环保行业工业脱碳系列之三：绿醇启航沃土藏金

目录索引TOC\o"1-2"\h\z\u一、IMO零架动排，碳料有为 6（一）IMO净框提出2050年零放不船舶面“税” 6（二零燃需预快速放绿甲适船运景 9（三算2030年燃料要到吨上目前在显需口 二、待国为色醇主产，注产商 13（一电和物醇主流术项总处规划案段 13（二绿甲产链关注色醇产商 16三、议注 19（一吉股份 19（二佛能源 20（三金科技 20（四运股份 21（五中天楹 22（六复科技 22四、险示 22图表索引图1：IMO针航温气体排监行动 6图2：IMO净零框架提出的年度GFI减排因子目标 7图3：IMO净零框架下不达标船舶需要购买100/380美元/tCO2的补救单位.8图4：船舶减排技术准备度和可用性预测 10图5：舶排料度和用预测 10图6：物料电料将效低排强度 10图7：年全船料消稳在2.11-2.13亿吨 图8：球队料要为油轻燃油 图9：实现2050零排，2030年色存在显需口 12图10：为实现2050年净零排放，若以绿色甲醇测算2050年供给量需要达到2亿吨右 12图11：球色醇（按别止2025M9） 13图12：球色醇（按区止2025M9） 13图13：内色醇省份布止2024末） 14图14：内色醇原料布止2024末） 14图15：制醇程图 15图16：物气制示意图 15图17：物耦绿甲醇意图 16图18：物耦绿甲醇意图 16图19：色醇业链 17图20：港团色中转运心 17图21：氢卡引车 17图22：大庆268在舟山启帆船厂顺利下水 18图23：态光氢车 18图24：氢氨业链 20表1：2018年和2023年IMO两版排略标比 7表2：算均艘购买度救位要费32.68美元 8表3：种料室强度况 9表4：IMO统的2023年散货燃消情（万） 9表5：种料分储存加基设情况 表6：色醇传醇产对比 13表7：色醇制法 14表8：色醇业链A股上公梳理 18表9：司制领与多签协议 19表10：燃源色项目 20表11：风技色项目 21表12：达份色项目 21表13：国楹色项目 22一、IMO净零框架推动减排，零碳燃料大有可为（一）IMO净零框架提出2050年净零排放，不合规船舶将面临碳税IMO净零框架提出在2050年实现净零排放，减排目标进一步趋严。复盘IMO（InternationalMaritimeOrganization，国际海事组织）近10年来对于船舶温室气体排放的战略：201820502008年减5004070；2023年：IMO发布更新战略，要求相比2018年进一步趋严，提出到2050年实现净零排放，2040年国际航运温室气体年排放量较2008年减少70%-80%，2030年国际航运温室气体年排放量减少20%-30%，2030年零碳排放燃料占比为5%-10%。2025年4月：海洋环境保护委员会第83届会议（MEPC83）通过了具有法律约束力的全球法规文本草案IMO净零框架，并将纳入《国际防止船舶污染公约》（MARPOL）附件六（防止船舶空气污染）新第五章，旨在实现2023年IMO提出的减排战略，其中包括新的船舶燃料标准和全球排放定价机制，适用范围为5000总吨及以上的船舶。IMO净零框架原本计划在2025年10月举行的海保会特别会议（MEPC/ES.2）上正式通过，但此次会议由于部分成员国的反对，最终IMO海洋环境保护委员会将关于通过净零框架的讨论推迟一年，预计将在通过16个月后生效。图1：IMO针对航运温室气体减排的监管行动IMO表1：2018年和2023年IMO两版减排战略目标对比指标2023年2018年国际航运温室气体年排放量（较2008年）203020%30%204070%80%2050年：至少减少50%单位运输活动碳强度（较2008年）2030年：至少减少40%203040%205070%达到净零排放的时间2050年-净零排放技术/燃料/能源占比2030年：至少占国际航运所用能源的5%，并力争达到10%-IMOIMO净零框架：（1）提出年度温室气体燃料强度减排因子目标，到2040年GFI减排因子目标为65%。IMO净零框架提出了GFI指标（GHGfuelintensity，温室气体燃料强度）来衡量船只的排放强度，该指标通过不同燃料的温室气体强度进行加权计算。同时IMO净零框架对于2028-2035年的GFI减排因子提出目标，以2008年93.3gCO2eq/MJ（well-to-wake，从油井到航迹）的GFI指标为基准，2028-2035年的基础目标减排因子为4%-30%，直接合规目标减排因子为17%-43%。此外2032年1月1日之前委员会需要确认2036-2040年的减排因子，2040年的基础目标减排因子应被设为65%。图2：IMO净零框架提出的年度GFI减排因子目标75%

