2024年氢能源行业研究：看好受益绿色燃料溢价运营商，绿氢醇氨前景分析

一、绿氢平价进程加速，氢基能源发展提上日程

1.1 氢消纳问题制约行业放量项目落地，绿色燃料构建新需求

风光储系统大幅降价，绿氢经济性初步显现。风光发电方面，根据国际可再生能源署报告， 过去 10 年间，全球风电和光伏发电项目平均度电成本分别累计下降超过了 60%和 80%。储 能方面，随着碳酸锂供需的走弱，系统中标价格呈现加速下跌的趋势，2024 年年初磷酸 铁锂 2 小时储能系统加权平均中标价格为 0.81 元/Wh，6 月份已降至 0.65 元/Wh，年内跌 幅达 19.6%。随着风光储系统价格下降进程的超预期，阶段性的绿氢经济性初步显现。

绿甲醇和绿氨需求量强劲，带动快速发展的可再生能源电力和绿氢消纳。随着环保、准入 等政策的出台和实施，传统化工加清洁能源配套项目受到积极推广，氢基绿色化工将成为 化工产业的重要转型方向。此外，国际海事组织制定了航运业在 2008 年基准上至 2030 年碳排放强度至少降低 20%，至 2040 年温室气体年度总排放量降低 70%，在 2050 年前后 实现航运业温室气体净零排放的目标，加速船用燃料从燃料油向甲醇、氨等绿色燃料转换。 受化工产业转型及船运行业脱碳驱动，绿甲醇和绿氨广阔市场空间。利用风电、光伏发电 等可再生电力制备绿色甲醇和绿氨，为中国消纳快速发展的可再生能源电力提供了有效途 径。

绿色甲醇与绿氨催生绿氢新需求，有望突破消纳瓶颈的束缚。2023 年我国甲醇表观消费 量为 9757.7 万吨，若绿色甲醇对传统甲醇替代比例为 30%，则可以带动 556.2 万吨的绿 氢消纳；2023 年我国合成氨需求量为 6816.17 万吨，若绿氨的渗透率达到 30%，则可以带 动 368.1 万吨的绿氢消纳。绿醇绿氨的崛起，为绿氢和电解槽带来更多的发展机会。

1.2 氨和甲醇制取工艺成熟，绿色化特征持续增强

氨和甲醇是氢的重要下游产物，也是理想的储氢载体。氢气使用结构以合成氨、甲醇、炼 油及直接燃烧为主，其中最大应用领域是作为生产合成氨中间原料，用氢占比约为 32%； 第二是生产甲醇，包括煤经甲醇制烯烃的中间原料，用氢占比约为 27%。作为氢的载体， 氨和甲醇更方便储存和运输，可以作为重要的化石能源替代品，实现发电、交通等领域的 降碳减排。

氨和甲醇工业应用广泛且具有较为成熟的绿色制取手段。绿氨是指以可再生能源为动力开 展的电解水制氢及空气分离制氮再通过热催化或者电催化等新型低碳技术制备而成，与由 天然气或煤炭产生氢并通过传统 Haber-Bosch 法制取的灰氨相比，具有显著的环境优势。 甲醇按照制备方式不同可以分为传统化工制甲醇和绿色甲醇，传统化工制甲醇可以分为煤 制甲醇和天然气制甲醇，绿色甲醇可以分为电制甲醇和生物质甲醇。从碳源角度来看，绿 色甲醇优于传统化工制甲醇，天然气制甲醇优于煤制甲醇；从经济性角度来看，绿色甲醇 生产成本远高于传统化工制甲醇的成本。

