行业定义与市场前景 - 绿醇是利用绿氢、二氧化碳、生物质等可再生能源制备的甲醇，其制备过程碳排放接近于零，作为新型绿色燃料，可使二氧化碳减排量达到90% [1][8] - 预计到2030年，中国绿醇需求约1200万吨，占全球市场近50% [1][14] - 到2040年，中国超过90%的绿醇需求将由船舶燃料应用驱动，到2050年需求将进一步增长至约1.2亿吨 [14] 中国甲醇产业现状与减碳压力 - 中国是全球最大的原煤生产国，甲醇生产以煤制为主，截至2025年底，煤制甲醇产能占比超过75%，绿醇产能占比不到5% [3] - 截至2025年底，中国甲醇产能达到11756万吨/年，同比增长4.4%，产量10180万吨，同比增长9.9% [3] - 2024年甲醇全年平均价格为2560元/吨，2025年因煤价下行，平均价格降至2400元/吨左右 [3] - 2022年化工全行业碳排放量约14亿吨，占全国碳排放量的12%，其中甲醇年碳排放量超2亿吨，煤化工行业碳排放量4.96亿吨 [5] - 国内煤化工产业（以甲醇为代表）产品碳排放量普遍偏高，中长期面临较大的减碳压力 [3] 政策支持与引导 - 自2021年“双碳”战略目标提出以来，多项政策引导甲醇等煤化工产业向高端化、多元化、低碳化发展 [3][4] - 《产业结构调整指导目录（2024年本）》将100万吨/年以下煤制甲醇生产装置列为限制性产能，限制传统甲醇产能发展 [6] - 国家发展改革委将“电解水制氢耦合二氧化碳合成绿色甲醇”列为鼓励类项目，多部委联合方案明确将“大力发展氢碳耦合制绿色甲醇”列为重点方向 [6] - 上海、山西、内蒙古等多地政府出台配套政策，上海计划到2030年绿醇加注能力达到百万吨级 [7] 绿醇制备技术与成本分析 - 绿醇技术路线主要包括电制甲醇、生物质气化制甲醇、生物质耦合绿氢制甲醇、生物质制甲烷制甲醇 [8] - 电制甲醇技术成熟，但绿氢和二氧化碳成本高；生物质气化制甲醇原料来源广泛、技术成熟，但气化设备和技术有待突破 [9] - 当前绿醇成本是传统甲醇及现用船燃的2~3倍，是限制其大规模应用的关键因素 [16] - 电制甲醇出厂成本超过4000元/吨，其中绿电成本占70%左右，二氧化碳捕集成本占20%~25% [16] - 生物质耦合绿氢制甲醇出厂成本超过3500元/吨，其中绿电成本占50%~60%，生物质成本占10%~15% [16] - 国内技术取得进展，如复洁科技颠覆性技术完成千吨级中试，可实现降本30%以上，估算绿醇成本仅3800元/吨 [16] 全球市场与下游应用 - 全球绿醇市场发展迅速，截至2025年8月，全球有255个可再生甲醇项目，预计2030年绿醇年产能有望扩张至4190万吨 [11] - 中国在全球绿醇项目储备中占比超过50%，欧洲占26%，北美占11% [11] - 全球航运业面临脱碳压力，甲醇船舶成为主流替代燃料选择，截至2025年12月，全球已运营甲醇燃料船舶105艘，新船订单334艘次，对应甲醇燃料需求达756万吨 [11] - 欧盟将航运业纳入碳排放交易体系并实施相关法规，要求到2030年船舶燃料碳强度降低40%，绿醇被列为优先替代燃料 [13] - 中国绿醇应用已形成航运燃料、交通燃料、化工原料、储能绿氢、工业燃料等多元化格局，其中航运燃料需求增长最快 [15] - 中国甲醇船舶订单（包括在建）约占全球三分之一，国内已形成“绿醇生产—加注—航运”全链条示范效应 [15] - 在交通燃料领域，山西晋中作为示范城市，甲醇出租车网约车300余辆，年使用甲醇燃料12万吨以上 [15] - 在化工领域，通过绿氢替代技术可实现甲醇碳足迹下降70% [15] 项目规划与产业发展阶段 - 截至2025年8月，国内已签约、备案的绿醇项目达173个，规划产能合计5346万吨/年 [14] - 预计2026—2028年进入集中建设期，2028年后将大规模投产 [14] - 随着技术进步推动生产成本下降、下游应用场景扩展，绿醇产业作为能源转型的重要一环，有望迎来爆发式发展 [2][17]

