中国绿色甲醇产业展望与建议

甲醇是重要能源载体，在能源转型过程中将面临从以化石能源制取向低碳化、绿色化方向转变的新局面。我国“多煤少油”的资源禀赋使传统煤制甲醇工艺占主导地位，这类黑/棕色甲醇在生产过程中面临严峻的环境挑战。绿色甲醇被视为新型清洁能源，是构建未来绿色能源体系、提升非化石能源消费的重要抓手。中国积极推动新能源产业发展，在光伏、风电等新能源领域取得显著成就。绿色甲醇作为一种清洁的可再生能源，在新能源产业的发展浪潮中扮演关键角色。

从技术特性看，绿色甲醇燃烧排放的碳足迹显著低于煤炭、石油等传统化石能源，可直接为车辆减排、船舶脱碳提供可行性方案。作为基础化工原料，绿色甲醇衍生的下游产品如甲醛、醋酸、烯烃聚合物等，有助于摆脱对石油、煤炭等化石原料的依赖，从源头降低产业链碳排放，加速高端塑料、精细化学品等行业的绿色转型。从产业价值看，绿色甲醇是推动氢能落地应用的有效途径，氢能存在易燃易爆隐患，绿色甲醇具备常温常压储运液态储氢优势。绿色甲醇是可再生能源电力消纳的有效载体，通过“绿电-绿氢-绿色甲醇”转化实现能量跨时空存储，破解新能源并网消纳难题；其生产过程所需的可再生碳源，是推动实现生物质的可持续利用、工业尾气或大气中二氧化碳（CO₂）的规模化捕集利用的有效途径。

在新能源快速发展背景下，通过“绿电制绿氢+生物质/CO₂捕集合成”技术路径，将太阳能、风能、生物质能、绿氢等可再生能源转化为液态燃料，实现“电-氢-碳-醇”的能量形式储存与转换，在车辆交通减排减碳、促进航运贸易节能脱碳、实现废弃物循环经济、实现能源利用低碳转型、助力化工绿色发展等方面具有较大潜力。

我国新能源发电新增装机在全国新增装机中的比重持续上升，能源结构正在不断优化与升级。截至2024年，全国累计发电装机容量约33.5亿kW，风电和太阳能发电合计约14.1亿kW，占比超40%，逐渐趋近于火电装机规模。新增发电机装机总容量4.3亿kW，风光合计新增容量3.55亿kW，占主导地位。

近年来我国风光装机量呈现逐年上升态势，2024年较2017年增长了近4倍（图1）。随着越来越多的风光大基地陆续投运，风光绿电的消纳压力逐渐凸显。2024年，中国光伏发电平均利用率96.8%，风电平均利用率95.9%，存在3%~4%风光弃电率，相当于浪费电量近673亿kW·h时。在此背景下，绿色甲醇作为风光电能转化理想载体，在非化石能源转型及可再生能源发展进程中具备重要发展价值，需通过因地制宜、因时制宜的策略，积极发展绿色甲醇经济，把握能源多元化发展主动权。

图1 2017—2024年全国风光新能源发电装机容量趋势

“十四五”以来，国家多部门陆续出台系列政策（表1），从产业结构、技术攻关、应用推广等方面围绕绿色甲醇进行布局，旨在推动绿色甲醇产业健康发展。

表1 中国绿色甲醇相关政策

国际可再生能源署（IRENA）按生产原料将甲醇分为绿、蓝、灰、棕四类，当原料氢气及CO₂均来自可再生途径时，合成的甲醇为绿色甲醇。但鉴于工业CO₂短期内无法阻断，从碳减排效果看，烟气捕集CO₂与直接空气捕获本质相同，不用过分强调CO₂来源的可再生性。故本文将以可再生能源制取的氢气与来自生物质、直接空气捕获、烟气捕集等多元渠道的CO₂催化合成的甲醇，以及煤化工耦合绿氢制低碳甲醇列入绿色甲醇范畴。

