来的利用效率逐步提升、规模经济效应等也有助于降低绿氢成本。根据《绿色甲醇产业发展现状及前景分析》，2023年绿氢生产成本为3.2-6.9美元/Kg。根据国际可再生能源机构（IRENA）保守预测，2030年绿氢生产成本有望达到2.4-4.5美元/Kg，2050年有望达到1.2-2.4美元/Kg。 图表33：绿氢生产成本预测 (美元/kg) 项目 生产成本（不包括压缩、储运） 2023年生产成本 3.2-6.9 按趋势预测 2030年：2.4-4.5 2050年：1.2-2.4 激进目标 2030年：2.1-3.0 2050年：0.7-1.7 资料来源：《绿色甲醇产业发展现状及前景分析》,国际可再生能源机构 (IRENA),长城证券产业金融研究院 二氧化碳可从煤电站燃烧气体捕集，但其或无法满足绿醇认证要求。 $\mathrm{CO}_{2}$ 捕集技术可分为燃烧前捕集、燃烧中捕集(富氧燃烧)和燃烧后捕集三类。燃烧后捕集技术路线相对较为成熟，其与已建煤粉电站兼容性较好，同时具有无需改造原有燃烧方式而大规模建设的优势，其投资相对较低且捕集系灵活可控，目前我国燃煤电厂主要采用的就是燃烧后 捕集技术。但根据IRENA定义，碳源只有来自生物质与直接碳捕（DAC）才属于绿色甲醇，故以煤电燃烧气体作为二氧化碳来源所生产的绿色甲醇在认证上受到一定影响。 图表34：我国典型碳捕集示范项目技术对比 项目 地点 规模/ (万吨/年) 路线 碳汇 投运时间 华能北京热电厂碳捕集项目 高碑店 0.03 燃烧后 食品行业 2008 华能上海石洞口碳捕集项目 石洞口 12 燃烧后 食品行业 2009 中石化胜利油田碳捕集项目 东营 4 燃烧后 驱油 2010 中电投重庆双槐碳捕集项目 合川 1 燃烧后 工业利用 2010 神华鄂尔多斯碳捕集项目 鄂尔多斯 10 燃烧前 咸水层 2011 国电恒泰营城碳捕集项目 营城 10 燃烧中 工业利用 2015 华能天津绿色煤电碳捕集项目 滨海新区 6-10 燃烧前 驱油/咸水层 2016 华润海丰碳捕集测试项目 汕尾 2 燃烧后 食品行业/地质时存 2019 华能碳捕集项目 陕西 15 燃烧后 咸水层 2020 资料来源：《绿色甲醇生产与应用协同发展实施路径讨论》，长城证券产业金融研究院 碳直捕技术发展前景较好，中长期降本空间较大。根据IRENA规定，二氧化碳必须来自于DAC或BEC路线，才可认定为绿色甲醇。DAC技术是指从大气中直接捕集 $\mathrm{CO}_{2}$ ，大气中丰富的二氧化碳含量为大规模碳捕集提供了可能。DAC技术无地域限制，不仅降低了运输成本，也解决了 $\mathrm{CO}_{2}$ 排放源分散问题。BEC技术是指将生物质燃烧或转化过程中产生的 $\mathrm{CO}_{2}$ 进行捕集和封存。根据《绿色甲醇产业发展现状及前景分析》显示，碳捕捉技术目前尚不成熟，成本较高，捕获成本约为200-250美元/吨，远高于煤炭、天然气等集中碳源20-40美元/吨的捕集成本，中长期降本空间较大。同时受制于液态、固态、电化学等吸附材料与变温、变压、变湿等技术工艺尚未成熟定型，空气直捕短期内难以满足规模化电制甲醇对碳源的需求。 中短期来看，我们认为生物质气化路线及生物质甲烷路线目前较为成熟，规模化应用程度较高。生物质气化路线与绿氢耦合可降低绿醇生产成本，提高生物质原料利用率。生物质甲烷路线亦可与二氧化碳重整进行耦合，可在提升原料利用率的同时进一步降低碳排放。但两种方案均受生物质供应稳定性及价格影响，未来产业规模及降本空间相对有限。 长期来看，虽然电制甲醇目前主要受绿氢及碳捕捉成本影响，成本较高，但随着绿电平价及碳捕捉技术的进步，中长期降本空间较大，同时其碳源较为广泛且不受地域限制，便于大规模应用。 # 3.2 全球绿色甲醇产能快速增长，我国有望凭借绿色能源优势实现突围 随着商业化应用逐步成熟，全球绿色甲醇产能有望快速增长，市场占有率逐步提高。根据IRENA数据显示，2023-2028年全球甲醇产能将由18000万吨/年增长至20000万吨 /年，年复合增长率为 $2.13\%$ ，其中绿色甲醇产能增长较为迅猛，市场占有率将逐步提升。2023-2028年全球绿色甲醇产能将从50万吨/年增长至1950万吨年，年复合增长率为 $108.07\%$ ，产能占比将从 $0.3\%$ 增长至 $9.8\%$ 。 图表35：2023-2028E 全球甲醇总产能、绿色甲醇产能及占比变化 资料来源：国际可再生能源机构 (IRENA),《绿色甲醇产业发展现状及前景分析》,长城证券产业金融研究院 国外绿醇产能增速较快，电制甲醇将成为未来主流路线。根据IRENA数据显示，从细分领域来看，2023-2028年国外绿色甲醇产能增长较为迅猛，将由20万吨/年增长至1150万吨/年，年复合增长率为 $124.87\%$ 。从工艺路线来看，电制甲醇路线将成为未来绿色甲醇生产工艺主流，2028年全球电制甲醇产能将达到1310万吨/年，占绿色甲醇产能的 $67.18\%$ 图表36：2023-2028E 国内外绿色甲醇产能变化 资料来源：国际可再生能源机构（IRENA），《绿色甲醇产业发展现状及前景分析》，长城证券产业金融研究院 图表37：2023-2028E全球生物质甲醇产能、电制甲醇产能变化 资料来源：国际可再生能源机构（IRENA），《绿色甲醇产业发展现状及前景分析》，长城证券产业金融研究院 从地域分布来看，国外甲醇项目分布较为集中。根据《我国绿色甲醇产业现状与发展展望》，截至2024年7月，国外可再生甲醇项目为109个，规划产能前5位的国家分别为美国、西班牙、澳大利亚、荷兰和爱沙尼亚，其产能依次为289.9、154.6、121.75、99.8、94万吨/年，占比分别为 $19.53\%$ 、 $10.42\%$ 、 $8.2\%$ 、 $6.72\%$ 、 $6.33\%$ 。 图表38：国外绿色甲醇规划产能占比 资料来源：《我国绿色甲醇产业现状与发展展望》，长城证券产业金融研究院 为实现“碳达峰”目标，我国发布多项政策推动绿醇产业发展。2025年5月，国家能源局印发《关于组织开展绿色液体燃料技术攻关和产业化试点的通知》，8月公布首批9个试点项目，其中5个为绿醇项目。2025年7月中央政治局会议建议，将绿色甲醇列入“十五五”能源发展规划，定位为非化石能源的重要组成部分。2025年10月发布的《可再生能源消费最低比重目标制度实施办法(征求意见稿)》首次把绿氢、绿氨、绿醇纳入非电领域最低消纳考核，推动钢铁、化工等高耗能行业使用绿醇替代化石燃料。 图表39：国内绿色甲醇行业相关政策 时间 政策文件名称 相关内容 2019年3月 《关于在部分地区开展甲醇汽车应用的指导意见》 鼓励资源综合利用生产甲醇,充分利用低质煤、煤层气、焦炉煤气等制备甲醇,探索捕获二氧化碳制备甲醇工艺技术及工程化应用。 2021年10月 《绿色交通“十四五”发展规划》 加快新能源和清洁能源运输装备推广应用。加快推进城市公交、出租、物流配送等领域新能源汽车推广应用,积极探索氢燃料、氨燃料、甲醇动力船舶应用。 2021年12月 《“十四五”工业绿色发展规划》 把“促进甲醇汽车等替代燃料汽车推广应用”纳入“绿色产品和节能环保装备供给工程”,把“二氧化碳耦合制甲醇”列入“绿色低碳技术推广应用工程”。 