行业与公司 * 行业：绿色甲醇生产行业[1] * 相关公司：嘉泽新能、中捷安瑞科、富杰科技、金风科技、中远海运国际、中海石油化学[12] 核心观点与论据 * **技术路线经济性排序**：在初始投资额相同（20亿元）的情况下，不同技术路线的预期成本差异较大，生物质气化制甲醇最具经济性，碳捕集耦合绿氢制甲醇成本最高[5][11] * **生物质气化路线最具优势**：该路线目前最成熟且最具优势，以20亿元投资可产出23.5万吨甲醇，基准情形下（生物质价格600元/吨）单吨成本约3,100元，投资回收期约3.9年[3][6][11] * **碳捕集耦合绿氢路线成本高**：该路线单位投资额最高，20亿元投资仅能产出15万吨甲醇，基准情形下单吨成本4,251元，其中氢气成本占比74%，投资回收期约10年[2][3][11] * **生物质耦合绿氢路线有两种方案**：方案一每吨甲醇需1.88吨生物质和62千克氢气，单吨成本3,200元；方案二需1.24吨生物质和108千克氢气，单吨成本3,356元[7] * **沼气重整路线成本敏感度高**：每吨甲醇需780标方沼气和42千克氢气，在沼气2元/标方、氢气16元/千克时，单吨成本接近3,500元；若沼气价格升至4元/标方，成本将提高到5,000元/吨[3][9] * **电价是关键的降本因素**：对于碳捕集耦合绿氢路线，电价降至0.15元/度可使其投资回收期从10年缩短至7.7年[1][4]；对于生物质耦合绿氢路线，电价降至0.1元/度可使投资回收期缩短至3.7年[8]；对于沼气重整路线，绿电价格降到0.1元/度可使总成本降低到3,000元/吨[3][9] * **原材料价格敏感性不同**：生物质气化路线对生物质价格敏感，若生物质价格从600元/吨升至1,200元/吨，单吨甲醇成本将从3,100元增至4,700元[1][6]；生物质与沼气重整路径对原材料供应稳定性要求高，而碳捕集与绿电路径则受益于未来绿色能源降本空间[11] 其他重要内容 * **市场需求前景广阔**：根据IMO规定，到2030年全球绿色甲醇市场需求量预计达到2000万吨，目前国内已开工项目产能约490万吨[12] * **初期盈利前景乐观**：行业初期，欧洲客户给予较高溢价，绿色甲醇售价在6,500-7,000元/吨[12] * **投资回收期情景分析**：生物质耦合绿氢方案一在基准情形下（电价0.2元/度、生物质价格600元/吨）净利润5.7亿元，投资回收期4.2年；若售价降至5,000元/吨，则回收期延长至9.1年[8] * **沼气重整路线盈利测算**：在6,500元/吨售价下，该技术路线20亿元投资对应净利润13亿元，投资回收期约6年[3][10] * **不同路线成本结构**：碳捕集耦合绿氢路线中氢气成本占比74%[2]；生物质气化路线中生物质成本占比54%[6]；生物质耦合绿氢方案一中绿氢和生物质成本占比分别为32%和35%，方案二中绿氢成本占比50%[7]；沼气重整路线中沼气成本占比45%，电力和氢气合计占比30%[9]

绿色甲醇生产技术路线经济性分析 - 文章核心观点：在产业发展初期，绿色甲醇生产不存在绝对普适的最优路径，其经济性与适用性高度依赖于项目所在地的具体资源禀赋与降本持续性[5] 碳捕集耦合绿氢制甲醇路线 - 成本测算：假设绿电价格0.20元/kWh、可再生CO2捕集成本376元/吨，甲醇生产成本为4251元/吨，其中氢气原料费用占74.0%，二氧化碳原料费用占12.9%[1] - 投资回收期：假设甲醇售价6500元/吨，基准情形下投资回收期为10.2年[2] - 成本敏感性：绿电价格分别降至0.15元/kWh和0.10元/kWh时，投资回收期有望缩短至7.7年和6.2年[2] - 产能与投资：该路线在相同初始投资下，产能效率最低[5] 生物质气化制甲醇路线 - 成本测算：假设生物质价格600元/吨，甲醇生产成本约2669元/吨，其中生物质原料成本占47.0%，折旧摊销占20.1%[2] - 投资回收期：基准情形下投资回收期为3.4年[2] - 成本敏感性：生物质价格提升至1200元/吨时，投资回收期增至5.5年[2] - 经济性比较：该路线生产成本和投资回收期均具优势，是当前最经济的路线[5] - 产能与投资：在相同初始投资（20亿元）下，该路线能产出最多的甲醇[5] - 成本驱动类型：属于生物质价格敏感型，原料供应和价格波动对经济性影响大[5] 生物质耦合绿氢制甲醇路线 - 方案1（CO2直接外排）成本：假设生物质价格600元/吨、绿电价格0.20元/kWh、绿氢价格16.3元/kg，甲醇生产成本约2920元/吨，绿氢费用占34.9%，生物质原料费用占29.3%[3] - 方案1投资回收期：基准情形下为3.9年，若绿电价格降至0.10元/kWh，有望达3.4年[3] - 方案2（CO2利用）成本：相同假设下，甲醇生产成本约3176元/吨，绿氢费用占55.4%[3] - 方案2投资回收期：基准情形下为4.4年，若绿电价格降至0.10元/kWh，有望达3.5年[3] - 