2025年氢能与燃料电池行业研究：绿色航运驱动绿氢消纳破局，开启绿醇千万吨级机遇窗口

绿氢消纳是关键，绿色航运打开需求

1.1 绿氢项目备案高企，下游消纳场景成焦点

绿氢项目备案高企，落地仍待兑现。近几年绿氢项目申报非常积极，截至 2025 年 6 月， 绿氢项目备案对应绿氢产能高达 760 万吨，增长非常迅速。但是，与之对应的是不够理想 的项目开工率——仅达到 24%，对应约 180 万吨绿氢产能，以及项目落地完工——仅 10 万 吨出头绿氢项目运行。

存量氢气供需平衡，新增绿氢产能需新场景消纳。目前，氢气的供需基本平衡。根据中国 氢能联盟的数据，2023 年全国氢能产量约为 3550 万吨，需求总量约为 3300 万吨，超过 95%的氢气被用于石油炼化等工业。并且，氢气供给 99%为煤制氢、副产氢、天然气制氢等 传统方式。然而，随着氢能技术的不断成熟和应用领域的拓展，氢能市场的需求量将逐渐 增加。基于此，新增的绿氢产能需寻找新场景应用。

商业模式打通逐渐打通，寻找能接受绿氢绿色溢价的场景是关键。行业进入商业化前期关 键节点，重点之一为商业模式的打通，即下游消纳场景的寻找。现阶段，量的爆发和价的 下行趋势明确，绿氢行业整体呈现出规划量增长快、绿氢价格跌幅高、设备价格下行速度 快的趋势。行业的商业化关键集中在形成一个可持续盈利的商业模式上，即在当前上游绿 氢项目、中游输氢管道和加氢站等都拥有明确项目建设和规划的情况下，下游找到能接受 绿氢及其衍生产品价格的场景是整个绿氢产业爆发的关键点之一，也是行业内企业实现率 先突围的重点。

绿色燃料和车将率先成为突破口，带动绿氢消纳，进而打通产业链商业模式。绿色燃料主 要包括绿色甲醇、绿氨、可持续航空燃料（SAF）、可持续柴油、生物燃料乙醇，除国内国 家能源局 4 月 28 日发布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外，现 阶段主要需求方以海外为主，尤其是国际公司。原因在于海外降碳的诉求更为紧迫和严格， 若使用传统能源将被征收碳税，存在传统能源+碳税价格＞绿色燃料价格的情景，因此销 往海外的绿色燃料将成为绿氢消纳的突破口之一。另外，氢燃料电池汽车同作为突破口， 能接受相对更高的氢价，将受益于国内政策指引和基础设施的配套支撑。

1.2 IMO 出台航运减排新规，航运进入绿色化时代

全球减碳发展大背景下，海运行业减碳排放要求日益严格，全球航运领域环保法规接连出 台：

国际海事组织（IMO）：2023 年 7 月 IMO 提出：2030 年国际航运温室气体年度排放总 量要较 2008 年减少 20%以上，2040 年减少 70%以上，2050 年实现净零排放。

欧洲碳排放交易体系（EU-ETS）：2024 年开始，抵达/离开欧盟航线以及欧盟区域内 航线的船东需要缴纳碳配额。一个碳配额代表可以排放一吨 CO2等量物的权利，当前欧盟碳配额的价格约为 100 欧元 2024-2026 年为过渡期，分别需要缴纳 40%/70%/100% 排放量的碳配额。

欧洲 FuelEU Maritime 法规：2025 年航运公司全年平均燃料温室气体强度要比 2020 年下降 2%，2030 年下降 6%；2035 年下降 14.5%；2040 年下降 31%；2045 年下降 62%； 2050 年下降 80%，没有达到减排目标的船需要接受罚款。

中国《船舶制造业绿色发展行动纲要（2024-2030 年）》：2023 年 12 月，中国工信部 等五部门提出：到 2025 年，液化天然气（LNG）、甲醇等绿色动力船舶国际市场份额 超过 50%；骨干企业万元产值综合能耗较 2020 年下降 13.5%。

目前活跃船队中符合 IMO 要求的比例较低。根据 Vessels Value，截至 1M22，在全球现有 活跃船队（集装箱船、散货船、油轮）中，只有 21.7%的船舶符合 IMO 提出的 EEDI 和 EEXI 的环保规定。