2022年3月 《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》 扩大工业领域氢能替代化石能源应用规模,积极引导合成氨、合成甲醇、炼化、煤制油气等行业由高碳工艺向低碳工艺转变,促进高耗能行业绿色低碳发展。 2022年6月 《科技支撑碳达峰碳中和实施方案(2022-2030年)》 鼓励以水、二氧化碳和氮气等为原料直接高效合成甲醇等绿色可再生燃料的技术。 2023年6月 《高耗能行业重点领域能效标杆水平和基准水平(2023年版)》 对煤制甲醇等领域明确淘汰期限,即原则上要求在2025年度前完成技术改造或淘汰退出。在严格的能效与碳排放标准限定之下,传统煤制甲醇落后产能的淘汰将迎来加速。 2024年1月 《产业结构调整指导目录(2024年本)》 鼓励绿色技术创新和绿色环保产业发展,推广电解水制氢和二氧化碳催化合成绿色甲醇列入鼓励类发展项目,并将甲醇燃料、氢燃料、生物质燃料等替代燃料动力船舶列入鼓励发展类项目。 2025年8月 《关于开展绿色液体燃料技术攻关和产业化试点工作的通知》 2025年8月公布首批9个试点项目，其中5个为绿醇项目，对符合条件的试点项目优先纳入制造业中长期贷款、优先推荐纳入“两重”“两新”等支持范围。符合条件的试点项目技术装备优先纳入能源领域首台(套)重大技术装备，享受相关支持政策。支持依托试点项目，制定绿色液体燃料相关国家标准和行业标准。 2025年10月 《可再生能源消费最低比重目标制度和可再生能源电力消纳责任权重制度实施办法（征求意见稿）》 首次把绿氢、绿氨、绿醇纳入非电领域最低消纳考核，推动钢铁、化工等高耗能行业使用绿醇替代化石燃料。 资料来源：《绿色甲醇的技术进展与应用前景》,FuelCellChina,国家能源局,浙江经济信息中心,长城证券产业金融研究院 近年来国内绿色甲醇项目快速增长，新增产能主要集中于北方地区。受益于政策推动及航运业需求增长，我国绿色甲醇产能快速增长。根据IRENA数据显示，2023-2028年我国绿色甲醇产能增长较为迅猛，将由30万吨/年增长至800万吨/年。根据《绿色甲醇的技术进展与应用前景》显示，2024年新增绿醇项目主要集中在黑龙江、内蒙古等北方地区，其或与当地丰富的风、光资源有关。我国在风电、光伏发电等绿色能源方面具有优势，未来随着绿电逐步平价，我国绿色甲醇产业规模仍有较大发展空间。 图表40：2024年中国部分绿色甲醇项目动态 项目名称/签约领域 地址 相关单位 投资金额 战略合作协议 吉林省大安市 运达能源科技集团、北京远景科技 总约235亿元，制甲醇约115万吨 阳光新能源大安市新能源装备制造及氢基产业项目 吉林省大安市 阳光新能源 总约126亿元 龙源（四子王）风力发电有限责任公司30万吨/年绿色甲醇建设项目 内蒙古乌兰察布市 龙源（四子王） 约13亿元 生物质绿色甲醇与绿色氨航油一体化项目 黑龙江省齐齐哈尔市 中国能建中电工程 约208亿元 年产100万吨绿色甲醇项目 江苏省盐城市 中化学悦达 总110亿元 中国天楹风光储氢氨醇一体化项目 吉林省辽源市 中国天楹 - 元鯤能源70万吨/年绿色甲醇项目 内蒙古鄂尔多斯市 元鯤能源 24.5022亿元 农林废弃物生物质绿色甲醇、生物质绿色氨和生物航油一体化项目 新疆克拉玛依 中国化学、森禾生物 - 年产300万吨数字化低碳氢清洁燃料项目 湖北省江陵经济开发区 中民（辽宁）实业集团 280亿元~300亿元 风光储氢醇一体化制绿色甲醇项目 内蒙古鄂尔多斯市 天诚牧龙龙、内蒙古明阳新能源 - 中广核兴安盟200千瓦风电制氢耦合绿色甲醇一体化示范项目 内蒙古兴安盟 中广核、中化学 约160亿元 哈尔滨大宗煤化工循环经济绿色甲醇项目 黑龙江哈尔滨市 中国能建 300亿元 资料来源：《绿色甲醇的技术进展与应用前景》，长城证券产业金融研究院 # 4. 