2025年电力设备行业深度：绿醇有望成为全球航运零碳燃料首选，关注绿醇进展

一、三大路径制备绿色甲醇，中长期电制甲醇为主

1.1 绿醇原料源头需得低碳，目前扩产以电制甲醇技术为主

甲醇是有机化工基本原料和优质燃料，在生产甲醛、烯烃、MTBE/TAME 等方面都有广 泛应用。2024 年我国甲醇表观消费量达到 1.05 亿吨，从国内甲醇下游消费领域分布来 看，甲醇制烯烃、甲醇燃料及甲醛这三类排在前三位；醋酸、MTBE 的消费排名稳定在第 四和第五位，二甲醚处于第六位。从国内生产角度看，2024 年我国甲醇产量为 9182.2 万吨，净增 865 万吨，同比+10.4%，其中煤制甲醇产量为 7701.4 万吨，占总产量的 83.9%，同比+10.4%；焦炉煤气等制甲醇产量为 1035.2 万吨，同比+8.8%；天然气为 原料甲醇产量基本保持稳定。

传统甲醇价格主要受煤价影响。由于传统甲醇工业大量依赖化石燃料，导致其成为碳排 放量最高的化工行业之一，年碳排放量超过 2 亿吨。传统煤制甲醇原料煤和燃料煤的成 本占总生产成本的 70%-80%，煤炭价格走势对甲醇成本的影响非常显著。

“绿色甲醇”标准较高，原料源头需得低碳。根据国际可再生能源署 IRENA 在 2021 年 的《创新场景：可再生甲醇》报告指出，绿色甲醇需要原料来源全部符合可再生能源标 准，生产技术路径可分为生物质气化制甲醇、生物质耦合绿氢制甲醇和电制甲醇。

生物质气化制甲醇：将生物质原料进行预处理后，通过热解气化，产生含有 CO、 CO2、H2 合成气，再经过催化剂合成生物甲醇。将生物质厌氧发酵产生的沼气，直 接重整，或将其中的 CO2 分离，加 H2 重整，也可合成生物甲醇。

绿电制绿氢再制甲醇：利用绿氢和可再生 CO2 合成绿色甲醇，经过高温高压下合成 绿色甲醇，尽管后续甲醇燃烧时还会产生 CO2，但由于碳排放是经过循环捕集来的 所以全生命周期绿色甲醇的碳排放为 0。注意：通过生物源、直接空气捕集（（DAC）、工业中捕集 的 CO2（工业捕集要求全生命周期碳排放不超过 28.2gCO2/MJ），才能称之为“可再生 CO2”。

生物质耦合绿氢制甲醇：在生物质气化制甲醇路线中，变换单元调整碳氢比例时会 产生损耗。若在此路线上耦合绿电制氢，不仅能降低上述损耗，还可省去变换单元； 同时，将电解水制氢过程中生成的氧气作为原料输入系统，能够减轻空分装置的负 荷，进而实现成本降低。

中国绿色甲醇技术路线以电制甲醇为主。电制甲醇、生物质制甲醇、生物质耦合绿氢分 别占比 66%、17%、17%。

1.2 短期内生物质制甲醇成本低，长期电制甲醇成本下降空间大

短期内生物质制甲醇成本相对较低，技术较成熟，发展较快；生物质耦合绿氢制甲醇能 实现资源的高效利用。 长期电制甲醇成本下降空间大，原材料资源更丰富，是未来绿色甲醇生产主要技术路线。

电制甲醇是利用可再生电力电解水制绿氢，再以捕集的绿色二氧化碳为原料，通过二氧 化碳加氢制取甲醇。二氧化碳直接加氢制甲醇工艺路线中，甲醇可由二氧化碳与氢气直 接合成，也可以通过逆水煤气变换产生的合成气合成。二氧化碳间接加氢制甲醇是指使 用容易获得的二氧化碳衍生物在相对温和的反应条件下利用合适的催化剂将二氧化碳衍 生物有效转化为甲醇。

绿电制甲醇单吨成本约 4500 元，其中电解水制氢所需大量电力，成本占比约 77%。 若其他条件不变，绿电成本在 0.2 元/kWh 和 0.1 元/kWh 时，则甲醇成本会降到 3378 元 /吨和 2218 元/吨，电力成本占比分别降至 69%和 52%。当绿电的成本降至 0.1 元/kWh 时，绿色甲醇成本可与当前煤制甲醇或天然气制甲醇相当。