IMO 净零战略走向立法，大型远洋船舶使用燃料绿色化迫在眉睫。2025 年 4 月，国际海事 组织（IMO）海洋环境保护委员会（MEPC）第 83 次会议通过了全球航运业首个法律约束性 净零排放框架，目的是将 2023 年 7 月通过的《2023 IMO 温室气体减排战略》战略目标转 化为具有法律约束力的具体措施。 根据 IMO 程序，MEPC 83 通过的修正案草案将在 2025 年 10 月举行的 IMO 特别会议 （MEPC/ES.2）上提交，以供正式采纳。一旦获得采纳，预计将在 16 个月后（大约在 2027 年）正式生效。该框架生效后，将适用于所有 5000 总吨及以上的国际航行船舶，这部分 船舶贡献了全球航运二氧化碳排放量的约 85%。这意味着，国际航运业将首次被纳入一个 全球统一的、具有法律约束力的净零排放轨道。

针对船舶温室气体减排这一热点议题，本次会议批准了温室气体燃料碳强度规定（GHG Fuel Intensity，GFI），以 2008 年的平均温室气体燃料强度参考值 93.3g CO2eq/MJ 为基准，设定基础目标（GFI-Base）和直接合规目标（GFI-Direct）。

GFIT的计算公式为：GFIT = (1 – ZT/100)。其中，GFI2008：2008 年国际航运平均 GFI 的参考值，相当于 93.3gCO2eq/MJ；ZT：与 GFI 参考值相比的年度 GFI 降低因子；T： 各年度。

最新法案转向直接管理燃料的生命周期排放及其经济成本，形成了需求侧（效率）与供给 侧（燃料）相结合的监管格局。根据该法案，船舶在日历年内的年度温室气体燃料强度（GFI）， 以船上使用的燃料的每兆焦耳（MJ）的二氧化碳当量（gCO2eq）表示，必须低于目标年度 温室气体燃料强度（GFI）。船舶的目标年度 GFI 分为两个层级：直接合规目标年度 GFI（一 级）和基础目标年度 GFI（二级）。2028 年至 2030 年，若 GFI 未达标，对应补救单位的初 始价格为（按全生命周期计算）：一级补救单位：每吨 CO₂eq 100 美元、二级补救单位： 每吨 CO₂eq 380 美元。

绿醇等氢基能源将是中长期内最符合要求的燃料。目前全球航运业主流的燃料为重硫柴油、 低硫柴油、LNG、B24、甲醇燃料等，其每兆焦耳（MJ）的全生命周期二氧化碳排放当量（gCO₂eq） 值差距很大。IMO 净零政策出台背景下：

重硫柴油和低硫柴油的每兆焦耳二氧化碳排放当量分别约为 95-100gCO₂eq、90- 95gCO₂eq，均超过 2008 年国际航运平均 GFI 参考值 93.3gCO2CO₂eq/MJ，继续使用将 面临第二层次（每吨 gCO₂eq $380）基准价格购买高额补救单位弥补合规赤字。

混合生物燃料（B24)在 2028 年后，将无法满足直接合规指标，并且仅能在 2032 年前 满足基础指标（每吨 gCO₂eq 100 美元），再往后也将面临第二层次基准价格购买高额 补救单位弥补合规赤字。

灰醇在 2029 年后，将无法满足直接合规指标，并且仅能在 2033 年前满足基础指标， 往后也将面临第二层次基准价格购买高额补救单位弥补合规赤字。

LNG 在 2030 年后，将无法满足直接合规指标，并且仅能在 2034 年前满足基础指标， 往后也将面临第二层次基准价格购买高额补救单位弥补合规赤字。

蓝醇每兆焦耳的二氧化碳排放当量约为 30-40gCO₂eq，在本次中期温室气体减排措施 实施期间能够满足直接合规指标。2032 年 1 月 1 日，委员会将确定 2036 年至 2040 年的基础目标和直接合规目标的 Z 因子，2040 年的 GFI 基础目标约为 32.6gCO₂eq。 届时中远期蓝醇也将面临一定的 GFI 合规赤字费用。

