【东方绿金深度研究】绿色甲醇发展现状和前景研判——绿色氢氨醇专题研究系列之一

（一）绿色甲醇的界定和分类

目前国内外对“绿色甲醇”还没有准确的定义和统一的标准。国际可再生能源署（IRENA）建议按生产原料来源，将甲醇分为绿色、蓝色、灰色和棕色甲醇。当原料氢气和二氧化碳来源均为可再生能源属性，则为绿色甲醇。因此，按照IRENA的定义，绿色甲醇（CH₃OH）是以可再生能源或生物质为原料生产的低碳甲醇，只有绿电制甲醇和生物质制甲醇才算绿色甲醇。

欧盟在2021年率先发布全球首个绿色甲醇认证标准，严格规定只有生物质制甲醇、绿氢与可再生二氧化碳制甲醇才能被认定为绿色甲醇。但《可再生能源指令（Red Ⅱ）》补充条例中表示，考虑脱碳进程，在短期内，利用已计入欧盟排放交易体系，在工业中捕集获得的二氧化碳制备甲醇可以暂认为绿色甲醇，但全生命周期碳排放不超过28.2克二氧化碳/兆焦。RedⅢ进一步明确了绿色甲醇分为两大类。一是生物甲醇，指通过裂解或热解方式，将秸秆、农林废弃物等原材料的生物质转化为一氧化碳和氢气，再通过高温热解水制氢合成甲醇。二是电子甲醇，利用风电、光伏获得绿色电力，通过电解水制氢，并与捕获的二氧化碳合成甲醇。注意这里没有强调可再生二氧化碳，表明结合二氧化碳实际排放，认定标准适当进行了调整。

我国目前尚未建立官方的绿色甲醇定义‌，但正在推动相关标准体系建设。2025年5月，国家能源局发布《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》（国能发科技〔2025〕43号），其中明确写到绿色甲醇是以农林废弃物等生物质、生物基二氧化碳、可再生能源制氢、沼气等为原料，通过气化、加氢、催化合成等工艺生产的甲醇。但在实际项目推动中，依然鼓励工业富集、尾气收集等非可再生二氧化碳与绿氢耦合项目。

（二）绿色甲醇认体系：ISCC认证是主流

绿色甲醇认证标准：国际市场上对绿色甲醇的认证体系主要有国际可持续发展和碳认证体系（ISCC）、可持续生物质圆桌会议（RSB）、北欧天鹅生态标签（Nordic Swan Ecolabel）、甲醇协会（Methanol Institute）等。其中ISCC最具有权威性。ISCC源于欧盟《可再生能源指令》与英国可再生燃料法规，旨在为绿色甲醇等可持续燃料提供统一的认证标准，确保其在国际市场的可信度和通用性，现已发展成为一个国际认可的可持续与碳减排认证体系。目前分为ISCC EU、ISCC PLUS和ISCC CORSIA三个认证标准，涵盖可持续农业生物质、生物废物和残留物、非生物可再生材料和回收的碳基材料。其中，ISCC EU是欧盟市场强制性准入认证，要求覆盖原料、生产、运输全链条，需完全符合欧盟《可再生能源指令》。ISCC PLUS是全球自愿性认证，适用于适用于欧盟以外的能源市场，以及工业品、食品、饲料等市场。ISCC CORSIA是针对生物燃料的特定认证体系，适用于航空市场。多家认证服务机构如必维集团、南德、北德、中国质量认证中心、瑞士SGS、挪威船级社等对可再生甲醇的认证基本上都参照ISCC的标准。

（三）绿色甲醇技术路线：短期生物质占优，长期看好电制甲醇

绿色甲醇有四条技术路线，分别是生物质气化制甲醇、生物质耦合绿氢制甲醇、生物质甲烷重整制甲醇和电制甲醇。其中，生物质甲烷重整制甲醇小规模量产，技术相对成熟。生物质气化技术、规模化适应风光发电规律的制氢技术、二氧化碳加氢制甲醇技术已完成若干工业中试，但十万吨级以上规模的绿色甲醇合成装置尚无运行案例，大规模生产技术仍待示范和完善。

