广发电新 | 工业脱碳系列之三：绿醇启航，沃土藏金

来源：广发证券研究

文｜郭鹏 陈昕 陈舒心 李天帅

今年4月IMO通过“IMO净零框架”，减排目标进一步趋严。预计到2030年零碳排放燃料量至少需要达到1056-2111万吨，存在明显供需缺口，未来几年需求将快速释放。绿色甲醇产业链主要包括原料设备和生产制备、储存运输和应用三个环节，已形成覆盖航运、交通、化工三大核心领域的多元化格局，依托技术成熟度与政策支持，正从试点示范迈向规模化落地。关注已有项目布局和技术储备的绿色甲醇生产企业。

IMO净零框架推动碳减排，不合规船舶将面临“碳税”费用。今年4月IMO通过了具有法律约束力的全球法规文本草案“IMO净零框架”，旨在实现2023年IMO提出的减排战略（即2050年实现净零排放），减排目标进一步趋严，预计最早将在2028年开始生效。其中包括新的船舶燃料标准和全球排放定价机制，对应基础减排目标和直接合规减排目标将产生一级、二级合规赤字，28-30年每吨碳排放一级/二级补救单位的价格分别为100/380美元，根据IMO发布的2023年燃料油消耗数据报告测算，平均每艘货轮年度燃料消耗量为5415.47吨，购买年度补救单位需要花费32.68万美元，对应燃料成本增幅8.4%。

零碳燃料大有可为，绿醇基础设施完善、预计率先放量。为了应对有可能需要付出的碳排放成本，可以通过船舶减排技术或者绿色燃料实现减排，其中船舶减排燃料相对发展更为成熟，而生物燃料（包括生物柴油、生物甲烷、生物甲醇等）、电解燃料（包括绿氨、绿氢、绿电制甲醇等）可将排放强度大幅减少，其中电解燃料有望将碳排放强度降至零。零碳燃料中甲醇分销、储存、加油基础设施完备，预计将率先应用在航运领域。根据IMO2023年减排战略中提出的“2030年零碳排放燃料占比为5%-10%”和年消耗量2.11亿吨测算，到2030年零碳排放燃料量至少需要达到1056-2111万吨，而目前成熟产能较少，绿色燃料存在明显供需缺口，预计未来几年需求将快速释放。

电解和生物甲醇为主流技术，项目总体处在规划备案阶段。绿色甲醇技术包括电制甲醇、生物质气化制甲醇等，目前制备绿色甲醇存在基础设施和配套供应链不足、催化剂寿命短和生物质气化效率低等问题，导致生产成本居高不下，绿色甲醇尚未进入大规模商用阶段。根据集贤网数据，截至2025年8月，国内已签约和备案的绿色甲醇项目达173个，规划产能合计5346万吨/年，但是真正投产并现商业化运营的项目数量少，大多数项目仍处于规划和备案阶段。根据H2 plus data，截至2024年末，中国绿色甲醇生产工艺上主要为生物质法，规划产能占比41.6%。根据Gena Solutions，2030年以前中国可再生甲醇规划项目占比超50%，是绿色甲醇最重要的产地。

关注绿色甲醇生产商。绿色甲醇产业链主要包括原料设备和生产制备、储存运输和应用三个环节，已形成覆盖航运、交通、化工三大核心领域的多元化格局，依托技术成熟度与政策支持，正从试点示范迈向规模化落地。关注已有项目布局和技术储备的绿色甲醇生产企业。

政策推进进度风险；项目建设进度风险；产品价格波动。

一、IMO净零框架推动减排，零碳燃料大有可为

（一）IMO净零框架提出2050年净零排放，不合规船舶将面临“碳税”

“IMO净零框架”提出在2050年实现净零排放，减排目标进一步趋严。复盘IMO（International Maritime Organization，国际海事组织）近10年来对于船舶温室气体排放的战略：

2018年：IMO发布初步战略，提出到2050年国际航运温室气体年排放量较2008年减少至少50%，到2030年单位运输活动碳强度降低至少40%、到2050年努力下降70%；