生物质气化-合成气路线是现阶段主流技术路线，把生物质原料压成块或打碎，送到气化 炉里；在氧气不足的环境下，原料会发生一系列反应，产生含一氧化碳、氢气等的“合 成气”，之后调整合成气里 H 和 C 比例，再用催化剂生成甲醇。

生物质气化制甲醇未来价格主要取决于生物质原料价格，目前生物质原料成本占比约 65%，季节及地域分散影响，降本空间有限。生物质气化制甲醇的成本主要包括设备投 资成本、人工与运维成本等固定成本（23%）、生物质原料和生产消耗成本（77%）。目 前生物质制甲醇的成本约 3895 元/吨（（对应生物质粒成成本为 1200 元/吨、绿电价格为 0.3 元/kWh），当生物质粒成价格为 600 元/吨时成本下降至约 2264 元/吨，接近目前煤 制甲醇成本。由于生物质资源具有地域分布分散和供应受季节变化影响，目前来看该技 术路线的成本下降空间和产能增长空间较为有限。

生物质耦合绿氢制甲醇，在生物质气化制绿色甲醇基础上，耦合绿氢生产，节省变换单 元，将电解水产生的绿氧作为一部分气化氧气，可以降低空分负荷。利用电解水产生的 绿氢调节合成气氢碳比至 2.0，通过低温甲醇洗脱除酸性气体，其他流程与生物质气化制 甲醇一致。

生物质耦合绿氢制甲醇单吨成本约 3500 元。生物质耦合绿氢制甲醇的成本主要包括设 备投资成本、人工与运维成本等固定成本（（21%）、生物质原料和生产消耗成本（79%）。 目前生物质制甲醇的成本约 3500 元/吨（（对应生物质粒成成本为 1200 元/吨、绿电价格 为 0.3 元/kWh），当生物质粒成价格为 600 元/吨、绿电价格为 0.1 元/kWh 时成本下降 至约 2024 元/吨。

二、需求：航运政策托举绿醇需求起量，中期成长空间大

2.1 政策：航运绿色变革，IMO 和欧盟政策先行

航运碳排约占全球碳排放总量的 3%。根据国际海事组织（IMO）的统计数据，航运业 每年向大气中排放超过 10 亿吨二氧化碳，约占全球二氧化碳排放量的 2.9%。在缺乏进 一步强力干预的情况下，到 2050 年，国际航运排放量可能达到 2008 年水平的 130%。

2.1.1 IMO 提出《净零框架》，强制性碳排限制及对应处罚机制提升航运成本

IMO 提出《净零排放框架草案》，2025 年未通过，1 年后重新投票决议。IMO 是联合 国负责全球航运监管的核心机构，目前有 176 个成员国和 3 个准成员国。IMO 在 2023 年通过了《2023 年 IMO 温室气体减排战略》，并在 2025 年 4 月通过《净零排放框架草 案》，根据 IMO 程序，草案在 2025 年 10 月举行的 IMO 特别会议上提交，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。最终，因会员国 分歧严重被迫搁置（整体的投票结果是 57 个国家赞成、49 票反对、21 票弃权），各方 决定将最终表决推迟 12 个月。

1、净零框架提出的全球航运业实现净零排放的时间表： 中期节点：2030 年全球航运碳排放总量较 2008 年减少 20%（力争 30%），零/近 零排放燃料占能源使用比例达 5%（力争 10%）。2040 年碳排放总量较 2008 年减 少 70%（力争 80%）。  长期目标：在 2050 年左右实现航运业温室气体净零排放。

2、净零框架草案目标群体：提出强制要求总吨位超过 5000 吨的大型远洋船舶执行，这 些船舶的二氧化碳排放量占国际航运二氧化碳排放总量的 85%；通过计算传播的燃料温 室气体强度值（GFI），不满足要求需支付排放费用或履约。

3、净零框架定价机制： 标准设立：IMO 净零框架为船舶设置了两级 GFI 目标体系：基础目标和直接合规目 标。这些目标以相对于 2008 年基线水平（（93.3gCOeq/MJ）下降百分比表示，用（“Z 系数”衡量。基础目标 Z 系数将从 2028 年的 4%逐步提升至 2035 年的 30%，⽽ 直接合规目标比相应的基础目标高 13pcts。框架仅确定了 2028-2035 年期间的 GFI 目标，2036-2040 年目标将在 2032 年 1 月 1 日前由 MEPC 确定，但明确要求 2040 年的基础目标 Z 系数必须达到 65%。