目前，国内在绿色甲醇领域已展现出多技术路径并行发展的格局。煤化工耦合绿氢制甲醇是使用绿氢取代传统水煤气的灰氢作为氢源补充，技术门槛相对较低。生物质气化/耦合绿氢制甲醇是通过生物质气化获得合成气，再通过添加绿氢合成甲醇，其规划规模仅次于煤化工耦合绿氢。相比之下，CO₂加氢制甲醇的建设及规划规模较小，以工业副产氢等低碳氢源或直接采用绿氢结合CO₂来制备甲醇。目前国家对煤制甲醇项目落地政策开始逐步收紧，煤化工耦合绿氢生产低碳甲醇是一条很好的转型道路。随着绿电成本不断下降，生物质制甲醇和CO₂耦合绿氢制甲醇将成为主要的绿色甲醇供应方式。

绿色甲醇突出“绿色”，其产业链涵盖上游原料供应、中游甲醇生产、下游领域应用3个方面（图2）。上游供应与风光新能源产业、绿电供应、氢能装备、碳捕集CCUS技术等相关产业链紧密相连，绿氢以新能源为依托，借助风光绿电驱动电解槽电解水高效制取；绿碳来源多样，通过生物质、CO₂捕集等方式获取。中游依靠先进工艺和反应设备，在铜基等催化剂作用下，通过强化反应器传质、传热以提升反应效率合成绿色甲醇。下游应用场景多元，是绿色甲醇产业链价值最终体现。交通领域甲醇汽车、绿色船舶逐步普及；化工领域为生产烯烃、甲醛等重要原料；能源领域燃料电池、氢能储存等方面应用为分布式供电供能提供方案。

图2 绿色甲醇产业链情况

在“双碳”目标下，我国绿色甲醇产业发展势头迅猛，目前中国绿色甲醇项目已累计超过90项。从国内绿色甲醇投资主体来看主要分为3类。一是发电企业（如吉电股份），通过打造“绿电+生物质耦合”制绿色甲醇示范项目，在助力自身获取优势风光资源的同时拓宽清洁电力消纳途径。二是工程企业（如中国能建），依托电力行业的优势，通过投资建设海上风电、电解水制氢、氢醇合成装置上中下游一体化项目，打造绿色产业链范式。三是传统煤制甲醇企业（如中煤能源），通过投资电解水制氢、碳回收装置等，加快推动自身产业结构向绿色转型。

国内绿色甲醇项目区域分布特征显著，与资源禀赋、能源战略相契合，各地依托自身优势推动产业规模化。从区域布局来看，因风光资源与生物质原料丰富，绿色甲醇分布呈现向东北、内蒙集中格局（表2），在内蒙古、吉林、黑龙江等地聚集了约70%的绿色甲醇项目。例如，内蒙古赤峰100万t/a绿色甲醇项目、金风绿能化工（兴安盟）绿氢制50万t/a绿色甲醇项目、鄂尔多斯市元鳇能源科技70万t/a绿色甲醇示范项目等众多示范项目将逐步落地。这些项目涵盖生物质气化、CO₂捕集、风光氢储一体化等技术路径，充分依托当地资源优势，聚力构建绿色甲醇全产业链。对比来看，东部地区经济发达、产业基础好，但由于资源禀赋受限，绿色甲醇预期产量相对较少。江苏、山东、上海等地多数项目尚处筹备初期，新增产能释放有限。以江苏为例，江苏沿海风光资源富集，叠加发达的化工产业基础、便捷的交通物流条件，为绿色甲醇发展提供多重支撑。江苏岚泽能源科技30万t/a生物质制绿色甲醇项目、中化学悦达（江苏）新能源科技100万t/a绿色甲醇项目等均在谋划建设。

