“我国二氧化碳制甲醇产业发展研究”之

　　我国二氧化碳制甲醇产业发展概况

　　杨宇翔 詹宇鹏

　　绿色甲醇作为液体能源载体，是全球能源转型与产业深度脱碳的重要路径，正受到全球广泛关注。我国“十五五”规划纲要明确提出要布局和发展“绿色氢氨醇”产业，推动绿氢产业链向绿色醇氨、可持续航空燃料延伸，标志着我国绿色甲醇正式从“技术研发”与“示范验证”阶段，上升到“战略性新兴产业”和“新质生产力”层面。

　　本文聚焦二氧化碳加氢合成绿色甲醇，通过“可再生能源发电-电解水制氢-二氧化碳合成甲醇”路径，将温室气体转化为清洁燃料或化工原料，不仅可有效实现碳资源的循环利用、促进可再生能源消纳，还有助于构建“电-氢-醇”协同能源体系，对推进我国“双碳”目标实现和培育新质生产力等方面均具有重要意义。同时，绿色甲醇产品在常温常压下易于储运，可依托我国现有较完备的化工品储运体系，实现“新能源就地消纳与化工产品外输应用”延伸发展。

　　一、甲醇的概念

　　甲醇兼具原料和能源双重属性，作为化工原料能够生产烯烃、芳烃及其他下游化工产品，可逐步实现对传统石油基产品的替代。目前全球超60%的甲醇通过甲醇制烯烃（MTO）方式生产甲醛、乙酸、甲基丙烯酸甲酯、乙烯和丙烯等化学品，其中甲醛占比最大，主要用于生产苯酚、脲、三聚氰胺甲醛和聚缩醛树脂以及丁二醇和二苯基甲烷二异氰酸酯（MDI）等产品，可进一步加工成为油漆、塑料、建材等百余种民生及工业产品。

　　甲醇作为可再生能源载体，相比压缩氢气、压缩天然气（CNG）、液化天然气（LNG）、氨、锂离子电池等具有显著优势。能量密度方面，甲醇的体积能量密度为15.8GJ/m3，相当于压缩氢气（700bar）的三倍、液氢的两倍，高于液氨的11.5GJ/m3。储氢密度方面，甲醇分子内直接脱氢的体积储氢密度为99kgH2/m3，蒸汽重整时的体积储氢密度高达148kgH2/m3，标准状态下1升甲醇蒸汽重整理论上可产生约1.66Nm3氢气，优于液氢、高压氢气和液氨。同时，甲醇常温常压下为液态，储运过程仅需将现有油气储运基础设施小幅改造即可适配，改造成本较低。另外，甲醇可基于甲醇制烃基燃料（MTHF）路线生产汽油和柴油，也可通过重整制氢（转化率>95%）或直接燃烧发电等方式作为储备能源进行利用。

　　表1 体积能量密度对比表

　　数据来源：根据公开资料整理。

　　表2 体积储氢密度对比表

　　数据来源：根据公开资料整理。

　　二、绿色甲醇的定义及分类

　　根据国际可再生能源署（IRENA）标准，可再生甲醇是指以可再生能源为原料和能源，全生命周期不额外排放二氧化碳，实现“零碳循环”的甲醇，主要包括生物甲醇和绿色甲醇两大类。

　　生物甲醇，是指以林业和农业废弃物及副产品、城市固体废弃物（MSW）、沼气等生物质为原料，经热解或气化方式制取合成气，再经催化合成制得的甲醇。生物甲醇生产过程中使用绿氢的称为绿色生物甲醇。

　　绿色甲醇，是指利用太阳能、风能等可再生能源发电获得的绿色电力电解水制取绿氢，耦合捕集纯化的二氧化碳制得的甲醇。其中，由太阳能转化而来的甲醇又被称为“液态阳光”。

　　此外，利用工业副产氢生产的甲醇，虽然碳排放强度显著低于传统煤制甲醇，但由于氢气来源并非完全可再生，通常被归类为“蓝色甲醇”。通过天然气重整制备的甲醇称为“灰色甲醇”，通过传统煤气化制备的甲醇称为“棕色甲醇”。