1.生物质气化制甲醇

生物质气化制甲醇是当前项目规划的主流路线。工艺过程是将生物质原料压制成型或简单破碎加工处理后，送入气化炉中，在缺氧的条件下使生物质的高聚物发生热解、氧化、还原、重整反应，热解伴生的焦油进一步热裂化或催化裂化成为小分子碳氢化合物，获得包括一氧化碳、氢气、甲烷等气体的合成气，然后通过调整氢碳比（或加氢），再利用催化剂将合成气转化为甲醇。

生物质气化工艺主要包括进料系统、气化炉、合成气净化系统和后处理系统。生物质气化的影响因素主要包括生物质原料的物理化学性质、气化炉的结构形式、气化过程的操作条件。其中气化炉是生物质气化反应的核心装置，主要有固定床、流化床和气流床共3种炉型，不同炉型对燃料的适应性、预处理、气化量、操作条件等要求不同。其中固定床结构简单，热效率高，但合成气温度较低，焦油易析出，黏结在炉内，难以处理，且固定床的气化处理量较小，不适用规模化合成气生产。流化床具有传热传质效果较好、气化效率高、操作范围宽、燃料适应性广等优势，但合成气中存在焦油，该技术适用于中等规模的气化。气流床则广泛应用于煤、石油焦和炼油残渣等燃料气化，燃料颗粒较小，要求小于0.1mm，反应温度在1400℃左右，压力2-5MPa，合成气中的焦油含量少。其不足之处在于生物质前处理成本较高，适用于大规模化气化。我国规划的采用生物质气化工艺制备绿色甲醇项目中，多数采用了气化床炉。

2.生物质耦合绿氢制甲醇

生物质耦合绿氢制甲醇分为两种类型，一种是将绿氢与生物质气化产生的合成气结合，调整配气比例后，合成绿色甲醇。这种路线实际上是生物质气化工艺的拓展，将可再生能源电力制氢与生物质气化工艺结合起来。另一种是以生物CO₂为原料，绿氢和CO₂直接催化合成绿色甲醇。此技术路线的核心是生物CO₂资源来自于自建生物质锅炉，或直接从现有的生物质电厂烟气中捕集生物CO₂，后端的甲醇催化合成与电制甲醇技术一直。考虑到碳捕集成本和认证壁垒，目前规划的项目多选择生物质气化耦合绿氢工艺。

3.生物质甲烷重整制甲醇

该工艺原理利用微生物将生物质厌氧发酵产生沼气，通过甲烷转化成氢气与一氧化碳合成甲醇，或将其中的二氧化碳分离，加氢重整合成生物甲醇。工艺分为三个部分，第一是发酵阶段，利用微生物将生物质（如秸秆、畜禽粪便）厌氧发酵生成沼气（主要成分为甲烷和二氧化碳）。第二是甲烷重整‌，沼气经脱硫、脱水后，通过甲烷-水蒸气重整或甲烷-二氧化碳重整反应生成合成气，此时主要成份是氢气与一氧化碳。第三是甲醇合成，合成气在催化剂作用下合成甲醇。生物质甲烷重整制甲醇技术相对成熟，可发展空间小，主要原因是一是发酵效率低，厌氧发酵反应速率慢，多用于小型装置，难以满足工业化需求。二是沼气中硫化氢、水蒸气等杂质需高效脱除，现有技术尚不成熟。‌三是重整反应转化率低，催化剂性能有待提升，反应温度、压力有待优化。

4.电制甲醇

‌电制甲醇的原理是利用风电光伏等可再生电力制得绿氢；利用碳捕集技术从工业排放源或大气中捕集二氧化碳。将绿氢和可再生CO2混合压缩后，在铜基催化剂作用下合成甲醇。该工艺路线主要装备构成是风电机组、光伏电站、电解水制氢、空气直捕二氧化碳或工业排放收集装置以及末端甲醇催化合成装置。核心是制氢和二氧化碳捕集。相较于生物质制甲醇，电制甲醇的主要原料为水和CO2，来源广泛且可持续、产品纯度高碳排放更优，更有助于实现碳中和。此外，我国可再生能源电力成本优势明显，供应端不受国际制约，有助于我国能源安全战略实施，有望成为未来绿色甲醇制备的主流。缺点是制氢和捕集二氧化碳成本较高，铜基催化剂需要定期更换，导致生产成本远高于传统甲醇，也高于生物质制甲醇。此外，整个流程涉及电解水制氢、二氧化碳捕集、甲醇合成等多个环节，如何提高整体能源利用效率也是一个挑战。

