中信证券发布研报称，绿色液体燃料作为航运、航空、化工等领域脱碳的主要抓手之一，受益于碳税等政策加码以及持续降本，正驶入发展快车道，未来5年有望迎来近10倍增长，远期市场空间达万亿元。国内厂商凭借丰富低廉的绿电资源，完备的设备供应和下游配套体系优势，加速完善绿色液体燃料产业布局和商业模式，实现跨越式发展。重点关注：1)绿色氢氨醇一体化生产厂商；2)电解槽等核心设备供应商。

中信证券主要观点如下：

政策支持力度加码，绿色燃料方兴未艾。

绿色液体燃料主要分为绿色甲醇(绿醇)、绿氨、可持续航空燃油(SAF)等，具备零碳或超低碳排放、高能量密度、易于储运等特点，已成为航运、航空、化工等多行业脱碳的重要抓手。随着国内外清洁能源体系和脱碳政策逐步完善，在欧洲航运碳关税机制和长期净零框架目标的指引下(尽管IMO净零框架表决延迟1年，但不改航运业绿色转向趋势)，并考虑绿色化工等领域原料替代需求，绿色液体燃料需求正逐步从“潜在”向“刚性”转化。该行测算2025年全球绿醇、绿氨、SAF潜在需求或分别达300/250/250万吨左右，2030年有望增至3600/2300/1100万吨左右，未来5年或分别增长11/9.2/3.5倍，市场长期空间巨大。

国内外扩产加速，供需或持续偏紧。

目前绿醇、绿氨、SAF等产品制备工艺已趋于成熟，其中绿醇主要包括生物质和电制路线，绿氨主要采用改良哈伯-博世工艺，SAF主要采用HEFA、PtL、FT等路线。根据势银数据统计，目前国内外绿醇、绿氨、SAF规划产能较多，分别达5600/3200/1800万吨，但项目实质性落地较少，普遍停留在前期规划阶段，该行预计2025年有效产能仅50/130/440万吨；综合考虑国内外在建及高确定性项目进展，该行预计2030年有效产能或分别达2600/2400/1700万吨，其中绿醇供给或面临长期紧张，绿氨供需相对匹配，潜在缺口可能来自产能爬坡和开工率差异，SAF供给较为充裕，或保持有序扩张。

“绿色溢价”逐步收窄，平价进程有望加速。

根据IRENA统计，目前绿色液体燃料制备成本较传统灰色路线普遍高70%-120%，其差异主要来自绿电、设备、碳源等环节额外支出的“绿色溢价”。

以绿醇为例，该行测算当前主流项目生产成本达4500元/吨，其中电力/设备折旧成本占比分别达52%/27%左右，是未来主要降本方向：电力方面，受益于风电光伏发电成本稳步下降，以及绿电直连模式进一步优化用电成本，并保障项目绿电可靠供应，该行测算有望推动度电成本由0.25元降至0.15元左右(风电或低至0.1-0.15元/kWh)；

电解槽设备方面，碱性电解槽性价比突出，是当前的主流技术路线，但随着技术进步和规模化降本，质子交换膜电解槽有望凭借高能效、长寿命和绿电适用性等优势，逐步迎来商业化推广，推动绿氢降本增效。该行预计绿氢有望于2030年前实现平价，对应绿醇生产成本有望较目前下降20%-35%至2900-3700元/吨，与灰醇成本差距有望从100%左右缩小到约50%，并使得其清洁低碳的外部性优势足以覆盖这一成本差距。

产业链逐步完善，商业化前景可观。

绿色液体燃料产业链分为上游绿电、生物质和设备供应商，中游一体化生产运营商，下游储运加注商以及终端客户。一体化厂商环节，目前基本以风电企业和电力央企为主，其通过从绿电资产向下游绿色液体燃料行业延伸，不仅可缓解绿电并网消纳压力，实现更高价值，也将进一步拓宽相关运营商能力边界，提前卡位巨大的绿色液体燃料新市场；该行测算，在国际长单支撑下，当前主流优质绿醇项目内部收益率IRR或可达8%-10%。

储运加注环节，绿氨、绿醇等相较于绿氢具备显著的低运输成本优势，可有效解决绿氢储运痛点，并有望受益于管网建设不断完善而进一步降本。总体来看，在“双碳”目标与能源转型的双重驱动下，绿色氢氨醇产业正加速完成从示范验证到集群化布局、商业化运营的关键跨越，多元应用场景有望得到持续激活。

风险因素：政策推进不及预期风险；供需格局恶化风险；核心技术突破滞后风险；成本控制失效风险；基础设施配套不足风险；国际贸易与地缘政治风险。