绿色燃料或带动中国生物质与绿电重估

华泰证券2026年10月25日|中国内地深度研究生物质资源或成就国内企业在该产业链中长期处于优势地位。根据我们测算，2030年全国绿氢需求可能超600万吨，生物质需求可能接近3亿吨的可再生&绿色燃料是能源转型的重要抓手，30%减排需求难以通过电气化解决。地缘政治风险或影响全球化石能源供应；我国2025年原油/天然气和甲醇对外依存度高达73%/40%和13%,而绿色燃料生产可依托国内风光、生以2026年10月23日的化石能源价格测算，生物天然气在国内多地成本倒潜力，SAF尚需要更高碳价支撑经济性。考虑到化工行业2027年才纳入全前欧盟碳价(80-90欧元/吨)或已带动BtL甲醇在部分地区具有一定程度上成本为传统航煤的2.7-6.3倍，短期仍需依赖强制掺混政策驱动。在以欧洲为代表(不包括天然气资源充足的美国和中东)的国家气价大幅上行后，绿氨平价考虑碳排放成本已经不再遥远，绿电成本持续下降带来长期降本空间，最终支持PtL的绿色甲醇和SAF放量。资源的充裕性。考虑BtL技术路线在多数情况下成本低于PtL,且部分绿色燃料(例如绿色乙醇)目前PtL的示范项目尚未大规模落地，生物质还是大多数绿色燃料的主要碳氢来源。根据我们测算，2030年绿色燃料所需绿氢可能超过650万吨(对应绿电近4000亿度，占2025年风光发电量的17%),超出“十五五”规划的200万吨和2026年10月风能大会《北京倡议》的400万吨目标。2030年中国绿色燃料对应的生物质需求接近2.5亿吨，接近全国可利用秸秆上限约3亿吨，我们认为生物质资源重估在即。投资结论煤气(易高)、佛燃能源和电投绿能。相关公司还包括嘉泽新能、复洁科技、展带来对上游绿电和生物质的刚需。看好新能源发电公司的消纳与价格改增持(维持)研究员研究员研究员研究员 股票代码(当地币种)电投绿能绿色燃料发展的驱动力：从低碳转型到能源安全 3可再生燃料&绿色燃料：近30%减排需求难以通过电气化解决 3化石能源供应波动，绿色燃料发展机遇进一步显现 5绿色燃料：多元技术路线共同推动产业化进程 7六类绿色燃料应用领域各异，目前国内产能仍主要面向海外需求 7未来5-10年绿色燃料加速放量，政策与经济性决定增长节奏 8绿色燃料平价之路：生物基(BtL)vs电基(PtL) 绿色燃料的碳源和氢源相似，亦可互相转化 绿氢及生物质构成绿色燃料成本主要来源，不同技术路线成本存在差异 化石能源涨价、碳价上行与绿电降本三条路径推进绿色燃料平价 绿色燃料或带来生物质及绿电供需的量变与质变 绿色燃料或带动我国绿电与生物质需求超预期 风险提示 17绿色非电燃料的发展动力正由单一减碳目标向绿色转型与能源保障双重需求逻辑演进。20世纪末以来，随着1992年《联合国气候变化框架公约》及1997年《京都议定书》的出台，全球气候治理体系逐步建立，欧美等发达国家通过可再生能源政策推动生物燃料、绿色甲期氢能及绿色燃料政策定位进一步提升：氢能由“十四五”时期以技术攻关和示范应用为主，逐步进入规模化产业发展阶段；绿色燃料则由此前的品种布局进一步形成绿色燃料产业体系。与此同时，俄乌冲突、红海危机等地缘政治冲突频发，化石能源的全球化流通并非完全畅通.传统能源价格易涨难跌。中国化石能源进口依存度较高.凭借国内绿电成本的优势和丰富的生物质/再生资源基础.发展绿色非电燃料有望在进一步深化“双碳”战略可再生燃料&绿色燃料：近30%减排需求难以通过电气化解决可再生燃料&绿色燃料是能源转型的重要抓手，近30%减排需求难以通过电气化解决。电力部门可通过新能源发电逐步替代煤炭、天然气等化石能源发电，同时交通、供热及部分航空、航运及化工等行业受能量密度、续航能力及生产工艺等因素制约，直接电气化难度较高，构成典型的“难脱碳”领域，2023年，其能源消费约占全球总量的29放约占全球总量的27%。因此，绿色燃料并非简单替代绿电，而是将可再生能源进一步转化为绿色燃料这类可储运、可直接利用的低碳能源载体，从而补充电气化路径难以覆盖的图表1:2023年难脱碳工业部门占全球各部门能源总消费的29%各部门能源消费■道路重型卡车航运■非难脱碳工业部门道路重型卡车3%3%航运3%资料来源：IRENA,华泰研究图表2:2023年难脱碳工业部门占全球各部门二氧化碳排放的27%■道路重型卡车■非难脱碳工业部门道路重型卡车5%3%7%4%资料来源：IRENA,华泰研究国际定义下.