综合比较，生物质制甲醇路线短期有望率先放量，而中长期看，电制甲醇的优势更明显。首先，电制甲醇生产过程的碳减排量最高，如使用可再生CO2，电制甲醇生产全过程是负碳，而生物质路线仍有0.12-0.74kg CO2/kg CH3OH。其次，电制甲醇打通了电力向化工产品应用的核心通道，又能有效缓解风光发电的消纳压力，有望成为绿电→能化产品的有效途径。最后，电制甲醇降本潜力更高、路径明确。主要成本是制氢和碳捕获。当前资源较好的风电制氢成本约15-20元/kg，对应单吨甲醇的氢成本约2835-3780元/吨。若考虑使用弃风弃光低成本电力，制氢成本有望降至10元/公斤，电制甲醇成本有望降至3,000元/吨以内，经济性逐步显现。

02

碳减排趋严是推动绿色甲醇发展的核心驱动因素

（一）欧盟和IMO主推，国际航运业有望成绿色甲醇先导市场

全球航运业碳排放量规模巨大，每年大约排放超10亿吨，约占全球二氧化碳排放量的2.9%。2024年1月，欧洲航运业被正式纳入欧盟碳排放交易体系（EU-ETS），要求必须通过购买碳配额来覆盖40%（2024）、70%（2025）、100%（2026）的碳排放。欧盟当前碳排放配额价格高达75-81欧元/吨，如航运公司不进行燃料结构转型，面临较大的碳排放配额成本。此外，2025年1月，欧盟《海运燃料条例》（FuelEU Maritime）正式实施，与EU-ETS形成对航运业的“双重监管”。《海运燃料条例》以“倒逼燃料结构转型”为核心目标，要求以2020年船舶燃料碳强度为基准线，分阶段提出减排目标：2025年为2%，2030年提高到6%，2035年大幅攀升至14.5%，2040和2045年分别为31%和62%，最终在2050年实现80%的减排幅度。为确保碳减排目标落地，该条例还制定了严苛的罚款机制，对超标排放的船舶征收最高2400欧元/VLFSO能源当量的罚款。

为落实《2023年IMO船舶温室气体减排战略》，实现国际航运温室气体净零排放的目标，国际海事组织（IMO）于2024年提出了净零框架”（Net-Zero Framework）方案。该框架将纳入《防止船舶造成污染国际公约》（MARPOL公约）附则VI新增的第5章，对5000总吨及以上的船舶实施两项核心要求：一是逐年降低船舶燃料全生命周期温室气体强度（GFI）；二是推动船舶使用更环保的燃料和技术。在具体实操方面，框架要求对于排放超标的船舶，需购买“补救单位”（Remedial Units）以抵消超额排放。在2028至2030年间，补救单位的定价分别为每吨CO₂当量100美元（第一级）和380美元（第二级）。同时设立“净零基金”，对使用零或近零排放燃料（ZNZs）的船舶给予资金奖励。2025年4月，在IMO海洋环境保护委员会（MEPC）会议的初步表决中，已有63个成员国（包括中国、巴西及欧盟国家）支持该框架，16国反对。因美国明确反对，原计划2025年10月的表决延迟一年。在此期间，成员国将继续努力就国际海事组织净零框架达成共识。

尽管国际法案推行遇阻，但各组织推动国际航运业降碳的目标是明确的。因此寻找新的燃料替代成为国际航运业重要事项。从燃料类型来看，LNG、绿色甲醇、绿色合成氨和绿氢都是可选方向。相较于低硫柴油，LNG降碳比例略低，但能满足FuelEU Maritime在2035年之前的碳减排要求；氨虽然无碳排放，在成本方面具备一定优势，但氨燃料燃烧导致较高的氮氧化物（NOx）排放，更有可能排放氧化亚氮（N2O），其温室效应可能甚至超过传统柴油；绿氢则是完全绿色的理想燃料，但氢的储运用都存在极大挑战；绿色甲醇作为燃料吨碳排放是低硫柴油的43%，且甲醇动力系统技术相对成熟，改造成本低，是国际航运业替代燃料的重要选项，有望成为绿色甲醇的先导市场。