1.3 短期来看绿色甲醇商业化应用领先，绿氨的远期前景更加广阔

甲醇和氨是当前关注度较高的能源，相比之下氨的远期前景更加广阔。绿色甲醇制取的两 种方法均具有一定局限性，生物质甲醇的原材料难以满足，电制甲醇成本过高。在可预见 的未来，绿色甲醇的生产量可能面临瓶颈，难以单独支撑航运和化工行业的巨大需求。相 较甲醇而言，氨的战略价值更加突出，且燃烧过程中不排放二氧化碳，实现清洁供能。当 前液氨的大规模应用，需要解决腐蚀性、毒性、燃烧范围较窄等问题，在这些关键技术取 得突破之后，未来氨将具有更大的市场潜力。

短期来看绿色甲醇需求明确，带动绿氢项目放量。目前来看，绿色甲醇的最大市场化客户 为马士基集团，应用场景聚焦于航运动力燃料。根据《中国能源报》数据，马士基集团 2023 年已经投运的首艘甲醇船舶所需绿色甲醇总量为 1 万吨，2025 年交付 18 艘大型甲醇 船舶后，每年需要绿色甲醇 75 万吨，到 2030 年需求量将达到 500 万吨，2040 年预计上 升至 2000 万吨。高涨的绿色甲醇需求驱动更多绿色甲醇项目落地，助力绿氢消纳。

二、绿色甲醇：船用燃料的第一步，短期受到碳税影响有望进入红利期

2.1 航运业脱碳压力带动甲醇船需求起量，现有基础设施支撑率先使用

绿色燃料呈现外向型导向，逻辑类似早期绿电。绿色燃料比化石燃料贵 3-4 倍，由于国内 碳配额交易价格较低，绿色溢价短期逻辑并不顺，相较之下国内绿色燃料行业发展依赖补 贴政策支撑。而高国际碳关税和碳成本使得绿色燃料在海外市场具有明显的绿色溢价，因 此，清洁能源企业纷纷效仿早期绿电出海逻辑，绿色燃料外向型特征显著。

绿色甲醇航运使用及出海逻辑已经逐步开启。相较传统化工行业的甲醇替代，凭借着绿色 溢价，其在绿色航运及海外出口等对碳排放控制要求高或是碳价高的行业及地区中体现更 为明显，或将成为未来绿色甲醇重要消纳领域。受欧盟碳税影响，甲醇船订单需求高增， 绿色甲醇将成为未来较长一段时间的重要燃料来源。 航运业脱碳压力陡增，甲醇船已率先在订单上反馈。截至 2023 年 10 月，全球前十大集运 巨头中，已有 6 家确定新建或改造甲醇动力船舶。其中，马士基向现代重工订有 18 艘甲 醇动力超大型集装箱船，达飞海运向上海外高桥造船有限公司订造 8 艘 9200 标准甲醇双 燃料集装箱船。根据 DNV AFI，2023 年全球总共新增了 298 艘替代燃料动力船舶，同比增 长 8%，其中，新增甲醇燃料船舶 138 艘（不包括甲醇运输船），近乎 2022 年 35 艘订单的 四倍，排产到 2028 年的甲醇船舶已经达 216 艘，甲醇船舶订单已成替代燃料动力船舶增 长主流。

基础设施支持其改造成本较低。现有的港口和燃料基础设施已经可以应用于绿色甲醇的使 用，并继续为使用其他绿色燃料而扩大升级，目前全球已有 125 个港口具备甲醇存储设施， 建立起 90 余个甲醇加注站，存储和加注网络初步建立。与其他低硫低碳燃料相比，建造 新船或者改造现有船只使用甲醇船燃的额外成本，远低于其他可替代燃料所需要的改造成 本。其中，在发动机改装方面，甲醇燃料船的改装成本相比 LNG 燃料船低 30%。

2.2 海外绿色甲醇标准比较严苛，减碳效应获高度认可

绿色甲醇全生命周期碳排放足迹低，助力能源领域低碳转型。根据全球甲醇协会《甲醇碳 足迹报告》，煤制甲醇全生命周期碳排放 300gCO2/MJ，天然气制甲醇全生命周期碳排放为 103-110gCO2/MJ。绿色甲醇全生命周期碳排放为 4-10gCO2/MJ。绿色甲醇原料中 H2 来自绿 电电解水制取、CO2 来自碳捕集（或其他可再生 CO2），因此具有极低的碳排放足迹。在双 碳战略目标下，绿色甲醇的逐渐替代应用是甲醇产业升级和减碳的重要策略。