定价模式：通过比较船舶达到的年度 GFI 水平与 IMO 净零框架设定的两级 GFI 目 标值，可以确定船舶的合规状态，并据此评估相应的合规平衡状态，罚款价格为 100/380 美元/吨 CO2eq。达到直接合规获得 Sus（（余单单位），可转其其他船舶使用、下期使用、或自 销注，有效期 2 年。 介于基础、直接合规目标之间，产生一级合规赤字，购买一级补救单位 （Tier1RUs）来平衡，价格为 100 美元/吨 CO2 eq。 低于基础目标，同时产生⼀级和二级合规赤字。其中，⼀级合规赤字必须通过 ⼀级补救单位（Tier1RUs）来平衡，二级合规赤字可通过其他船舶转其 SUs、 本船历史账户中的 Sus、购买二级补救单位（Tier2RUs）来平衡，二级补救单 位价格为 380 美元/吨 CO2eq。

2.1.2 EUETS、《欧盟海运燃料条例》推动欧盟海事运输业脱碳

欧盟出台了欧盟排放交易体系（EUETS）和《欧盟海运燃料条例》（Fuel EU Maritime） 两个主要监管框架，以推动海事运输业脱碳。 航运纳入欧盟排放交易体系指令 EUETS：2024 年 1 月起，航运业碳排放正式纳入欧盟 排放交易体系 EUETS，要求所有进出欧盟和欧洲经济区（（EEA）港口的 5000 总吨以上船 舶收集并报告二氧化碳排放数据并承担相应的配额清缴义务，要求 2024 年配额必须覆 盖 40%的已核实排放量，2025 年覆盖 70%，2026 年及之后覆盖 100%。停靠欧盟国家 的港口间航行，其碳排放量的 100%的需要纳入 ETS；而欧盟区域内至欧盟区域外的航 行，只需要将其碳排放量 50%的排放纳入其中。EUETS 全面纳入航运业后，若按照欧盟 碳排放配额价格 90 欧元/吨测算，每吨燃油的配额成本约增加 300 美金。

欧盟海运燃料条例：自 2025 年 1 月 1 日起，《欧盟海运燃料条例》（Fuel EU Maritime） 要求在欧盟港口运营的 5000 吨以上船舶逐步降低其所使用燃料的温室气体强度。船舶 使用能源的年平均温室气体强度限值将以 2020 年为基线（91.16gCO2eq/MJ），逐年降 低全年平均燃料温室气体排放强度，按 2%（（2025 年）、6%（（2030 年）、14.5%（（2035年）、31%（（2040 年）、62%（（2045 年）和 80%（（2050 年）的比例分阶段递减。停靠欧 盟港口以及欧盟内部航段的排放按 100%统计，欧盟港口与非欧盟港口之间的航段排放 按 50%统计。符合条例规定的船舶将获发欧盟燃料（FuelEU）符合证书（DoC），未持有 效 DoC 证书的船舶将面临罚款、驱逐、禁入、滞留等处罚。罚款高达 2400 欧元/吨，大 约是船用燃油价格的三倍。

EUETS 及 Fuel EU Maritime 影响的航运船舶约占全球的 38%。按照 2021 年 MRV 年 报数据，EUETS 覆盖的 5000 总吨及以上的国际航运船舶约占全球商船船队规模的 38%， 预计将有 12000 多艘船舶和 1600 多家航运公司受到影响，其中约 50%为第三国公司， 中国将受到较大影响。

2.1.3 国内政策：鼓励引导绿色甲醇行业发展，是非电消纳主要载体

2025 年 10 月新出政策，国家专项资金补贴绿色甲醇。10 月 14 日，国家发改委印发 《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》，其中明确绿色甲醇和可持续航空燃料生产项 目将获得中央专项资金支持，支持比例高达核定总投资的 20%。对于地方政府投资的碳 达峰碳中和基础能力建设项目，东、中、西、东北地区项目支持比例分别为核定总投资 的 60%、70%、80%、80%。中央和国家机关有关项目原则上全额安排。 “非电可再生能源消费”纳入强制性考核体系，绿醇有望起量。10 月 13 日，国家发改 委发布了《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）》，拟对能源用户设定可再生能源消费的最低比重目标，并明确了各省可 再生能源电力消纳责任的制定与考核机制。可再生能源消费最低比重目标分为可再生能 源电力消费最低比重目标和非电消费最低比重目标两类，其中电力消费最低比重目标包 括全部可再生能源发电种类；非电消费最低比重目标包括可再生能源供热（制冷）、可再 生能源制氢氨醇、生物燃料等可再生能源非电利用种类。此次政策是首次将“非电可再 生能源消费”纳入强制性考核体系，意味着国家正以强制性手段，为绿氢、绿氨、绿醇 等可再生能源的非电应用开辟独立且明确的消纳路径，绿醇需求有望起量。 9 月 5 日，国家能源局发布关于开展绿色液体燃料技术攻关和产业化试点工作（第一批） 的通知。其中包括 1 个燃料乙醇项目、5 个绿色甲醇项目、3 个绿氨项目，标志着我国绿 色燃料发展进入规模化示范新阶段。