投资建议 在航运业减排趋势下，绿色甲醇作为过渡期理想的低碳燃料，其需求将不断增长。国内绿色甲醇行业目前正处于逐步迈向商业化、规模化的关键阶段，未来有望逐步走向成熟。我们看好国内丰富的风、光资源，未来绿电的逐步平价及生产技术的进步将会降低绿色甲醇生产成本，有助于绿醇在下游应用领域逐步推广。我们建议关注在绿色甲醇方面先发布局的上市公司：华谊集团、复洁科技等，以及与绿色甲醇生产相关的工程及设备企业：东华科技、中国化学等。 # 4.1 华谊集团 公司业务范围广泛，精细化工领域为公司主要收入来源，根据ifind数据显示，1H25公司精细化工领域营收占比为 $37.51\%$ 。公司营收保持稳步增长，利润短期承压。根据ifind数据显示，2025年前三季度公司营业收入为359.87亿元，同比下降 $5.14\%$ ；归母净利润为3.95亿元，同比下降 $42.68\%$ 2024年12月，公司与中国天辰工程有限公司、中国化学工程第三建设有限公司举行10万吨/年绿色甲醇项目总承包合同签约仪式，该项目于2025年1月正式开工，该项目是上海市第一个本地绿色甲醇产能项目，实现了上海绿色甲醇产业“零”的突破，也是目前国内生物天然气制备绿色甲醇产能规模最大项目。2025年10月29日，10万吨绿色甲醇项目如期投产。17 图表41：2021-2025Q3 华谊集团营收及同比增长率 资料来源：ifind，华谊集团2025年三季报长城证券产业金融研究院 图表42：2021-2025Q3 华谊集团归母净利润及同比增长率 资料来源：ifind，华谊集团2025年三季报，长城证券产业金融研究院 图表43：1H25华谊集团营收占比 资料来源：ifind，长城证券产业金融研究院 图表44：2021-2025Q3 华谊集团四项费率变化 资料来源：ifind，长城证券产业金融研究院 # 4.2 复洁科技 公司主营业务为污泥等物料脱水干化与固液分离、恶臭污染物及挥发性有机污染物净化、节能降碳技术与双碳综合服务等。根据ifind数据显示，1H25公司低温真空脱水干化一体化技术装备业务营收占比为 $78.74\%$ 。公司营收与利润规模短期承压，根据ifind数据显示，2025年前三季度公司营业收入为2.01亿元，同比上升 $49.84\%$ ；归母净利润为0.02亿元，同比上升 $115.94\%$ 公司在绿色甲醇生产工艺方面已然取得重要成果。2025年1月，公司获得应用于绿色燃料领域的“Ni-Co-Cu-Fe-In-M高熵金属间化合物催化剂”发明专利，该催化剂具有催化效率高、甲醇选择性强、寿命长等特点，可为绿色甲醇的高效低碳制备提供关键技术支撑。2025年3月，公司与上海临港新片区管委会、华东理工大学签订战略合作框架协议，三方将共同建立国际航运绿色新能源研发、生产、加注、应用全产业链协作体系，共同推动化学工程与低碳技术全国重点实验室临港基地建设，支持打造绿色船燃加注服务中心。2025年9月，公司发布公告宣布拟与上海市科学技术委员会签订《战略前沿专项项目任务合同书》，由公司作为牵头承担单位，联合多家单位共同开展沼气全碳定向转化制绿色甲醇关键技术与中试验证的专项科研项目，就沼气制绿色燃料技术发展与产业化进程进行研究。18 图表45：2021-2025Q3 复洁科技营收及同比增长率 18 ifind 投资者互动问答，复洁科技 2025 年 9 月 23 日公告 图表46：2021-2025Q3 复洁科技归母净利润及同比增长率 资料来源：ifind，长城证券产业金融研究院 资料来源：ifind，长城证券产业金融研究院 图表47：1H25 复洁科技营收占比 资料来源：ifind，长城证券产业金融研究院 图表48：2021-2025Q3 复洁科技四项费率变化 资料来源：ifind，长城证券产业金融研究院 # 4.3 东华科技 东华科技主营业务是为国内外工程项目建设提供咨询、设计、施工、总承包等全过程、全产业链的综合服务。