基础目减排子 直接合目标排因子65%43%65%43%39%34%30%30%25% 26%17%19%21%21%17%12%4%6%8%

2028 2029 2030 2031 2032 2033 2034

2040IMO<DraftrevisedMARPOLAnnexVI>备注：GFI：GHGfuelintensity，温室气体燃料强度IMO净零框架：（2）首次规定船舶合约履约机制，不符合标准的船只需要购买GFIGFI产生二级合规赤字，需要购买对应的一级或者二级补救单位，2028-2030年每吨碳排放一级、二级补救单位的价格分别为100美元、380美元。当船舶年度GFI图3：IMO净零框架下不达标船舶需要购买100/380美元/tCO2的补救单位IMO<DraftrevisedMARPOLAnnexVI>IMO净零框架：（2）测算平均每艘货轮购买年度补救单位需要花费32.68万美元，对应燃料成本增幅为8.4%。根据IMO发布的2023年燃料油消耗数据报告，以散装货轮为例，10142艘散装货轮共消耗393.36万吨汽油、3688.86万吨重油、1403.54万吨轻油等，船均年度燃料消耗量为5415.47吨。根据宋源等《IMO净零框架规则草案对航运公司的影响分析及建议》，参考FuelEU相关证书或报告得到的各种燃料温室气体排放强度计算，2023年10142艘散装货轮的平均GFI为90.31gCO2eq/MJ（仅考虑HFO、LFO、MDO/MGO、LNG，其他燃料量极小、忽略不计）。在2028年GFI减排目标下（基础目标89.57gCO2eq/MJ、直接合规目标77.74gCO2eq/MJ）测算将产生12.13gCO2eq/MJ一级合规赤字和0.74gCO2eq/MJ二级合规赤字，测算平均每艘船只购买年度补救单位需要花费32.68万美元（约人民币232万元）。同时测算平均单船燃料成本约为2765.52万元，IMO净零框架下预计成本增幅为8.4%。测算逻辑：GFI=∑EIj×Energyj/Energytotal（其中EIj是温室气体强度，单位为gCO2eq/MJ；Energy是全部或者某种燃料对应贡献的热量，单位是MJ）若实际GFI>=-=GFI-实际GFI<GFI-消耗热值=∑各燃料消耗量×各燃料单位热值2023年散装货合规赤字合规赤字补救单位（美元总金额（万美年度单船消耗热值燃料成本（万元）轮平均GFI（gCO2eq/MJ）（tCO2eq2023年散装货合规赤字合规赤字补救单位（美元总金额（万美年度单船消耗热值燃料成本（万元）轮平均GFI（gCO2eq/MJ）（tCO2eq）/tCO2）元）（MJ）一级二级90.3112.130.742652.88161.8810038026.536.152187224742765.52合计32.68大连海事大学《世界海运》：宋源等《IMO净零框架规则草案对航运公司的影响分析及建议》表3：各种燃料温室气体强度情况燃料种类低热值（MJ/kg）GFI值（gCO2eq/MJ）参考价格（元/kg）低硫/高硫燃料油40.290.395.5/4.5柴油/重油(MDO/MGO)42.789.486.5LNG48.076.514.4大连海事大学《世界海运》：宋源等《IMO净零框架规则草案对航运公司的影响分析及建议》表4：IMO统计的2023年散装货轮燃料消耗情况（万吨）散装货轮其中：小于10000DWT其中：10,000≤DWT<20,000其中：大于20,000DWT重油(HFO)3688.863.1818.243667.45轻质燃料油(LFO)1403.543.9523.141376.45柴油/重油(MDO/MGO)393.363.7110.66378.99液化石油气(LPG,丙烷)0.490.000.000.49液化石油气(LPG,丁烷)0.010.000.000.01天然气(LNG)6.610.000.006.61乙烷0.000.000.000.00乙醇0.410.000.000.41甲醇0.000.000.000.00其他0.790.000.000.79IMO2023年燃料油消耗数据报告IMO净零框架：此外还将（3）建立可持续燃料认证方案（SFCS）：通过第三方认证机构对燃料的温室气体排放因子、碳源、电力/能源来源等多项可持续性指标进行认证，所有燃料必须附带燃料生命周期标签（FLL，记录其FI（rDliyN（建立OF注册机制：GFI数据、合规状态、SU（U（建立NNs（2034年12月31C2034C（61RU和2RUZNZs（二）零碳燃料需求预计快速释放，绿色甲醇适配船运场景可以通过船舶减排技术或者绿色燃料实现减排，船舶减排燃料相对发展更为成熟。根据IMO研究，从减排路线来看，可以通过船舶减排技术或者绿色燃料实现减排。船舶减排技术中目前先进船体涂层已进入商业化发展，油气润滑、先进废热回收、岸电系统等技术已开始商业运行，将从技术层面进一步降低船舶碳排放强度。而从当前来看船舶各种减排燃料发展相对更为成熟，生物柴油、生物甲烷、生物甲醇、绿氢均已经进入商业化发展，绿氨、绿电制甲烷、绿电制甲醇目前正在商业运行，有望在2028年进入商业化发展，预计燃料替代将成为船舶减排的主要手段。图4：船舶减排技术准度和可用性预测 图5：船舶减排燃料准度和可用性预测研发 试运行 商业运行 商业发展 完全成熟