技术特点：该路线可直接调节氢碳体积比[3] - 成本驱动类型：属于绿电价格敏感型，随着绿电价格下降有较大降本空间[5] 沼气重整制甲醇路线 - 成本测算：假设沼气价格2元/立方米，甲醇生产成本约3488元/吨，其中沼气原料费用占44.7%，氢气原料费用占19.7%[4] - 投资回收期：基准情形下为6.2年，若沼气价格提升至3.0元/立方米，投资回收期增至9.0年[4] - 成本驱动类型：属于生物质价格敏感型，原料稳定性是关键风险[5] 行业总结与投资建议 - 路径选择：当前需关注资源禀赋与降本的持续性，不存在绝对普适路径[5] - 投资观点：看好绿色氢氨醇产业链的投资价值，需持续关注产业链企业资源禀赋与降本的持续性[6] - 关注标的：建议关注相关标的如金风科技等[6]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 港口高库存压力持续，基差偏弱，伊朗冬检但装船量回落慢，等待装船量和到港量下降兑现；内地煤头供应压力大，传统下游淡季，工厂库存回建，虽有新装置投产但需求仍受拖累；策略上单边谨慎逢低做多套保，跨期MA2605 - MA2609价差逢低做扩，跨品种LL2605 - 3*MA2605跨品种价差逢高做缩 [1][6][7] 根据相关目录分别进行总结 一、基差策略 - 基差现状：太仓对MA2605合约的太仓基差偏弱，在 - 40至 - 15元/吨区间震荡；内蒙北线对MA2605从 + 500元/吨回落至 + 200元/吨以下 [11] - 基差解析与预测：港口现实库存压力大，预计港口基差在 - 30至0元/吨区间震荡；煤头开工回升，传统下游淡季，内地工厂库存回建，预计内地基差进一步边际走弱到 + 100至 + 200元/吨区间 [11] - 基差策略：等待伊朗装船量和到港量下降传导兑现，跨期价差MA2605 - MA2609逢低正套；关注内蒙基差回落预期及传统下游淡季开工回落程度 [11] 二、甲醇期货现货价格、基差、跨期 未提及相关总结内容 三、甲醇海外及内地供应 - 海外供应：海外甲醇月度产量4001517吨，同比 + 5.59%；开工率59.96%；中国甲醇月度进口量1417590吨，同比 + 30.64%，周频到港量46.19万吨（ - 5.64）；11月下旬伊朗冬检开始，12月中旬扩大，实际装船量回落慢，busher165万吨/年装置12月下旬复工 [1] - 内地供应：中国甲醇月度产量9071285吨，同比 + 9.88%；开工率90.97%（ + 0.45%）；12月煤头甲醇开工上升，西南气头冬检，初步计划检修至1月中下旬 [1] - 投产计划：列出2024 - 2025年多个企业的甲醇投产计划，包括产能、工艺等信息 [25][27] 四、甲醇下游需求 - 港口MTO需求：外采甲醇MTO企业开工率85.66%（ - 0.34%），甲醇制烯烃产量1711511吨，同比 + 12.95%；宁波富德MTO于12月8日检修45天，关注1月兴兴MTO检修可能性；广西华谊MTO12月底中交，关注26年二季度投产进度 [2] - 内地传统下游需求：甲醛产量145.5万吨，同比 - 1.97%，开工率38.57%（ - 3.82%），样本工厂库存压力持续；冰醋酸产量1095550吨，同比 + 9.47%，开工率78.63%（ + 1.04%），库存压力缓解；MTBE产量1804千吨，同比 + 34.56%，开工率68.01%（ + 0.00%），11月出口量创历史新高，国内产销季节性回落，开工逐步见顶；二甲醚产量42030吨，同比 - 9.26%，开工率3.65%（ - 3.48%） [2][3] - 内地MTO需求：西北MTO企业周度采购量56500吨（ + 10500）；鲁西MTO维持低负荷，鲁南联泓二期MTO新装置于12月10日投产，运行暂稳，带动内地MTO需求新增 [3] 五、甲醇港口库存及内地库存 - 港口库存：甲醇港口库存1477408吨（ + 64899），其中江苏843845吨（ + 28554）、浙江203300吨（ + 11300）、广东214000吨（ - 19000）、福建216263吨（ + 44045）；MTO样本企业甲醇库存76万吨（ + 7）；库存压力大，因前期滞后卸港兑现和内地需求转弱后港口回流内地提货需求下降 [3] - 内地库存：中国内地甲醇工厂库存422590吨（ + 18620），其中西北厂库253500吨（ + 22000）；工厂库存回建周期，传统下游季节性淡季，煤头供应压力高位 [3]