可再生燃料是以生物质、可再生电力等可再生能源为基础生产的燃料。在欧质为原料加工制成的燃料.按其常温物理形态不同可以进一步划分为气态生物燃料、液体生物燃料(包括生物柴油和可持续航空燃料等)和固态生物燃料；2)非生物燃料(Renewable制取绿氢，再与捕集的二氧化碳或氮气合成电制甲烷、电制甲醇等。华泰证券公用环保华泰证券两类绿色燃料在以欧盟为代表的减排框架下有所不同：以绿色甲醇为例，生物质甲醇在欧非生物来源燃料);电制甲醇并非只是一种绿色甲醇，而是被作为RFNBO受到单列配额、Directive(EU)2018/2001)及其修订版REDⅢ,在法律层面为非生物来源可再生燃料 (RFNBO)设定了明确的强制使用目标——根据要求到2030年：交通部门最终能源消费中RFNBO占比需达到至少1%,并与先进生物燃料共同构成至少5.5%的低碳燃料份额；工业领域氢气消费中来自RFNBO的比例需在2030年达到42%,2035年进一步提高至60%。FuelEUMaritime在2025-2033年底对RFNBO设置2倍合规奖励系数；2031年行业RFNBO占比若低于1%,则2034年起触发2%的RFNBO强制保底子目标(供给风险情形生物燃料电制氨电制汽油绿氢(电制氢)电制甲烷醇类注：欧盟定义可持续燃料包括可再生燃料和低碳燃料，低碳燃料可以分为基于低碳氩(蓝氢、粉氢)制成的合成低碳燃料、基于化石废弃物合成的回收碳燃料；图中列举的为各类型燃料的代表品种相较于国际定义强调能源的来源属性，中国更强调能源的结果属性，并采用绿色燃料作为主要的产业概念。2026年8月，国家能源局等在《中国绿色燃料发展报告》中指出，绿色燃料是指以绿色甲醇、绿色合成氨、绿色航空燃料、生物燃料乙醇、生物柴油和生物天然气等为代表，在全生命周期中符合生态环境保护要求、碳排放较低的燃料。根据报告，截至2025年底中国已建成绿色燃料产能合计约800万吨/年油当量，相关产业已初具规模。主要分为生物甲醇和电制甲醇：生物甲醇主要以秸秆、林业废弃物等生物质或生物天然气为原料，通过气化、主要分为生物甲醇和电制甲醇：生物甲醇主要以秸秆、林业废弃物等生物质或生物天然气为原料，通过气化、重整等方式得到合成气后合成甲醇；电制甲醇则主要利用风光等可再生电力制取绿氢，再与生物源或捕集的二氧化碳合成甲醇；此外，还存在“生物质气化+绿氢”的耦合路线利用风电、光伏等可再生电力电解水制取绿氢，再将绿氢与空气分离得到的氮气合成绿氨。主要分为生物航空燃料和电制航空燃料(即e-SAF):生物航空燃料主要利用废弃油脂、生物质、生物乙醇等可再生或废弃原料生产，其中当前最成熟的是废弃油脂经HEFA加氢生产SAF,也包括费托合成(FT)、醇制航煤(AtJ)等路线；电制SAF则主要利用绿氢和二氧化碳合成航空燃料主要分为传统燃料乙醇和纤维素燃料乙醇：传统燃料乙醇主要以玉米、木薯等淀粉质原料或甘蔗等糖质原料，经糖化、发酵生产；纤维素燃料乙醇主要以秸秆等木质纤维素生物质为原料，通过预处理、水解和发酵生产；此外，以微藻为原料的三代乙醇生成工艺也正在产业化探索中主要分为一代生物柴油FAME和二代生物柴油HVO:FAME主要以废弃食用油、植物油、动物油脂等为原料，通过酯交换反应生产脂肪酸甲酯；HVO主要以类似油脂为原料，通过脱氧加氢生产烃基生物柴油通常以畜禽粪污、秸秆、餐厨垃圾等有机废弃物为原料，经厌氧发酵产生沼气，再经过脱硫、脱碳和净化提纯得到以甲烷为主要成分的生物天然气绿色航空燃料资料来源：国家能源局，中国绿色燃料发展报告，华泰研究地缘政治风险或影响红海、霍尔木兹海峡等重要能源运输通道，直接2022年俄乌冲突爆发导致国际能源价格大幅波动，IEA将其2023年11月，也门胡塞武装袭击红海船舶，直接导致部分油气运输无法经红海通行绕行好望角；据EIA《FewertankerstransittheRedSeain2024》,测算该事件导致2024年前8个月经曼德海峡运输的原油及石油产品较此前下降超过50%。2026年2月底，中东冲突海峡运输的石油降幅约77%,LNG流量降幅超90%。图表5:受地缘政治风险影响航运路线变更运输时间增长图表7:2022年3月俄乌冲突爆发后Brent原油现货价格上涨资料来源：EIA图表7:2022年3月俄乌冲突爆发后Brent原油现货价格上涨图表6:2026年2季度经霍尔木兹海峡运输石油、LNG总量下降■霍尔木兹海峡油品总流量(百万桶/日)■原油及凝析油(百万桶/日)■原油及凝析油(百万桶/日)■石油产品(百万桶/日)■LNG(十亿立方英尺/日)资料来源：EIA,华泰研究地缘政治风险导致能源价格易涨难跌。