研发 试运行 商业运行 商业发展 完全成熟帆-刚性/拖曳风筝太阳能电力

尚不明确尚不明确尚不尚不尚不尚不

尚不尚不明确尚不尚不明确2020202520302035204020452050

2020 2025 2030 2035 2040 2045 2050IMO<Reportonthestudyonthereadinessandavailabilityoflow-andzero-carbonshiptechnologyandmarinefuels>

IMO<Reportonthestudyonthereadinessandavailabilityoflow-andzero-carbonshiptechnologyandmarinefuels>生物燃料和电解燃料将有效降低碳排放强度，其中电解燃料有望将碳排放降0。根据W05C，（50gCO2eq/MJ2050图6：生物燃料和电解燃料将有效降低碳排放强度MO<Reportonthestudyonthereadinessandavailabilityoflow-andzero-carbonshiptechnologyandmarinefuels>零碳燃料中甲醇分销、储存、加油基础设施完备，预计将率先应用在航运领域。从各种燃料的分销、储存、加油基础设施情况来看，零碳的电解燃料（包括绿氨、绿氢、绿电制甲醇等）中甲醇拥有现有的储存和分销基础设施，同时示范性加油操作已成功，船对船加油已经被证明可行，全球90个港口正在部分开发加油基础设施，配套设施相对更加完备，预计将作为零碳燃料率先应用在航运领域。表5：各种燃料的分销、储存、加油基础设施情况燃料类型分销与储存加油基础设施燃料油（柴油、生物柴油）可利用现有分发和储存设施用于馏分燃料可利用现有蒸馏燃料加注基础设施气态燃料（乙烷、生物甲烷）可利用现有的（仍在发展的）液化天然气分销和储存设施可利用现有（仍在发展的）液化天然气基础设施甲醇（电解制甲醇、生物甲醇）可利用全球终端网络的现有储存与分销基础设施，该网络用于全球甲醇交易/运输示范加油操作已成功，船对船加油已被证明可行。全球90个港口部分开发加油基础设施。氨（绿氨、蓝氨）可利用全球氨交易/运输网络中的现有终端存储与分销基础设施进行建设目前无加油基础设施，且未展示任何加油操作。障碍仍需解决。氢（绿氢、蓝氢）无现有分销基础设施无现有加油基础设施。障碍仍需解决。IMO<Reportonthestudyonthereadinessandavailabilityoflow-andzero-carbonshiptechnologyandmarinefuels>，（三）测算2030年零碳燃料需要达到千吨以上，目前存在明显供需缺口根据IMO净零框架测算到2030年零碳燃料量需要达到1056-2111万吨，预计电解燃料未来5年内将保持较快增速。根据IMO发布的2023年全球船队燃油消耗数据报告（5000吨以上），2023年全球船队燃料消耗量为2.11亿吨，除2020年外近年来消耗量稳定在2.11-2.13亿吨，从结构来看，重油+轻质燃料油的占比均稳定在80%-84%左右。