绿色液体燃料主要分为绿色甲醇（绿醇）、绿氨、可持续航空燃油（SAF）等，具备零碳或超低碳排 放、高能量密度、易于储运等特点，已成为航运、航空、化工等多行业脱碳的重要抓手。 该机构表示，绿色液体燃料作为航运、航空、化工等领域脱碳的主要抓手之一，受益于碳税等政策加码 以及持续降本，正驶入发展快车道，未来5年有望迎来近10倍增长，远期市场空间达万亿元。国内厂商 凭借丰富低廉的绿电资源，完备的设备供应和下游配套体系优势，加速完善绿色液体燃料产业布局和商 业模式，实现跨越式发展。重点关注：1）绿色氢氨醇一体化生产厂商；2）电解槽等核心设备供应商。 （文章来源：证券时报网） 中信证券认为，随着国内外清洁能源体系和脱碳政策逐步完善，在欧洲航运碳关税机制和长期净零框架 目标的指引下（尽管IMO净零框架表决延迟1年，但不改航运业绿色转向趋势），并考虑绿色化工等领 域原料替代需求，绿色液体燃料需求正逐步从"潜在"向"刚性"转化。测算2025年全球绿醇、绿氨、SAF 潜在需求或分别达300万吨、250万吨、250万吨左右，2030年有望增至3600万吨、2300万吨、1100万吨 左右，未来5年或分别增长11倍、9.2倍、3.5倍 ...

中信证券主要观点如下： 智通财经APP获悉，中信证券发布研报称，绿色液体燃料作为航运、航空、化工等领域脱碳的主要抓手 之一，受益于碳税等政策加码以及持续降本，正驶入发展快车道，未来5年有望迎来近10倍增长，远期 市场空间达万亿元。国内厂商凭借丰富低廉的绿电资源，完备的设备供应和下游配套体系优势，加速完 善绿色液体燃料产业布局和商业模式，实现跨越式发展。重点关注：1)绿色氢氨醇一体化生产厂商；2) 电解槽等核心设备供应商。 根据IRENA统计，目前绿色液体燃料制备成本较传统灰色路线普遍高70%-120%，其差异主要来自绿 电、设备、碳源等环节额外支出的"绿色溢价"。 以绿醇为例，该行测算当前主流项目生产成本达4500元/吨，其中电力/设备折旧成本占比分别达 52%/27%左右，是未来主要降本方向：电力方面，受益于风电光伏发电成本稳步下降，以及绿电直连模 式进一步优化用电成本，并保障项目绿电可靠供应，该行测算有望推动度电成本由0.25元降至0.15元左 右(风电或低至0.1-0.15元/kWh)； 电解槽设备方面，碱性电解槽性价比突出，是当前的主流技术路线，但随着技术进步和规模化降本，质 子交换膜电解槽有望凭借高 ...

首批绿色氢基能源试点项目概况 - 国家能源局于2025年8月7日公示绿色液体燃料技术攻关和产业化第一批试点项目名单 标志着国内绿氢行业产业化正式启动 [3] - 试点项目包含燃料乙醇 绿色甲醇（绿醇）和绿氨三类绿色燃料 共涉及9家公司项目 [3] - 东北地区为布局重点 8个项目位于黑龙江 吉林 辽宁和内蒙古 仅1个位于江苏 [4] 项目布局与资源禀赋 - 东北地区风能 太阳能资源丰富 可为绿氢制备提供充足电力 [4] - 项目多采用风电 光伏等可再生能源电解水制氢 再合成绿醇或绿氨 例如吉电股份大安风光制绿氢合成氨一体化项目 [4] - 2020-2024年全国风光发电合计装机年均新增2.2亿千瓦 是2015-2020年均值的3倍 新能源并网消纳压力加大 [6] 绿醇与绿氨成为试点重点 - 9个试点项目中8个为绿醇和绿氨方向 包括5个绿醇和3个绿氨项目 [7] - 绿醇 绿氨需求受全球航运和航空业绿色转型推动 国际海事组织 国际民航组织提出净零排放规划 欧盟碳市场纳入船舶业碳排放 [7] - 上海电气洮南风电耦合生物质项目产出的绿醇已与法国达飞集团签订供应协议 通过陆海联运送至上海港为集装箱班轮加注 [7] 产业化挑战与成本问题 - 行业仅5%规划产能找到买家 消纳是最大制约因素 船东与绿色燃料供应商价格博弈激烈 [9] - 绿醇生产成本远高于300美元/吨竞争力门槛 灰色甲醇市场价约2400元/吨 绿醇报价约5000元/吨 绿色溢价较高 [9] - 绿色燃料生产成本50%以上依赖可再生能源电力成本 电解槽效率及运行稳定性 [9] 降本与技术创新路径 - 多数试点项目通过风光氢储一体化离网模式利用低谷电价压低制氢成本 [10] - 可再生能源电价降至0.15元/度时 绿氨售价约3068元/吨 可与灰氨价格打平 [10] - 远景赤峰项目采用液氮储能技术 将富余绿电转化为液态氮储存 2万多方液氨相当于1亿度电能量 氨罐投资仅需1.5亿元而非储能的600亿元 [11] 项目落地与行业影响 - 吉电股份 远景等绿氨项目已于2025年7月投产并已有消纳方向 [9] - 绿色燃料项目为风光弃电提供新消纳模式 未来绿氢 绿醇 绿氨市场需求将直接影响风光消纳规模 [6] - 受技术和成本限制 绿色氢基燃料项目建设落地整体较为缓慢 [9]