国际组织对当前绿色甲醇定义较为严格，以生物质二氧化碳排放为基准进行认证。据全球 最大甲醇生产商梅塞尼斯公司预测，未来 5 年内全球甲醇需求量将以 3%的年复合增长率 逐年上涨，增量主要为可再生资源生产的绿色甲醇。因此，甲醇的绿色属性重要性和紧迫 性凸显。国际可再生能源机构（IRENA）的绿色甲醇认证标准相对严苛，只将生物质制甲 醇、绿氢与可再生二氧化碳制甲醇(电制甲醇)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，暂时不考虑 CCUS 认定。

欧盟对绿色甲醇的碳来源要求有所缓和，利好我国能源出海蓬勃发展。欧盟《可再生能源 指令（REDⅡ）》的补充条例中明确表示，考虑脱碳进程，短期内不再强求生物质甲醇的与 电制甲醇作为绿色甲醇的唯二方式，而是把可计入欧盟碳排放交易体系和在工业和火电厂 场景中捕集来的不可再生二氧化碳制备的甲醇也认定为绿色甲醇，但全生命周期碳排放不 超过 28.2gCO2/MJ。欧盟标准具有强制性，要求出口到欧盟各国的低碳甲醇燃料必须符合 其规定，因此绿色甲醇认定标准的放宽，有利于加快我国绿色甲醇厂商的出海步伐。 国内绿色甲醇认证标准体系开始建设，加速与国际接轨。我国具有良好的绿色氢基能源供 应和应用市场，为更好推动绿色甲醇产业长效发展，并与国际形势接轨，中国产业发展促 进会组织相关机构、企业、专家编制《绿色甲醇》团体标准，通过对绿色甲醇的定义、技 术要求、储运等角度进行规范，促进绿色甲醇产业项目进一步发展。

2.3 绿色甲醇玩家数量迅猛上升，规模化供应仍存缺口

拥有相关资质的海内外企业已进行左侧布局，促进产业链各环节的规模化和商业化落地。 国际上，马士基家族旗下绿色甲醇投资公司 C2X 宣布与美国新能源企业 Sun Gas 建立战略 合作关系，入股甲醇生产工厂；巴斯夫将提供 SYNSPIRE 催化剂技术与远景能源合作，加 速绿氢和二氧化碳向电制甲醇的转化。国内中石油、金风科技等能源巨头纷纷加码布局绿 色甲醇。

绿色甲醇产业处于起步阶段，供应保障仍存在较大不确定性。在技术层面，绿色甲醇的大 规模生产技术仍待验证，10 万吨级以上规模的绿色甲醇合成装置尚无运行案例；在成本 层面，根据 IRENA 的定义，只有利用来自生物质和直接碳捕(DAC)的 CO2 制取的甲醇才被 赋予绿色属性，而直接碳捕集材料投入和能源需求较大，成本约为 800 美元/吨，远高于 煤化工、天然气等集中碳源的水平。根据波士顿咨询，直接碳捕集的成本需要至少下降 75%，才具备商业化可能。成本和技术难题将制约绿色甲醇供应规模与不断上升的需求规 模的适配度。

中国绿色甲醇供应潜力巨大，产能扩张进行时。国内绿氢制绿色甲醇发展提速，截至 2024 年 6 月，国内已规划绿色甲醇项目数量累计已经达到 109 个，累计规划产能（部分项目含 远期产能）已超过 5037.4 万吨。项目建设满弓劲发，2024 年上半年新增开工绿醇项目 7 个，合计开工产能超过 214 万吨。