中欧贸易助推我国船用绿醇燃料需求的高增。我国和欧洲市场贸易总额占我国进出口总 额约 20%，航线需求持续增长。2024 年，全国港口货物吞吐量 176 亿吨，集装箱吞吐 量达 3.3 亿标箱，继续稳居世界第一；同期，在全球货物和集装箱吞吐量排名前十的港 口中，我国分别占八席和六席。中欧贸易往来需求旺盛+中国航运业发达，欧盟 ETS 及 欧盟海运燃料条例将助推中国绿醇燃料需求的高增。

2.2 需求：绿醇为航运零碳燃料首选，中期需求超千万吨

目前航运业脱碳目标严峻，绿色甲醇成为当下航运公司新主流选择。LNG 虽不是可持续 航运燃料，但已实现规模化应用，且具备一定的减排效果，预计会在较长时间内保持主 流航运燃料地位。对于中期而言，随着基础设施建设和关键技术取得突破，绿色甲醇将 快速发展并占据主要地位。绿色甲醇具备巨大的减排潜力、成熟的船用技术以及健全的 储运体系，预计会是中期的主流可持续航运燃料选择。 LNG：较为成熟的燃料，在可靠性、安全性、经济性等方面都具有明显优势；化石 LNG 碳排放量仅减少约 20%，面向 2050 航运业近零排放目标，只能作为过渡性能 源。 甲醇：常温下为液态，无须安装大型气罐，船舶建造成本可控，近两年成为船公司 选择的新主流方向。 氨：具有高能量密度的优势，液态能量密度较低，燃烧过程中可能产生氮氧化物。 氢燃料体积能量密度较低，储存所需高压容器体积远超传统燃油所需空间。目前仍 处于技术探索阶段。 液氢：氢气液化困难，且液氢储存需要-253℃的超低温环境，严重制约其商业化推 广。 电池：电池的最大技术挑战在于续航能力有限，目前看来适合投放于内河、沿海、 近洋等航线，以及港内作业船舶。

甲醇造船订单占比高增。挪威船级社 DNV 的数据显示，目前全球在运的低碳动力船舶仅 有 2851 艘，仅占 2.3%，占总运力的 8.9%；截至 2025 年 8 月全球新船订单中，使用 替代燃料的船舶比例显著提升，船只数量约占 26%，运力口径占比已达 51%；其中甲醇 占比达 22%。

甲醇燃料船舶主要来自中国和欧洲船东，目前总计约 300 艘甲醇燃料船，其中 50 艘已 投运。据克拉克森（（Clarksons）的数据显示，截至 2025 年 2 月，全球已有 50 艘甲醇燃 料船舶投入运营，总载重吨位达到约 304 万吨；同时，新船订单数量也达到了 250 艘， 总载重吨位约为 2277 万吨。新建的甲醇燃料船舶主要来自欧洲船东，且建造比例均超 30%。

短期需求：  2025 年主要依靠当前 50 艘甲醇燃料船舶，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。 根据甲醇动力船舶 250 艘的新船订单，按照 2 年左右的造船周期，预期 2027 年 投入运营，则 2027-2028 年预期 300 艘甲醇船舶下水对甲醇燃料需求约 679 万 吨。若考虑现役燃油船舶改造为甲醇燃料船舶，则实际甲醇需求或更大。

中期需求：若 IMO 落地，根据 IMO 目标，据《国际海事组织净零框架概述》测算， 2030 年绿色甲醇需求可达 2200 万吨。

三、供给：船东巨头抢先锁定产能，国内低绿电成本助力出海 加速

3.1 供需：船运绿醇需求缺口加大，船东抢先锁定产能

短期供给： 据氢瓴数据，截至 2024 年全球绿色甲醇年产能约为 70 万吨，无法满足当前全球 93 万吨的绿醇需求。 根据势银绿色甲醇数据库，截止 2025 年 8 月底，中国建成、在建和规划的绿色甲醇项 目累计达 220 个。2025 年以来国内绿色甲醇项目开始进入批量开工阶段，共有 38 个项 目投产和在建，在建项目总产能约为 480 万吨/年，若项目进行顺利将在 2028 年前全部 建成投产，保守预估 2028 年中国绿色甲醇产能将超过 500 万吨/年，当前全球绿醇产能 规划中，中国占据 80%，假设全球扩产速度一致，则 2028 年，全球绿醇产能约 625 万 吨无法满足全球 679 万吨的绿醇需求。 中期：据全球甲醇行业协会统计，截至 2025 年 7 月，全球已披露有 230 个可再生甲醇 项目（含在建及规划项目）。考虑到项目开发中的障碍和挑战，到 2030 年可再生甲醇产 能可能达 700-1400 万吨。按照 IMO 目标，则仍具有至少 800 万吨产能缺口。