但根据IMO2023年减排战略中提出的2030年零碳排放燃料占比为5%-10%，根据年消耗量2.11亿吨测算，到2030年零碳排放燃料量需要达到1056-2111万吨，而满足零碳排放需求的燃料主要为电解燃料（包括绿氨、绿氢、绿电制甲醇等）当前产量和消耗量较少，为实现IMO减排战略预计电解燃料未来5年内将保持较快增速。图7：近年来全球船队料消耗稳定在2.11-2.13亿吨 图8：全球船队燃料中要为重油和轻质燃油柴油(MDO/MGO) 重油(HFO)轻质燃料油(LFO) 乙烷乙醇 天然气(LNG)液化石油气(LPG,丁烷) 液化石油(LPG,丙烷)甲醇 其他24132413 255025732829266010127641713044404211658570810917644869317143200006931714315000100005000

柴油(MDO/MGO) 重油(HFO)轻质燃料(LFO) 乙烷乙醇 天然气(LNG)3%80%62%19%55%27%51%30%50%32%液化石油(LPG,丁烷) 液化石油(LPG,丙烷100%甲醇 其他3%80%62%19%55%27%51%30%50%32%80%60%40%20%02019 2020 2021 2022 2023

0% 11% 13% 12% 13% 13%2019 2020 2021 2022 2023MO燃料油消耗数据年度报告 MO燃料油消耗数据年度报告，20502050年供给量需要达到2亿吨左右。根据IMO研究，为实现2050年净零排放，2030年基准情2.9-3.9EJ0.2EJ1.4EJ0.8EJ40202050年基11-16EJ8-11EJ-中位数下的绿色燃料供给需要超过12EJ，其中电解燃料需要达到近4EJ2图9：为实现2050年净零排放，2030年绿色燃料存在明显供需缺口IMO<Reportonthestudyonthereadinessandavailabilityoflow-andzero-carbonshiptechnologyandmarinefuels>，图10：为实现2050年净零排放，若以绿色甲醇测算2050年供给量需要达到2亿吨左右IMO<Reportonthestudyonthereadinessandavailabilityoflow-andzero-carbonshiptechnologyandmarinefuels>，二、期待我国成为绿色甲醇主要产地，关注生产商（一）电解和生物甲醇为主流技术，项目总体处在规划备案阶段绿色甲醇指基于生物质、绿氢、二氧化碳等可再生能源制备的甲醇，制备过程中碳排放趋近于零。国际可再生能源署要求，制备绿色甲醇原料需要全部符合可再生能。与其他甲醇产品相比，绿色甲醇在制备过程中净碳排放为零、燃烧排放污染物显著降低，但目前生产成本仍然高昂。绿色甲醇燃烧充分，其主要燃烧产物为二氧化碳和水，硫氧化物和氮氧化物产生量极低，可作为新型绿色燃料。目前制备绿色甲醇存在基础设施和配套供应链不足、催化剂寿命短和生物质气化效率低等问题，导致生产成本居高不下，绿色甲醇尚未进入大规模商用阶段。分类 优点 缺点表6：绿色甲醇和传统甲醇产品对比分类 优点 缺点传统化工制甲醇

