绿氢氨醇产业政策逐步加码_航运业碳减排需求打开绿醇应用场景_20页_1mb

> **来源：[研报客](https://pc.yanbaoke.cn)** # 行业评级 推荐 (维持） 报告日期 2026年02月13日 # 相关研究 【兴证公用】公用周报：预计2026年全国用电量同比 $+5\sim 6\%$ ，2025年全国风光利用率同比-1.6pct、-2.0pct-2026.02.08 【兴证公用】公用周报：两部门提出有序建立发电侧可靠容量补偿机制，2025年新增风、光装机120.48GW、317.51GW-2026.02.01 【兴证公用】两部门完善发电侧容量电价政策，首提独立储能全国性容量电价政策-2026.02.01 分析师：蔡屹 S0190518030002 caiyi@xyzq.com.cn 分析师：李静云 S0190522120001 BUA484 lijingyun@xyzq.com.cn 分析师：胡冰清 S0190526020002 hubingqing@xyzq.com.cn 研究助理：满明昊 manminghao@xyzq.com.cn # 绿氢氨醇产业政策逐步加码，航运业碳减排需求打开绿醇应用场景 # 投资要点： - 风光制氢是新能源非电利用的重要场景，氢能产业政策逐步加码。2026年1月，国家能源局明确表示氢能是未来国家能源体系的重要组成部分，在“十五五”期间积极拓展新能源非电利用，重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等多元转化和就地利用。截至2025年底我国累计可再生能源制氢产能约25万吨/年，据中国氢能产业联盟预测2030年碳达峰情境下我国可再生氢供给有望达到770万吨。 - 绿色甲醇为氢能消纳重要场景，国际航运业减排打开需求空间。IMO目标全球航运业到2030年温室气体排放减少 $20 - 30\%$ ，到2040年减少 $70 - 80\%$ ，到2050年左右实现温室气体净零排放，并据此出台《IMO净零框架草案》，要求排放量高于基础合规/直接合规要求的船运燃料排放缴纳380/100美元/吨二氧化碳当量罚款，若2026年10月表决通过，法案或将于2028年开始正式实施。欧盟航运碳排放限制包括EUETS碳税以及FuelEU规则，EUETS要求船东购买配额抵消船端燃料的所有碳排放，2025年平均EUA价格为74欧元/吨二氧化碳；FuelEU则设定燃料全生命周期碳排放合规标准，船东需为超标部分支付2400欧元/吨当量VLSFO的单位罚款。 - 绿色甲醇制备流程分生物甲醇与电制甲醇两大类，新技术路线提升碳源利用效率为降本打开空间。截至2025年12月底全球绿色甲醇产能约120万吨/年，目前全球已做出最终投资决策的产能约500万吨/年。从成本端来看，生物质气化加氢合成甲醇路线通过电解水制氢调整合成气碳氢比以及创新型催化剂使用，有望使得绿甲醇完全成本下降至2743元/吨；电制甲醇在电价0.3元/千瓦时情境下完全成本为5127元/吨，考虑到目前电制甲醇路径约 $70 - 80\%$ 成本为电力成本，在部分风光资源优质、高弃风弃光率区域电力成本仍有下降空间。 - 传统燃料成本+合规成本与绿甲醇成本的对比经济性是大规模替代的关键因素。假设单吨VLSFO燃料成本为500美元/吨，我们测算得到在考虑EUETS+FuelEU排放成本下单吨VLSFO综合成本将由2026年的864美元/吨增长至2040年的1690美元/吨；假设IMO净零框架于2028年开始执行，在考虑GFI合规成本下单吨VLSFO综合成本将由2026年的500美元/吨增长至2040年的1289美元/吨。 - 绿氨应用场景逐步向煤电掺烧、船运燃料等新型领域拓展。氢氨储能、船舶燃料、掺混燃烧等绿氨应用场景逐步拓展，《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025—2027年）》提出新建机组应预留低碳化改造条件，新一代煤电试点示范机组采用降碳措施后度电碳排放水平应较2024年同类型机组降低 $10\% - 20\%$ ，并明确生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用和封存是煤电机组碳减排和利用的主要方式。除此之外，氨亦可作为燃料应用于船舶减排，根据多家国际船级社预测，2050年氨能船舶利用量占全球航运总燃料量的比重将达到 $20\% \sim 35\%$ 。 投资建议：氢能产业链供给与需求端利好政策逐步出台，其中绿色甲醇在全球航运业碳减排需求下成为氢氨醇产业链中率先规模化发展环节，在欧盟以及IMO减排政策下绿色甲醇存在一定绿色溢价，建议关注绿色甲醇生产商嘉泽新能、佛燃能源、香港中华煤气、电投绿能、复洁科技等；绿电制氢氨醇为风光消纳打开空间，推荐港股低估值绿电运营商龙源电力H、新天绿色能源、京能清洁能源、大唐新能源。 - 风险提示：政策力度不及预期，技术研发不及预期，供应链竞争激烈导致行业盈利下行 # 目录 一、氢能利用政策逐步加码，拓展终端利用场景 3 二、绿色甲醇为氢能消纳重要场景，国际航运业减排打开需求空间……5 （一）国际航运业减排催生绿色燃料替代需求 5 仁）绿色甲醇制备分生物甲醇与电制甲醇两大路径，全球产能规模逐步提升 三）政策驱动下的经济性比较是绿色甲醇替代的关键因素 14 三、绿氨需求刺激政策持续出台，应用场景向燃料拓展 16 四、投资建议 18 五、风险提示 19 # 图目录 图1、2025年中国甲醇下游消费结构 5 图2、IMO温室气体减排路径 6 图3、《IMO净零框架》碳排放合规履约示意图 6 图4、欧盟碳排放配额期货平均结算价 图5、欧盟碳排放配额期货周合计交易量 图6、FuelU温室气体排放标准 8 图7、2024年各类型全球船运燃料使用占比 9 图8、全球船运燃料使用情况 9 图9、全球船运替代燃料使用情况 9 图10、2015-2030E甲醇燃料船数量 10 图11、不同类型甲醇生产路线概况 11 图12、生物质气化制甲醇工艺流程示意图 11 图13、生物甲烷重整制甲醇工艺流程示意图 12 图14、电-生物质耦合制甲醇工艺流程示意图 12 图15、电-生物质耦合制甲醇工艺流程示意图 13 图16、截至2025年底全球已规划绿色甲醇产能百万吨） 13 图17、截至2025年底全球绿色甲醇产能实际落地情况预期百万吨） 14 图18、IMO及欧盟船运碳排标准及部分燃料全生命周期碳排放量 $(gCO_{2}eq / MJ)$ 14 图19、VLSFO在欧盟及IMO合规要求下单吨综合成本测算美元/吨）..15 图20、绿色甲醇替代VLSFO成本分析美元/吨） 15 图21、绿色甲醇不同价格情景下与VLSFO成本对比美元/吨） 16 图22、绿氨产业链示意图 17 # 表目录 表 1、《氢能产业发展中长期规划 (2031-2035 年)》要点............ 3 表 2、部分氢能利用与供给政策概况 4 表 3、《IMO 净零框架》基础合规与直接合规折减系数 表 4、常见船用燃料全生命周期碳排放量……… 8 表 5、不同技术路径制绿色甲醇对比 16 表 6、中国绿氨产业相关政策 ..... 17 表 7、行业相关公司估值与盈利预测 截至 2026 年 2 月 12 日)............ 18 # 一、氢能利用政策逐步加码，拓展终端利用场景 2022年《氢能产业发展中长期规划》明确氢能是用能终端绿色低碳转型的重要载体。2022年3月，国家发展改革委、国家能源局联合印发《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年)》，明确了氢能的三大定位：（1）氢能是未来国家能源体系的重要组成部分；（2）氢能是用能终端实现绿色低碳转型的重要载体；（3）氢能产业是战略性新兴产业和未来产业重点发展方向，并明确到2030年形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，可再生能源制氢广泛应用；到2035年构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态，可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升。 表1、《氢能产业发展中长期规划(2031-2035年)》要点 《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》要点 战略定位 未来国家能源体系的重要组成部分 充分发挥氢能作为可再生能源规模化高效利用的重要载体作用及其大规模、长周期储能优势，促进异质能源跨地域和跨季节优化配置，推动氢能、电能和热能系统融合，促进形成多元互补融合的现代能源供应体系 用能终端绿色低碳转型的重要载体 以绿色低碳为方针，加强氢能的绿色供应，营造形式多样的氢能消费生态，提升我国能源安全水平。发挥氢能对碳达峰、碳中和目标的支撑作用，深挖跨界应用潜力，因地制宜引导多元应用，推动交通、工业等用能终端的能源消费转型和高耗能、高排放行业绿色发展，减少温室气体排放 战略性新兴产业和未来产业重点发展方向 以科技自立自强为引领，紧扣全球新一轮科技革命和产业变革发展趋势，加强氢能产业创新体系建设，加快突破氢能核心技术和关键材料瓶颈，加速产业升级壮大，实现产业链良性循环和创新发展。践行创新驱动，促进氢能技术装备取得突破，加快培育新产品、新业态、新模式，构建绿色低碳产业体系，打造产业转型升级的新增长点，为经济高质量发展注入新动能。 发展目标 2025年 形成较为完善的氢能产业发展制度政策环境，基本掌握核心技术和制造工艺，初步建立较为完整的供应链和产业体系。燃料电池车辆保有量约5万辆，部署建设一批加氢站。可再生能源制氢量达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分，实现二氧化碳减排100-200万吨/年。 2030年 形成较为完备的氢能产业技术创新体系、清洁能源制氢及供应体系，产业布局合理有序，可再生能源制氢广泛应用，有力支撑碳达峰目标实现。 2035年 形成氢能产业体系，构建涵盖交通、储能、工业等领域的多元氢能应用生态。可再生能源制氢在终端能源消费中的比重明显提升，对能源绿色转型发展起到重要支撑作用。 示范应用场景 交通领域 立足本地氢能供应能力、产业环境和市场空间等基础条件，结合道路运输行业发展特点，重点推进氢燃料电池中重型车辆应用，有序拓展氢燃料电池等新能源客、货汽车市场应用空间，逐步建立燃料电池电动汽车与锂电池纯电动汽车的互补发展模式。积极探索燃料电池在船舶、航空器等领域的应用，推动大型氢能航空器研发，不断提升交通领域氢能应用市场规模。 储能领域 发挥氢能调节周期长、储能容量大的优势，开展氢储能在可再生能源消纳、电网调峰等应用场景的示范，探索培育“风光发电+氢储能”一体化应用新模式，逐步形成抽水蓄能、电化学储能、氢储能等多种储能技术相互融合的电力系统储能体系。 发电领域 根据各地既有能源基础设施条件和经济承受能力，因地制宜布局氢燃料电池分布式热电联供设施，推动在社区、园区、矿区、港口等区域内开展氢能源综合利用示范。