　　数据来源：国际可再生能源署（IRENA）。

　　图1 甲醇的主要生产路线图

　　三、技术现状

　　（一）二氧化碳加氢制甲醇技术

　　近年来，我国二氧化碳加氢合成绿色甲醇技术实现突破性进展。目前，我国二氧化碳捕集技术已形成覆盖燃烧后捕集、燃烧前捕集、富氧燃烧、直接空气捕集（DAC）及新兴前沿技术的完整技术谱系，技术成熟度从实验室研究到商业化应用均有布局。燃烧后化学吸收法技术成熟，捕集成本已降至300元/吨，高浓度气源（如油田伴生CO2、煤化工低温甲醇洗尾气）捕集成本可低至100元/吨。

　　表3 我国二氧化碳捕集技术进展情况

　　数据来源：中国石油和化学工业联合会。

　　电解水制绿氢领域，我国已形成碱性电解水（ALK）、质子交换膜电解水（PEM）、阴离子交换膜电解水（AEM）、固体氧化物电解水（SOEC）四大主流路线，以及碱液-PEM耦合、离网柔性制氢等集成创新模式。其中碱性电解水制氢技术已实现大规模工业化应用，全国可再生能源制氢建成产能超25万吨/年，在建产能超90万吨/年。我国电解槽产能已占全球60%以上，2025年国内出货量预计超1.5GW。随着技术成熟和成本下降，国产电解槽正加速出口中东、欧洲、东南亚等市场。预计到2030年，我国电解槽累计装机量将突破100GW。

　　表4 我国电解水制绿氢技术进展情况

　　数据来源：中国石油和化学工业联合会。

　　在二氧化碳加氢催化转化领域，我国已形成改性铜基、锌锆固溶体基、氧化铟基、尖晶石基及新兴复合结构等催化剂体系，技术成熟度从实验室研究到工业化应用全覆盖。国产改性铜基催化剂和锌锆固溶体基催化剂性能持续优化，工业化装置二氧化碳单程转化率可达25%~35%，甲醇选择性超过98%，催化剂寿命突破1000小时。

　　表5 我国二氧化碳加氢催化转化技术进展情况

　　数据来源：中国石油和化学工业联合会。

　　同时，国内科研机构与企业联合攻关的新型低温低压合成工艺（包括低温等离子技术、电还原技术等），能够有效降低反应能耗，突破传统高温高压工艺的能耗瓶颈。风光氢醇一体化全流程集成技术，能够实现可再生能源发电、电解水制氢、二氧化碳捕集与甲醇合成的系统耦合和智能化管控，进一步提升二氧化碳合成甲醇产业经济性。

　　（二）绿色甲醇储运加注技术

　　管道运输技术方面，国家管网集团完成在役成品油管道顺序输送甲醇技术工程化验证，采用“汽油-甲醇-汽油”批次输送模式，实现200公里在役管道甲醇密闭输送。同时，联合中国石油大学完成起伏管段甲醇与汽油顺序输送环道试验，攻克了复杂地形下混油界面演化的核心瓶颈。此外，管材与腐蚀防护、泵阀与密封装备、数字化与智能监测等关键技术也取得了重要突破。

　　甲醇加注技术方面，天津港等八大港口均已具备常态化绿色甲醇加注能力。其中，上海港累计加注量突破1万吨，服务国际航行船舶超20艘次。2025年9月，中国石化在天津港完成全国首单滚装船绿色甲醇岸基加注，采用“码头槽车对船”方式加注超300吨国产绿色甲醇。船舶加注是绿色甲醇进入国际航运市场的“最后一公里”，我国已自主建造多艘大型甲醇加注船，包括全球最大甲醇加注船“海港致远”轮。2026年3月，“建航利达”轮在青岛港完成全球首次“一船多供”绿色甲醇船对船（STS）加注作业，单次同时为两艘国际船舶加注超2500吨绿色甲醇。