2023年：IMO发布更新战略，要求相比2018年进一步趋严，提出到2050年实现净零排放，2040年国际航运温室气体年排放量较2008年减少70%-80%，2030年国际航运温室气体年排放量减少20%-30%，2030年零碳排放燃料占比为5%-10%。

2025年4月：海洋环境保护委员会第83届会议（MEPC 83）通过了具有法律约束力的全球法规文本草案“IMO净零框架”，并将纳入《国际防止船舶污染公约》（MARPOL）附件六（防止船舶空气污染）新第五章，旨在实现2023年IMO提出的减排战略，其中包括新的船舶燃料标准和全球排放定价机制，适用范围为5000总吨及以上的船舶。“IMO净零框架”原本计划在2025年10月举行的海保会特别会议（MEPC/ES.2）上正式通过，但此次会议由于部分成员国的反对，最终IMO海洋环境保护委员会将关于通过净零框架的讨论推迟一年，预计将在通过16个月后生效。

“IMO净零框架”：（1）提出年度温室气体燃料强度减排因子目标，到2040年GFI减排因子目标为65%。“IMO净零框架”提出了GFI指标（GHG fuel intensity，温室气体燃料强度）来衡量船只的排放强度，该指标通过不同燃料的温室气体强度进行加权计算。同时“IMO净零框架”对于2028-2035年的GFI减排因子提出目标，以2008年93.3gCO2eq/MJ（well-to-wake，从油井到航迹）的GFI指标为基准，2028-2035年的基础目标减排因子为4%-30%，直接合规目标减排因子为17%-43%。此外2032年1月1日之前委员会需要确认2036-2040年的减排因子，2040年的基础目标减排因子应被设为65%。

“IMO净零框架”：（2）首次规定船舶合约履约机制，不符合标准的船只需要购买100/380美元/tCO2eq的补救单位。根据以上GFI减排因子目标，船舶年度GFI低于当年的基础目标但高于直接合规目标的部分产生一级合规赤字，高于基础目标的部分产生二级合规赤字，需要购买对应的一级或者二级补救单位，2028-2030年每吨碳排放一级、二级补救单位的价格分别为100美元、380美元。当船舶年度GFI低于直接合规目标时，船舶将获得SU，可以储存两年或在市场交易，可以用于抵扣二级赤字但不能用于抵扣一级赤字。

“IMO净零框架”：（2）测算平均每艘货轮购买年度补救单位需要花费32.68万美元，对应燃料成本增幅为8.4%。根据IMO发布的2023年燃料油消耗数据报告，以散装货轮为例，10142艘散装货轮共消耗393.36万吨汽油、3688.86万吨重油、1403.54万吨轻油等，船均年度燃料消耗量为5415.47吨。根据宋源等《IMO净零框架规则草案对航运公司的影响分析及建议》，参考Fuel EU相关证书或报告得到的各种燃料温室气体排放强度计算，2023年10142艘散装货轮的平均GFI为90.31 gCO2eq/MJ（仅考虑HFO、LFO、MDO / MGO、LNG，其他燃料量极小、忽略不计）。在2028年GFI减排目标下（基础目标89.57 gCO2eq/MJ、直接合规目标77.74 gCO2eq/MJ）测算将产生12.13 gCO2eq/MJ一级合规赤字和0.74 gCO2eq/MJ二级合规赤字，测算平均每艘船只购买年度补救单位需要花费32.68万美元（约人民币232万元）。同时测算平均单船燃料成本约为2765.52万元，“IMO净零框架”下预计成本增幅为8.4%。

测算逻辑：GFI=∑EIj × Energyj /Energytotal（其中EIj是温室气体强度，单位为gCO2eq/MJ；Energy是全部或者某种燃料对应贡献的热量，单位是MJ）

若实际GFI>基础目标GFI，一级合规赤字=直接合规目标-基础目标，二级合规赤字=实际GFI-基础目标；若直接合规目标<实际GFI<基础目标，一级合规赤字=实际GFI-直接合规目标。