绿醇每兆焦耳的二氧化碳排放当量约为 15-20gCO₂eq，基本满足海洋环境保护委员零 或近零技术及燃料（ZNZs）的定义阈值，即在全球航运净零法规背景下，绿醇将是航 运业中远期满足法规要求且综合成本较低的船用燃料。

绿色航运带动甲醇船需求快速增长，碳税下经济性价差显著缩窄

2.1 甲醇船订单旺盛，预计最快年底迎来批量需求

绿色燃料倾向外销，海外高碳税填补绿色溢价。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并且无强制性政策，短期绿色燃料难以在国内实现大规模应用。随着 绿色燃料成本的不断下行，以及叠加海外高额的碳关税和碳成本，绿色燃料显然在海外填 补绿色溢价更为轻松，也意味着国内的清洁能源企业倾向于将绿色燃料卖给海外企业或跨 国运营的国内企业。在航运业绿色低碳转型的背景下，国内外各大航运公司将甲醇逐渐看 作未来船用燃料的优选方案，成为了绿色甲醇的消纳方。

新燃料船替代传统燃料船大势所趋，未来低碳船型主要包括 LNG/LPG 燃料船与锂、氨、氢 能源动力船等。根据克拉克森《绿色技术跟踪报告》，2023 年约有 539 艘涉及替代燃料船 舶的新船订单，按吨位计占比达 45%。2023 年替代燃料新船订单中占比最大的仍然是 LNG 双燃料船，占比 41%（220 艘，其中 152 艘为非 LNG 运输船），甲醇双燃料船订单 125 艘， 占比 23%。此外，还有 55 份新订单涉及 LPG 作为燃料，有 4 份订单涉及氨燃料。

船舶制造周期长，预期甲醇船舶最快 25 年底将迎来批量需求。IMO 净零框架法案是全球 航运节能减排战略实施的重要保障，也是各大航运公司绿色燃料战略提前布局的重要依据。 草案将在 2025 年 10 月的 IMO 特别会议上提交，获得采纳后将在 16 个月后（约在 2027年）正式生效。船舶行业制造时间较长，船舶制造从订单签约到最后交船，时间跨度在 16 个月-36 个月不等，根据中国船舶公告，散货船一般船型从开工到交船大约 10-12 个月， 集装箱船一般船型从开工到交货大约 14-20 个月，原油轮一般船型从开工到交船大约 12- 14 月时间，大型 LNG 运输船建造周期约为 2 年。基于较长时间的交付周期，订船时间需 提前约 2 年，对应从 25 年底起针对甲醇船舶需求将逐步起量。

2.2 甲醇燃料价格是船舶运营具备经济性的关键，绿氢成本需进一步下行

甲醇船与传统油船相比的最大不同点——船舶发动机和燃料。发动机占造船成本的约 10%； 燃料成本占比随着燃油价格变化，以集装箱班轮运输的成本结构为例，燃油成本约占船舶 全生命周期成本的 14%。

甲醇船舶使用的发动机为双燃料发动机，重点针对发动机燃料喷射器改动。一般来说，船 舶使用的柴油发动机类型有两冲程发动机或四冲程发动机。目前，两冲程发动机和四冲程 发动机均可改装为可以在双燃料模式下使用甲醇的发动机。在这些改装中，将对发动机燃料喷射器进行改动，以便获得更高的喷射压力，这样才能引燃甲醇。

双燃料发动机使用甲醇燃料时需引燃油，发动机已经能实现应用。目前所有主要发动机制 造商都有能将甲醇作为燃料的二冲程和四冲程内燃发动机，此类发动机均为双燃料发动机。 双燃料发动机需要引燃油才能点燃，引燃油可以使用船用柴油或汽油。具体操作是将引燃 油注入发动机缸体中，并用甲醇引燃。

甲醇燃料二冲程双燃料发动机需要引燃油才能点燃，根据发动机类型和负荷，占燃料 组合中的 5%到 10%。

四冲程改造的重点是客船和滚装船（滚装客船）。对于四冲程市场，现代公司的 HiMSEN 发动机采用甲醇燃料，需要混合约 10%引燃油（MDO/MGO），并且此发动机也可以使用 燃油。此外，MAN ES 正在研究甲醇燃料发动机能否采用火花塞设计，从而避免使用 引燃燃料。