根据ifind数据显示，1H25公司总承包收入占比为 $88.80\%$ 。公司营收与利润归母稳步增长，根据ifind数据显示，2025年前三季度公司营业收入为67.95亿元，同比上升 $5.61\%$ ；归母净利润为3.65亿元，同比上升 $14.97\%$ 。 公司先后在新疆、内蒙古、贵州、河北、安徽等区域完成多个以煤、天然气、焦炉气为原料的甲醇项目，积累了大量甲醇生产项目经验。在绿色甲醇方面，公司参与设计的阿拉善年产10万吨液态阳光绿色甲醇首期示范项目初步设计开工，该项目由内蒙古液态阳光能源科技有限公司具体实施，总投资额约为4.77亿元，主要涉及新建年产10万吨的绿色甲醇生产装置和二氧化碳捕集装置。19 图表49：2021-2025Q3东华科技营收及同比增长率 资料来源：ifind，长城证券产业金融研究院 图表50：2021-2025Q3东华科技归母净利润及同比增长率 资料来源：ifind，长城证券产业金融研究院 图表51：1H25东华科技营收占比 资料来源：ifind，长城证券产业金融研究院 图表52：2021-2025Q3东华科技四项费率变化 资料来源：ifind，长城证券产业金融研究院 # 4.4 中国化学 中国化学主营业务是为客户提供建筑工程及其工程和工艺技术研发、勘察、设计、投资、建造、运营及服务。根据ifind数据显示，1H25公司化学工程领域收入占比为 $82.46\%$ 。2025年前三季度公司营收为1363.00亿元，同比上升 $1.15\%$ ；归母净利润为42.32亿元，同比上升 $10.28\%$ 。 在绿色甲醇方面，2024年9月中国化学所属十四公司中标西南化工研究院金风绿能绿氢制50万吨绿色甲醇项目(一期25万吨)甲醇装置建安工程，该项目也是全国首个应用大规模风电绿甲醇项目。2024年12月中国化学工程第三建设有限公司与华谊集团举行10万吨/年绿色甲醇项目总承包合同签约仪式。2025年10月由中国化学集团牵头成立的中科能元化学启动实施一期10万吨张掖绿色甲醇项目，项目利用张掖市及周边区域富集的芦苇秸秆、油菜秸秆等农林废弃物作为生物质来源，经过气化后耦合电解水制备的绿氢合成绿色甲醇。20 图表53：2021-2025Q3 中国化学营收及同比增长率 资料来源：ifind，长城证券产业金融研究院 图表54：2021-2025Q3 中国化学归母净利润及同比增长率 资料来源：ifind，长城证券产业金融研究院 图表55：1H25 中国化学营收占比 资料来源：ifind，长城证券产业金融研究院 图表56：2021-2025Q3 中国化学四项费率变化 资料来源：ifind，长城证券产业金融研究院 # 5. 风险提示 IMO净零排放法案未通过风险：2025年10月IMO净零排放法案由国际海事组织审议表决尚未通过，决定延迟审议时间，其有可能影响船用公司使用绿醇燃料的积极性 下游需求不及预期风险：绿色燃料替代产品除绿色甲醇外，还有LNG及绿氨等，绿色甲醇需求有可能会受到替代品冲击 技术攻关风险：目前绿色甲醇生产技术路线尚未完全成熟，成为规模化生产的一大障碍。若未来无法解决生产技术上的难题，会对绿色甲醇供给带来不利影响。 生产成本过高风险：由于技术尚未成熟，绿色甲醇目前相对传统甲醇成本较高，下游难以承受，有可能导致需求减弱，影响绿色甲醇行业发展。 # 免责声明 长城证券股份有限公司（以下简称长城证券）具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格。 