　　港口仓储是绿色甲醇供应链的枢纽节点，我国正在形成“北方仓储中转、南方加注出口”的差异化布局。大连港已形成超45万m3临港甲醇资质储罐，年仓储转运能力200万吨。中集安瑞科湛江项目同步建设3万m3甲醇成品储罐及专用装卸泊位，形成“工厂-储罐-船舶”1小时高效物流圈。

　　四、产业发展现状

　　（一）全球产能发展态势

　　当前，全球绿色甲醇产业正处于从技术验证向规模化商业运营跨越的关键节点。从发展趋势看，绿色甲醇的产业格局呈现“亚洲主导产能、欧洲主导需求、中东主导资源”主要特征。从产能规模看，截至2025年底，全球已投产绿色甲醇产能约430万吨/年，其中欧洲占比48%，亚太占比32%，北美和中东分别占12%和8%。2026年，全球规划在建产能超过850万吨/年，预计到2027年有望突破1200万吨/年。从技术路线看，生物甲醇（生物质气化或沼气重整）占比41.2%，电制绿色甲醇（二氧化碳与绿氢催化合成甲醇）占比28.7%，其余蓝色、灰色、棕色甲醇合计约占30%。

　　表6 世界主要国家和地区产业发展目标

　　数据来源：根据公开资料整理。

　　（二）我国产能发展态势

　　我国绿色甲醇产业发展势头强劲。截至2025年底，国内绿色甲醇项目共计247个（含联产），已披露产能合计6486.05万吨，在全球占比近80%，产业扩张速度位居全球首位。从项目推进阶段看，前期设计阶段项目22个，披露产能合计553万吨，多为设计、EPC、PC招标项目；在建阶段项目10个，披露产能合计218.9万吨，多为设备招标项目；投产阶段项目11个，实际投产产能合计61万吨/年，披露产能合计112万吨（包含已投产项目还在规划中的二、三期项目产能），较2024年5.5万吨投产产能增长超过十倍。预计到2027年，我国绿色甲醇产能将突破500万吨/年；到2030年，将达到2000万吨/年以上。

　　从区域布局看，我国二氧化碳加氢合成绿色甲醇项目已覆盖全国24个省（区、市），基本形成“西部制醇、东部消纳、全国流通、海外出口”的产业格局。内蒙古地区凭借丰富的风光资源、完善的煤化工产业配套，已成为全国绿色甲醇产业核心集聚区。东三省依托老工业基地产业基础和农林废弃物资源，形成产业第二增长极。东三省在建、规划项目数量及产能均位居全国前列。华东、华南地区依托港口储运优势和航运市场需求，重点布局绿色甲醇储运、加注及出口项目。

　　五、项目情况

　　截至2025年底，我国已建成投产的规模化绿色甲醇项目共2个，产能合计仅2.1万吨；在建项目6个，产能合计60.6万吨。行业整体处于快速发展阶段，是“十五五”时期我国重点发展产业之一。从项目实际推进情况看，投资主体以中央企业和国有企业为主，部分资金实力较强、技术优势明显或具备相关专业背景的民营企业也取得了实质性进展。

　　（一）已投产项目

　　甘肃省兰州新区千吨级“液态阳光”燃料合成示范项目：该项目是全球首套规模化太阳燃料合成项目，首次将可再生能源光伏发电、大规模电解水制储氢、二氧化碳捕集纯化、二氧化碳加绿氢制绿色甲醇四项技术耦合生产绿色甲醇。

　　吉林省中国能建松原氢能产业园（绿色氢氨醇一体化）项目一期：该项目2025年12月投产，年产4.5万吨绿氢、20万吨绿氨和2万吨绿色甲醇。该项目二氧化碳原料全部来自生物质锅炉燃烧秸秆等生物质颗粒产生烟气，实现“秸秆燃烧-碳捕集-绿氢合成甲醇”碳循环利用模式。项目创新采用“风光直供+储能调峰+高效电解制氢系统+动态氨醇合成一体化”技术路线，解决风光储氢氨醇一体化技术、新能源波动与化工稳定生产动态耦合技术等难题。