根据 FCBI Energy，大型发动机(10-25MW)从柴油燃料到双燃料甲醇/柴油燃料的船只改装 成本预计为 250-350 欧元/kW。与 LNG 燃料改造对比，后者的改装成本约为 1,000 欧元/kW。 燃料罐和供应设备的实际安装成本由具体船只的布局而定。客滚渡船可以在压载舱中安装 甲醇罐，无需占用货物空间，但如果安装 LNG 罐，通常需要减少载货量。

针对新发动机，一艘 10MW 油船改造为使用两台改装版 10MW MAN 发动机（双燃料发动 机）的船只，每千瓦成本为 272.5 欧元，10MW 对应改造总成本为 272.5 万欧元。

此外，固定成本端也需考虑基础设施。燃料基础设施成本由大型终端输送和储藏设施费用、 运送至小型终端设施的运费和港口加注设施成本构成。 大部分甲醇供应基础设施已经建设到位，世界各地的港口都可以使用甲醇。缺少的部分是 加注过程中从罐车或加注船到船只的最后一个步骤。这意味着，船东可以开始在以适中成 本建造的小型设施中对单条甲醇船只进行燃料加注。目前，从驳船或卡车进行加注的方式 适用于柴油燃料，其中很多相同的技术适用于甲醇，且均可使用化工产业中采用的安全装 置和常规步骤。

根据 FCBI Energy，小型甲醇加注设备的安装成本预计约为 40 万欧元；将现有驳船 改装为甲醇加注船的成本约为 150 万欧元；对于 20,000m3 的甲醇罐和用于从液货船 装载到甲醇罐并将其卸载到加注船的设备，成本大约为 500 万欧元。

甲醇燃料价格是运营具备经济性的关键。由于甲醇在常温常压下为液态，将甲醇作为燃料 供应船用发动机的过程与传统燃料相似。要实现相同的燃料能量密度，发动机需要的甲醇 量约为柴油量的 2.4 倍，因而甲醇燃料的价格是经济性的关键。 根据我们的测算，当欧盟碳配额价格在 100 欧元/吨时，对应考虑碳配额后的燃料单价为 200 元/GJ。此时若绿色甲醇燃料单价降至 4500 元/吨时，两类燃料使用成本基本持平。

绿色甲醇制取的主要路线包括生物质甲醇及电制甲醇：短期看，生物质甲醇在成本上比电 制甲醇更有优势，是当前的主流制备方式；长期看，待碳捕集成本下行后，电制甲醇是实 现零碳转型目标更有力的替代能源选择。

“绿氢+生物质”技术利用生物质气化提供碳源、并结合绿氢合成甲醇，共有两条技 术路径，一是利用秸秆等生物质气化剂生成 CO 与少量 H2，之后引入绿氢调节 CO 与 H2的比例来生产甲醇；二是将生物质气化为二氧化碳，再配合绿氢生产甲醇。

“绿氢+CO2”技术通过空气捕集二氧化碳，再结合绿氢合成甲醇。理想状态下，项目 中所有用电来自光伏、风电等绿色电力，H2来自绿电电解水制氢；CO2来自工业捕集。

从经济性的角度看，绿醇的生产成本主要包括氢气、二氧化碳的原料成本以及甲醇的合成 成本等。在电制甲醇中，基于电价 0.3 元/kWh 测算，其总生产成本为 4500~7300 元/t。 电解水制氢中电力成本占制氢成本的 80%左右，每生产 1t 绿氢成本仍高达 20000 元以上； 从空气中直接捕获二氧化碳(DAC)也需消耗大量电能，目前每吨成本高达 2000 元以上；生 物质来源的二氧化碳成本相对较低，约为 145 元/t；根据测算，每合成 1t 甲醇花费约 360 元。在生物甲醇中，沼气/生物天然气制甲醇的生产成本约为 3000 元/t，生物质气化路线 成本约为 4000 元/t，其中原料成本占比约 60%。因此，在经济成本上，生物甲醇具有一定 竞争优势。若采用空气捕集二氧化碳制备绿色甲醇，需技术进一步成熟。