EIA数据显示，2022年2月俄乌冲突升级后，国际油气价格快速上涨，Brent原油现货价格由冲突升级前的99.29美元/桶升至2022年3月8日的133.18美元/桶，涨幅约34%。2023年年底红海危机发生后，经红海航线的成品油油轮运价于2023年12月环比平均上涨20%;2026年2月底霍尔木兹海峡受到扰动后，Brent原油现货价格由2026年2月27日的71.32美元/桶升至3月31日的116.3美元/桶，涨幅为63%;欧洲TTF和东亚JKM天然气价格较关闭前分别上涨35%和51%。(美元/桶)资料来源：EIA,华泰研究图表8:红海危机后，油轮运价于2023年12月上涨新加坡至东方市场地中海至西北欧西北欧至美国东海岸-一地中海区域内运输中东至远东公用环保图表9:2026年2月霍尔木兹海峡受扰后原油价格上涨图表10:2026年2月霍尔木兹海峡受扰天然气价格上涨家能源局信息，我国2025年原油、天然气、甲醇对外依存度分别为73%、40%和13%。路透社报道2026年9月以来美伊冲突再度反复，对我国的能源安全有持续的负面影响。相较依赖海外进口及跨境运输的传统化石能源，绿色燃料可依托国内风光、生物质等资源生产，有利于提高能源自给能力、降低国际运输通道扰动影响，■■对外依存度天然气甲醇资料来源：国家能源局，中国氢能联盟，MethanolInstitute,华泰研究图表12:受能源运输影响，2026年6月我国原油进口量环比下降(美元/桶)0Aviation》)、燃料碳排放强度要求(如欧盟《FuelEUMaritime》)技术成熟度及相对传统燃料的经济性，将共同决定不同绿色燃料的放量节奏与市场空六类绿色燃料应用场景分化，下游需求结构各异。从应用端看，绿色甲醇、绿氨主要面向是航空业实现深度脱碳的重要替代燃料。生物燃料乙醇、生物柴油和生物天然气则更多应用于陆路交通，其中生物燃料乙醇主要用于乙醇汽油调合，生物柴油兼具车用、工程机械及船用燃料属性，生物天然气可依托现有天然气基础设施应用于公交、重卡、城市燃气等绿色燃料主要应用领域航运、陆路交通、化工原料、工业供热绿色合成氨航运、化工原料/化肥、发电/调峰SAF/绿色航空燃料生物燃料乙醇陆路交通、船舶燃料、绿色航空燃料制造原料生物柴油陆路交通、工程机械、航运、发电/应急发电资料来源：中国绿色燃料发展报告，华泰研究醇主要应用于航运、陆路交通及化工等领域，绿色合成氨则可用于化电调峰。根据国家能源局《中国绿色燃料发展报告(2026)》,目前两类燃料整体仍处于产业化初期，截至2025年底我国绿色甲醇、绿色合成氨产能分别约为38、70万吨/年。其中航运端商业化进度相对领先，2025年我国船用绿色甲醇加注量超过1万吨，大连港完成全球首次船用绿色合成氨燃料加注。海外方面存在减碳要求，更加利好船用绿色燃料需求增长，欧盟《FuelEUMaritime》自2025年起要求船舶使用能源的全生命周期温室气体强度较2020年基准下降2%,预计2030年、2035年将分别下降6%、14.5%。生物燃料乙醇、生物柴油及生物天然气应用相对成熟，现阶段需求仍以陆路交形成较完善的储运和加注体系；生物柴油主要用于交通运输车辆、工程机械，2025年我国B24生物柴油船用加注量约15万吨；生物天然气则以CNG、LNG形式应用于公交、重卡和物流车，同时依托天然气管网进入城市燃气、工业锅炉及发电等领域。海外市场方面，部分国家已通过强制掺混政策形成生物燃料乙醇刚性需求，例如巴西实行全国统一的汽油乙醇强制掺混制度，2025年8月起普通汽油中无水乙醇强制掺混比例提高至30%,2026年8月更是进一步临时提高至32%。空领域，是航空业在中长期难以全面电气化背景下实现深度减排的重要替代燃料。根据国家能源局《中国绿色燃料发展报告(2026)》,截至2025年底我国绿色航空燃料产能已达到约170万吨/年，但国内消费市场仍处培育阶段，国内产品仍主要面向国际市场出口。海Aviation》要求自2025年起，欧盟机场航空燃料供应中SAF占比至少达到2%,预计2030年提升至6%;英国SAFMandate同样要求SAF占航空燃料需求的2%,预计2030年提升至10%。