天然气甲醇 流程短设备、操简单 原料能高、本高经济益低煤制甲醇 原料易、成低廉技术煤制甲醇 原料易、成低廉技术熟 工艺复、产废物、能高成本低，可常温常压运输成本低，可常温常压运输生产工艺不成熟，成本较高生物甲醇、可再生甲醇和绿点甲醇绿色甲醇制备过程中负碳排放、净碳排放为零、舒斌等《碳中和目标下推动绿色甲醇发展的必要性分析》，国际可再生能源署丹麦咨询公司GenaSolutions202643.9三。图11：全球绿色甲醇产（按类别，截止2025M9） 图12：全球绿色甲醇产（按地区，截止2025M9）GenaSolutions GenaSolutions根据集贤网数据，截至2025年8月，国内已签约和备案的绿色甲醇项目达173个，规划产能合计5346万吨/年。然而，真正实已经投产并现商业化运营的项目数量少，大H2plus20242025年新增项目数量暂未披露56，13%38.6%。图13：国内绿色甲醇项省份分布（截止2024年） 图国内绿色甲醇规产能占（截止2024年末）山东 江3% 2%新疆

河山西广西河北 其南2%2% 2% 1%未公开19.8%生物质甲醇未公开19.8%生物质甲醇41.6%电制甲醇38.6%4%

内蒙古黑龙江4%5%湖北6% 吉林15%

34%辽宁18%中国绿氢产业发展白皮书（2025），H2PlusData， 国绿氢产业发展白皮PlusData，绿色甲醇的制备分为四种路线，路线一为电制甲醇，线二为生物质气化制甲醇；路线三为生物质耦合绿氢制甲醇，路线四为生物质发酵生物质气化技术和设备面临一定挑战的问题。路线一：电制甲醇 路线二：生物质气化 路线三：绿氢耦合生物质 路线四：生物质制甲烷表7：绿色甲醇的制备方法路线一：电制甲醇 路线二：生物质气化 路线三：绿氢耦合生物质 路线四：生物质制甲烷技术路线

电解水制氢、可再生二氧化碳-甲醇

气化-合成气处理-甲醇

电解水制氢+生物质合成气/二氧化碳-甲醇

发酵-甲烷-甲烷重整-合成气压缩-甲醇生物质来源广泛生物质来源广泛生物质来源广泛;术成熟生物质来源广泛、热化学效率高、占地面积较小、技术成熟电解水技术成熟优势绿氢和二氧化碳的成本劣势较高