依托通信基站、数据中 心、铁路通信站点、电网变电站等基础设施工程建设，推动氢燃料电池在备用电源领域的市场应用。 工业领域 不断提升氢能利用经济性，拓展清洁低碳氢能在化工行业替代的应用空间。开展以氢作为还原剂的氢冶金技术研发应用。探索氢能在工业生产中作为高品质热源的应用。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。 数据来源：国家发展改革委，兴业证券经济与金融研究院整理 2024年以来，工业领域低碳氢应用方案、绿电直连制氢、可再生能源非电消费考核等政策体系逐步完善。2024年12月，工信部、国家发展改革委、国家能源局联合发布《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》，将工业领域作为氢能应用核心突破口，目标到2027年工业领域清洁低碳氢应用装备支撑和技术推广取得积极进展，清洁低碳氢在冶金、合成氨、合成甲醇、炼化等行业实现规模化应用。2025年5月，国家发展改革委《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》促进新能源就近就地消纳，推动绿电直连电力用户，为可再生能源直连制氢场景提供政策支撑；2025年10月，国家发展改革委《可再生能源消费最低比重目标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)》向社会征求意见，其中提出由国务院能源主管部门按年下达可再生能源非电消费最低比重目标，可通过可再生能源供暖、制氢氨醇、生物质能非电利用等方式完成。 表2、部分氢能利用与供给政策概况 时间 政策 主要内容 2024年12月 《加快工业领域清洁低碳氢应用实施方案》 到2027年，工业领域清洁低碳氢应用装备支撑和技术推广取得积极进展，清洁低碳氢在冶金、合成氨、合成甲醇、炼化等行业实现规模化应用，在工业绿色微电网、船舶、航空、轨道交通等领域实现示范应用，形成一批氢能交通、发电、储能商业化应用模式 2025年5月 《关于有序推动绿电直连发展有关事项的通知》 绿电直连项目以满足企业绿色用能需求、提升新能源就近就地消纳水平为目标，按照安全优先、绿色友好、权责对等、源荷匹配原则建设运行，支持绿电制氢氨醇等可再生能源非电利用 2025年10月 《可再生能源消费最低比重目标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）》 国务院能源主管部门按年下达可再生能源电力消费最低比重目标和非电消费最低比重目标，由省级能源主管部门会同相关行业主管部门组织落实，可再生能源非电消费最低比重目标可通过可再生能源供暖制冷）、可再生能源制氢氨醇等综合利用、生物质能非电利用等方式完成 数据来源：国家发展改革委，国家能源局，工业和信息化部，兴业证券经济与金融研究院整理 国家能源局明确“十五五”期间重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等新能源非电利用途径，2030年中国可再生氢供给有望达到770万吨。2026年1月，国家能源局新闻发布会明确表示氢能作为未来国家能源体系的重要组成部分，在“十五五”期间将积极拓展新能源非电利用，重点推动风光制氢氨醇、风光供热供暖等多元转化和就地利用。截至2025年底我国累计可再生能源制氢产能约25万吨/年，据中国氢能产业联盟预测2030年碳达峰情境下我国可再生氢供给达到770万吨，2060年碳中和情境下可再生氢供应量达到 # 二、绿色甲醇为氢能消纳重要场景，国际航运业减排打开需求空间 # （一）国际航运业减排催生绿色燃料替代需求 传统甲醇产品的终端需求结构以化工为主。甲醇作为基础化工原料可被用于生产甲醛、烯烃、醋酸等多种化工产品，同时也可作为燃料和溶剂使用。2024年中国甲醇消费量1.05亿吨，占全球甲醇消费量约 $74\%$ ，是全球最大甲醇消费市场，中国甲醇消费结构中制烯烃占 $51\%$ ，燃料占 $19\%$ ，甲醛主要用作胶粘剂）占 $8\%$ 其余用于MTBE主要用作汽油添加剂）、醋酸、DMC等其他化工产品生产。 图1、2025年中国甲醇下游消费结构 数据来源：公众号“能化小虫”，上海钢联，隆众资讯，兴业证券经济与金融研究院整理 # 目前绿色甲醇需求集中在国际航运业，国际海事组织（IMO）的温室气体减排目标以及欧盟的地区性法规驱动低碳能源替代： 国际航运业提出温室气体减排要求，目标2050年实现净零排放。传统国际航运高度依赖重质燃料油等船用化石燃料，根据国际海事组织第四次温室气体研究报告，2018年国际航运的温室气体排放量为10.76亿吨，占全球碳排放总量 $2.9\%$ 仅依靠节能技术和降低航速难以驱动实现目标所需的减排速度和规模，航运业必须经历从化石燃料向低碳和零碳替代燃料的根本性转型。2023年IMO通过《2023年IMO船舶温室气体减排战略》，目标以2008年为基准，到2030年温室气体排放减少 $20 - 30\%$ ，到2040年减少 $70 - 80\%$ ，到2050年左右实现温室气体净零排放。 图2、IMO温室气体减排路径 数据来源：国际清洁交通委员会，兴业证券经济与金融研究院整理 《IMO净零框架》进一步明确减排实施方案，并制定罚款执行细则。2025年4月IMO批准了落实该战略的核心中期机制——IMO净零框架草案，原计划于2025年10月审议通过，目前推迟一年审议。