国金证券指出绿氢制绿色甲醇和绿氨的经济性拐点已经到来。在煤价800元/吨、50元/吨碳税下，电价仅需0.2元/kWh时绿氨即可实现与煤制氨平价；650元/吨碳税下绿色甲醇与煤制甲醇价差达1000元/吨。风光储系统大幅降价是绿氢经济性显现的底层驱动——过去10年光伏和风电度电成本分别累计下降超60%和80%，储能系统中标价格2024年内跌幅达19.6%。绿氢平价进程加速，氢基能源发展提上日程。
风光储系统大幅降价，绿氢经济性初步显现
绿氢制醇氨的经济性建立在绿电成本持续下降的基础上。过去10年间，全球风电和光伏发电项目平均度电成本分别累计下降超60%和80%。储能方面，随着碳酸锂供需走弱，系统中标价格加速下跌，2024年初磷酸铁锂2小时储能系统加权平均中标价格为0.81元/Wh，6月份已降至0.65元/Wh，年内跌幅达19.6%。
风光储系统价格下降进程超预期，绿氢经济性初步显现。0.2元/kWh的电价已成为绿氢制醇氨经济性的关键临界点。在绿电成本持续下降的趋势下，绿氢制绿色甲醇和绿氨的平价进程有望进一步加速。
电价对电制甲醇成本影响最为显著。假设CO2成本约300元/t，可再生能源电价在0.5元/kWh时，每吨电制甲醇成本约6546元；电价降至0.1元/kWh时，每吨绿色甲醇成本约1675元。电价下降0.4元/kWh，电制甲醇成本下降近5000元/吨。
绿氢制醇氨平价临界点测算| 指标 | 平价条件 | 关键数据 |
|---|
| 绿氨平价煤制氨 | 煤价800元/吨+50元碳税 | 电价0.2元/kWh |
| 绿色甲醇价差 | 650元/吨碳税 | 价差1000元/吨 |
| 电制甲醇成本降幅 | 电价0.5→0.1元/kWh | 成本下降4871元/吨 |
碳税是绿色溢价的核心催化剂
碳税政策是绿色甲醇和绿氨经济性的关键变量。煤制甲醇碳排放2.13吨/吨甲醇，煤制氨碳排放约4.2吨/吨氨。在碳税加持下，传统煤化工成本显著上升，绿色甲醇和绿氨的竞争优势逐步显现。
绿色甲醇方面，650元/吨碳税下，煤制甲醇额外支出约1380元/吨。0.2元/kWh电价下电制绿色甲醇成本约2800元/吨，煤制甲醇（煤价800元/吨）成本约3200元/吨，两者价差达1000元/吨。绿色甲醇相比传统煤制甲醇已具备经济性优势。
绿色氨方面，50元/吨碳税下煤制氨成本上升约9%，550元/吨碳税下（欧盟碳税水平）煤制氨成本上升约137%。在煤价800元/吨、50元/吨碳税下，电价仅需0.2元/kWh绿氨即可实现平价。
绿氢消纳瓶颈突破，甲醇和氨是最大承接方
氢消纳问题是制约绿氢行业放量的核心瓶颈。2023年我国甲醇表观消费量9757.7万吨，若绿色甲醇替代30%，可带动556.2万吨绿氢消纳；2023年合成氨需求量6816.17万吨，若绿氨渗透率达30%，可带动368.1万吨绿氢消纳。
甲醇和氨是当前氢气下游最大的两个应用领域，占全球氢气用量的59%（合成氨32%、甲醇27%）。氨和甲醇制取工艺成熟，绿色化特征持续增强，受化工产业转型及船运行业脱碳驱动，绿色甲醇和绿氨需求量强劲，为绿氢消纳提供了明确的大规模应用场景。
绿色甲醇方面，仅马士基一家企业2040年绿色甲醇需求预计达2000万吨，对应绿氢消纳约195万吨。绿色氨方面，若煤电掺烧10%全面实施，3.2亿吨氨需求对应绿氢消纳约5600万吨，相当于当前全球氢气总产量的2倍以上。
生物质甲醇成本受原料价格影响大，绿电甲醇降本空间充足
生物质绿色甲醇成本中，生物质原料成本占比高达70%。国内生物质原料价格因区域富集程度、运输半径等因素差异较大，成本区间150-700元/吨。当生物质原料成本200元/吨时，生物质甲醇成本约2511元/吨；当原料成本700元/吨时，成本约5911元/吨。
电制甲醇成本则主要受绿电价格驱动。若绿电价格从0.5元/kWh降至0.1元/kWh，电制甲醇成本从6546元/吨降至1675元/吨，降幅达74%。风光储系统的持续降本为电制甲醇提供了长期降本空间。随着绿电价格持续下降，电制甲醇将成为绿色甲醇供应的主力路线，支撑航运和化工行业对绿色甲醇的规模化需求。