2.4 绿色甲醇经济性初步显现，短期靠新增需求，远期需打平煤化工

生物质气化技术和 CO2 加氢制甲醇具备可持续生产绿色甲醇的潜力。生物质制甲醇技术包 括生物质气化-合成气和生物质发酵制甲烷再制甲醇；绿电制甲醇技术包括绿电制绿氢耦 合 CO2 制甲醇和 CO2 电催化还原制甲醇。其中，生物质气化技术和 CO2 加氢制甲醇被证明是 最具可实施性和规模化的路线，经济性仍是绿色甲醇大规模供应的关键。

在生物质绿色甲醇成本中，生物质原料成本占比高达 70%，目前国内生物质原料价格 因区域生物质富集程度、运输半径等因素影响差异较大，成本区间为 150 元-700 元/ 吨，据香橙会研究院测算，当生物质原料成本在 200 元/吨时，生物质甲醇成本约为 2511 元/吨；当原料成本为 700 元时，生物质甲醇成本约为 5911/吨。

电力成本是影响 CO2 加氢制绿氢甲醇的最核心因素。在不考虑物料损耗的情况下，制 取 1t 甲醇需要消耗 CO21.375t 和 H20.1875t。据香橙会研究院测算，假设 CO2 成本约 300 元/t，当可再生能源电价在 0.5 元/kwh 的情况下，每吨电制甲醇成本约为 6546 元；可再生能源电价在 0.1 元/kWh 的情况下，每吨绿色甲醇成本约为 1675 元。

生物质制取绿色甲醇主要有两条技术路径，一是将秸秆等生物质直接燃烧获取碳源，结合 绿氢生产甲醇；二是利用秸秆等生物质通过气化生成 CO 与少量 H2，随后引入绿氢调整碳 氢比例以生产甲醇，或先将生物质气化为 CO2，再配合绿氢生产甲醇。目前，我国生物质 气化技术还存在气化效率低、合成气热值低、焦油含量较高等问题，高校和科研机构正在 加紧解决生物质气化的关键技术问题，清华大学开发了“双氧化层加压纯氧气化”技术，通过多级供风和多元气化剂实现有效气纯度超过 80%，焦油含量低至毫克级，可顺利连接 下游绿色氢基能源的合成工艺。

随着碳排放交易体系的逐步落地和完善，绿色甲醇成本优势开始凸显。煤制甲醇过程碳排 放量为 2.13 吨/吨甲醇，传统煤制甲醇路线在征收碳税下，若碳价在 50-100 欧元/吨，按 汇率 EUR/CNY 为 7.8 换算，则对应每吨煤制甲醇将额外支出 390-780 元，相较 0.2 元/kWh 的绿色甲醇成本，650 元/吨碳税下，两者差价达到 1000 元/吨，碳税加持下绿色甲醇成 本优势开始逐步凸显。短期内，绿色甲醇发展主要靠新增的航运绿色燃料需求，但长期而 言，经济性是绿色甲醇大规模应用的必然要求。

三、绿色氨：绿氢耦合最大受益方，未来大头在于储氢载体与火电机组掺烧

3.1 全球氨供应较为集中，中国仍需进口，为碳排重灾区

合成氨全球产能集中，中国即是生产大国也是进口大国。目前全球氨产量约 2.53 亿吨, 受 化石能源禀赋的影响，产量主要集中在中国、印度、俄罗斯和美国四个国家。2023 年中 国合成氨产量为 0.68 亿吨，但由于农业化肥、工业消耗量大等原因，仍需大量进口。随 着化肥效能的进一步提升，预计农业用氨占比将逐年减少，工业用氨在 2035 年将达到顶 峰，储能用氨将在 2030 年后发展加速，逐步成为合成氨需求主力。