其中e-SAF掺混子目标逐步，2050年升至35%,挤占生物航煤份额。77酯类和脂肪酸加氢(UCO)、动物脂肪、植物油(棕榈、大豆等)等。原料基础较广，包括任何能发酵产醇(乙醇或异丁醇)的生物质FT的原料适应性极广，生物质、城市固第一步，加氢脱氧：油脂在加氢催化剂(如硫化态NiMo)和氢气作用下，断开甘油骨架、脱除分子中的氧(以水、CO和CO₂形式排出),生成与脂第二步，加氢异构与选择性裂化：脱氧得到的直链烷烃凝点过高，通过异构化引入支链以降低凝点、通过裂化后分馏切割出SAF、可再生柴油和石第一步，脱水：醇在催化剂上脱去水分子，生成对应的小分子烯烃(乙醇→乙烯，异丁醇→异丁烯)。第二步，齐聚：小分子烯烃在催化剂作用下聚合，把C2-C4的小分子拼接成落在喷气燃料碳数范围(约C8-C16)的较大烯烃，这是ATJ的技术核心与难点，需要精确控制聚合度和支链结构以满足燃料物性。第三步，加氢：将烯烃加氢饱和为稳定烷烃，再分馏得到SAF。第一步，气化：固体或气体原料被转第二步，气体净化与调比：除去焦油、硫、颗粒等杂质，并把CO和H₂比例调整到费托反应所需值。第三步，费托合成：净化后的合成气应，把单碳的CO逐步聚合成从甲烷到第四步，加氢裂化与异构精炼：把产物(尤其是费托蜡)裂化、异构成喷第一步，电解制氢：用可再生电力电解水，产出绿氢。第二步，碳捕集：从工业尾气或直接空气捕集获取CO₂作为碳源。第三步，逆水煤气变换(RWGS)或到合成气；部分技术路线也通过高温第四步，费托合成与精炼：与FT-成、加氢裂化、异构精炼得到SAF原料铁络技术感熟成熟原料乙醇来源广泛，尤其适合乙醇资源丰富的地区发酵和加氢成熟，难点在齐聚环节的选T气化和气体净化对杂质敏感，工程复杂原料来源最广，摆脱土地和生物质资源限制，仅需绿电逆水煤气变换三道尚未规模化的新环节，成熟度最低；但产出质量高HEFA路线占当下SAF总投产规模的80%,已接近成本曲线底部，几乎无降本空间刚跨过商业化门槛，处于产能爬坡起点由于资本开支高、技术未定型，仍停在刚跨过商业化门槛，处于产能爬坡起点经济性(当煎价格、降本空间》_----1800-2800美元/吨1200-2500美元/吨预计2050年成本将减少33%预计2050年成本将减少33%仍处示范阶段，但被认为是可持续发展路线4400-5500美元/吨预计成本能够减少50~60%,与其他途径持平注：红色表示能力相对较弱，浅蓝色表示能力中性，深蓝色表示能力相对较强；参见我们于2026年10月发表的报告《航空减碳有望驱动UCO稀缺增值》资料来源：EnergySolutionsIntelligence,牛津能源研究所，EASA,EnergyCapitalVentures,华泰研究预测免责声明和披露以及分析师声明是报告的一部分，请务必一起阅读。8《AgriculturalOutlook2026-2035》数据，到2035年全球燃料乙醇和生物质基柴油产量预计分别达到1625亿升和990亿升，已形成较为成熟的大规模产业体系。国内方面，隆众资讯预计，2026-2030年国内乙醇及燃料乙醇合计新增产能约427万吨，同时燃料乙醇暂无新增投产计划。生物柴油方面，上海石油天然气交易中心行业分析预计，到2030年我国生物柴油产能有望达到约1000万吨/年。相比绿醇、绿氨和SAF,乙醇及生物柴油当前产业规模更大、产业链更成熟，但未来增量更多取决于掺混政策及交通、航运端需求释生物天然气在欧洲及中国均具备较明确的中长期扩张空间。根据EuropeanBiogas架下提出，到2030年生物天然气年产能将达到350亿立方米，较当前水平仍有较大提升空到2030年生物天然气年产量目标为超过200亿立方米。1500万吨1625亿升生物柴油资料来源：IRENA,中国氢能联盟，Met公用环保以2026年10月23日能源价格(详见我们后文的测算，图表20-25)为代表，六类绿色燃1)生物天然气成本已低于其传统对标品，是最容易实现平价的品种；2)即便不考虑碳排放问题，以绿氨为代表的绿色化工或在部分地区成本已低于传统路线，得益于近期的化石能源价格上涨，平价难度次之；以亚洲和欧洲为代表(不包括天然气资源充足的美国和中东)的国家气价大幅上行后，绿氨平价不再遥远；3)绿色甲醇和生物柴油平价难度较高，但当前欧盟碳价(80-90欧元/吨)或已带动生物质短期仍需依赖强制掺混政策驱动。