马士基、达飞集团和中远海运是本次国际航运燃料转型的主要推动者，早在2022年前后就着手布局绿色燃料船舶，并选择LNG和绿色甲醇双路线推进船舶碳排放水瓶稳步下降。马士基于2023年9月推出第一艘绿色甲醇双燃料动力集装箱船；2025年6月，马士基建成全球首支大型双燃料甲醇集装箱船队，13艘船投入运营，另有12艘在建；2025年10月，马士基再次订造6艘大型双燃料动力集装箱船。根据规划，马士基将在2040年实现船队碳中和。达飞集团设定了“2050年净零碳排放”的目标。2022年上半年，达飞首次下单6艘箱量15000TEU的甲醇双燃料船舶。2023年2月，达飞与韩国现代三湖重工签订12艘13000TEU甲醇动力集装箱船订单，总订单量达到18艘。2025年2月，达飞首艘双燃料甲醇动力船舶启航，并于3月首次完成在上海港加注绿色甲醇。2025年4月，中远海运订造了14艘甲醇双燃料18500TEU集装箱船，2025年11月，德国班轮巨头赫伯罗特宣布计划订购24艘3500TEU至4500TEU支线集装箱船，全部采用甲醇双燃料动力系统。根据Clarksons数据，截止2025年10月，全球在运营甲醇燃料船舶共计87艘，其中2025年以来新增57艘，载重620万吨。全球手持订单共计332艘。预计2025年全球航运船舶对绿色甲醇需求约680万吨，2030年超3,000万吨，2035年有望突破1亿吨；IMO预测2050年航运业绿色甲醇需求达1.9亿吨，占燃料总量的42%。但需求恐不及预期，因为相对绿色甲醇，绿氨和绿氢作为航运燃料，未来竞争力也将逐步体现。IEA预计2050年绿色甲醇在全球燃料中占比仅9%，氢和氨合计占比近50%。

短期绿色甲醇产能尚未大规模释放，呈现供不应求的现象。因绿色燃料缺乏，马士基有4艘船目前是在使用灰色甲醇或者化石甲醇运营。这也导致绿色甲醇的价格短期维持高位水平。今年3月和5月，上海港加注的两次绿色甲醇价格均在7,000元/吨以上；宁波舟山港9月的加注价格高达9,851元吨；今年7月份，大连港加注的绿色甲醇价格更是高达1.47万元/吨。在欧洲地区，英国和荷兰等主要港口绿色甲醇的到岸价长期保持在1,100美元/吨以上。上述价格完全高于传统燃料+碳排放的成本，从而导致航运业的运输燃料成本有所上涨，进而可能向运费传导。但随着更多规划项目进入投产期，绿色甲醇供应逐步提升，价格将回落至合理区间。中船科技已与国际船东签订绿色甲醇长期供应协议，约定自2028年项目投产后，以666.67美元/吨的价格供货。较当前价格向下浮动约40%。

（二）绿色甲醇更大潜力市场在于传统甲醇替代

目前我国大量采用化石燃料制甲醇，其中煤制甲醇为主，焦炉气和天然气制甲醇为辅。这使得甲醇工业成为碳排放最高的化工行业之一，每年碳排量在2亿吨以上。而且甲醇又是其他化工品重要的基础原料，一旦政策开始对下游这些环节加强碳排放管控，那么甲醇将成为当前减碳压力最大的化工行业之一，因此，从中长期看，绿色甲醇对传统甲醇的潜在替代空间超过1亿吨。但短期替代难度较高，主要原因是经济性不足。传统甲醇价格仅2,200元/吨，绿色甲醇售价高达6,000元/吨，使得绿色甲醇对传统甲醇的替代完全没有优势。另一方面，政策对传统甲醇生产和应用链条的碳减排法规尚未进一步趋严，且我国碳市场仍不健全，碳排放配额价格较低，相关企业通过购买碳排放配额付出的成本低于绿色甲醇与传统甲醇之间的差价。我们判断随着绿色甲醇成本持续优化，以及碳排放配额价格逐步反应减碳价值，绿色甲醇将呈现对传统甲醇的替代优势。