电制甲醇成本中，氢气成本占比达 70%以上，是绿醇降本的决定性因素。根据《CO2加氢制 绿色甲醇的成本测算》，年产 10 万 t 甲醇项目成本测算如下： 原料气 CO2的单程转化率为 30%，甲醇选择性为 80%，年产 10 万 t 甲醇理论上需消耗 H2 1.875 万 t、CO2 13.750 万 t，但因存在副反应，实际消耗的 H2约 1.910 万 t、CO2 14.6 万 t。原料成本约占总生产成本的 85%，是主要成本；固定成本占比约 10%，为次要成本； 工艺成本占比最小，约 4.5%。原料成本项中，H2的制用成本占 86.11%，为总成本的 73.35%，CO2成本占 13.89%，为总成本的 11.83%。 总体来看，要降低生产成本，应着重解决原料气的成本问题，尤其是 H2成本；以及技术优 化降低工艺成本以及规模效应下带来的固定成本摊薄。

未来 CO2加氢制绿色甲醇生产成本可达 1618 元/t，与目前相比下降达 59%。绿电价格是成 本的决定性因素，既影响绿氢的制用成本，又影响公用工程中工艺成本，其次是 CO2价格。 煤制甲醇原料煤和燃料煤成本占总生产成本的 70%~80%，煤价走势对甲醇成本影响非常明 显。并且，随着中国绿电装机规模不断增加，绿电价格将不断降低。 根据《CO2加氢制绿色甲醇的成本测算》，当绿电成本处于 0.1 元/(kWh)时（CO2价格 200 元/t），绿色甲醇的生产将体现出极大的成本优势。此外随碳交易机制不断完善、 碳税补贴等政策落地，当 CO2加氢制绿色甲醇生产成本问题得到解决后，将显著促进 中国甲醇工业的绿色转型。对于固定成本，假定项目投资水平、人工成本、折旧与当前持平，变动项为行政费用 和销售费用，并仍按直接成本的 2%计算。

从长远来看，绿电制甲醇会有更强的经济性，化工来源的二氧化碳制甲醇也可以实现足够 低的成本。

绿醇需求高增并同步带动绿氢消纳，供不应求窗口期迎机遇

3.1 2030 年绿醇需求看向千万吨，带动绿氢消纳并加速绿氢项目落地进度

中长期看，2030 年全球绿色甲醇需求量将超 4000 万吨，船舶将打通绿氢消纳通道。2023 年报告的全球船队（5000 总吨以上）的燃料总消耗量为 2.11 亿吨，以船用燃油燃烧热值 为 42GJ/吨和绿色甲醇热值 22GJ/吨，以及在成本最优的情况下，若 2028-2030 年按热值 掺混绿醇 3-11%不等的情况下，全球绿色甲醇需求量最高超过 4000 万吨（掺混 10%以上）。 工信部正在制定的《船用绿色燃料发展路线图》也明确，2030 年中国船舶绿色甲醇燃料占 比需超 15%，这意味着国内每年至少 500 万吨的市场缺口。

短期看，共 300 艘绿色甲醇燃料船舶将陆续投运，可消纳当前绿氢开工项目 58%~72%产能， 加速绿氢项目的落地完工。根据克拉克森数据统计，截至 2025 年 2 月全球已投入运营的 甲醇燃料船舶 50 艘次，载重吨约 304 万吨；新船订单数量 250 艘次，载重约 2277 万吨。以甲醇消耗量按单一燃料测算，未来约 300 艘船舶下水将带动绿色甲醇燃料需求约 680 万 吨，对应带动绿氢消纳 75~130 万吨（生产 1 吨甲醇需要绿氢约 0.11~0.19 吨）。 目前，绿氢开工项目产能达到约 180 万吨，甲醇船舶投运后将消纳 42%~72%产能，打通绿 氢下游应用场景。

制造周期下存量项目将加速动工，带动上游制氢设备需求爆发。船舶的制造 16 个月-36 个月不等周期，预计今年下半年起将迎动态，重点跟踪项目落地与船东合作方。国内外各 大头部船厂开始投入绿色甲醇船，并且与上游绿色甲醇运营商及港口企业与协会等开展合 作，以确保未来绿色燃料的供应。根据过往项目统计，各大绿醇项目的建设周期在 1~2 年， 为匹配绿色甲醇船的运营周期，预计 25 年下半年至 26 年，存量备案但未开工绿氢氨醇项 目将加速动工，带动上游制氢设备商的需求爆发。

