【分析】我国绿色甲醇产业路径、技术路线及发展战略浅析

中国化工信息周刊

碳中和目标大背景下，能源转型已然成为全人类可持续发展的必由之路。绿色甲醇凭借其高能量密度、低污染排放等优势，吸引众多企业布局，以期在未来清洁能源市场中抢占先机。

从传统化工原料合成领域及汽车产业，到航运清洁燃料应用，再到未来分布式能源存储，绿色甲醇都展现出了独特的适配性和广阔的应用空间。但要将这份潜力转化为现实生产力，必须跨越现有生产技术的重重障碍。

欧盟碳关税机制（CBAM）的正式实施叠加全球航运业减排进程提速，绿色甲醇的产业战略地位正迎来历史性突破。作为全球甲醇产能占比65%的第一生产大国，我国现役装置中煤基甲醇占比逾七成，其高达2.7吨二氧化碳/吨甲醇的排放强度已构成产业低碳转型的核心瓶颈。相较之下，采用生物质气化耦合绿氢催化合成的绿色甲醇，通过原料替代与工艺革新实现全生命周期碳减排65%-95%，现已成为破解化工产业链脱碳困局与航运业零碳转型双重挑战的战略性解决方案。

一、绿色甲醇的定义及分类标准

绿色甲醇是指通过生物质、废弃物等可再生资源制备的甲醇。制备过程中，采用生物质气化技术，将生物质转化为气体，再通过化学反应制备甲醇。绿色甲醇制备过程中不需要使用化石燃料，因此能源消耗低，碳排放量较少，具有环保和可持续发展的优势。其属性核心在于生产过程中碳排放的显著降低。根据国际可再生能源署（IRENA）的分类标准，甲醇的环保等级取决于原料的可再生性。绿色甲醇需满足两个关键条件：氢气来源为绿氢，如可再生能源（如风电、光伏）电解水制得的氢气；以及绿色碳源（或甲烷等其他介质），如来自生物质直接捕获或空气碳捕集技术（DAC）获取的CO₂。

灰色甲醇是指通过煤炭、天然气等化石能源制备的甲醇。制备过程中，采用煤炭或天然气气化技术，将化石能源转化为气体，再通过化学反应制备甲醇。灰色甲醇制备过程中需要使用大量化石燃料，因此能源消耗高，碳排放量较大，对环境造成一定的污染。

蓝色甲醇则是在生产过程中，部分采用了可再生属性，如采用绿电（风电、光伏）制氢或采用碳捕集技术（CCUS）减少部分排放，但其原料仍以化石能源为主，减排潜力有限。

甲醇分类图

从全生命周期视角看，绿色甲醇的碳排放强度仅为传统煤制甲醇的10%-30%。例如，以生物质气化路线生产的甲醇，其碳排放可低至0.3kg CO₂/kg，而煤制甲醇则高达3.8kg CO₂/kg。这种差异使绿色甲醇在碳约束政策下具备显著竞争优势。

二、绿色甲醇主流路线对比与选择

目前绿色甲醇制备技术主要聚焦三大路径（表1），其技术特点与经济性差异显著：

表1绿色甲醇制备技术特点

01

生物质制甲烷重整制甲醇

该路线是利用微生物将生物质厌氧发酵得到沼气(甲烷)，通过甲烷重整得到氢气和二氧化碳的混合气并制备甲醇。

发酵过程对设备和操作条件的控制要求较高：

厌氧发酵需要在特定的温度和pH值等条件下操作，发酵效率也会受到原料种类、发酵罐的设计和维护、以及操作条件（如温度、碳氮比）的影响。

重整过程中催化剂易积碳失活，频繁更换催化剂会增加成本：

目前常用的镍基催化剂虽然具有较高的活性，但在反应过程中容易出现积碳和烧结现象，导致催化剂失活，影响重整反应的稳定性和连续性。

工艺链条过长，系统集成与优化难度大：

流程过长且中间产物和副产物多，工艺优化、减少能量损耗及提高甲醇收率的难度过大。

但整体来讲，生物甲烷发酵路线目前路线较为成熟，其难点主要在于沼气的产气量与采用该工艺后，如何灵活多变的利用沼气资源和后续反应的反应热，使其综合能耗降低。从一定程度讲，该工艺路线生产绿色甲醇的生产成本是最低的。