表2 中国部分省份/自治区绿色甲醇建设项目情况

中国将生物甲醇列入《可再生能源法》中予以支持，将绿色甲醇列入《产业结构调整指导目录（2024年）》鼓励类项目。绿色甲醇全生命周期量化评价体系正在形成，如碳足迹核算（绿色甲醇产品碳足迹量化与评价方法、产品评价方法（绿色甲醇评价方法）等团标陆续出台。然而，当前标准体系仍呈现碎片化特征，缺乏统一规范：从绿电供应的源端界定，到生产端的氢源与碳源获取，再到储运环节的碳足迹核算边界等，这种标准缺失与国际认证体系形成鲜明对比。以国际可持续发展与碳认证为例，其覆盖原料溯源、生产过程碳强度、链式追溯等方面，构成绿色甲醇国际化准入门槛。目前中国企业在参与绿色甲醇认证方面参与度较低，亟需构建国内标准国际化的推进策略，以应对复杂多变的国际形势。

与传统煤制甲醇相比，绿色甲醇成本结构呈现显著的结构性差异：煤制甲醇的成本波动主要受煤炭价格影响，而绿色甲醇的核心成本则锚定于可持续原料的获取与转化效率，具体体现在碳源与氢源两大维度。可持续碳源方面，生物质能转化路径要求建立稳定且低成本的原料供应体系；CO₂捕集技术面临低能耗吸收剂开发、气体储运等技术瓶颈。可持续氢源方面，绿色甲醇生产依赖绿氢体系，可再生能源电力成本直接决定制氢经济性。当绿电价格降至0.1元/kWh时（图3），绿色甲醇的生产成本将与煤制甲醇相近，揭示了绿色甲醇未来发展方向：通过技术创新提高制氢效率，同时加速推进风光绿电成本下沉，是破解成本困局的关键。

图3 煤制甲醇和绿色甲醇成本对比

截至2024年，我国风光累计装机规模已突破14.1亿kW，逐渐趋近于火电装机规模。新能源装机的规模效应能有效节约绿色甲醇项目的单位投资成本，通过成熟的商业模式实现绿电消纳，为绿氢制备提供稳定低价的能源输入。而新能源电力供给的波动性特征，也将推动电解水制氢技术向“谷电消纳”“动态调峰”方向发展。目前，新能源与绿色甲醇产业协同发展体系尚处于起步研究阶段，随着储能技术的进一步发展，风光绿电制绿氢将拓宽新能源消纳途径，弃风弃光现象将逐渐改善。

从项目分布看，中国绿色甲醇项目呈现鲜明的区域资源导向特征。一是资源禀赋集聚。风光资源富集地区通过绿电直供构建低成本电力优势，生物质资源密集区域则发展农业废弃物循环与甲醇生产链，在资源空间上形成互补性分布。二是产业转型集聚。传统煤化工正成为绿色甲醇发展的战略要地，通过“存量改造+增量突破”实现产业升级。以煤炭清洁利用为基础，发展绿电制氢系统消纳新能源电力，创新耦合CO₂利用技术，将绿色甲醇作为载体承接碳氢元素的闭环利用。在基础设施层面，统筹布局氢能管网、甲醇储运系统，与传统煤化工基础设施形成共享网络，通过绿色甲醇、绿色烯烃等高附加值下游产品链，加快产业低碳转型速度。

近年来，煤制甲醇项目政策正不断收紧，绿色甲醇一定程度上有望成为替代传统甲醇原料下游需求增长的新引擎，广泛应用于化工和能源等领域。

氢气的储运困难和易燃易爆特性严重制约氢能产业发展。绿色甲醇作为理想的储氢介质，为这一难题提供解决思路。以绿氢为原料的绿色甲醇正成为氢能消纳的重要场景。与氢气相比，绿色甲醇在制备、储运和使用环节，拥有更为成熟的技术和基础设施。借助现有的甲醇储运体系，可以有效克服氢能储运技术和标准体系不完善的问题，未来有望在储能储氢领域发挥更大作用。

工农业领域可替代煤、天然气等用于锅炉、窑炉供热；汽车领域与传统燃油掺混，能有效提升发动机效率；船舶领域，燃料电池和船用甲醇发动机的应用减少污染物排放。随着欧盟碳税等政策收紧，航运业的减排压力日益增大。在燃烧过程中绿色甲醇呈现零碳排放，没有氮氧化物（NOx）和硫氧化物（SOx），符合航运业绿色发展要求（如马士基等国际航运巨头）。过去两年中全球新增约1025艘替代燃料动力船舶订单，其中甲醇燃料船舶订单约255艘，逐步趋近LNG燃料船舶订单，揭示了绿色甲醇作为过渡性替代燃料在推动全球航运业向低碳、绿色方向发展重要性。