3.2 绿醇存在供不应求窗口期，重点跟踪项目落地与船东合作方

根据全球甲醇行业协会的统计，全球绿色甲醇生产项目的数量在不断增加。该协会目前正 在追踪 90 个项目，预计上线后到 2027 年，每年可生产近 900 万吨甲醇。

中国绿色甲醇产业迎来爆发式增长。截至 2024 年末，全国累计规划绿色甲醇项目达 146 个，总产能规模突破 5677.69 万吨/年。其中 2024 年新增项目 91 个，贡献 3034.5 万吨/ 年新增产能，标志着行业进入规模化发展阶段。 行业仍处于早期培育阶段。86%的累计产能（4922 万吨）尚处签约备案阶段，仅 2 个示范 项目实现运营，年产能合计 6000 吨。2024 年新增项目中，91%产能（2778 万吨）处于前 期筹备，仅 3%（77 万吨）进入建造环节，显示出项目落地存在明显时间差。

生物质与电解制氢技术主导市场。累计项目中，生物质路线以 41.6%产能占比（2361.09 万吨）保持领先，但电制甲醇异军突起，凭借 38.6%产能占比（2192.6 万吨）形成追赶态 势。值得注意的是，仍有 1124 万吨产能未明确技术路径，或为后续技术迭代预留空间。

化工装置有规模效应，大规模的绿色甲醇项目收益更高。 中国化学在南京准备投资的 8 万吨的绿色甲醇项目。生物质原料大概 27.5 吨，每小 时产出甲醇 10 吨，多余的二氧化碳直接排放，规模比较小，项目的总投资是 7.2 亿。 生物质颗粒如果按照 700 元进行计算的话，全投内部收入率达到了 12.13%，税后的 回收期 8.34 年。 在江苏盐城准备做的 20 万吨的绿色甲醇项目。这个项目因为规模比较大，所以路线 与 8 万吨有所区别。首先是生物质气化，尽量多产合成气，同时经过变换调节氢气进 量及碳氢比，低温甲醇脱除多余的二氧化碳之后经过合成气压缩进行合成甲醇。按总 20 万吨的规模假设来讲，全投资是 15 亿，全投资内部收益率大概 14.8%，大概 7.5 年会收回投资。 30 万吨甲醇规模下，每工艺路线基本上跟 20 万吨甲醇基本上差不多，但是技术的济 效益更加突出。30 吨项目的投资大概在 22.9 亿，全投资内部收益率达到了 25.9%， 只需要约 5.28 年就能收回基建的投资。

全球绿色甲醇供应不足，绿醇运营商的绿醇认证存在壁垒。除了成本，绿色甲醇的产业化， 还需突破“技术落地”与“加注网络”双重瓶颈。目前，生物质制甲醇、绿电制甲醇等路 线仍处试点阶段，大规模量产的稳定性、经济性尚未得到有效验证，由此带来了实际落地 产能与未来需求之前的严重错配。 同时，即使技术逐渐成熟，产能实现落地，加注网络的缺失仍让绿色甲醇难以触达终端， 少部分到达终端的则要支付额外的运输成本。全球仅鹿特丹、上海等少数港口具备绿色甲 醇加注能力，中国沿海省份中，仅上海港实现“船对船”加注，其余地区仍处空白。 在认证端，国际标准也存在“卡脖子”问题。欧盟主导的 ISCC 认证是绿色甲醇进入国际 市场的“通行证”，但认证周期长达 6-12 个月，且中国认证机构稀缺、国际互认不足，导 致国内项目即使投产，也难以对接海外需求（如马士基对“合规绿醇”的严格要求）。

ISCC 要求对生产工艺各环节及主体进行认证，须对生物质原料供应，以及绿色甲醇 生产、运输、储存、加注等环节分别认证，确保降碳指标达到 65%，全生命周期的认 证过程周期长，要求繁琐苛刻。

绿醇存在供不应求窗口期，重点跟踪项目落地与船东的合作方。此外，在新加坡举行的阿 格斯 Argus 绿色船用燃料会议上，金风科技宣布已开始提供生物甲醇现货，价格为 820 美 元/吨（约合人民币 5946 元/吨），考虑到生物质气化制甲醇的当前成本约为 3800 元/吨、当前落地绿醇产能仅 20 余万吨，而目前已投入运营的甲醇动力船舶对甲醇燃料需求约 93 万吨，存在绿醇燃料供不应求、赚取绿色溢价的窗口期，率先落地绿醇项目并且与绿色甲 醇船东合作的绿醇运营商将能充分受益。主要项目包括：吉电股份梨树风光制绿氢生物项 目、金风绿能兴安盟风电耦合制 50 万吨绿色甲醇项目等。