02

生物质气化

生物质制甲醇是将生物质气化，然后通过变换和脱碳得到合成气来制备甲醇。生物质原料可以采用秸秆、木屑、玉米芯、稻壳、稻草和城市固体废物等。

原料成分复杂与预处理难度大：

生物质原料成分复杂，还可能夹杂着泥土、砂石等杂质，且不同原料的组成和性质差异大，预处理技术也各不相同。

原料收集与运输成本高：

生物质原料分布广泛且分散，如农作物秸秆、林业废弃物等，收集和运输这些原料需要耗费大量的人力、物力和财力，一定程度上增加了生产成本。

气化反应条件苛刻：

气化过程需要在高温、高压和特定的气氛（如氧气、水蒸气等）条件下进行，对反应设备的耐高温、耐高压性能以及气体供应和控制系统要求很高。同时，气化反应的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，不仅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。

全流程设备投资高：

该工艺需要原料预处理、气化、合成气净化、甲醇合成、产品分离提纯等多个环节需要用到复杂生产装置，设备投资巨大。

总体来说，生物质气化路线因原料适应性强（可处理秸秆、林业废弃物等）且设备改造难度低，成为短期内规模化推广的重点。例如，山东某示范项目利用秸秆气化制甲醇，产能达5万吨/年，但焦油处理技术尚未完全成熟，导致实际转化效率仅为理论值的65%。

03

绿氢合成

电制甲醇的主要原料是水、绿氢、可再生二氧化碳，具体技术路线还可以细分为电解水制绿氢＋捕获的二氧化碳制甲醇、二氧化碳电催化还原制甲醇两种。其中，前者主要技术代表为李灿院士，已应用于国内外较多项目，国外部分项目投产较早，已初步实现商业化；后者尚不具备工业化条件。两种路线各有一定的技术难点。

从一定程度将，该方式具备较高的发展空间，其能够解决掉目前化工装置中产生的大量二氧化碳，可算是真正的降碳（减碳），而非其他工艺的无碳概念，对成熟的大型化工企业进行碳中和有着重要的战略意义，非一般所谓的经济效益可以比拟。

电解水制绿氢＋捕获的二氧化碳制甲醇

绿氢制取成本高：

电解槽是绿氢制取的核心设备，据势银（TrendBank）数据分析，

2024年ALK平均中标单价约为1535元/kW

（未包含新疆俊瑞项目），

MW级PEM制氢设备则约为6028元/kW，MW级AEM约为16761元/kW

（稳石氢能中标项目），虽然ALK成本较低，但在项目实践中已暴露一定问题。越来越多企业关注PEM及AEM电解槽，但PEM/AEM制氢成本仍相对较高。同时，电力成本是绿氢制取的主要成本，占比可达

70-85%

。只有电价降低，绿氢制取成本才能大幅下降。

二氧化碳捕集技术有待优化：

目前国内传统化学吸收法捕集二氧化碳成本较高约每吨

350-500

元，效率也有待提升；从空气中直接捕集二氧化碳成本更高。而工业尾气捕集虽成本相对低，但存在尾气成分复杂，净化、提纯难度较大的问题。

甲醇合成效率需提升：

甲醇合成过程中，催化剂的性能对反应效率和甲醇产率至关重要，目前常见的铜基催化剂等，在活性、选择性和稳定性方面仍有提升空间，且催化剂需要定期更换，增加了成本。

全流程系统集成和优化难度大：

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。

二氧化碳电催化制甲醇

催化剂活性与选择性难兼顾，稳定性不足：

二氧化碳电还原反应高活性催化剂，但往往在提高活性时，难以保证对甲醇的高选择性。部分催化剂在反应过程中容易出现性能衰减的情况。

高性能催化剂工艺复杂、制备成本较高：

部分含有贵金属的催化剂，具有较好催化性能，但成本高昂，制备过程复杂，难以大规模应用。

反应条件严苛：

电催化需要非常高的能量，而酸碱度、温度、压力等条件对反应的进行和产物的生成也有较大影响。例如，酸碱度不合适可能会影响二氧化碳的溶解和吸附，以及催化剂的活性；温度过高可能导致副反应增加，温度过低则反应速率变慢。

随着技术的发展，现在出现了第4中绿醇的生产方式：绿氢耦合生物质制甲醇。

该路线是以生物质为碳源与绿氢反应制备甲醇，意在结合绿氢和生物质的优势，但也面临双重挑战。

难点：

存在电力成本高、供应不稳定、生物质储运及预处理复杂等难题。

绿氢与生物质转化过程的协同匹配难度大：

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。

三、我国绿色甲醇产业发展现状

产能结构失衡与碳排放压力

我国是全球甲醇生产与消费的核心市场，2023年产能达1.067亿吨，占全球60%。然而，传统煤制甲醇占比高达73.8%，其单位碳排放（2.6-3.8kg CO₂/kg）远超天然气路线（0.5kg CO₂/kg）。以年产1000万吨煤制甲醇计算，年碳排放量相当于3000万吨CO₂，接近北京市全年碳排放总量的30%。