全球甲醇市场核心观点 - 本轮甲醇价格下跌的核心因素是结构性过剩的深化，市场已告别旧有增长范式，进入由资源竞争和存量博弈主导的新阶段 [2] 全球供应格局重塑 - 全球甲醇供应形成“三足鼎立”格局：中国（煤基产能与内需闭环）、中东（以伊朗为核心的低成本出口中心）、美国（依赖价差的“摇摆供应者”）[3] - 全球甲醇产业已从需求跟随模式，全面转向基于资源禀赋的资源竞争模式 [4] 中国市场核心变量 - 2025年国内甲醇供应持续攀升，核心驱动力是生产端高负荷运行，煤价低位改善装置经济性，开工率持续处于历史高位 [5] - 2026年国内新增产能呈现结构性分化，绿色甲醇与传统市场形成平行赛道，中煤榆林220万吨煤制装置配套下游实现一体化运营，甲醇基本内部消化，不会冲击现货市场 [8] - 2026年国内供应端核心矛盾从国内生产转向进口端，具体取决于海外低成本货源的到港节奏、数量及价格竞争力 [8] 海外市场主导逻辑 - 2025年至2026年，甲醇市场核心逻辑从产能扩张周期，转向由存量装置开工率波动与地缘风险主导的再平衡周期 [11] - 2025年海外主要新增产能仅为伊朗一套165万吨装置，强化了伊朗作为全球边际成本最低、最具定价权的核心出口国地位 [11] - 供应压力来源转向存量产能更充分释放，2025年以来海外甲醇装置平均开工率为67.61%，同比上升3.3个百分点，产量同比增长3.04% [11] - 未来海外市场博弈焦点集中于：伊朗等关键产区能否维持高开工率、地缘风险是否冲击供应链、能源价格如何重塑存量装置成本曲线 [13] 市场结构性差异与未来驱动 - 全球甲醇市场存在深刻的“二元结构”：中国形成以煤炭价格为核心的成本体系，海外形成以天然气价格为核心的成本体系，中国成为全球供需平衡中独特的“价格锚定器” [14] - 驱动甲醇价格波动的核心因素，已从长期产能投放节奏，转变为地缘局势、区域性天然气调配政策与物流瓶颈等短期扰动 [14] - 未来全球甲醇市场将步入增长平缓但波动加剧的时期，价格驱动逻辑彻底切换至短期不确定性因素，市场再平衡路径依赖落后产能出清与绿色甲醇等新需求的规模化突破 [15]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 12月甲醇市场供应相对充裕，需求暂无增量，价格震荡筑底，可关注跨期套利59正套和跨品种套利PP - 3MA做修复机会，期权下边际2050元/吨 [4][5][96] 根据相关目录分别进行总结 前言概要 - 综合分析：12月供应端煤价坚挺，国内开工率创新高，进口预计增加，港口库存去库慢；需求端无增量，MTO新增装置投产受限，传统需求难有亮点 [4][96] - 策略推荐：单边震荡筑底；跨期套利中长期关注59正套；跨品种套利PP - 3MA中长期关注做修复机会；期权下边际2050元/吨 [5][9][96] 基本面情况 行情回顾 - 2025年11月国内主流地区甲醇现货价格整体下跌，期货跌幅扩大，回归基本面 [10][11] - 11月宏观层面美国经济平稳，关税矛盾缓解，国内无重大变化，大宗商品氛围回归基本面 [11] - 供应端11月国内煤炭需求下滑，内地甲醇价格坚挺，煤制利润收缩但仍偏高，开工率高位稳定，下游刚需采购，市场情绪一般 [14] - 港口地区MTO装置开工率稳定，国际装置开工率高位平稳，伊朗部分装置停车，日产下降，11月装船速度提升，预计12月进口量增加 [19][21] - 11月各地区甲醇均价环比多数下跌，同比多数上涨，期货价格因库存创新高下跌 [23][25] - 11月国际甲醇开工率平稳，美金价格下跌，进口顺挂扩大，欧美市场需求疲软，价格弱势运行 [27] 供应分析 - 2024 - 2027年甲醇新增装置投产进入收缩周期，2024年产能同比增约3%，总产量有望达7500万吨，实际新增产能300万吨 [30] - 2024年新增产能涉及多种工艺，焦炉气制甲醇量占比35.04%，与焦化行业产能更替政策有关 [33] - 2025年预计产能同比增约3%，总产量达8500万吨，计划新增产能1010万吨，实际新增产能190万吨 [38] - 11月煤价窄幅震荡，甲醇回落，煤制利润收窄但仍高位运行，预计12月维持 [40] - 煤制利润可观，检修不及预期，开工率高位运行，国内供应宽松，11月底整体装置开工负荷76.25%，西北85.76%，煤单醇97.15% [43] - 