金风科技兴安盟风电耦合制 50 万吨绿色甲醇项目计划总投资 136.65 亿元，建设风电规模 200 万千瓦，年制氢量 9.22 万吨，配套建设 118 吨储氢设施及 16 万千瓦/2 小时储能设 施，同时建设生物质发电装置，生物质气化等装置，建成后年产 50 万吨绿色甲醇。项目 分两期建设，其中一期建设 25 万吨/年规模。

2023 年 11 月 22 日，金风科技与世界航运巨头 A.P.穆勒-马士基签署了年产 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实现低碳 运营，预计 2026 年实现首产。该协议是全球航运业首个大规模绿色甲醇采购协议， 有效期将持续至 2030 年后。

2024 年 7 月 4 日，赛鼎工程有限公司连发三条采购公告。这是金风绿色甲醇项目首 次采购设备，标志着这一全球最大规模风电制氢制绿色甲醇的新能源化工项目正式 进入实施阶段。

2025 年 4 月 2 日，中化商务网站发布《200 万千瓦风电制绿氢 50 万吨绿色甲醇示范 项目电解水制氢厂(一期)项目 T+EPC 工程总承包项目公告》，一期 25 万吨项目将于 2025 年 11 月 30 日中交。

2025 年 2 月 19 日，在新加坡阿格斯绿色船用燃料会议上，金风科技副总裁陈石表 示，金风科技目前提供的生物甲醇现货价格为 dob 东北亚 820 美元/吨，按照 1 美元≈7.2513 人民币汇率计算，该价格换算成人民币为 5946 元/吨。金风科技将从 2025 年第四季度到 2026 年第二季度提供共计约 12 万吨温室气体减排值为 70%的生物甲 醇，用于船燃加注。

上海电气洮南风电生物质绿甲醇一体化示范项目

上海电气洮南市风电耦合生物质制绿色甲醇一体化示范项目，总投资 56 亿元，项目位于 吉林西部（洮南）绿色能源化工产业园区，项目主要建设绿色甲醇 25 万吨/年，新能源装 机 68 万千瓦；生物质消耗 80 万吨/年；占地面积 57 维纳平方米；副产品有蒸汽、硫磺、 杂醇油、氧气。该项目一期建设风电 67.2MW，制氢 8200Nm3/h，耦合生物质气化工艺年产 25 万吨绿色甲醇。 该项目一期计划于 2025 年 6 月进行试生产，2027 年实现 25 万吨绿色甲醇达产。 从发展历程来看，该项目最初起始于 2023 年：

2023 年 6 月 30 日，上海电气绿氢+生物质一体化项目签约，该项目将成为吉林省单 体容量最大的绿色甲醇项目，也是目前东北地区首个生物质气化制绿色甲醇项目。

2024 年 12 月 23 日，上海电气同时获得生物质收储、生物质处理及生物质气化耦合 绿氢制生物甲醇 ISCC EU 认证，成为国内首个取得从生物质田间收储到绿色甲醇生 产全流程 ISCC EU 认证的绿色甲醇供应商。此次认证对象为上海电气旗下绿源科技 （吉林）有限公司独资建设的洮南市风电耦合生物质绿色甲醇一体化示范项目。

2025 年 1 月，上海电气吉林西部（洮南）风电耦合生物质绿色甲醇一体化示范项目 一期安装。该项目一期 5 万吨绿色甲醇示范项目正在进行主体工艺设备安装，预计今 年 6 月底试生产。

2025 年 3 月 20 日，上海电气、法国达飞集团、上港集团在上海正式签署《绿色甲醇 供应、运输、加注长期合作框架协议》。根据协议，上海电气将依托其自主投资建设 的洮南市风电耦合生物质绿色甲醇一体化项目（简称“洮南项目”），为全球海陆空运 输和物流解决方案领军者法国达飞集团提供绿色甲醇燃料的中长期供应，并携手上 港集团通过陆海联运方式将绿色甲醇从吉林洮南运送至全球集装箱吞吐量第一大港 ——上海港完成加注，形成“生产-运输-加注”闭环。