气化技术和设备面临一定挑战、生物质原料的供应受季节和气候影响

生物质原料的供应受季节源和绿氢的输配

生物质原料的供应受季节和气候影响;自然发酵过程缓慢;土地需求较大;废液废渣处理难度较大沼液和废渣的处理沼液和废渣的处理大型气化炉设备绿氢与可再生二氧化碳的输配技术难点路线一：电制甲醇电制甲醇主要以绿氢和可再生二氧化碳为原料。解水和二氧化碳捕获成本高昂，绿氢与可再生二氧化碳的输配问题也面临挑战。图15：电制甲醇流程示意图姚春德等《甲醇燃料的应用现状及其展望》路线二：生物质气化制甲醇生物质气化制甲醇技术是将生物质气化，然后通过变换和脱碳得到碳氢比一定的合成气来制备甲醇。我国拥有丰富的生物质资源，如秸秆、木屑、玉米芯、稻壳、稻草和城市固体废物等，可以高效利用这些生物质资源制造甲醇。该技术路线中的关键工艺是生物质气化技术，得到合成气后制取甲醇的技术原理与煤制甲醇类似，工艺路线已经成熟稳定，热化学效率较高，对土地的面积要求较低，但气化工艺和大型气化炉设备还存在技术挑战。图16：生物质气化制甲醇示意图姚春德等《甲醇燃料的应用现状及其展望》路线三：生物质耦合绿氢制甲醇路线三是以生物质为碳源与绿氢反应制备甲醇。路线二当中，碳氢比调整存在耗能反应（水煤气环节）并排放二氧化碳。在此基础上如果将电解水制备得到的氧气运用在生物质气化环节，将绿氢导入合成气以调整碳氢比例，则可以取消变换单元，简化甲醇制备的设备和流程。图17：生物质耦合绿氢制甲醇示意图姚春德等《甲醇燃料的应用现状及其展望》路线四：生物质制甲烷制甲醇路线四是用生物质发酵得到甲烷再制甲醇。（图18：生物质耦合绿氢制甲醇示意图姚春德等《甲醇燃料的应用现状及其展望》（二）绿色甲醇产业链：关注绿色甲醇生产商绿色甲醇产业链主要包括原料设备和生产制备、储存运输和应用三个环节。首先，从生物质和废物、工业点捕获以及直接空气捕获等来源获取二氧化碳；利用混合可再生能源（如太阳能和风能）通过电力制氢技术生产氢气，进而与CO₂合成绿色甲醇，并进行临时存储；通过船舶运输和存储设施实现物流配送，连接供应中心、物流环节和需求中心；然后，采用大规模分销和卡车分销方式将甲醇送达终端市场，用于交通运输燃料或化工原料等。图19：绿色甲醇产业链参考国际可再生能源署报告《InnovationOutlook:RenewableMethanol》自行绘制中国绿色甲醇的储存运输已形成多方式协同的成熟体系，依托标准化设施与跨区域通道，实现了从生产端到应用端的高效流通。储存环节以沿海港口为核心枢纽，上海港、天津港、大连港等已建成规模化仓储设施，且多数仓储设施通过ISCC国际认证，保障储存安全与可持续性。运输方面构建了北醇南运为主的跨区域网络，东北地区生产的绿色甲醇先通过铁路、公路运至大连、锦州等转运基地，再经海运发往南方沿海需求市场，形成陆路+海运的多式联运模式。图20：辽港集团绿色船中转储运中心 图21：醇氢重卡牵引车中国交通新闻网 哈密广播电视台中国绿色甲醇的应用已形成覆盖航运、交通、化工三大核心领域的多元化格局，依托技术成熟度与政策支持，正从试点示范迈向规模化落地。航运领域是当前核心应用场景，国内首艘7500吨级甲醇加注船大庆268下水，搭配自主研制的大缸径双燃料船用发动机，构建起船舶-加注-动力完整应用链条；道路交通领域，吉利醇氢电动轿车、重卡等全系列车型累计运营超5万辆，全国已建成900余座甲醇加注站，在矿山、物流等场景实现排放降低90%以上的显著效益；化工领域则通过替代传统煤制甲醇作为烯烃、甲醛等产品原料，宝丰能源等企业借助绿氢替代技术实现甲醇碳足迹下降70%。图22：大庆268在舟山启帆船厂顺利下水 图23：液态阳光醇氢电动车浙江省海洋经济发展厅官网 中国汽车报按照产业链的三个环节划分，上游（原料、技术与核心设备）涉及公司主要有金风科技（002202.SZ）、隆基绿能（601012.SH）、阳光电源（300274.SZ）等；中（S（S中国天楹（000035.SZ）等；下游（应用与终端市场）涉及公司主要有中远海控产业链 涉及公司 相关业务（601919.SH）、东方盛虹（000301.SZ）等。表8：绿色甲醇产业链A股上市公司梳理产业链 涉及公司 相关业务金风科技（002202.SZ）

依托风电资源，通过风电制氢技术生产绿氢，并配套生物质气化设备，为绿色甲醇提供原料上游（原料、技术与核心设备）

利用光伏发电耦合电解水制氢，布局绿氢供应链，并参与江苏连云港绿隆基绿能（601012.SH）色甲醇项目阳光电源（利用光伏发电耦合电解水制氢，布局绿氢供应链，并参与江苏连云港绿隆基绿能（601012.SH）色甲醇项目中泰股份（300435.SZ） 提供空分、氢气液化及提纯设备，保障绿氢供应环节中游（绿色甲醇生产）