消耗热值=∑各燃料消耗量×各燃料单位热值

合规赤字（tCO2eq）=合规赤字（gCO2eq/MJ）×消耗热量

“IMO净零框架”：此外还将（3）建立可持续燃料认证方案（SFCS）：通过第三方认证机构对燃料的温室气体排放因子、碳源、电力/能源来源等多项可持续性指标进行认证，所有燃料必须附带燃料生命周期标签（FLL），记录其GFI和其他可持续性属性，并与燃油供应单（Bunker Delivery Note）等相关联；（4）建立IMO GFI注册机制：建立一个全球性数据库，用于记录船舶的GFI数据、合规状态、SU和补救单位 （RU）的交易等信息；（5）建立ZNZs奖励机制：ZNZs指零或近零温室气体排放技术、燃料和能源来源，不高于特定阈值的船舶有额外奖励（2034年12月31日前为19 gCO2eq/MJ，2035年起为14 gCO2eq/MJ）；（6）设立净零基金：资金主要来源于船舶购买Tier 1 RU和Tier 2 RU的收益，用于奖励低于ZNZs阈值的船舶，支持研发与基建。

（二）零碳燃料需求预计快速释放，绿色甲醇适配船运场景

可以通过船舶减排技术或者绿色燃料实现减排，船舶减排燃料相对发展更为成熟。根据IMO研究，从减排路线来看，可以通过船舶减排技术或者绿色燃料实现减排。船舶减排技术中目前先进船体涂层已进入商业化发展，油气润滑、先进废热回收、岸电系统等技术已开始商业运行，将从技术层面进一步降低船舶碳排放强度。而从当前来看船舶各种减排燃料发展相对更为成熟，生物柴油、生物甲烷、生物甲醇、绿氢均已经进入商业化发展，绿氨、绿电制甲烷、绿电制甲醇目前正在商业运行，有望在2028年进入商业化发展，预计燃料替代将成为船舶减排的主要手段。

生物燃料和电解燃料将有效降低碳排放强度，其中电解燃料有望将碳排放降0。根据IMO研究，从全生命周期来看（WtW），化石燃料碳排放强度在70-105 gCO2eq/MJ，而生物燃料（包括生物柴油、生物甲烷、生物甲醇等）、电解燃料（包括绿氨、绿氢、绿电制甲醇等）可将排放强度大幅减少至50 gCO2eq/MJ左右及以下，其中电解燃料有望将碳排放强度降至零，进一步助力2050年实现净零排放。

零碳燃料中甲醇分销、储存、加油基础设施完备，预计将率先应用在航运领域。从各种燃料的分销、储存、加油基础设施情况来看，零碳的电解燃料（包括绿氨、绿氢、绿电制甲醇等）中甲醇拥有现有的储存和分销基础设施，同时示范性加油操作已成功，船对船加油已经被证明可行，全球90个港口正在部分开发加油基础设施，配套设施相对更加完备，预计将作为零碳燃料率先应用在航运领域。

（三）测算2030年零碳燃料需要达到千吨以上，目前存在明显供需缺口

根据IMO净零框架测算到2030年零碳燃料量需要达到1056-2111万吨，预计电解燃料未来5年内将保持较快增速。根据IMO发布的2023年全球船队燃油消耗数据报告（5000吨以上），2023年全球船队燃料消耗量为2.11亿吨，除2020年外近年来消耗量稳定在2.11-2.13亿吨，从结构来看，重油+轻质燃料油的占比均稳定在80%-84%左右。但根据IMO2023年减排战略中提出的“2030年零碳排放燃料占比为5%-10%”，根据年消耗量2.11亿吨测算，到2030年零碳排放燃料量需要达到1056-2111万吨，而满足“零碳排放”需求的燃料主要为电解燃料（包括绿氨、绿氢、绿电制甲醇等）当前产量和消耗量较少，为实现IMO减排战略预计电解燃料未来5年内将保持较快增速。