尽管绿色甲醇在减排潜力上优势显著，但国内尚未形成规模化产能。2024年规划中的绿色甲醇项目约50个，总产能900万吨，但60%处于可研阶段，仅少数进入中试。例如，宁夏某生物质甲醇项目因原料收储体系不完善，实际产能仅为设计值的40%。

示范项目技术瓶颈

当前示范项目主要面临三大瓶颈：

（1）原料供应不稳定：生物质收储半径超过50公里时，运输成本占比超20%；

（2）技术成熟度不足：气化炉大型化（>1000吨/天）设备国产化率不足50%，依赖进口；

（3）政策激励有限：碳市场未覆盖化工行业，绿色甲醇溢价难以通过碳交易抵消。

以浙江某绿氢合成甲醇项目为例，其生产成本中电解槽电耗占比达60%，若无法接入低价绿电，项目经济性将长期承压。

四、市场需求与驱动因素

航运脱碳的迫切需求

国际海事组织（IMO）要求2050年航运碳排放削减50%，甲醇因其液态储运便利性成为船用燃料首选。2024年全球甲醇动力船舶订单达225艘，预计2028年需求突破1400万吨。然而，甲醇作为燃料存在显著短板：

（1）安全性：闪点仅12摄氏度，需改造船舶燃料舱与加注设施；

（2）能量密度低：20MJ/kg，仅为柴油的47%，导致船舶续航里程下降30%；

（3）毒性风险：泄漏可能造成水体污染与人员中毒。

马士基等国际航运巨头已启动“绿色甲醇燃料供应链”计划，但在我国，港口加注设施建设滞后，目前仅上海港、宁波舟山港试点甲醇加注站，难以满足未来需求。

化工产业链的减碳压力

我国煤化工行业碳排放占比超15%，绿色甲醇可作为烯烃、甲醛等产品的低碳原料。例如，宝丰能源通过绿氢替代煤气化制氢，使甲醇碳足迹下降70%。但下游应用面临两大障碍：

（1）成本敏感度高：绿色甲醇较传统产品溢价30%-50%，下游企业采购意愿低；

（2）认证体系缺失：缺乏统一的绿色甲醇碳标签制度，难以区分产品环保属性。

五、关键挑战及趋势

挑战1 技术经济性不足

绿氢成本高企是核心制约因素。当前碱性电解槽制氢成本约25-35元/kg，需降至15元/kg以下方可与煤制氢竞争。此外，生物质气化的原料预处理成本（250-500元/吨）与焦油净化投入进一步削弱经济性。例如，河南某项目因焦油处理技术不成熟，年运营成本增加1200万元。

碳捕集成本同样影响技术路线选择。直接空气捕集（DAC）技术成本高达600-800元/吨CO₂，而工业尾气CO₂捕集成本仅100-200元/吨。因此，短期应优先利用钢厂、化工厂的富碳尾气，而非依赖DAC技术。

挑战2 标准与认证体系缺失

欧盟通过《可再生能源指令（RED III）》明确生物甲醇的可持续性指标，包括土地利用变化（ILUC）风险与碳排放阈值。我国尚未建立类似标准，导致出口产品面临“绿色壁垒”。例如，某企业生产的生物甲醇因未通过RED III认证，被欧洲客户要求降价15%。

趋势1 构建技术创新联合体

支持“产学研用”协同攻关，重点突破以下技术：

（1）生物质高效气化：开发低焦油、高碳转化率的气化炉，提升单炉产能至2000吨/天；

（2）电解槽降本：推广质子交换膜（PEM）电解技术，实现电耗降至4kWh/Nm³以下；

（3）碳源多元化：利用工业尾气CO₂替代空气捕集，降低碳源成本50%以上。

趋势2 完善市场激励机制

（1）碳市场扩容：将石化和化工行业纳入全国碳交易体系，实施“奖优罚劣”的配额分配机制；

（2）绿色金融支持：设立专项低息贷款，对甲醇加注站建设给予30%的财政补贴；

（3）消费端激励：对采购绿色甲醇的下游企业减免环保税，推行“碳积分”兑换政策。

趋势3 打造区域产业集群

（1）资源富集区：在内蒙古、新疆布局“风光电-绿氢-绿色甲醇”一体化基地，配套特高压输电与氢气管网；

（2）港口枢纽：在长三角、粤港澳大湾区建设甲醇船舶加注中心，形成“生产-储运-消费”闭环；

（3）国际合作：参与国际绿色甲醇标准制定，推动与欧盟、新加坡的认证互认。

来源：SheJiMall

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