嘉泽新能（002911.SZ）（000035.SZ）

深度参与黑龙江鸡西80亿元绿氢醇航油化工联产项目，项目建成后可4515126亿美元（43.8亿人民币）100甲醇生产基地202620100万吨电制甲醇供货能力吉电股份（000875.SZ）

建设大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目，持续开发绿色甲醇、绿色航煤中远海控（中远海控（601919.SH）推动甲醇动力船舶建造与燃料采购，与金风科技等供应商签署协议下游（应用与终端市场）10万吨/年“二氧化碳制绿色甲醇”的产业链东方盛虹（000301.SZ）20250910金风科技关于签署投资开发协议并开展申报工作的公告；无锡市人民政府官网（隆基绿能）；氢能观察官网（阳光电源（中泰股份（嘉泽新能中国天楹投资者关系公告；吉电股份2025年半年报，中远海控2025年半年报，东方盛虹2024年报三、建议关注（一）吉电股份2018布局氢能制-储-运-加-用全产业链。预计到2030年公司氢基绿色能源产品总规模将达到年产162万吨绿氨、80万吨绿色甲醇和30万吨绿色航煤。根据公司官网，未来公司规划在吉林打造氢能两大基地、一条走廊，在江苏盐城推进海上风电制氢等创新路径落地，在新疆打造西北边疆区域氢能大基地和贸易示范区，实现氢能与相关产业融合发展。表9：公司在制氢领域已与多方签订协议签订对象签订时间协议名称白城市能源局、新疆金风科技、中国船舶重工业集团公司第七一八研究所2019.07《白城市风能制氢一体化项目战略合作协议》国家电投氢能公司2020.12《战略合作框架协议》中韩(长春)国际合作示范区管理委员会2021.04《关于国家电投长春氢能产业基地项目合作协议书》湖北东湖实验室、通达电磁能股份有限公司2023.03《规模化离网直流制氢创新示范项目合作协议》长春绿动氢能科技2023.03《大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目PEM制氢设备供货合同》盐城市大丰区人民政府2023.04《氢能产业项目投资战略合作框架协议》中远海运大连投资2023.09《氢基绿色能源全程物流合作协议》公司投资公告，公司官网探索绿氢消纳绿电、绿氨消纳绿氢新模式。绿氨是指通过风能、太阳能等可再生能源发电所产生的绿电电解水产生氢气，再由空气中的氮气和氢气合成氨。由于氢气储运难、安全性差，公司大安风光制绿氢合成氨一体化示采范用项新目能源发电、电解水制氢与合成氨工艺，将氢以氨的形式进行储存，使得氢能实现跨时间调节、跨区域配置和跨品种耦合，有利于进一步促进规模性新能源消纳。图24：绿氢制氨产业链中国氢能联盟（二）佛燃能源绿色甲公司所处珠三角区位优势明显，并拥有大型石化仓储基地和石化码头的资源，已开展成品油、燃料油、甲醇、生物柴油等能源化工产品为主的供应链业务。公司开展绿色甲醇项目可发挥现有产业资源互补和协同效应，同时可快速融入全球绿色船用燃料供应链体系，进一步增强公司整体竞争优势，促进公司长期可持续发展。20241001002025年月VENEX5.39100%5万吨/2025年10VENEX6.220（一期）表10：佛燃能源绿色甲醇项目项目所在地项目产能投资金额盈利预测项目状态内蒙古易高煤化工厂30万吨5.38亿元收购净利润1.5-2.0亿元已开发加注合作伙伴佛山三水绿色甲醇项目一期20万吨（规划产能30万吨）20.58亿元年均税后利润2.7亿元正在开发中的加注服务2025-07-01关于完成设立广东臻为绿源投资有限公司暨关联交易的进展公告，2025-10-16关于向子公司及参股公司增资暨关联交易的公告（三）金风科技202350122024年4月18日，金风科技兴安盟风电耦合制50万吨绿色甲醇项目开工仪式在内蒙古兴安盟举行，项目采用生物质耦合绿氢的技术路线，主要建设生物质发电装置、绿色甲醇合成装置等主要生产线及配套公辅工程。2024年9月10日，金风科技二氧化碳加绿氢制1