为实现2050年净零排放，绿色燃料存在明显供需缺口，若以绿色甲醇测算2050年供给量需要达到2亿吨左右。根据IMO研究，为实现2050年净零排放，2030年基准情境下能源需求将达到4.1-5.3EJ，额外能效要求下能源需求为2.9-3.9EJ。而根据目前的绿色能源项目情况，已确认绿色能源项目的供给仅有0.2EJ左右（其中主要为岸电项目），已公告的绿色能源项目供给仅1.4EJ左右，其中有0.8EJ能源供给需要来自电解燃料，若以绿色甲醇计算，绿色甲醇供给量为4020万吨左右。而预计2050年基准情境下能源需求将达到11-16EJ，额外能效要求下能源需求为8-11EJ，脱碳路径-中位数下的绿色燃料供给需要超过12EJ，其中电解燃料需要达到近4EJ，若以绿色甲醇计算，绿色甲醇供给量需要达到2亿吨左右。

二、期待我国成为绿色甲醇主要产地，关注生产商

（一）电解和生物甲醇为主流技术，项目总体处在规划备案阶段

绿色甲醇指基于生物质、绿氢、二氧化碳等可再生能源制备的甲醇，制备过程中碳排放趋近于零。国际可再生能源署要求，制备绿色甲醇原料需要全部符合可再生能源标准。欧盟将绿色甲醇可以分为生物燃料、非生物来源的可再生燃料和再循环碳燃料三类（在火电场景等中不可再生二氧化碳制备的甲醇也认定为绿色甲醇）。

与其他甲醇产品相比，绿色甲醇在制备过程中净碳排放为零、燃烧排放污染物显著降低，但目前生产成本仍然高昂。绿色甲醇燃烧充分，其主要燃烧产物为二氧化碳和水，硫氧化物和氮氧化物产生量极低，可作为新型绿色燃料。目前制备绿色甲醇存在基础设施和配套供应链不足、催化剂寿命短和生物质气化效率低等问题，导致生产成本居高不下，绿色甲醇尚未进入大规模商用阶段。

丹麦咨询公司Gena Solutions的数据显示，过去三年绿色甲醇产能增长缓慢，2025年绿色甲醇产能约为1.7公吨，形式以生物甲醇为主。预计2026年后，甲醇产能将迅速扩张，2030年产能将达43.9公吨。从地区分布来看，2030年以前中国可再生甲醇规划项目占比超50%，是绿色甲醇最重要的产地，欧洲和北美洲分别排名第二和第三。

根据集贤网数据，截至2025年8月，国内已签约和备案的绿色甲醇项目达173个，规划产能合计5346万吨/年。然而，真正实已经投产并现商业化运营的项目数量少，大多数项目仍处于规划和备案阶段。根据H2 plus data，截止2024年末（部分省份2025年新增项目数量暂未披露），规划产能最多的五个省份依次为内蒙古、辽宁、吉林、湖北、黑龙江。从生产工艺来看,生物质绿醇个数占比为56%，规划产能占比为41.6%，电制甲醇项目数量占比为13%，对应规划产能占比38.6%。

绿色甲醇的制备分为四种路线，路线一为电制甲醇，基于绿氢和二氧化碳制备；路线二为生物质气化制甲醇；路线三为生物质耦合绿氢制甲醇，路线四为生物质发酵制甲烷再制甲醇。路线二、三、四均存在生物质原料的供应受季节和气候影响较大，生物质气化技术和设备面临一定挑战的问题。

路线一：电制甲醇

电制甲醇主要以绿氢和可再生二氧化碳为原料。其技术路线分为：利用可再生电力电解水得到的绿氢和捕获的二氧化碳生产甲醇；二氧化碳电催化还原制甲醇。其中二氧化碳电催化制甲醇尚不具备工业化条件，可再生二氧化碳与绿氢反应制备甲醇已被证明可实现大规模生产。电制甲醇的优势在于目前电解水技术已经成熟，但电解水和二氧化碳捕获成本高昂，绿氢与可再生二氧化碳的输配问题也面临挑战。

路线二：生物质气化制甲醇

生物质气化制甲醇技术是将生物质气化，然后通过变换和脱碳得到碳氢比一定的合成气来制备甲醇。我国拥有丰富的生物质资源，如秸秆、木屑、玉米芯、稻壳、稻草和城市固体废物等，可以高效利用这些生物质资源制造甲醇。该技术路线中的关键工艺是生物质气化技术，得到合成气后制取甲醇的技术原理与煤制甲醇类似，工艺路线已经成熟稳定，热化学效率较高，对土地的面积要求较低，但气化工艺和大型气化炉设备还存在技术挑战。