2025年1 - 10月国内甲醇产量累计7626万吨，较去年同期增648万吨，增幅9.3% [47] - 12月煤价预计稳中偏弱，国内煤炭供应宽松，煤价稳中坚挺，供应持续宽松 [49] - 12月秋检装置回归，产能利用率提升，进口恢复高位，CTO持续外采，企业库存预计稳定 [52] 12月份进口预计 - 2025年1 - 11月预计进口甲醇1283万吨，较去年同期增45万吨，增幅3.63%，11月至今伊朗装船超116万吨，非伊转船60万吨以上，预计12月进口超160万吨 [56][58] - 2024年国际新增产能380万吨，主要集中在美国和马来西亚，伊朗部分装置已投产 [62] - 2025年国际新增产能仍较大，伊朗预计新增495万吨，美国产能1100万吨左右，部分项目为扩能或绿醇项目 [64][66] - 伊朗部分装置停车，日均产量下降，11月进口预计155万吨，12月预计160万吨 [67] - 11月进口回升，下游MTO稳定，港口累库，11月底港口总库存147万吨，可流通货源88万吨 [69][72][74] 12月需求增量有限，宏观层面变动不大 - 11月贸易和地缘冲突干扰国内宏观，美联储降息受关注，10月制造业PMI下降，非制造业商务活动指数上升，经济总体产出稳定 [76][77] - 2025年下半年预计MTO新增投产装置145万吨，部分推迟到四季度 [83] - 部分MTO装置面临淘汰压力，利润亏损和产业格局变化是主要原因，当前MTO开工下滑 [87][89] - 12月传统下游需求难有增量，各板块基本面分化，甲醛、二甲醚开工率低，醋酸、MTBE维持韧性 [93] 后市展望及策略推荐 - 综合分析同前言概要的综合分析内容 [96] - 策略推荐同前言概要的策略推荐内容 [96]

行业产能格局 - 国内绿色甲醇产能呈现小规模验证、加速落地、储备充足的格局 [1] - 截至2025年9月末已投产产能为19万吨/年 [1] - 在建产能为311万吨/年，远期规划产能有望达到1823万吨/年 [1] 技术路线与成本 - 技术路线上两大主流路线并行 [1] - 绿电制甲醇因降本潜力长期主导地位明确 [1] - 长期技术降本与规模化将打开行业成长空间 [1] 下游需求与政策 - 航运业脱碳目标未因IMO净零框架投票推迟而改变 [1] - 下游需求已逐步形成 [1] - 短期内在建项目落地与政策支持构成行业催化剂 [1] 投资策略 - 投资机会覆盖上中下游分环节龙头 [1] - 短期策略为抓住产能落地与政策红利 [1] - 长期布局技术降本与供需协同的分环节龙头以把握行业成长机遇 [1]

财务数据和关键指标变化 - 第三季度平均实现价格为每吨345美元，生产的甲醇销量约为190万吨，产生调整后EBITDA为1.91亿美元，调整后每股净收益为0.06美元 [5] - 调整后EBITDA较2025年第二季度有所提高，主要原因是生产产品销售增加，但被较低的平均实现价格所抵消 [5] - 公司预计2025年第四季度的调整后EBITDA将较第三季度有显著提高，原因包括销售水平更接近运营权益产量以及新收购资产的贡献 [11] - 公司第三季度末现金状况强劲，资产负债表上有4.13亿美元现金，并在第三季度使用运营现金流偿还了1.25亿美元的定期贷款A设施 [10] 各条业务线数据和关键指标变化 - 新收购的Beaumont工厂以及持股50%的NAT Gasoline工厂在第三季度以高负荷率运营，共同生产了48.2万吨甲醇和9.2万吨氨 [5] - Geismar工厂在第二季度末经历非计划停产后，第三季度产量更高，所有工厂在7月初恢复生产 [8] - 智利1号工厂在整个季度满负荷运营，智利4号工厂成功完成检修并在10月初重启，预计两厂将满负荷运营至2026年4月 [8] - 新西兰工厂在第三季度产量更高，因工厂在7月初重启，此前为将天然气重新导向新西兰电力市场而暂时闲置运营 [9] - 埃及工厂在第三季度以约80%的产能运营，因夏季高峰需求期间天然气供应受限，目前该厂正以满负荷率运营 [9] - 公司2025年预期权益产量指引约为800万吨，其中包括780万权益吨甲醇和20万吨氨 [10] 各个市场数据和关键指标变化 - 第三季度全球甲醇需求与第二季度相比相对平稳 [6] - 中国甲醇制烯烃需求以高负荷率运行，与第二季度一致，季度末增加至约90%，得益于伊朗进口供应量的增加 [6] - 来自伊朗的供应增加以及行业相对较高的运营率导致库存积累，尤其在中国沿海市场 [6] - 