本报告由长城证券向专业投资者客户及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者客户（以下统称客户）提供，除非另有说明，所有本报告的版权属于长城证券。未经长城证券事先书面授权许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布，亦不得作为诉讼、仲裁、传媒及任何单位或个人引用的证明或依据，不得用于未经允许的其它任何用途。如引用、刊发，需注明出处为长城证券研究院，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。 本报告是基于本公司认为可靠的已公开信息，但本公司不保证信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向他人作出邀请。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。长城证券在法律允许的情况下可参与、投资或持有本报告涉及的证券或进行证券交易，或向本报告涉及的公司提供或争取提供包括投资银行业务在内的服务或业务支持。长城证券可能与本报告涉及的公司之间存在业务关系，并无需事先或在获得业务关系后通知客户。长城证券版权所有并保留一切权利。 # 特别声明 《证券期货投资者适当性管理办法》、《证券经营机构投资者适当性管理实施指引（试行)》已于2017年7月1日起正式实施。因本研究报告涉及股票相关内容，仅面向长城证券客户中的专业投资者及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者。若您并非上述类型的投资者，请取消阅读，请勿收藏、接收或使用本研究报告中的任何信息。 因此受限于访问权限的设置，若给您造成不便，烦请见谅！感谢您给予的理解与配合。 # 分析师声明 本报告署名分析师在此声明：本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，在执业过程中恪守独立诚信、勤勉尽职、谨慎客观、公平公正的原则，独立、客观地出具本报告。本报告反映了本人的研究观点，不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接接收到任何形式的报酬。 投资评级说明 公司评级 行业评级 买入 预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅15%以上 强于大市 预期未来6个月内行业整体表现战胜市场 增持 预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅介于5%~15%之间 中性 预期未来6个月内行业整体表现与市场同步 持有 预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅介于-5%~5%之间 弱于大市 预期未来6个月内行业整体表现弱于市场 卖出 预期未来6个月内股价相对行业指数跌幅5%以上 行业指中信一级行业，市场指沪深300指数 # 长城证券产业金融研究院 深圳 地址：深圳市福田区福田街道金田路2026号能源大厦南塔楼16层 邮编：518033 传真：86-755-83516207 上海 地址：上海市浦东新区世博馆路200号A座8层 邮编：200126 传真：021-31829681 网址：http://www.cgws.com 长城证券 GREAT WALL SECURITIES 北京 地址：北京市宣武门西大街129号金隅大厦B座27层 邮编：100031 传真：86-10-88366686