　　（二）在建项目

　　内蒙古中煤鄂能化10万吨/年“液态阳光”示范项目：是全球首个液态阳光工业化示范项目，计划于2026年10月建成投产。该项目采用大连化学物理研究所李灿院士团队自主研发的全套“液态阳光”技术，投产后较同等规模的煤制甲醇，每年可减少煤炭消耗14万吨标准煤，减排二氧化碳约50万吨。

　　吉林天楹辽源首期17万吨/年电制甲醇项目：2024年11月全面进入施工安装阶段，预计2026年9月建成投产。全部四期建成后将成为全球规模最大的二氧化碳及可再生能源生产绿色甲醇装置。该项目使用秸秆为生物质燃料发电，所生产绿色电力及蒸汽用于补充风电。同时，电解水装置副产的氧气和甲醇装置产生的工艺废气均送回生物质锅炉，实现闭环生产。甲醇合成工艺使用冰岛CRI的ETL技术。 黑龙江安达市天楹风光储氢氨醇一体化项目：该项目是目前黑龙江投资规模最大的新能源化工一体化项目，一期工程计划2026年12月底前建成投产，形成10万吨/年绿色甲醇生产能力。电力来自1.4GW风力发电和0.4GW光伏发电，同时使用生物质燃烧发电项目提供的绿色电力作为补充。二氧化碳来自同期建设的生物质发电装置烟气回收，年捕集消纳二氧化碳约14万吨。

　　辽宁华电调兵山45万千瓦风电制氢耦合绿色甲醇一体化项目：2025年9月正式开工建设，预计2027年夏建成投产。该项目是全球首例集新能源开发、绿氢制备与绿色甲醇合成于一体的大型规模化示范工程。项目采用碱性电解槽与PEM电解槽混联电解水制氢技术，按照“荷随源动”方式开展柔性制取绿氢。二氧化碳回收自园区30万吨燃料乙醇项目排放尾气，年捕集消纳二氧化碳约14万吨。

　　中煤龙化黑龙江集贤13.6万吨/年风光储氢醇一体化项目：2026年1月进入实质性建设阶段，预计2028年底建成投产，是国内首批规模化生产电子级绿色甲醇的项目。建成投产后每年可消纳18.7万吨二氧化碳，生产13.6万吨绿色甲醇。项目采用碱性电解水制氢技术，制氢电耗可控制在4.3kWh/Nm3以内。电力来源于500MW离网风电和150MW离网光伏，采用“源网荷储”一体化设计，绿电直供电解槽，避免电网输配电损耗。二氧化碳来自玉米发酵制乙醇工厂产生的高浓度二氧化碳尾气。

　　表7 国内在建的规模化二氧化碳加氢合成绿色甲醇项目

　　数据来源：中国石油和化学工业联合会。

　　六、消费情况

　　绿色甲醇应用场景正从传统化工原料向能源载体快速延伸。2025年全球绿色甲醇消费量约为380万吨，其中交通燃料占比为59%，超过化工原料的35%。

　　航运业是绿色甲醇目前规模最大的下游市场，截至2026年6月，全球在运营甲醇双燃料船舶129艘，在手订单317艘，合计446艘。按单船年均消耗4万吨甲醇测算，现有订单全部交付后，年甲醇需求潜力约1784万吨。国际海事组织（IMO）2025年温室气体减排战略将甲醇列为优先替代燃料，带动大型集装箱船和油轮订单中甲醇双燃料动力船比例从2023年的8%攀升至2026年的27%。

　　航空业是绿色甲醇未来最具潜力的消费市场之一。由于航空器难以全面电动化，可持续航空燃料（SAF）被国际民用航空组织和国际航空运输协会确定为2050航空净零最重要的减排手段，承担约65%的减排量。绿色甲醇作为SAF前体，可通过甲醇制航煤（MtJ）工艺生产符合ASTM D7566标准的电制燃料（e-SAF）。欧盟《ReFuelEU Aviation》和美国《通胀削减法案》（第45Z条款）等均对其设置单独配额。