《IMO净零框架》计划将2028年作为首个数据收集和合规验证年度，针对总吨位超过5000吨的远洋船舶，测量从开采、生产到船上使用的燃料全生命周期温室气体排放强度（GFI），以2008年基准值93.3g二氧化碳当量/MJ为基准，设置了基础合规目标和直接合规目标见表1)，排放量高于基础合规要求部分需要缴纳Tier2级别罚款目前为380美元/吨二氧化碳当量），高于直接合规要求部分需要缴纳Tier1级别罚款目前为100美元/吨二氧化碳当量）。 图3、《IMO净零框架》碳排放合规履约示意图 数据来源：中国船检，兴业证券经济与金融研究院整理 表3、《IMO净零框架》基础合规与直接合规折减系数 基础合规目标 直接合规目标 年份 折减系数 (%) 排放标准 (gCO2eq/MJ) 折减系数 (%) 排放标准 (gCO2eq/MJ) 2028 4 90 17 77 2029 6 88 19 76 2030 8 86 21 74 2031 12.4 82 25.4 70 2032 16.8 78 29.8 65 2033 21.2 74 34.2 61 2034 25.6 69 38.6 57 2035 30 65 43 53 数据来源：中国船检，兴业证券经济与金融研究院整理 欧盟地区航运业减碳需求主要来自于欧盟碳排放交易体系（EUETS）以及《欧盟海运燃料条例》（FuelEU）的限制。 EUETS要求船东依据排放量购买配额：2024年1月1日起，航运业正式被纳入EUETS的管控范围，考虑燃料在船端燃烧后的排放量，并由2024年 $40\%$ 的覆盖率提升至2026年的 $100\%$ ，即2026年船舶在欧盟内港口间航行以及进出欧盟港口航段所产生的碳排放均需要 $100\%$ 购买碳配额，如高硫燃料油（HSFO）的二氧化碳排放因子为3.114吨 $\mathrm{CO}_{2}$ /吨燃料，2026年2月7日欧盟碳排放配额(EUA）期货周平均结算价为80欧元/吨，则单吨HSFO需额外增加约249欧元成本。 图4、欧盟碳排放配额期货平均结算价 数据来源：iFinD，兴业证券经济与金融研究院整理 图5、欧盟碳排放配额期货周合计交易量 数据来源：iFinD，兴业证券经济与金融研究院整理 FuelEU 对超标温室气体排放处以罚款：FuelEU 自 2025 年 1 月 1 日起开始实施，针对所有在欧盟或欧洲经济区内航行的船舶，规定了船舶所用能源的年度平均温室气体强度目标，基准为 2020 年船队的平均排放强度 91.16gCO $_2$ eq/MJ，目标从 2025 年的降低 $2\%$ 直至 2050 年的降低 $80\%$ ，排放量的计算涵盖燃料从开采、生产、运输到燃烧过程的全生命周期（WTW）。若通过储存、借贷、分摊的 方式调整后仍未满足该排放目标要求的船舶，需要按照【负数余额×总能量值÷1,000,000×单位罚款标准】的公式缴纳罚款，目前超标部分单位罚款为2400欧元/吨当量低硫燃油。 图6、FueLEU 温室气体排放标准 数据来源：MaritecNaias，兴业证券经济与金融研究院整理 绿色甲醇含碳量低，物理特性接近传统燃油，是航运燃料较为理想的转型方向。生物甲醇以及电制甲醇的全生命周期碳排放量约在 $6 - 25\mathrm{gCO_2eq / MJ}$ ，而LNG、LPG的排放量分别为约76-89、 $74\mathrm{gCO_2eq / MJ}$ ，难以匹配IMO到2050年实现净零排放的目标。此外，甲醇在常温常压下为液体，与LNG、氢气、氨气相比无需低温存储和隔热设施，可以在保持传统燃料船舶主体不变的前提下，通过微调改装为甲醇双燃料系统，储存和运输系统亦与传统燃油高度兼容，港口只需对现有燃油加注设施进行微改造即可实现甲醇加注，如新加坡港3个月完成首座甲醇加注码头改造。 表4、常见船用燃料全生命周期碳排放量 燃料类型 全生命周期碳排放（gCO2eq/MJ） 化石燃料 LPG 74 天然气制氢 132 天然气制甲醇 103 高硫燃料油 91.74 低硫燃料油 91.39 LNG 76-89 可再生燃料 生物乙醇 17.73 生物柴油 16.38 加氢植物油 17.25 液化生物甲烷 20.7-33.6 电制甲醇 6~15 生物甲醇 15-25 数据来源：欧盟交通司《Guidance on the FuelEU Maritime Regulation》，兴业证券经济与金融研究院整理 2024年船运燃料中甲醇消耗量13.8万吨占比 $0.06\%$ ），根据现有船舶订单推算2030年甲醇消耗能力约1400万吨。从现有船队燃料使用状况来看，IMO统计2024年全球船队燃油使用量2.23亿吨，其中三类传统燃油重油（HFO）、轻质燃油（LFO）、柴油/船用轻燃油（MDO/MGO）占 $92.5\%$ 比重，LNG、生物燃料、LPG、甲醇占比分别为 $6.7\%$ 、 $0.55\%$ 、 $0.16\%$ 、 $0.06\%$ ，2024年船用甲醇燃料消耗量仅13.8万吨。根据挪威船级社DNV数据，截至2025年10月，在运甲醇适用船83艘，在建订单367艘，2030年对于甲醇燃料的理论消耗能力达到1500万吨。 图7、2024年各类型全球船运燃料使用占比 数据来源：信德海事，IMO，兴业证券经济与金融研究院整理 图8、全球船运燃料使用情况 数据来源：信德海事，IMO，兴业证券经济与金融研究院整理 图9、全球船运替代燃料使用情况 数据来源：信德海事，IMO，兴业证券经济与金融研究院整理 图10、2015-2030E甲醇燃料船数量 数据来源：挪威船级社，公众号“碳索绿色未来”，兴业证券经济与金融研究院整理 商用车燃料为潜在增量市场，成本仍是关键考虑因素。