甲醇制烯烃是全球第二大甲醇消耗领域，也是我国甲醇最大的应用方向。2024年中国乙烯产量3493万t，仍存在供需缺口。受限于我国能源禀赋，传统煤制甲醇制烯烃不仅碳排放量大，在能耗和生产效率方面也不及石油制烯烃路线。通过CO₂加氢合成绿色甲醇、进而制备烯烃产品的技术路径，正成为化工行业绿色转型的重要方向。盛虹石化构建全球首条低碳绿色循环产业链，将CO₂耦合绿氢生产绿色甲醇，继而实现光伏级EVA树脂、丙烯腈、电解液等高端材料供给，为后续“延链”发展新能源、新材料、电子化学、生物技术等战略新兴产业提供原料保障。

目前，绿色甲醇主要面临政策亟待优化、生产成本高、核心技术待突破、产业场景应用待拓展等问题，针对绿色甲醇发展存在问题，提出“政策支撑-标准引领-技术突破-产业链协同”的发展路径建议。

加快完善绿色甲醇政策框架，出台专项政策文件，制定中长期发展目标。将绿色甲醇纳入国家新能源体系，统筹能源、工业、交通等领域规划衔接。建立发改委、工信部、生态环境部等多部门协同机制，制定涵盖生产端、技术端、应用端全链条政策工具箱。灵活运用财政政策工具，加强产业扶持力度。设立绿色甲醇专项基金，重点支持技术研发、示范项目和基础设施建设；推行贷款贴息等绿色信贷政策，降低投融资成本。探索碳市场交易、绿证交易与绿色甲醇产能挂钩机制，通过市场手段提升项目收益性。

在绿色甲醇团体标准构建基础上，加快行业标准、国家标准构建，强化绿色甲醇规范性。在绿色甲醇产业发展中，绿色认证是防范漂绿行为、保障产业健康发展的有效工具。建议加快制定中国绿色甲醇碳足迹核算方法，明确绿电占比、CO₂捕集率等核心指标，建立全链条追溯机制。引导中小企业披露ESG信息，鼓励龙头企业通过ISCC等绿色认证，推动中欧、中日韩等区域绿色认证互认，突破欧盟燃料质量指令（FQD）、国际海事组织（IMO）减排规则等贸易壁垒，构建与国际接轨的可持续评价体系。

依托高校及科研院所创新资源优势，构建全链条协同创新体系。重点突破绿电制氢、甲醇合成催化剂、CCUS耦合等关键技术瓶颈，建立国家级/省级绿色甲醇技术创新中心，推动实验室成果向产业转变。设立专项科研基金，鼓励企业与高校联合攻关，完善知识产权保护机制。重点攻关甲醇重整制氢催化剂、移动制氢装置等核心技术，研发甲醇-氢燃料电池耦合系统。推动绿色甲醇在交通、工业、电力领域的商业化应用。

建议推动绿色甲醇项目纳入区域可再生能源消纳试点，构建绿电直连通道，减少自建自配绿电设施成本。研究制定绿电价格与绿色甲醇出厂价联动机制，通过绿证交易收入和碳资产交易收益平衡反哺电价差。建立工业源CO₂排放清单，优先推动煤化工、钢铁、水泥等行业尾气CO₂捕集与绿色甲醇合成耦合，解决CCUS捕集易、消纳难问题，构建零碳负碳绿色甲醇生产体系。谋划“绿电-氢能-甲醇-应用”全产业链布局。上游强化绿氢与CCUS产能配套，中游推进甲醇规模化生产与储运设施建设，下游拓展交通燃料、化工原料、储能载体三大应用场景。推动风光绿电、绿氢、生物质、CCUS与绿色甲醇产业的高效联动。