源、生活源或空气捕集)、氮气等结合生产e-甲醇(在欧盟框架下被归类为RFNBO,可再和绿氨。生物质和部分再生资源则可同时提供碳源和氢源，通过发酵、气化、热解及酯化等路径制取生物天然气、生物乙醇、生物甲醇、SAF和中间原料进一步转化，如绿色甲醇和绿色乙醇可经脱水、异构等步骤制SAF。图表16:主要绿色燃料的技术路线与转化关系醉水解发酵绿色乙畴(电创乙醇)厌氧发酵裂化+深度异构资料来源：国际氢能委员会，《绿氢耦合现代煤化工发展路径研究》(王明华，2023),中国绿氢产业发展路线图，ICAO,IATA,华泰研究化石基再生固度(虚抢胎/塑料等)农林生物质(徘轩1木质/奥便等)绿甲醇(电制甲醇)参考我们2026年4月的报告《算电协同/绿电直连：Al时代的“绿色石油”》,考虑到欧盟对我国绿电的认可性，高比例减排的绿氢需要实现较高比例的绿电直连，配储比例不低。即便在内蒙为代表的风光资源大省中，要明显实现低于0.35元/度的自发自用电价(包括基础电费、输配电价等分摊)并不太常见，需要非常优质的风资源与可调的电解槽工艺相互配合。只有当风光储高比例自供电的用户侧度电成本可以下降至0.3元/度(不能单纯考虑发电侧)以下，绿氢成本有望明显低于20元/kg。按全部容量按全部需量量缴纳量缴纳自发电成本自发电成本自发电成本系统运行费注：第三监管周期开始输配电价中包括居民农业基期的交叉补贴，所以对于按1192号文容(需)量缴纳输配电费的用户来说已经在基础电费中缴纳了交叉补贴，电量电价中我们就没有重复计算。按照目前的欧盟碳价预测，在0.35元/度的电价下绿氢生产端几乎平价。根据绿氢单位耗电约50-60度/kg,固定成本约4000-5000元/t;根据张轩、樊昕晔2022年5月发布的《氢能供应链成本分析及建议》以及目前中国北方(以内蒙古为代表)的化石能源价格，我们测算煤制氢和天然气制氢基准成本分别约12和情况下，绿电价格下降至约0.15元/度和0.16元/度时，绿氢可分别与煤制氢和天然气制氢实现成本平价。若电价高达0.35元/度，则需要通过434和900人民币元/tCO₂。根据2026年8月Enerdata的最新预测，2030-40年欧盟碳价均值约100-180欧元/吨1——欧洲碳价几乎已经支持绿氢生产端平价。(元/kg)(元/kg)传统路线碳排放9对应碳价(人民币元/tCO₂)资料来源：张轩、樊昕晔2022年5月发布的《氢能供应链成本分析及建议》,上海石油天然气交易中心，中国绿氢产业发展路线图，华泰研究测算电基绿色燃料(非生物燃料，RFNBO)的成本与绿氢成本相关性显著。根据华泰证券2024年4月化工团队报告《绿氢：化工重要血液，未来空间广阔》,生产1t绿氨需要消耗0.18t绿氢；根据华泰证券2026年3月电新团队报告《氢能2026展望——国内外政策拐点之年》,“是否用了生物质”,而是分子中碳、氢各自的来源：例如秸秆气化补氢属“生物基+绿氢”混合路线，严格口径下不宜直接归入电基燃料e-fuel。¹/publicationslexecutive-briefing/eu-ets-reform-carbon-market-industrial-competi仍来自甲醇、乙醇或废弃油脂UCO等，绿氢并非路线成立的必要条件(即便使用灰氢，也一代生物柴油(FAME)和生物天然气的主流生成路线则几乎都不依赖外部绿氢，平价主要取决于生物质原材料价格与其他成本(运营、折旧、副产物价值等)下降的速度。(纵轴)氢源自电解水厌氧发酵制沼气(生物天然气)糖化-发酵制乙醇(粮基/纤维素)酯交换制FAME生物柴油加氢脱氧HEFA→HVO/SAF(油脂加氢)〔实际无主流路线〕尚处实验室阶段合成气(生物质气化)电解水制绿氢+捕集CO₂CO₂+3H₂→CH₃OH(电甲醇)CH₃OH→MtJ航煤CO₂电催化还原制CO/甲酸与绿氢耦合制甲醇/乙醇转化路径(横轴)→废弃物以秸秆中的木质纤维素等为主，可用于生物质气化制甲醇、纤维素乙醇和生物质费托合成FT-SAF;油脂类原料主要包括废弃食用油(UCO)、动物油脂，可用于制生物柴油然气。不同绿色燃料对应的生物质形态和转化路线差异较大，因此生物质价格、储运半径等都会直接影响最终成本。