（三）“双碳”目标明确，政策支持绿色甲醇发展

近两年，我国政策逐步向绿色氢氨醇方向倾斜。2022年以来，国家发布多个政策文件，涉及绿色甲醇等绿色燃料。2022年，工信部等部门发布《工业领域碳达峰实施方案》，鼓励因地制宜开展可再生能源制氢，绿氢合成绿氨、绿色甲醇。2024年10月，《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》进一步提出在合成氨、合成甲醇、石化、钢铁等领域鼓励低碳氢规模化替代高碳氢，探索建设风光氢氨醇一体化基地。2024年12月，《加快工业领域清洁低碳氢应用》进一步要求工业降碳要聚焦清洁低碳氢替代，氢碳耦合制绿色甲醇，氢氮耦合制绿色合成氨，氢电融合工业绿色微电网等应用场景。能源法明确鼓励合理开发利用生物质能，因地制宜发展生物质发电、生物质能清洁供暖和生物液体燃料、生物天然气。2025年5月，国家能源局发布《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》，鼓励以可再生能源制氢等为原料，通过气化、加氢、催化合成等工艺生产甲醇、氨、可持续航空燃料、可持续柴油等。25年10月，国家发改委发布《节能降碳中央预算内投资专项管理办法》，给予绿色甲醇和可持续航空燃料生产项目补贴核定总投资的20%。

主管部门积极推动绿色甲醇项目示范试点。2025年9月，国家能源局公布第一批绿色液体燃料技术攻关和产业化试点名单。9个项目上榜，其中绿色甲醇项目5个、绿氨项目3个，乙醇项目1个。根据要求，试点项目必须在2026年12月底前建成投产，2027年6月底前实现高负荷稳定生产。符合条件的试点项目优先纳入制造业中长期贷款支持，关键技术装备优先列入首台套重大装备名单，鼓励试点承担科技攻关并参与制定标准。

（一）规划产能庞大，投建缓慢，真实需求无法预测是主因

我国累计规划绿色甲醇产能约6000万吨，预计2025年底建成产能56.5万吨。截至2024年底，我国规划165个绿色甲醇项目，累计产能5,257万吨。其中45个项目采用电制甲醇路线，合计约2,108万吨/年；79个项目采用生物质甲醇路线，合计约1,678万吨/年。2025上半年新增绿醇项目51个，总规划规模接近6000万吨。但绿色甲醇技术不成熟，财务风险较大，企业规划多，实际开工少。其中一批次试点项目因有强制投产达产要求，目前均已开工。2025年7月，上海电气风电耦合生物质绿色甲醇一体化示范项目一期5万吨投产并进行了试产，产品实现首次加注。到2025年底，中集绿能5万吨生物质液体燃料项目、金风科技兴安盟风电耦合制绿色甲醇项目一期25万吨和上海华谊10万吨绿色甲醇项目有望投产，届时我国绿色甲醇项目产能达到56.5万吨。

技术不确定、经济性差、终端需求不足、激励政策缺失是绿色甲醇项目进展不达预期的核心原因。绿色甲醇规划规模庞大，但真正开工建设或建成的产能极小，实际投建进展缓慢，还存在多个项目终止、撤销。主要原因在于：

1.全流程技术成熟度有待提高，部分技术可行性有待验证。风光发电波动性导致绿氢供应不稳定，影响甲醇生产效率。电制甲醇因二氧化碳化学键稳定，反应条件要求苛刻，可能引发逆水煤气变换反应，进而增加生产成本。催化剂性能有待提升，单程转化率和甲醇选择性需大幅提升。此外，整个流程涉及电解水制氢、二氧化碳捕集、甲醇合成等多个环节，全流程系统集成和优化难度大。生物质气化制甲醇技术尚不成熟，原料成分复杂，预处理难度大；气化反应条件苛刻，稳定性和可控性较差，容易出现局部过热、结焦、堵塞气化炉通道等问题，影响气化效率和合成气质量，还可能导致设备损坏，增加维护成本和停机时间；此外，受生物质原料的收运、存储和季节性影响，大规模连续稳定生产有待验证。绿氢耦合生物质制甲醇路线同时面临上述两种技术路线的问题。此外，该技术涉及生物质预处理、气化、绿氢制取、甲醇合成等多个环节，各环节技术特点和运行要求不同，实现整体高效协同难度大。如何精准控制绿氢的输入量与生物质转化进程，使二者高效耦合，实现甲醇的稳定、高效生产，目前尚无成熟的技术方案。