　　在储能领域，绿色甲醇作为“液态电池”，可实现可再生能源的长时、大规模储存。其体积能量密度达到15.8GJ/m3，远高于氢气和电化学储能，可直接利用现有油品储罐和运输船，无需新建专用基础设施。在“三北”地区，将可再生风光电量转化为绿色甲醇外输，在特高压线路+大型储能电站的基础上，为新型电力系统提供灵活性支撑。

　　我国虽为国际绿色甲醇生产大国，但终端消纳主要依赖海外市场，国内市场消费规模较小。2025年国内港口加注及出口绿色甲醇总量超4.75万吨，主要客户集中在马士基、达飞等国际船东。国内绿色甲醇消纳仍以石化化工领域为主，消纳机制有待进一步完善。未来我国绿色甲醇市场规模将持续扩大，预计到2030年，国内绿色甲醇市场需求将超过1200万吨，约占全球市场需求总量近一半。

　　七、价格情况

　　当前，全球绿色甲醇产品主流成交价集中在800~1200美元/吨（折合人民币约5800~8700人民币/吨）区间，不同地区价格差异明显：欧洲受高电价和小规模生产影响，绿色甲醇价格处于1200~1400美元/吨（折合人民币约8700~10150人民币/吨）高位；美国价格约为950~1100美元/吨（折合人民币约6888~7975人民币/吨）。我国绿色甲醇均价约为900~1050美元/吨（折合人民币约6525~7613人民币/吨），其中西北地区凭借风光资源优势与规模效应，价格相对更低。上海港国产绿色甲醇价格集中在7200~7900人民币/吨，天津港出口离岸价约6341人民币/吨，与国际平均水平相比，我国绿色甲醇价格优势明显。

　　电制绿色甲醇成本高度依赖绿电和绿氢成本。其中，绿氢成本约占总成本的75%~82%，是影响总成本最主要因素；二氧化碳捕集成本约占总成本的12.5%，工业尾气捕集成本约300~600元/吨，直接空气捕集（DAC）成本则高达1500~2500元/吨；甲醇合成与其他成本约占总成本的5%~12.5%。绿氢成本直接取决于绿电价格，绿电电价每降低0.1元/kWh，甲醇生产成本可下降约1000元/吨，当绿电成本降至0.1元/kWh时，绿氢成本可降至1700元/吨，绿色甲醇综合成本将降至2500~2700元/吨，基本实现与煤制甲醇成本持平。同时，绿色甲醇可享受碳减排收益、政策补贴、绿色贸易溢价等红利，盈利能力有望进一步提升。

　　表8 不同电价下绿色甲醇成本

　　注：以CCUS捕集二氧化碳成本为320元/吨边界测算。数据来源于中国石油和化学工业联合会。

　　与传统甲醇相比，绿色甲醇价格仍存在较大差距。我国煤制甲醇生产成本约1800~2700元/吨（以煤价约500~1000元/吨测算），天然气甲醇全球平均生产成本约200~300美元/吨（折合人民币约1450~2175人民币/吨）。当前绿色甲醇价格普遍是传统甲醇的2~3倍，若与等热值的低硫船用燃料油相比，溢价幅度则高达1.5~5倍。同时，我国电制绿色甲醇市场呈现“高售价、高毛利”特点。以上海港为例，终端港口加注价格约为7200元/吨（折合约1000美元/吨），毛利率约为47.2%，显著高于传统煤制甲醇的12%~18%水平。

　　表9 不同技术路线成本对比

　　数据来源：中国石油和化学工业联合会。

　　八、结语

　　总体来看，我国二氧化碳加氢制绿色甲醇技术已实现突破性进展，不再是制约绿色甲醇产业发展的主要瓶颈。现阶段，我国绿色甲醇产能增长态势良好，初步构建起“西部制醇、东部消纳、全国流通、海外出口”的产业格局。与国际水平相比，我国绿色甲醇具备显著价格优势，电制绿色甲醇市场呈现“高售价、高毛利”特点，国际竞争力较强。