船运巨头提前锁定绿醇供给。全球航运绿色发展大趋势下，部分船东已经开始抢先签署 绿醇保供协议，其中马士基已经和金风科技、隆基绿能等签署总计超 90 万吨的供货协 议，预期 2026 年开始供应，关注全球航运巨头绿醇采购情况，IMO 未落地前仍有起量 可能性，关注能率先落地绿醇产能且具备降本及规模优势的企业。

绿醇产能紧缺，“溢价”显著。当前阶段下，绿色甲醇市场的特点是“供不应求”。随着 全球甲醇船舶下水数量向百艘逼近，绿色甲醇供给规模成为行业短板，交易市场呈现出 “少且贵”的现状。据荷兰燃料供应商 OCI Global 披露，2023 年其为马士基提供的绿 色甲醇价格高达约 1250 美元/吨。另据公开信息，2025 年国内上海洋山港绿色甲醇加注 价格平均约在 7200 元/吨左右；在吉林等地的加注案例则可高达 1 万元/吨以上。

3.2 国内绿电成本低，助力国内绿醇产能出海

国内绿醇扩产规模约占全球的 80%，国内约 324 万吨（约占国内 6%）处于建造&运 营中。截至 2024 年底，全球规划绿醇产能已超过 7130 万吨，中国规划产能 5677.69 万 吨，在全球绿醇规划产能占比近 80%。中国产能中，公开签约或备案阶段的项目对应规 划产能每年 4922.39 万吨，约占总规划产能的 86%；规划招标中的项目对应规划产能每 年 484.7 万吨，占比约为 8%；建造中的项目对应规划产能每年 323 万吨，占比约为 6%； 运营中的项目年产能共 6000 吨。

海外市场以欧美为主，海外总计约 70 万吨（约占海外 4%）处于建造&运营中。全球 除中国外的其他地区合计规划绿色甲醇产能约 1450 万吨，集中分布于欧洲、美洲、大洋 洲等区域。其中欧洲产能约 400 万吨，约占 29%，美国布局的甲醇生产项目产能最大， 约 290 万吨，约占除中国外的其他地区产能的 20%，另外澳大利亚产能约 120 万吨，约 占 8.6%。目前海外甲醇项目处于可研阶段的产能约 1000 万吨，占比 73%；设计阶段项 目产能约 330 万吨，约占 23%；建设阶段项目产能约 19 万吨，约占 1%；已投入运营 阶段项目产能约 48 万吨，约占 3%。

电价是现阶段绿电制醇的主要成本构成。参考上述绿电制醇成本测算，电解水制氢所需 大量电力，电力成本占比约 77%，其次为电解水制氢的设备折旧成本约占 9%。

国内风电度电成本低于光伏，绿电制醇成本更低。水电规划总院数据显示，随着 7~10MW 大容量风机技术开始列装，2024年国内风电平均单位造价平均约4.2元/W，同比-6.7%， 风电平准化成本降至平均约 0.18 元/kWh；陆上集中式光伏电站项目平均单位千瓦总投 资约为 3.45 元/W，同比-11.5%，平准化度电成本约为 0.20 元/kWh。参考上述绿电制 甲醇测算，电价为 0.18 元/kWh，预计绿醇成本为 3146 元/吨，电价为 0.2 元/kWh，预 计绿醇成本为 3378 元/吨。国内内蒙古部分地区度电成本 0.1 元/kWh，则绿醇成本为 2218 元/吨。 国内绿电价格好于海外市场，助力国内绿醇供给出海。目前全球范围对比，中国（0.029 美元/KWh）和巴西（0.030 美元/KWh）的陆上风电 LCOE 低于全球平均水平（（0.034 美 元/KWh）。光伏方面，中国（0.033 美元/KWh）和印度（0.038 美元/KWh）的 LCOE 也 低于全球平均（（0.043 美元/KWh）。目前英国及荷兰 ARA 地区绿色甲醇价格为 1113-1140 美元/吨（CIF），高于国内供应商绿醇价格，如金风科技绿醇价格为 820 美元/吨。

（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。）