合成氨碳排放强度高，节能降碳潜力巨大。目前全球 98%氨产量来自化石能源制取，其碳 排放占全球的 1.8%,是全球碳排放“大户”。煤制氨、天然气制氨的吨产品碳排放量分别 约为 4.2 吨、2.04 吨，而经由绿电、绿氢生产的绿氨，生产过程接近零碳，降碳潜力巨 大。2020 年中国氨的碳排放量为 2.2 亿吨，位居化工产业碳排放首位，合成氨行业绿色 低碳转型势在必行。

各国合成氨发展规划正在从传统的农业领域向能源领域转变。海内外正积极布局绿氨项目， 交通领域远洋船舶动力燃料、电力行业掺氨发电和氢储运介质将成为绿氨的新型应用场景。 现阶段日本和韩国合成氨市场规模较小，但得益于在氨燃料应用领域的先进研发进展和政 策扶持力度，两国绿色合成氨需求规模将呈倍数增长。欧洲主导氨燃料发动机研发，将氨作为航运行业脱碳的优质替代燃料。

3.2 绿氨利用场景多元化，重点看好火电掺烧与作为介质的氢储运

发改委发文推动掺烧绿氨发电，要求改造后煤电机组应具备掺烧 10%以上绿氨能力。2024 年 7 月 15 日，国家发改委印发《煤电低碳化改造建设行动方案（2024—2027 年）》，明确 改造与建设方式包括“绿氨掺烧”。目前，中国每年煤炭发电 5 万亿度，若实现行动方案 中 10%以上的绿氨掺烧能力的要求，达到 10%完全替代，需要 3 亿吨氨，高于当下全球氨 的总产量，将为氨氢能源带来全新发展机遇。

煤电掺氨是电力行业脱碳的重要路线，预期市场空间可观。随着碳约束的逐渐加紧，煤电 掺氨是除碳捕集与封存外另一个煤电脱碳的重要的技术。目前中国电力企业每年消耗的煤 炭已经超过 20 亿吨，若其中 10%以合成氨置换，则会产生超过 2 亿吨煤炭的置换空间， 氨的热值为 18.6MJ/KG，而标准煤的热值为 29.27MJ/KG，热值为氨的 1.6 倍，若保持提供 相同能量，每年将新增约 3.2 亿吨的氨需求。若未来掺氨发电比例进一步提高，将带动发 电用氨需求量快速增长。

燃煤掺烧氨发电技术得到验证，规模化商业化落地仍需时日。日本在掺氨燃烧发电领域走 在前沿，2021 年 10 月，日本碧南 1000MW 热电厂进行了 20%混氨燃烧测试；2022 年 1 月， 我国国家能源集团在 40MW 燃煤锅炉上实现了世界最大掺烧比例 35%的混氨燃烧。但氨在 不同工况下的燃烧特性，例如点火延迟时间、火焰速度与结构以及 NOx 生成特性等关键参 数尚不完善，燃煤掺烧氨发电技术的推广应用和商业化落地仍需时日。

液氨载氢为气氢向液氢过渡阶段的替代，适用长距离大规模运输。氨作为一种含氢质量分 数达到 17.6％的富氢物质，在常温加压（0.86MPa）或常压低温（240K）下很容易转化为 液态，其对应的能量密度分别为 134.0kJ·L -1 和 143.5kJ·L -1（同等条件下氢气的能量密 度为 84.0kJ·L -1），储运条件较液氢更宽松。液氨载氢成本对距离不敏感，以单日氢气需 求量 4t，加氢站规模 500kg/天，单车载氨 20t，电价 0.6 元/kWh 为例测算，当运输距离 由 50km 增加至 500 公里时，液氨载氢成本仅由 18.4 元/kg 增加至 19.2 元/kg，因此，氨 为极具潜力的氢储运载体之一。