甲醇性能与汽柴油类似，可直接在现有加油站基础上升级改造，中国甲醇重卡保有量由2022年的482辆增长至2025年上半年的5088辆，2023-2024年增速达到 $487\%$ 、 $181\%$ 。目前甲醇重卡使用的主要为传统煤制甲醇，2025年国内燃料甲醇平均价格为2177元/吨，按热值换算后甲醇燃料成本较柴油低约 $30\%$ ，在3000元/吨的甲醇价格下甲醇重卡与柴油重卡全生命周期成本基本持平，中国各大主机厂一汽、重汽、吉利均已布局甲醇商用车，若未来碳排放标准进一步趋严，绿色甲醇需求量有望提升。 # （二）绿色甲醇制备分生物甲醇与电制甲醇两大路径，全球产能规模逐步提升 甲醇的生产路径区别在于其合成原料二氧化碳和氢气的来源，绿色甲醇制备目前主要有以下几类技术路线：生物质、电-生物质耦合以及电制甲醇。传统甲醇生产通常采用煤炭或天然气为原料，经过气化、变换、净化等流程后加压催化合成甲醇；绿色甲醇通常指通过零碳或低碳方式制备的甲醇，目前主要包括生物质、电-生物质耦合以及电制甲醇三大类，生物质通过生物质资源发酵或气化等过程制成甲醇；电-生物质耦合通过电解水补充氢源，提升生物质碳转化率；电制甲醇以绿氢以及碳捕捉二氧化碳为原料合成甲醇。 图11、不同类型甲醇生产路线概况 数据来源：中国氢能联盟，兴业证券经济与金融研究院整理 传统生物质制甲醇包含气化、生物甲烷重整等成熟技术路线，但总体脱碳效率较低。生物质原料经破碎、烘焙等预处理后在气化炉中和气化剂反应生成以CO、 $\mathsf{H}_2$ 、 $\mathsf{CO}_2$ 、 $\mathsf{CH}_4$ 为主的粗合成气，随后进入净化单元脱除焦油、硫化物等杂质，并进一步调节合成气中碳氢比例以满足合成甲醇要求。传统路线通过水煤气变换反应调整组分并去除过量 $\mathsf{CO}_2$ ，得到富含 $\mathsf{CO} / \mathsf{H}_2$ 的合成气，最终在合成单元中生成甲醇。该路线工艺成熟度高，但在水煤气反应过程中大量 $\mathsf{CO}_2$ 被脱除排放，碳利用效率较低。生物质制甲醇的另一可行技术路径为生物甲烷重整，将有机废弃物厌氧发酵后产生沼气，经由气体净化、催化重整、气体比例调控等步骤后合成甲醇。 图12、生物质气化制甲醇工艺流程示意图 数据来源：《生物质绿色甲醇制备技术和产业化进展》(王丁冉等), 兴业证券经济与金融研究院整理 图13、生物甲烷重整制甲醇工艺流程示意图 数据来源：《生物质绿色甲醇制备技术和产业化进展》(正丁冉等),兴业证券经济与金融研究院整理 电-生物质耦合通过电解水制氢调节合成气碳氢比例，碳效率高于传统路线。为提高碳效率实现生物质碳资源的高效利用，电-生物质耦合方法引入可再生能源电解水制氢，通过直接补氢调节碳氢比，避免额外 $\mathrm{CO}_{2}$ 排放，主流技术路线分为两种，（1）碳捕集+分布加氢路线采用“先分离后转化”的策略，将 $\mathrm{CO}_{2}$ 从合成气分离后，分别对合成气与 $\mathrm{CO}_{2}$ 加氢，该技术路径碳利用效率高，但需配套 $\mathrm{CO}_{2}$ 捕集系统，设备复杂成本较高；（2）直接加氢协同合成路线采用“直接加氢”方式，将绿氢直接混入未经分离的合成气制备甲醇，该技术路径工艺流程较为简单，但碳效率低于“碳捕集+分布加氢”路径。 图14、电-生物质耦合制甲醇工艺流程示意图 数据来源：《生物质绿色甲醇制备技术和产业化进展》(正丁冉等), 兴业证券经济与金融研究院整理 电制甲醇原料来源于碳捕捉及电解水。电制甲醇从工业废气或空气中捕捉二氧化碳，并通过电解水制取氢气，碳氢原料在反应器中经催化反应后合成甲醇与水， 经冷凝、蒸馏等分离纯化步骤后提取高纯度甲醇，剩余未反应CO2与氢气可循环使用以提升利用率。 图15、电-生物质耦合制甲醇工艺流程示意图 数据来源：CRI公司官网，兴业证券经济与金融研究院整理 2025年底全球绿色甲醇产能约120万吨/年，到2030年已规划产能达到5650万吨/年，但实际落地进程受政策影响仍存不确定性。根据全球甲醇行业协会与芬兰GENA合作开发的绿色甲醇项目数据库，截至2025年12月底全球绿色甲醇产能约120万吨/年，根据已规划项目统计2030年产能达到5650万吨/年，分技术路径来看电制甲醇、生物甲醇、低碳甲醇产能分别为2330、2210、1120万吨/年，其中已做出最终投资决策的产能仅约500万吨/年，实际落地可能性较高的产能约1300万吨/年，主要是由于IMO净零排放框架落地推迟等政策因素，实际项目落地进程仍存在不确定性。 图16、截至2025年底全球已规划绿色甲醇产能百万吨） 数据来源：Gena，兴业证券经济与金融研究院整理 图17、截至2025年底全球绿色甲醇产能实际落地情况预期百万吨） 数据来源：Gena，兴业证券经济与金融研究院整理 # （三）政策驱动下的经济性比较是绿色甲醇替代的关键因素 碳排放政策罚款以及绿色甲醇成本是经济性比较的关键考虑因素。在第（一）节中我们提到，目前全球范围内实际执行的船运行业碳排放限制法规为欧盟地区性法规EUETS以及FuelEU，全球性《IMO净零框架》若2026年10月表决通过后或将于2028年开始执行。 图18、IMO及欧盟船运碳排标准及部分燃料全生命周期碳排放量（gCO2eq/MJ） 数据来源：中国船检，Maritec Naias，欧盟交通司《Guidance on the FuelEU Maritime Regulation》，兴业证券经济与金融研究院整理 考虑IMO净零框架下的合规成本，传统低硫燃料油单吨综合成本或将由2026年的500美元/吨提升至2040年的1289美元/吨。