解读华泰证券：绿色燃料或带动中国生物质与绿电重估

绿色燃料为何不只是减碳故事

报告开篇把绿色燃料的发展动力拆成两条线：一条是减碳，另一条是能源保障。全球层面，航空、航运及化工等行业受能量密度、续航能力及生产工艺制约，直接电气化难度较高，2023年这些难脱碳领域的能源消费约占全球总量的29%、二氧化碳排放约占27%。这意味着仅靠电动车、热泵、电炉等电气化手段，覆盖不了近三成的减排需求。

另一条线是能源安全。报告引述国家能源局信息，我国2025年原油、天然气、甲醇对外依存度分别为73%、40%和13%。俄乌冲突、红海危机、霍尔木兹海峡扰动等事件，让化石能源的全球化流通并非完全畅通。绿色燃料可依托国内风光、生物质资源生产，有利于提高能源自给能力。绿色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。

六类绿色燃料的应用版图

报告按中国产业概念梳理了六类绿色燃料：绿色甲醇、绿色合成氨、绿色航空燃料（SAF）、生物燃料乙醇、生物柴油和生物天然气。应用场景分化明显：绿色甲醇、绿氨主要面向航运及化工，并可拓展至发电；SAF高度集中于航空；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。

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。报告同时指出，国内绿色燃料产能仍主要面向海外需求，原因在于化工行业2027年才纳入全国碳市场且中国碳价较低，海外强制掺混政策才是当前需求的主要拉动力。

生物质与绿电为何是上游瓶颈

报告的核心测算结论落在上游资源上。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《北京倡议》的400万吨目标。生物质方面，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。

报告认为，生物质还是大多数绿色燃料的主要碳氢来源，因为BtL技术路线在多数情况下成本低于PtL，且部分绿色燃料（如绿色乙醇）的PtL示范项目尚未大规模落地。生物质资源重估在即，且因其供给受限可能更加明显。这一判断把投资视角从绿色燃料项目本身，引向了上游原料供应方。

平价难度分层：从生物天然气到SAF

报告以2026年10月23日能源价格为基准，把六类绿色燃料的平价难度分成四档。最容易的是生物天然气，成本已低于其传统对标品，在国内多地出现成本倒挂。其次是绿氨，在亚洲和欧洲气价大幅上行后，绿氨平价不再遥远。第三档是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/吨或已带动生物质甲醇在部分地区具有经济性。

最难的是SAF。按照当前海外油价（不考虑碳价），BtL-SAF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。报告特别提示，生物柴油已接近经济性临界点，FAME成本与当前柴油价格接近。生物天然气在国内多地成本倒挂，是最容易实现平价的品种。

三条路径推进平价：化石涨价、碳价上行、绿电降本

报告把绿色燃料的平价路径归纳为三条。第一条是化石能源涨价，传统甲醇、合成氨、航煤、柴油等成本随煤、气、油价格抬升，绿色燃料相对优势扩大。第二条是碳价上行，传统路线生产及使用环节的碳排放随碳价提升增加综合成本。第三条是绿电降本，绿氢成本下降带动电基燃料平价。

以绿氢为例，报告测算煤制氢和天然气制氢基准成本分别约12和13元/公斤，不考虑碳价时，绿电价格需降至约0.15元/度和0.16元/度才能平价；若电价高达0.35元/度，则需碳价分别约434和900元/吨CO₂来弥补价差。只有当风光储高比例自供电的用户侧度电成本降至0.3元/度以下，绿氢成本才有望明显低于20元/公斤。

生物基与电基：不是谁替代谁

报告用一张技术路线图说明，绿色燃料按来源分为生物质基（BtL）与非生物质基/电基（PtL/e-fuel）两类，但两者并非泾渭分明。决定路线属性的不是“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于“生物基+绿氢”混合路线，严格口径下不宜直接归入电基燃料。

从成本结构看，电基燃料对绿氢依赖显著：生产1吨绿氨约耗0.18吨绿氢，1吨PtL-绿甲醇约耗0.19吨绿氢，1吨e-SAF约耗0.5吨绿氢。而BtL-SAF、BtL-甲醇等路线仅在加氢脱氧、异构化环节使用少量氢气，绿氢并非路线成立的必要条件。报告还提示，随着绿色燃料需求上涨，废轮胎、塑料等含碳氢元素的非传统物料未来都有望成为原材料。

投资视角：卡位上游与先发布局

报告的落脚点在于资源价值重估与公司卡位。一方面，绿色燃料项目有望随各国掺混政策推进实现量价齐升，报告看好具有先发优势、抢滩布局绿色甲醇、SAF和绿色氢氨醇的公司。另一方面，绿色燃料发展带来对上游绿电和生物质的刚需，报告看好新能源发电公司的消纳与价格改善，并认为生物质原料的价值重估因其供给受限可能更加明显。

报告同时列出风险提示：降碳相关政策落地不及预期；测算假设与实际情况偏差；各绿色燃料技术路线与产能、原料价格、国际贸易政策相互影响，各种比例测算并非一成不变。

这组数据是报告核心测算的集中体现。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%，明显超出“十五五”规划的200万吨和《北京倡议》的400万吨目标。 生物质方面，2030年对应的需求接近2.5亿吨，逼近全国可利用秸秆上限约3亿吨。绿氢与生物质需求均超出当前规划口径，这是报告认为上游资源价值重估在即的主要依据。

这组数据把平价问题拆成电价与碳价两条路径。不考虑碳价时，绿电价格需降至约0.15元/度和0.16元/度，绿氢才能分别与煤制氢和天然气制氢平价。若电价高达0.35元/度，则需碳价约434和900元/吨CO₂来弥补价差。 报告认为，在0.35元/度电价下，欧洲碳价几乎已经支持绿氢生产端平价。只有当用户侧度电成本降至0.3元/度以下，绿氢成本才有望明显低于20元/公斤。而SAF的平价难度最高，BtL-SAF成本为传统航煤的2.7-6.3倍，短期仍需政策驱动。

这组数据说明，考虑欧盟碳价后，部分绿色燃料的平价条件已明显放宽。不含碳价时，煤制甲醇需煤价上涨275%才能与生物质气化甲醇平价；含欧盟碳价后，这一条件变为煤价下降67%即可倒挂。FAME同样如此，不含碳价需油价上涨21%，含碳价后油价下降20%即可平价。 碳价是改变平价格局的关键变量。报告据此判断，生物质制甲醇和FAME已经倒挂，HVO和绿氨已经接近平价，而SAF平价所需的油价仍显著高于当前价格。