例如传统意义上废轮胎和塑料有自己的再生回收路径，随着绿色燃料需求和价格上涨，主流技术路线的生物质供不应求，含碳、氢元素的非传统物料未图表20:生物质基技术路线成本比较(参照2026年10月23日价格)(元/kg)■绿色成本■化石成本(不含碳价)资料来源：牛津能源研究所，BNEF,Enerdata,,华泰研究图表21:电基燃料的成本比较(参照2026年10月23日价格)■绿色成本□化石成本(不含碳价)资料来源：RIM,Enerdata,宝丰能源公告，华泰研究传统甲醇、合成氨、航煤、乙醇、柴油及天然气等产品成本均不同程度受煤炭、天然气、原油等化石能源价格影响，同时其生产及使用环节产生的碳排放将随碳价提升进一步增加其对应传统路线成本将逐步抬升，并在一定价格水平下与绿色燃料实现平价。六类绿色燃料各技术路线实现成本平价时所需的化石能源价格、碳价水平，以及绿电或生物质原料需(含碳价)碳价；元/kg)甲醇甲醇电制e-甲醇甲醇电制e-甲醇元/立方米气电制绿氨电制绿氨元/立方米气美元/桶原油美元/桶原油美元/桶原油美元/桶原油美元/桶原油柴油原油制柴油美元/桶原油原油制柴油美元/桶原油考虑欧盟10月23日EUA碳价(约合人民币648元),生物质制甲醇和FAME已经倒挂(含碳价)碳价；元/kg)甲醇甲醇电制e-甲醇甲醇电制e-甲醇元/立方米气电制绿氨电制绿氨元/立方米气美元/桶原油美元/桶原油美元/桶原油美元/桶原油美元/桶原油柴油原油制柴油美元/桶原油原油制柴油美元/桶原油资料来源：IEA,EIA,BNEF,中石油，Wind,中国石油天然气交易中心，中国原油综合到岸价格指数，生物天然气(沼气提纯等技术路线)不需要额外碳排放效益就已经在国内很多区域具备经济性，其余绿色燃料或多或少都需要额外绿色溢价支撑，若该化工产品全生命周期的碳排固定当前的化石能源价格作为参数，我们测算碳价上涨对六类绿色燃料各技术路线实现成本平价的影响，结果如下图所示，平价难度最高的依然是SAF,在当前的化石能源价格背景下和欧洲碳价下，一代生物柴油FAME、绿色甲醇和绿氨成本优势已经开始显现。(不含碳价)甲醇电制e-甲醇甲醇电制e-甲醇电制绿氨电制绿氨乙醇电制乙醇柴油原油制柴油1柴油原油制柴油甲醇乙醇纤维素(2G)乙醇乙醇/非生物燃料的主要成本来自绿氢，我们测算这些绿色燃料在当前化石能源和碳价基础上，平价所需绿电的成本如下。事实上，考虑目前欧盟的碳价，假设传统甲醇和合成氨全生命周期的碳排放均需缴纳碳税在0.35元的电价下目前仅电制SAF无法平价。图表25:平价所需绿电电价与相比基准电价的降幅(不考虑碳价)平价绿电价较基准0.35元/度需下降(右轴)20%电制绿氨电制绿氨PtLe-SAF0.40——较基准0.35元/度需下降(右轴)电制e-甲醇电制绿氨电制绿氨PtLe-SAF资料来源：国家能源局，Wind,RIM,中国石油天然气交易中心，华泰研究测算资料来源：EIA,中国原油综合到岸价格指数，EPA,UEDA,华泰研究测算绿色燃料的本质是将绿电与生物质转化为可储运的分子，其规模化放量将从需求端拉动绿电与生物质两类上游资源。本章按2030年中国绿色燃料的需求与产能两种口径，测算其对绿氢、绿电与生物质的需求量，并与国内资源天花板对照，以判断各类技术路线的绿色燃如前文所述，绿氢、二氧化碳和生物质是绿色燃料生产的主要原料来源，绿色燃料需求增长有望同步带动上游绿氢及生物质需求(暂不考虑捕集的技术难度，二氧化碳的存量远高于绿色燃料的需求)。生物柴油产能2025年底国内已达300万吨(国家能源局发布的《中国绿色燃料发展报告(2026)》),结合中国石化经济技术研究院预测的2030年1000万吨产能2,我们保守估计2030年中国生物柴油产能可能在500-1000万吨之间。按照90%和85%的FAME(一代)和HVO(二代)得率，500万吨生物柴油产能需要约600万吨的UCO,这已经远超过了亚太目前的UCO供给(详见我们2026年10月的报告《航空减碳有望驱为了便于计算绿色燃料对上游生物质原料的需求，我们简单假设：生物柴油的原料都来自UCO,BtL-SAF的原料来自其他类型的生物质(例如秸秆等)。(万吨)(亿度)(万吨)(万吨)(万吨)(万吨)除生物乙醇和生物天然气外，其余绿色燃料(和氢合成，需要绿氢超过1000万吨，此时几乎不需要生物质补充碳源和氢源。实操层面，BtL技术路线在多数情况下成本低于PtL,所以PtL的占比为少数，且部分绿色燃料(例如绿色乙醇)目前PtL的示范项目尚未大规模落地，生物质还是主要的原料。