对于传统船用低硫燃料油（VLSFO），我们假设单吨VLSFO燃料成本为500美元/吨，EUETS标准下船端碳排放量约为3.15吨 $\mathrm{CO}_{2}$ /吨VLSFO，全生命周期碳排放量为91.39gCO2eq/MJ，我们测算得到在考虑EUETS+FuelEU排放成本下单吨综合成本将由2026年的 864 美元/吨增长至 2040 年的 1690 美元/吨；假设 IMO 净零框架于 2028 年开始执行，在考虑 GFI 合规成本下单吨综合成本将由 2026 年的 500 美元/吨增长至 2040 年的 1289 美元/吨。 图19、VLSFO在欧盟及IMO合规要求下单吨综合成本测算美元/吨） 数据来源：中国船检，Maritec Naias，欧盟交通司《Guidance on the FuelEU Maritime Regulation》，国际海事公约研究中心，兴业证券经济与金融研究院整理 IMO净零框架中的盈余转让规则将使得绿甲醇替代单吨VLSFO成本下行。假设大型国际船东采购绿色甲醇的长协价格为650美元/吨，IMO净零框架下合规船舶转让其盈余碳排放的价格为100美元/tCO2eq，由于单吨VLSFO燃烧热值约等于2.15吨甲醇，若IMO净零排放框架2028年开始执行，我们测算绿色甲醇替代单吨VLSFO成本将由目前的1365美元/吨下降至2028年的1125美元/吨。 图20、绿色甲醇替代VLSFO成本分析 美元/吨） 数据来源：中国船检，Maritec Naias，欧盟交通司《Guidance on the FuelEU Maritime Regulation》，国际海事公约研究中心，兴业证券经济与金融研究院整理 图21、绿色甲醇不同价格情景下与VLSFO成本对比美元/吨） 数据来源：中国船检，Maritec Najas，欧盟交通司《Guidance on the FuelEU Maritime Regulation》，国际海事公约研究中心，兴业证券经济与金融研究院整理 从成本端来看，新技术路线对于原料中碳氢成分的充分利用为降本打开空间。从甲醇生产成本来看，根据《生物质制取绿色甲醇技术及经济性分析》马达夫等）测算，对于10万吨/年产能绿色甲醇项目，按20年运行期考虑，生物质气化变换及CO合成、生物质气化后双合成、生物质气化加氢合成甲醇单吨成本分别为3608、3768、2743元/吨，年产20万吨生物质碳捕集加氢制甲醇项目在0.3元/千瓦时电价下单吨成本为5127元/吨，其中生物质气化加氢以及生物质气化后双合成路线均通过电解水制氢的方式调配生产过程中的碳氢比例，提升生物质碳源利用效率从而降低综合成本。 表5、不同技术路径制绿色甲醇对比 技术方案 产能 万吨/年) 技术路线特点 生物质与甲醇产量比 甲醇单吨成本 元) 生物质制甲醇 生物质气化、变换及CO合成 10 工艺成熟，但碳利用率较低 2.3:1 3608 生物质气化后双合成 3 4377 10 工艺成熟但较为复杂 0.9:1 3768 20 3694 生物质气化加氢合成 3 工艺流程简化且成本低，但催化剂成熟度低 1.1:1 3027 10 2743 20 2648 电制甲醇 20 工艺流程简单碳排放低，成本较高 2tCO2:1t甲醇 5127 数据来源：《生物质制取绿色甲醇技术及经济性分析》马达夫等），兴业证券经济与金融研究院整理 # 三、绿氨需求刺激政策持续出台，应用场景向燃料拓展 氨应用场景由传统化工逐步向燃料拓展。氨是现代农业、化工产业的基础原料之一，主要产品包括化肥、塑料、冷冻剂等，其中尿酸、化肥生产占中国氨消费量 比例约 $80\%$ ，近年来氨逐步拓展替代汽油及柴油、火电掺烧发电等燃料属性应用场景。 图22、绿氨产业链示意图 数据来源：《“双碳”背景下绿氨运输市场分析及发展潜力展望》温都苏等），兴业证券经济与金融研究院整理 中国绿氨产业发展支持性政策陆续出台，绿氨掺烧是煤电机组低碳化改造的主要路径之一。在“双碳”战略和能源转型的发展趋势下，多项政策明确绿氨是行业发展、工业降碳的发展路径，旨在优化调整绿氨产能布局，促进绿氨制备技术研发，加强氢氨储能、船舶燃料、掺混燃烧等应用场景建设，为绿氨营造良好的发展环境，其中2024年6月国家发展改革委、国家能源局联合印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024-2027年）》，明确提出生物质掺烧、绿氨掺烧、碳捕集利用和封存是煤电机组碳减排和利用的主要方式，《新一代煤电升级专项行动实施方案（2025-2027年）》提出新建机组应预留低碳化改造条件，新一代煤电试点示范机组采用降碳措施后，度电碳排放水平应较2024年同类型机组降低 $10\% - 20\%$ 。 表6、中国绿氨产业相关政策 时间 名称 内容 2022年2月 《高耗能行业重点领域能效降碳改造升级实施指南(2022年版)》 开展绿色低碳能源制合成氨技术研究和示范；优化合成氨原料结构，增加绿氢原料比例，选择大型化空分技术和先进流程，配套先进控制系统，降低动力能耗；加大可再生能源生产氨技术研发，降低合成氨生产过程碳排放。 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8月 《工业领域碳达峰实施方案》 鼓励有条件的地区利用可再生能源制氢，优化化工、合成氨、甲醇等原料结构；大力发展绿色智能船舶，加强船用混合动力LNG动力、氢燃料、氨燃料等低碳清洁能源装备研发。 