2.绿色甲醇投资规模大，生产成本高，财务模型脆弱。绿色甲醇投资规模大，生产成本普遍高于传统煤化工制甲醇。制氢成本高昂，碳捕集成本也较高，导致绿色甲醇生产成本约3500-5500元/吨，远高于煤制甲醇2500元/吨成本。生产成本过高导致企业处于市场消化风险中，无法进行大规模实质性投资。

3.由市场驱动的高价需求不足，碳配额成本难以覆盖成本溢价。绿色甲醇替代传统燃料的驱动力是碳减排法规强化。目前全球仅欧洲航运业明确受政策调整影响有较大的碳减排压力，属于甲醇的增量市场。航运业为满足碳减排法规要求，需大规模进行燃料替代，导致短期绿色甲醇供需失衡，价格高企，但这部分市场需求碳减排成本其实远低于绿色甲醇与传统燃料之间的差价，真正由市场自发驱动的高价需求严重不足。因此，若未来CO2排放成本不大幅上升或绿色氨醇生产成本未能大幅下降，市场对绿色氨醇的接受度很难提高。

4.政策合规性门槛高，补贴政策缺失，企业更加谨慎。内蒙古、甘肃、辽宁等地出台的“硬性开工期限”与“清退机制”是今年项目“退潮”最直接的推手之一。这些政策旨在挤出“占而不建”的泡沫，确保宝贵的风光指标和土地资源真正用于能够快速落地、产生实效的项目。此外，国家层面针对氢氨醇的强制性配额政策尚未完全落地或力度不足，明确的长期补贴机制缺失，使得项目投资决策缺乏稳固的支撑点。

（二）角色分歧：能化企业与电力企业态度迥异

从项目规划和投建节奏看，电力企业对绿色氨醇的态度比能源化工企业更积极。截止目前，规划项目中，电力企业占比高达8成，以华能、华电、中广核等央企为主力。相关电力产业链制造企业占比约2成，以远景能源、金风科技和明阳智能为主。能源化工企业占比约1%，其中中煤集团最为积极，三桶油也已经有所布局，但规模均不大。中石油大庆绿色甲醇项目产能5000吨，已经投产；中石化广西项目规划产能1万吨，采用生物质耦合绿氢路线，处于在建状态；中海油生物天然气制绿色甲醇示范项目采用生物质甲烷路线，在2025年5月成功产出产品并获得ISCC Eu证书。

已开工项目和建成项目也以电力企业为主，规模均5万吨起步，能源化工企业主导的项目数量较少，规模也比较低，其中华谊集团10万吨绿色甲醇项目是能化企业在建项目中最大的，其背后还有申能集团作为合作方，为其提供生物质天然气原料。主要原因是电力企业当前已经面临新能源消纳压力和绿色低碳转型压力。对比之下，能化企业明显对发展绿色氨醇的潜在动力不足，主要是政策虽然支持工业脱碳和化工业降碳，但目前还没有新的降碳指标出台，生产端暂没有降碳压力，下游各应用领域也可以通过协调其他环节降碳实现碳排放要求，如汽车制造端的碳排放可通过采购低碳钢材实现，不用要求塑料行业降碳。因此，能化企业无论是从自身降碳还是下游降碳传导，动力都不大。

尽管各方面存在不确定性，在降碳这个核心目标推动下，绿色甲醇已经呈现出蓬勃发展的态势。

在技术路线上，短期生物质制甲醇占优，长期更看好电制甲醇，一是电制甲醇打通了从风光发电制氢到终端能源化工产品应用的核心通道，是低成本绿色电能进一步普及的核心方向；二是电制甲醇单体规模更大，降本潜力更高，且没有原材料供应风险和价格波动困扰，更符合国家能源安全战略；三是电制甲醇碳排放更低，甚至为负，更符合长期碳减排导向。电制甲醇当前需探索尝试多种组合，找到最优配置，解决关键瓶颈，实现稳定低成本生产。

在行业竞争格局和企业决策方面，看似规划项目庞大，实则竞争并不激烈，头部电力企业已经深度布局，有一定的先发优势和低成本绿色电力优势。化工企业则有更丰富的后端合成工艺优势和客户优势。在产业链条上，各环节壁垒都不高，但优化改进点居多，需要不断在实践中摸索提高经验。因此，当前尚未大规模产能释放说明各企业基本处于同一起跑线上，核心在于谁能率先实现成本有效下降和生产效率有效提升，构建护城河。更看好电力企业和能化企业强强联合，优势互补。