3.3 考虑绿电降价与碳价影响叠加，对比煤制氨经济性可期

在国内煤炭价格波动、绿氢生产成本逐渐降低、碳交易政策和细则逐步落地的情况下，绿 氨具有一定经济性的竞争力与市场经济效益。在 50 元/吨碳税下，煤制氨生产成本上升约 9%，800 元/吨碳税下（以欧盟碳税 100 欧元/吨为基准换算），煤制氨生产成本上升 137%， 此时绿氢制氨具备明显成本优势。在煤价 800 元/吨左右，50 元/吨的碳交易价格加持下， 电价提升至 0.2 元/kWh 时（无碳税时需 0.18 元/kWh），绿氨便可实现平价。

国内绿色合成氨项目建设火热，提升与传统合成氨竞争可能。2024 年以来，国内超过 20 个绿色氢氨项目有所推进，逐步打造完整的“绿电-绿氢-绿氨”产业链，包括中能建、国 家能源集团、华电、水木明拓等在内的能源企业推进绿氨项目总投资超 3000 亿元，年规 划产能近 600 万吨。

四、投资分析

4.1 吉电股份

公司致力于由传统火电为主向更加丰富的绿色清洁能源运营平台转型，业务覆盖新能源、 综合智慧能源、氢能、先进储能及火电、供热、生物质能、电站服务等。从 2018 年，吉 电股份开始谋划氢能产业，围绕“制、储、运、加、用”氢能全产业链，在吉林西部至长 春区域打造的“两大基地、一条走廊”已初具规模。 公司借助东北地区光伏风电资源和产业集群优势，将光伏风电制氢用于化工原料或燃料， 打通“风光制氢+化工”生态链，解决弃电严重问题，同时带动下游化工产业。公司规划 2030 年年产 162 万吨的绿氨和 80 万吨绿色甲醇，目前已成功取得的 5 个氢基绿色能源项 目合计 235 万千瓦配套风光发电项目建设指标，其中，大安风光制绿氢合成氨一体化示范 项目一期 18 万吨每年的绿色合成氨项目预计 2024 年投产，二期 36 万吨每年绿色合成氨项目已取得建设指标；此外，公司在大安、梨树两地分别布局 20 万吨每年的风光制绿氢 生物质耦合绿色甲醇项目。

4.2 中国天楹

公司传统主营垃圾焚烧和环保装备，同时以重力储能技术为依托，开辟了集风力发电、光 伏发电、重力储能、绿氢、绿氨和绿醇制备等为一体的风光储氢氨零碳产业园发展路线。

公司积极布局绿电绿氢及下游氢基能源业务，订单密集释放，已累计布局 4 个风光储氢氨 醇一体化项目，主要位于东北、内蒙古等地区，绿氨规划产能达 51.8 万吨，绿色甲醇规 划产能达 162 万吨，其中辽源风光储氢氨醇一体化项目规模最大，预计建成后年产 80 万 吨绿色甲醇。同时，公司申请了一项名为“一种风光储氢氨醇一体化系统及运行方法”的 风光储氢氨醇一体化系统技术专利。

4.3 东方电气

东方电气是全球最大的能源装备制造企业集团之一，经过八十多年的栉风沐雨，构建起“六 电并举、六业协同”的产业格局，为我国提供了近三分之一的能源装备。近十年来，公司 紧随能源结构转型和电力系统建设的时代背景，逐步向氢能、储能业务领域拓展。 公司全面布局氢制、储、运、应用全产业链领域，1）制氢方面：2023 年推出了单槽规模 行业最大的兆瓦级质子交换膜电解水制氢系统，旗下子公司东方电气（福建）创新研究院 有限公司突破海水无淡化制氢技术；2）储氢方面：承建的广州南沙电氢智慧能源站固态 氢能发电项目成功并网，首次将光伏发电耦合固态储氢应用于电力系统；3）运输方面： 和攀枝花花城投资有限公司共同投建的国内首个管道输氢母子加氢站已正式投运；4）应 用方面：在营口市的绿色合成氨合成甲醇一体化项目签约落地。