公司估计进入MTO的甲醇可承受性及中国边际生产成本约为每吨260至280美元，其他主要地区的现货和实现甲醇价格均高于此水平 [7] - 公司公布的第四季度欧洲季度价格为每吨535欧元，较第三季度增加5欧元，北美、亚太和中国11月价格分别定为每吨802美元、360美元和340美元 [7] - 基于这些公布价格，公司估计10月和11月的平均实现价格范围在每吨335至345美元之间 [7] 公司战略和发展方向和行业竞争 - 公司有一个结构化的18个月整合计划，涵盖所有业务职能，以确保完全实现此次高度战略性交易的预期效益 [5] - 资本配置优先事项是在短期内将所有自由现金流用于通过偿还定期贷款A设施来去杠杆化 [10] - 公司预计未来几年不会有重大的增长资本支出，并专注于维持强劲的资产负债表和确保财务灵活性 [10] - 公司预计行业甲醇需求年增长约为2%至3%，主要由中国和亚洲驱动，这些地区占全球甲醇需求的70%至80% [27] - 甲醇供应持续受限，原因是天然气盆地不成熟或天然气被转向液化天然气，现有供应紧张 [27] 管理层对经营环境和未来前景的评论 - 天然气供应在新西兰仍然面临挑战，公司正与天然气供应商和政府合作以维持在该国的运营 [9] - 埃及的天然气平衡已趋于稳定，但预计未来工业厂的供应仍存在一些持续限制，特别是在夏季月份 [9] - 特立尼达的天然气市场紧张，许多下游合同在今年年底到期，公司的合同持续到2026年9月，正在与NGC讨论天然气问题 [14] - 行业运营率在第二季度和第三季度期间往往最高，大西洋地区运营率为80%，太平洋地区（除中国外）为75%，中国为70%，有效利用率更高 [40] - 随着伊朗供应受限和进口供应可用性减少，预计第四季度MTO可能面临压力 [42] - 国际海事组织关于净零框架的采纳决定被推迟一年，但海运业继续支持该框架，未来几年将有400艘双燃料船舶下水，代表巨大的甲醇需求潜力 [43] 其他重要信息 - 公司报告的调整后EBITDA和调整后净收入剔除了基于股票的薪酬的市价影响以及与特定已识别事件相关的某些项目的影响，这些是非GAAP指标 [3] - 由于正常的库存流，新资产在第三季度的高生产率带来的收益将完全体现在2025年第四季度的收益中 [5] - 公司预计年度资本支出约为1.5亿美元，用于每年两到三次的工厂检修 [23] - 从OCI收购中预期的协同效应约为3000万美元，主要来自IT、保险和物流相关领域 [33] - 在收购时，OCI资产的天然气对冲程度很低，公司现有资产账簿的短期对冲水平约为70%，2026年和2027年对冲水平接近50%至60% [46] 问答环节所有提问和回答 问题: 关于特立尼达的天然气供应和港口费用风险 [13] - 公司与NGC有港口费用合同，不存在类似情况，天然气市场紧张，下游合同今年年底到期，公司合同到2026年9月，正在与NGC讨论天然气问题，近期紧张状况仍将存在，即使有更多天然气，重启ATLAS也不可行，目前重点是与NGC就当前天然气供应进行下一轮讨论 [14][15] 问题: 关于重新签订部分OCI销售合同的原因和情况 [16] - 从第二季度到第三季度销售增加了约35万吨，年化约为140万吨，资产运行良好，产量存在，可能需要为明年重新签订部分合同，短期内将利用现有销售合同的灵活性增加销售，第四季度销售将高于第三季度，明年季度平均销售也将高于第三季度 [16][17] 问题: 如果使用第四季度会计方法，第三季度EBITDA可能增加的量化影响 [19] - 第三季度有190万吨权益产量通过销售实现，包括新资产在内的运营权益产量运行率约为每年950多万吨，季度产量应为240至250万吨，与第三季度有50万至60万吨的差额，这是EBITDA显著差异的主要来源，预计第四季度销售将更接近权益运行率 [20][21] 问题: 关于NAT Gasoline工厂的运营状况和未来检修计划 [21][22] - 对基于天然气监测报告对NAT Gasoline运营的解读不予置评，该信息不应被解读为存在重大问题，年度资本支出指引约为1.5亿美元，用于两到三次检修，团队持续优化维护而不牺牲安全性和可靠性 [22][23][24] 问题: 新收购资产生产的甲醇的销售去向和是否挤占其他生产商份额 [26] - 大部分合同业务预计在北美和欧洲销售，资产运行良好存在少量未合同吨数，将增加现有客户群的灵活性，全球商业团队正在研究2026年重新合同，销售组合将多元化，类似全球甲醇市场分布，增加的20万吨产量在1亿吨市场中微不足道，行业年增长2%至3%，供应受限，不担心销售问题，低成本盆地的资产高盈利 [26][27][28] 问题: 资本分配优先级和去杠杆化目标 [30] - 偿还定期贷款A后去杠杆化尚未完成，但重点不必完全放在去杠杆上，当前主要焦点是剩余的约3.5亿美元债务，之后债务目标是恢复到债务/EBITDA的2.5至3倍，有2027年到期的债券，不强资产基础和自由现金流支持继续去杠杆，可能为股东回报留出空间 [30][31][32] 问题: 关于3000万美元协同效应的具体来源 [33] - 协同效应主要来自IT、保险和物流相关领域，这些是相对硬性的协同效应，计划在12至18个月内实现，交易的其他重点是获得高于交易价值的业绩，目前资产运营率高于模型假设，目标是复制此表现 [33][34] 问题: 新西兰产量指引和投资组合中其他地区表现 [36] - 新西兰天然气供应紧张，目前以60%至70%负荷率运行，40万吨指引假设部分时间停产，正与供应商密切合作，埃及夏季以80%负荷率运行是良好结果，现满负荷，智利两厂运行高于年均值，其他资产接近指引，新资产运行良好为强劲自由现金流奠定基础 [36][37][38] 问题: 全球行业利用率和亚洲DME、MTO需求以及IMO决定的影响 [40][42] - 行业运营率在第二季度和第三季度最高，大西洋80%，太平洋（除中国外）75%，中国70%，有效利用率更高，伊朗70%负荷率属季节性高位，中国沿海库存积累后MTO负荷率升至90%以上，库存正在缓和，第四季度供应受限市场不平衡，DME需求相对平稳，MTO随市场可用性和可承受性波动，IMO决定推迟一年允许完善指南，海运业支持净零框架，双燃料船舶投资继续 [40][41][42][43][44] 问题: 新收购资产的天然气对冲情况 [46] - OCI资产收购时基本未对冲，公司现有北美风险短期对冲约70%，目前总北美风险对冲接近70%至年底，2026和2027年对冲50%至60%，机会性进入市场，当前价格不会对冲，价格低于3.5美元时会增加，远期曲线后端价格较低，近期以名义价格签订了2030年后的合同 [46][47][48]

报告行业投资评级 未提及 报告的核心观点 - 原料煤方面煤矿开工率提升，鄂市与榆林地区煤炭日均产量400万吨附近，坑口价连续上涨；供应端国内甲醇开工率高位稳定，供应持续宽松；进口端美金价格稳定，进口顺挂扩大，外盘开工高位，伊朗部分工厂传暂停装货；需求端传统下游进入淡季，MTO装置开工率回升；库存方面进口到港略有减少，港口累库周期结束，内地企业库存窄幅波动；综合来看国际装置开工率提升，进口陆续恢复，整体成交清淡，现货基差稳定，甲醇整体震荡偏弱为主；交易策略为单边高空不追空、套利观望、场外卖看涨 [4] 根据相关目录分别进行总结 综合分析与交易策略 - 原料煤煤矿开工率提升，鄂市与榆林地区煤炭日均产量400万吨附近，坑口价连续上涨 [4] - 供应端原料煤价格坚挺，煤制甲醇利润660元/吨附近，甲醇开工率高位稳定，国内供应持续宽松 [4] - 进口端美金价格稳定，进口顺挂扩大，伊朗尚未限气，非伊开工提升，外盘开工高位，欧美市场小幅下跌，中欧价差缩小，东南亚转口窗口关闭，伊朗9月已装60万吨，部分工厂传暂停装货 [4] - 需求端传统下游进入淡季，开工率回落，MTO装置开工率回升，多套MTO装置有不同运行情况 [4] - 库存方面进口到港略有减少，港口累库周期结束，基差偏强，内地企业库存窄幅波动 [4] - 综合来看国际装置开工率提升，进口陆续恢复，整体成交清淡，现货基差稳定，甲醇整体震荡偏弱为主 [4] - 交易策略为单边高空不追空、套利观望、场外卖看涨 [4] 周度数据追踪 核心数据周度变化 - 供应-国内：截止10月16日，国内甲醇整体装置开工负荷76.55%，较上周降1.45个百分点，较去年同期升1.74个百分点；西北地区开工负荷85.57%，较上周降1.20个百分点，较去年同期降0.5个百分点；国内非一体化甲醇平均开工负荷68.75%，较上周降1.98个百分点 [5] - 供应-国际：20251011 - 20251017国际甲醇（除中国）产量1075859吨，装置产能利用率73.75%；伊朗Kimiya再度停车，文莱装置9月底重启，南美有装置上旬重启，挪威装置停车检修 [5] - 供应-进口：截至2025年10月15日中国甲醇样本到港量28.38万吨，外轮26.05万吨，内贸船2.33万吨 [5] - 