中集绿能 5 万吨/年生物质液体燃料项目

中集绿能低碳科技（湛江）有限公司 5 万吨/年生物质液体燃料项目，位于湛江市遂溪县 遂溪县工业园铺塘村委会简足水村东南燕子窝工业园广东中能酒精有限公司年产 15 万吨 木薯燃料乙醇项目规划红线内。 项目总投资 4.8582 亿元，规划通过改建生物质液体燃料生产车间，通过用生物质颗粒作 为原料，经气化、净化及变换工序后合成生物质液体燃料，主产品为甲醇，设计产能 5.6 万吨/年；副产品：杂醇油 588 吨/年、氨水 8240 吨/年、硫磺 208 吨/年、二氧化碳 0.6 亿 Nm3/年、CNG 640 万 Nm3/年。

2024 年 11 月，中国化学工程第十三建设有限公司所属广东分公司施工的中集绿能 （湛江）生物质液体燃料工程项目顺利完成项目首桩开钻，标志着项目正式开工。

2025 年 1 月 13 日，中集绿能低碳科技（湛江）有限公司 5 万吨/年生物质液体燃料 项目配套生物质发电自备电厂改造 EPC 总承包工程中标候选人公示。

2025 年 2 月 26 日，中集安瑞科控股有限公司与华光海运有限公司签署战略合作协 议，双方将在绿色甲醇可再生燃料应用、加注及相关物流服务领域展开全面战略合作。

2025 年 4 月 16 日，中集安瑞科与中国船舶燃料有限责任公司达成战略合作。根据协 议内容，合作双方本着“资源共享、优势互补、互利共赢”的原则，以推动船舶能源 行业绿色转型、提升产业链协同效率为目标，在技术研发、市场拓展、资源整合、低 碳能源应用等领域建立全面的战略合作关系，共同打造具有国际竞争力的合作模式。

2025 年 4 月消息，该项目计划在 2025 年第三季度投产，第四季度进行首次绿色甲醇 加注。项目二期工程也在紧张筹备中，预计 2027 年达成 20 万吨产能。

吉电股份梨树绿色甲醇创新示范项目

6 月 20 日晚间，吉电股份发布公告，拟通过控股子公司投资建设梨树绿色甲醇创新示范 项目，项目总投资 49.20 亿元，建设工期预计 27 个月。 新能源部分，风电装机规模 40 万千瓦，新建一座 220 千伏升压站，配套建设 10 兆瓦/20 兆瓦时的电化学储能装置（或采用租赁方式）。合成甲醇部分，建设 20 万吨级甲醇合成 装置。项目位于吉林省四平市梨树县境内。配套设施满足项目需求。 风电年综合利用小时数为 2860 小时；制氢及合成甲醇装置设计年运行 8000 小时，制氢 装置根据风电功率动态运行，甲醇合成装置根据电解制氢量动态运行。项目资本金财务内 部收益率为 8.88%，投资回收期为 13.86 年。

许昌隆基生物能源有限公司襄城 12 万吨/年绿色甲醇项目开工

项目总投资 20 亿元，采用生物质气化技术，可以消纳农作物秸秆、林业剩余物等废弃资 源，产出绿色甲醇，每年可处理绿色生物质资源约 60 万吨，是许昌市新能源产业领域重 要的延链补链强链项目。许昌隆基生物能源有限公司是海南隆基生物能源有限公司全资子 公司，于 2024 年 1 月 12 日注册，后者由隆基绿能全资控股。 隆基绿能成功获取了国内首张以农场/种植园为原点的绿色甲醇原料端国际可持续性碳的 认证证书（以下简称 ISCC 认证），此次获证标志着国内 ISCC 认证范围领域新的突破，并 为后续绿色甲醇产品认证获取提供了有力的技术支撑。 2024 年 10 月，隆基绿能签署了一项长期生物甲醇承购协议。根据协议，隆基绿能将在 2026 年开始向马士基供应生物甲醇，首批燃料预计在 2026 年交付:预计到 2027 年，马士 基已签署的甲醇承购协议将覆盖其双燃料甲醇船队超过 50%的燃料需求。

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