4.4 金风科技

金风科技专注于风电、能源互联网和环保三大领域，打造产融网一体化的风电整体解决方 案供应商。公司培育“创新+国际化”的高质量发展基因，业务遍及全球 6 大洲、40 个国 家，布局 8 大海外研发中心，掌握专利技术超 5000 余项。公司在全球的风电机组每年可 以减少 2.28 亿吨 CO2 排放，助力能源行业低碳转型成效显著。

依托上游绿电生产优势，产业链向下游绿色能源制取拓展。子公司金风绿色能源化工与航 运巨头马士基集团签署年产 50 万吨的长期绿色甲醇采购协议，用以支持马士基首批 12 艘大型甲醇双动力船舶的低碳运营，该协议为全球航运业首个大规模绿色甲醇采购协议。 该项目依托兴安盟丰富的风能资源和生物质资源，已于 2024 年 4 月进入开工建设阶段， 预计 2026 年实现首产。

4.5 圣泉集团

圣泉集团是全球生物制造和化学新材料行业的先行者，产业覆盖生物质精炼、高性能树脂 及复合材料、铸造材料、健康医药、新能源等领域，公司旗下呋喃树脂、酚醛树脂、木糖 和 L-阿拉伯糖等产品产销规模均居世界前列。公司的生物溶剂生物质精炼工艺实现“纤 维素、木质素和半纤维素”的完全分离，生产高值化生物质能源及新材料，实现秸秆全元 素利用。 圣泉集团以玉米芯加工糠醛为起点，深入挖掘生物质原料潜能，积累了丰富的生物质处理 经验，并逐步打通生物质树脂炭到绿色甲醇的产业链。公司投资的百万吨生物质精炼一体 化项目（一期）已在大庆全面投产，生物质树脂炭年产能可达 16 万吨，以此为原料可实 现 8 万吨/年的生物甲醇生产，将有效助力航海、航空等交通行业脱碳。

4.6 航天工程

公司作为中国航天科技集团公司中国运载火箭技术研究院旗下的核心科技企业和能源气 体供应及危废处理的综合服务提供商，拥有完全自主知识产权的“航天粉煤加压气化技术” 处于国际领先，可广泛应用于煤制合成氨、煤制甲醇、煤制烯烃、煤制油、煤制氢、IGCC 发电等多个领域。生物质气化与公司粉煤加压气化底层技术原理类似，公司有望进行技术 拓展，运用自主创新的气化炉产品将能量密度低的低品位的生物质能转变成高品位能源， 实现合成氨和甲醇生产工艺的脱碳。 公司大氢能战略稳步推进，布局“绿氢装备+工程技术”新赛道，自主研发的 1000 型碱性 电解制氢系统和 PEM 电解制氢系统均成功完成实证运行，工业氢痕量除杂装置以“出口氢 气实测纯度 99.9996%，一氧化碳含量小于 0.2PPM”的高标准通过中试，可匹配光伏、风 能等新能源制氢场景服务于工业应用。

4.7 中集安瑞科

中集安瑞科立足能源、化工、食品装备行业，为客户提供运输、储存、加工的关键装备、 工程服务及系统解决方案。自 2006 年起介入氢能业务，产品涵盖了氢能储、运、加等各 细分领域，并逐步向氢能下游的氨和甲醇应用场景拓展。2022 年 10 月，与马士基签约 5 万吨生物质甲醇合作项目，为马士基供应第一代碳中和集装箱船燃料；2023 年 10 月公司 研发及生产的国内首台低温无水氨运输车成功下线并实现批量交付，开创“绿色氨氢”储 运新模式；2024 年 6 月，中集安瑞科成功斩获用于全球首制液氨动力散货船的液氨船用 燃料罐订单，标志着公司在液氨船用装备领域的产品布局进一步丰富。

中集安瑞科 ISO 液体罐箱产销量、高压运输车产销量居世界前列；低温运输车及低温储罐 市场占有率国内领先，LNG 接收站大型储罐、LNG 加气站模块化产品及 CNG 加气站在国内 市场占有率均排名前三。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）