需求-MTO：截至2025年10月16日，江浙地区MTO装置周均产能利用率88.08%，较上周持平，全国烯烃装置开工率94.21%，整体维持高位运行 [5] - 需求-传统：二甲醚产能利用率5.92%，环比+18.88%；醋酸产能利用率72.52%，本周产能利用率窄幅走低；甲醛开工率40.88% [5] - 需求-直销：本周西北地区甲醇样本生产企业周度签单量6.30万吨，较上一统计日增4.43万吨，环比增236.90% [5] - 库存-企业：生产企业库存35.99万吨，较上期增加2.05万吨；样本企业订单待发22.89万吨，较上期增加11.37万吨，环比涨98.64% [5] - 库存-港口：截至2025年10月15日，甲醇港口库存总量149.14万吨，较上一期减少5.18万吨，华东去库8.35万吨，华南累库3.17万吨 [5] - 估值：西北地区化工煤反弹，甲醇价格坚挺，内蒙和陕北地区煤制甲醇盈利660元/吨附近，港口-北线价差170元/吨，港口-鲁北价差0元/吨，MTO亏损收窄，基差走弱 [5] 其他数据 - 现货价格：太仓2260（-2），北线2040（-60） [8]

行业与公司 * 绿色甲醇行业与航运业脱碳 [1] * 涉及公司包括嘉泽新能、金风科技、吉电股份、中集安瑞科、中国天楹、福然能源、航天工程、东华科技、太原重工等 [3][19][27][28] 核心观点与论据 行业驱动因素与需求 * 航运业通过推动低碳脱碳进程以提高行业壁垒并限制新运力供应 旨在打破强周期性 [1][4] * 国际海事组织可能通过2028年禁磷排放框架 加速全球低碳转型 刺激绿色甲醇需求 [1][7] * 欧盟2024年和2025年开始实施EU ETS和Fuel EU R法规 通过碳排放经济性惩罚及燃料绿色程度强制性要求推动脱碳 [9] * 全球航运业每年消耗约3亿吨重油 相当于10亿吨温室气体等效二氧化碳排放量 不合规船舶面临巨额罚金 [12] * 绿色甲醇主要需求来自全球航运行业的低碳转型需求 行业处于0~1的发展阶段 [2] * 绿色甲醇物理性质接近传统燃料油 改装成本较低 是未来5至15年内更具可行性的替代燃料 [13][14][15] 产品市场与价格 * 绿色甲醇与灰色甲醇分属不同市场 灰色甲醇价格维持在2,200~2,500元/吨区间 而绿色甲醇国际售价超1,000美元/吨 [1][6] * 价格差异源于需求端支撑 船运行业购买的是绿色甲醇的降碳价值而非其作为原料的价值 [6] 生产技术路线与成本 * 绿色甲醇主要有三种生产路线：生物质气化合成 成本约3,000~4,000元/吨；生物质耦合绿氢制 成本约3,000~4,000元/吨；电制 成本超5,000元/吨 [8] * 绿醇供应商的核心竞争力是低成本供应能力 主流路线成本控制在3,000~4,000元/吨区间 每吨盈利预计为1,500~2,000元 [18] 产能现状与规划 * 截至2024年底 全球绿醇产能约50万吨 预计2025年底不超过100万吨 其中国内产能约50万吨 [1][16] * 国内多个项目将在2026年上半年进一步提升产能 金风科技规划总产能达245万吨 吉电股份规划产能38万吨 [16][20][22] 政策与市场催化 * 2025年绿色甲醇市场热度受下游需求预期变化催化 包括金风科技190亿投资项目及国家领导人强调非电利用作为突破口 [5] * 中国预计将出台相关补贴政策 可再生能源消费考核将非电利用纳入其中 [1][5] 投资逻辑与机会 * 投资思路一：切换到绿醇赛道 提升产能以快速获得业绩增长 化工项目建设周期约一年半 [17] * 投资思路二：受益于国家对绿醇支持力度加大 带动中游设备需求及EPC企业业绩增长 [17][27] * 国内每年新增300~500万吨绿醇产能 对应资本开支规模300亿至500亿元 [3][27] 其他重要内容 具体公司动态 * 金风科技是行业领军企业 风机利润率正处于恢复过程 [22] * 吉电股份是国家电投集团旗下唯一的氢基能源平台 与中原海运合作提供消纳保障 [21] * 中集安瑞科主营LNG装备 处于景气周期 其绿醇项目对业绩影响约4~5亿元 [25] * 中国天楹规划2026年具备20万吨产能 2030年达100万吨 [26] * 富杰环保与华东理工等合作开展生物制甲醇项目 获上海市政府支持 [23][24] 设备市场空间 * 设备端主要关注气化设备和工艺包 相关企业包括航天工程、东华科技、太原重工等 [3][27][28] * 在300亿资本开支规模下 相关设备及EPC业务可带来显著业绩增量 [27]