2023年10月 《国家能源局关于组织开展可再生能源发电试点示范的通知》 支持结合海上风电开发建设，探索推进具有海上能源资源供给转枢纽特征的海上能源岛建设，包括但不限于海上风电、制氢、氨、甲醇）、储能等多种能源资源转换利用一体化设施。 2024年5月 《合成氨行业节能降碳专项行动计划》 优化调整产能布局，引导新增产能向优势企业和更具比较优势的地区集中；推进合成氨原料低碳替代，鼓励可再生能源发电和合成氨企业联营；推动以可再生能源替代煤制氢，提高绿氢利用比例。 2024年6月 《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027年）》 到2027年，煤电低碳发电技术路线进一步拓宽，建造和运行成本显著下降；相关项目度电碳排放较2023年同类煤电机组平均碳排放水平降低50%左右、接近天然气发电机组碳排放水平，对煤电清洁低碳转型形成较强的引领带动作用。 2024年10月 《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》 在合成氨等领域鼓励低碳氢规模化替代高碳氢，探索建设风光氢氨一体化基地；鼓励发展大容量燃煤锅炉掺烧氨燃烧；支持有条件地区开展绿色氢氨等在船舶、航空领域的试点运行。 数据来源：《“双碳”背景下绿氨运输市场分析及发展潜力展望》温都苏等），国家发展改革委，国家能源局，兴业证券经济与金融研究院整理 多元下游应用场景或带动中国绿氨需求快速增长。在煤电掺烧领域，中国目前已实现100~300MW并网功率下煤电掺氨比例在 $10\% \sim 35\%$ 多种工况下的安全平稳运行，以及600MW燃煤发电机组的掺氨燃烧试验；燃料应用集中在航运领域，根据英国劳氏船级社、DNV挪威船级社）、ABS美国船级社）等组织预测，2050年氢能船舶利用量占全球航运总燃料量的比重将达到 $20\% -35\%$ 。根据《“双碳”背景下绿氨运输市场分析及发展潜力展望》预测，2030年全国氨产量约为6500万吨，其中绿氨产量占比约 $8\%$ ；随着电解水制氢、新能源电力稳定性供应等关键技术的突破，绿氨制备成本逐步降低，经济性上开始具备竞争优势，预计2050年全国氨产量将达约1.2亿吨，其中绿氨产量占比超过 $70\%$ 。 # 四、投资建议 我国政策已明确氢能是未来国家能源体系的重要组成部分以及用能终端实现绿色低碳转型的重要载体，供给与需求端利好政策逐步出台，其中绿色甲醇在全球航运业碳减排需求下成为氢氨醇产业链中率先规模化发展环节，在欧盟以及IMO减排政策下绿色甲醇存在一定绿色溢价，建议关注绿色甲醇生产商嘉泽新能、佛燃能源、香港中华煤气、电投绿能、复洁科技等；绿电制氢氨醇为风光消纳打开空间，推荐港股低估值绿电运营商龙源电力H、新天绿色能源、京能清洁能源、大唐新能源。 表7、行业相关公司估值与盈利预测截至 2026 年 2 月 12 日) 公司代码 公司简称 总市值 归母净利润 PE 2024 2025E 2026E 2027E 2024 2025E 2026E 2027E 601619.SH 嘉泽新能* 171 6.3 9.1 10.2 12.2 27.1 18.8 16.7 14.0 2.1 002911.SZ 佛燃能源* 193 8.5 10.0 10.4 11.0 22.6 19.3 18.6 17.6 4.1 00003.HK 香港中华煤气 1,272 52.9 51.9 53.7 57.3 24.1 24.5 23.7 22.2 2.5 000875.SZ 电投绿能* 253 11.0 8.1 9.5 10.7 23.0 31.3 26.6 23.7 1.4 688335.SH 复洁科技 58 -0.5 - - - N/A - - - 5.1 00916.HK 龙源电力 533 64.2 56.9 61.3 65.9 8.3 9.4 8.7 8.1 0.7 00956.HK 新天绿色能源 166 16.7 19.7 23.0 26.9 10.0 8.4 7.2 6.2 0.8 00579.HK 京能清洁能源 169 32.5 32.8 34.0 36.0 5.2 5.2 5.0 4.7 0.5 01798.HK 大唐新能源 134 19.2 16.9 17.5 19.1 7.0 7.9 7.6 7.0 0.7 数据来源：wind，兴业证券经济与金融研究院整理 *：盈利预测采用Wind一致预期 注：总市值与归母净利润单位为亿元人民币 # 五、风险提示 - 政策力度不及预期：氢氨醇产业处于前期政策驱动期，绿色甲醇依赖碳排放政策要求带来绿色溢价，政策落地不及预期将影响产业发展速度。 - 技术研发不及预期：相关技术研发不及预期将影响成本下降速度，从而影响终端需求落地进度。 供应链竞争激烈导致行业盈利下行：若我国氢氨醇生产商扩产较为激进，且产品差异化不明显将会影响行业盈利能力。 # 分析师声明 本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并登记为证券分析师，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告清晰准确地反映了本人的研究观点。本人不曾因，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收到任何形式的补偿。 投资评级说明 投资建议的评级标准 类别 评级 说明 报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级(另有说明的除外)。