路线三：生物质耦合绿氢制甲醇

路线三是以生物质为碳源与绿氢反应制备甲醇。路线二当中，碳氢比调整存在耗能反应（水煤气环节）并排放二氧化碳。在此基础上如果将电解水制备得到的氧气运用在生物质气化环节，将绿氢导入合成气以调整碳氢比例，则可以取消变换单元，简化甲醇制备的设备和流程。

路线四：生物质制甲烷制甲醇

路线四是用生物质发酵得到甲烷再制甲醇。首先利用微生物将生物质厌氧发酵得到沼气（甲烷），通过甲烷重整得到氢气和二氧化碳的混合气并制备甲醇。由于自然发酵过程缓慢、沼气规模化的可能性较低，该技术路线需要大面积土地对生物质进行厌氧发酵，同时废渣处理难度较大。

（二）绿色甲醇产业链：关注绿色甲醇生产商

绿色甲醇产业链主要包括原料设备和生产制备、储存运输和应用三个环节。首先，从生物质和废物、工业点捕获以及直接空气捕获等来源获取二氧化碳；利用混合可再生能源（如太阳能和风能）通过电力制氢技术生产氢气，进而与CO₂合成绿色甲醇，并进行临时存储；通过船舶运输和存储设施实现物流配送，连接供应中心、物流环节和需求中心；然后，采用大规模分销和卡车分销方式将甲醇送达终端市场，用于交通运输燃料或化工原料等。

中国绿色甲醇的储存运输已形成多方式协同的成熟体系，依托标准化设施与跨区域通道，实现了从生产端到应用端的高效流通。储存环节以沿海港口为核心枢纽，上海港、天津港、大连港等已建成规模化仓储设施，且多数仓储设施通过ISCC国际认证，保障储存安全与可持续性。运输方面构建了“北醇南运”为主的跨区域网络，东北地区生产的绿色甲醇先通过铁路、公路运至大连、锦州等转运基地，再经海运发往南方沿海需求市场，形成“陆路+海运”的多式联运模式。

中国绿色甲醇的应用已形成覆盖航运、交通、化工三大核心领域的多元化格局，依托技术成熟度与政策支持，正从试点示范迈向规模化落地。航运领域是当前核心应用场景，国内首艘7500吨级甲醇加注船“大庆268”下水，搭配自主研制的大缸径双燃料船用发动机，构建起“船舶-加注-动力”完整应用链条；道路交通领域，吉利醇氢电动轿车、重卡等全系列车型累计运营超5万辆，全国已建成900余座甲醇加注站，在矿山、物流等场景实现排放降低90%以上的显著效益；化工领域则通过替代传统煤制甲醇作为烯烃、甲醛等产品原料。

政策推进进度不及预期风险。绿色甲醇需求主要和“IMO净零框架”通过及实施进度以及国内零碳排放相关政策相关，此前IMO海洋环境保护委员会将关于通过净零框架的讨论推迟一年，若后续仍无法通过“IMO净零框架”，则绿色甲醇需求释放预计将有所放缓。

项目建设不及预期风险。目前绿色甲醇技术包括生物质制甲醇和绿电电解制甲醇等，技术上仍然存在一定不成熟性，国内已经进入商运和稳定运营的项目较少，且大部分公司没有历史建设经营经验，项目建设进度有可能会不及预期。此外部分风光储氢氨醇项目涉及风能发电、光能发电、储能、制氢以及氨醇生产等部分或全部领域，项目从立项、规划、审批需要经过多级政府部门的批准，从而延长建设周期。

产品价格波动风险。绿色甲醇价格与供需关系、碳排放成本等有关，目前由于其减排属性、较高的生产成本等原因，价格远高于传统甲醇。但如果绿色甲醇产品价格产生波动，有可能会影响项目的盈利能力。