根据我们最终测算，2030年绿色燃料所需绿氢可能超过600万吨(对应绿电接近4000亿度，接近2025年风光发电量的17%),超出“十五五”规划的200万吨3和2026年10月风能大会《北京倡议》的400万吨目标4;生物质需求可能接近2.5亿吨(农业农村部口径全国秸秆产生量约8.67亿吨、可收集量约7.33亿吨5)。然我国每年产生量超8亿吨，但剔除直接还林部分实际可利用量不足3亿吨，理论上2030年绿色燃料需求如果全部用BtL的技术路线已经接近资源天花板了。另外，3亿秸秆的资源量如果全部被生物燃料挤占，对目前的农业饲料和生物质发电行业都会产生较大的影响。类似的，畜禽粪便、林业生物质和生活垃圾都存在类似的问题，虽然生物质原料看似存量很大，含碳量短期可能不存在明显的瓶颈，但考虑到绿色燃料目前的渗透率很低，未来发展空间可能至少还有几倍的增长，对生物质原料的收集、储运、处理、和终端利用，可能都会产生深远的影响。最终，这些原料会产出什么样的产品，还是由盈利空间决定。我们观察到的典型案例例如：随着国补退坡，越来越多生物质发电已经开始转为供热，因为中2/h3https:/M/20260625/0ccfdc1674e84868b49480edf584eb5/202606250ccfdc1674e84868b4948029479c4fd4bbb6f42d3ce5bbca.pdf?zb4/energy/20261016/bbdd90feeb26461c95f543605/2026/01/20/ARTIwC3U0OOzUgZZJ312bTZA260120.shtml图表28:我国秸秆去向(以2024年为例，单位：亿吨)饲料化能源化基料化原料化肥料化1.01资料来源：农业农村部科学技术司，华泰研究注：详见我们2026年8月10日的报告《从“十五五”规划看电力消纳L型拐点》因为充沛所以低廉)的原材料决定了我国在绿色燃料产业链的竞争优势。但与日俱增的需年开始强制掺混SAF的航空法规依然带动我国UCO价格过去3年涨幅近一倍；全球层面以UCO为原料的HEFA技术工艺产能占比从2023年的100%下降至2030年的85%(IATA,详见我们2026年10月的报告《航空减碳有望驱动UCO稀缺增值》),根据我们测算UCO单价超过5000-6000元/吨后，FT等技术路线的经济性开始逐步显现。所以我们上述测算核心结论势、抢滩布局绿色甲醇、SAF和绿色氢氨醇的公司香港中华煤气(易高)、佛燃能源和电投绿色燃料的蓬勃发展带来对上游绿电和生物质的刚需。看好新能源发电公司的消纳与价格改善；生物质原料的价值重估因其供给受限可能更加明显，相关公司包括朗坤科技、山高市值(百万)(当地币种)(当地币种)电投绿能股票名称香港中华煤气佛燃能源电投绿能最新观点公司公布中期业绩：1H26营业额295.3亿港元(yoy+7.3%),税后经营利润47.5亿港元(yoy+18.8%),业务核心利润39.6亿港元(yoy+22.4%),归母净利36.4亿港元(yoy+22.8%),归母净利高于华泰预测上限(31亿港元),因绿色燃料业务盈利超预期、贡献税后经营利润5.4亿港元。香港8月煤气加价落地，内地燃气顺价持续推进、1H26价差同比+0.01元至0.55元/方。公司维持中期派息12港仙，我们预计全年派息维持35港仙，对应股息率约5.2%。考虑到绿色燃料盈利拐点兑现且订单能见度高、香港气量跌幅逐月收窄、派息政策稳健，我们维持“买入”评级。考虑到绿色燃料盈利上升，上调联营投资收益；我们将公司26-28年归母净利预测上调6.5%/4.1%3.9%至64.8/67.170.3亿港元(三年CAGR7.3%),核心利润67.9/70.2/73.4亿港元(三年CAGR7.0%),对应BPS3.18/3.19/3.21港元。维持26年2.5xPB、较历史3年均值(2.1x)溢价19%,目标价7.95港元，对应当前股价约17%上行空间，我们看好绿色燃料、可再生能源与延伸业务等增长型业务持续贡献增量利润，为公司长期派息夯实基础，维持“买入”评级。风险提示：绿色燃料价格回落或检修长于预期；香港煤气需求不及预期；内地天然气需求及接驳不及预期；IMO航运减排政策进一步延后。报告发布日期：2026年08月19日点击下载全文：香港中华煤气(3HK,买入):绿色燃料盈利拐点兑现佛燃能源发布三季报：Q3实现营收64.75亿元(yoy-20.69%,qoq-11.51%),归母净利1.96亿元(yoy+8.83%,qoq-20.53%),归母净利符合华泰预测区间(1.65-2.15亿元)。