评级标准为报告发布日后的12个月内公司股价或行业指数)相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅。其中:沪深两市以沪深300指数为基准;北交所市场以北证50指数为基准;新三板市场以三板成指为基准;香港市场以恒生指数为基准;美国市场以标普500或纳斯达克综合指数为基准。 股票评级 买入 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于15% 增持 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%~15%之间 中性 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%~5%之间 减持 相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5% 无评级 由于我们无法获取必要的资料,或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件,或者其他原因,致使我们无法给出明确的投资评级 行业评级 推荐 相对表现优于同期相关证券市场代表性指数 中性 相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平 回避 相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数 # 信息披露 本公司在知晓的范围内履行信息披露义务。客户可登录www.xyzq.com.cn内幕交易防控栏内查询静默期安排和关联公司持股情况。 # 使用本研究报告的风险提示以及法律声明 兴业证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。 本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告中的信息、意见 等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约，投资者自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效，任何有关本报告的摘要或节选都不代表本报告正式完整的观点，一切须以本公司向客户发布的本报告完整版本为准。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，本公司及/或其关联人员均不承担任何法律责任。 本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但本公司不保证其准确性或完整性，也不保证所包含的信息和建议不会发生任何变更。本公司并不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此相关的其他任何损失承担任何责任。 本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的价格、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。 除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现。过往的业绩表现亦不应作为日后回报的预示。我们不承诺也不保证，任何所预示的回报会得以实现。分析中所做的回报预测可能是基于相应的假设。任何假设的变化可能会显著地影响所预测的回报。 本公司的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。本公司没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。本公司的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。 本报告并非针对或意图发送予或为任何就发送、发布、可得到或使用此报告而使兴业证券股份有限公司及其关联子公司等违反当地的法律或法规或可致使兴业证券股份有限公司受制于相关法律或法规的任何地区、国家或其他管辖区域的公民或居民，包括但不限于美国及美国公民（1934年美国《证券交易所》第15a-6条例定义为本「主要美国机构投资者」除外）。 本报告的版权归本公司所有。本公司对本报告保留一切权利。除非另有书面显示，否则本报告中的所有材料的版权均属本公司。未经本公司事先书面授权，本报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。未经授权的转载，本公司不承担任何转载责任。 # 特别声明 在法律许可的情况下，兴业证券股份有限公司可能会持有本报告中提及公司所发行的证券头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。因此，投资者应当考虑到兴业证券股份有限公司及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。 兴业证券研究 上海 北京 深圳 地址：上海浦东新区长柳路36号兴业证券大厦15层 地址：北京市朝阳区建国门外大街甲6号世界财富大厦32层01-08单元 地址：深圳市福田区皇岗路5001号深业上城T2座52楼 邮编：200135 邮编：100020 邮编：518035 邮箱：research@xyzq.com.cn 邮箱：research@xyzq.com.cn 邮箱：research@xyzq.com.cn