2026年Q1-Q3实现营收195.45亿元(yoy-16.84%),归母净利5.26亿元(yoy+7.40%),扣非净利5.44亿元(yoy+13.28%)。公司扣非增速连续两个季度高于归母增速，因国际气源合约差价收益(投资收益口径)同比减少，而主业毛利持续提升。9M26经营现金流净额13.65亿元(yoy+160.69%),现金流高增长验证盈利质量改善逻辑。维持“增持”评级。我们维持公司26-28年归母净利润为11.35/12.48/13.85亿元(三年复合增速为10.36%),对应EPS为0.87/0.96/1.07元。Wind一致预期下可比公司26年PE均值12x,公司26年预期股息率(4.89%)高于可比均值(3.64%),多元能源布局处于收获期，维持26年19×PE和目标价16.53风险提示：气源价格大幅上涨导致成本压力增加；国内燃气需求复苏不及预期；能源化工、绿色能源等新业务拓展不及预期；气价政策、行业监管等政策变动风险。报告发布日期：2026年10月20日电投绿能发布半年报，2026年H1实现营收64.12亿元(yoy-2.38%),归母净利4.04亿元(yoy-44.25%),扣非净利4.17亿元(yoy-40.95%)。其中Q2实现营收28.97亿元(yoy+3.17%,qoq-17.58%),归母净利1.30亿元(yoy+27.27%,qoq-52.50%),归母净利高于华泰预测上限(1.00亿元),因少数股东损益占比回落。绿电营收利润双降，装机量提升未显正向贡献，关注消纳改善与电价波动。绿氮出海、独立储能、保供煤电三大增量值得关注，或决定27-28年利润结构演化。公司拟派发中期DPS0.022元、分红率19.73%。维持“增持”评级。我们维持公司26-28年归母净利预测为5.56/6.09/6.65亿元(三年复合增速为8.89%),对应BPS4.86/4.96/5.08元。参考可比26年PB均值1.22x(Wind一致预期),给予公司26年1.22xPB,目标价为5.93元(前值7.13元，对应26年1.47xPB)。风险提示：新能源上网电价市场化下行超预期；限电率上升导致消纳不及预期；煤价反弹侵蚀煤电毛利；少数股东权益占比上升摊薄归母；白城二期、潍坊四期等在建项目进度不及预期。报告发布日期：2026年08月24日风险提示若主要经济体掺混比例上调节奏放缓或配额与罚款执行力度弱化，相关终端需求将低于预测算假设与实际情况偏差风险，绿色燃料的技术路线与产能、原料价格、国际贸易政策等因素会相互影响，各种比例测算并非一成不变。测算中对部分参数基于一系列关键假设，关键假设来源于历史情况和未来展望，现实情况与假设或存在偏差。我们上述测算的原料见；彼以往、现在或未来并无就其研究报告所提供的具体建议或券股份有限公司已具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格)。本报告所载资料是仅供接收人的严格保密资料。往表现并不能指引未来，未来回报并不能得到保证，并存在损失本金的可能。华泰证券不保证本报告所最新状态。华泰证券对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出华泰证券(华泰证券(美国)有限公司除外)不是FINRA的注册会员，其研究分析师亦没有注册为FINRA的研究或招揽。该等观点、建议并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，华泰证券及除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现，过往的业绩表现不应作为日后回报的预示。华泰证券不承诺也不保证任何预示的回报会得以实现，分析中所做的预测可能是基于相应的假设，任何假设的变化可能会显著影响所预测的回报。情况下，华泰证券可能会持有报告中提到的公司所发行的证券头寸并进行给因可得到、使用本报告的行为而使华泰证券违反或受制于当地法律研究所”,且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。华泰证券保留追究相关责任的权利。所有本