制氢行业深度报告：质子交换膜行业蓬勃发展.pdf

证券研究报告 化工行业 2021年 6月15日 首席分析师：李永磊 执业证书编号：S1220517110004 分析师：董伯骏 执业证书编号：S1220520060003【方正化工】制氢行业深度报告之一：质子交换膜行业蓬勃发展 核心观点 2 研究目的：研究目的：2020年9月，我国提出碳达峰碳中和目标，而目前碳基能源仍是我国能源结构的主体，因此进行能源结构调整，推动能源结构深度脱碳转型势在必行。那么氢能源在能源结构转型中有怎样的优势与机遇？电解水制氢技术未来发展前景如何？作为电解槽的核心部件，质子交换膜未来发展空间及市场格局如何？这些是我们本篇报告研究的重点。2020年9月，我国提出碳达峰碳中和目标，而目前碳基能源仍是我国能源结构的主体，因此进行能源结构调整，推动能源结构深度脱碳转型势在必行。那么氢能源在能源结构转型中有怎样的优势与机遇？电解水制氢技术未来发展前景如何？作为电解槽的核心部件，质子交换膜未来发展空间及市场格局如何？这些是我们本篇报告研究的重点。主要结论：主要结论：氢能迎发展新机遇，质子交换膜将成核心组件氢能迎发展新机遇，质子交换膜将成核心组件氢能是一种低碳绿色能源，应用范围广泛，在能源结构转型中将起重要作用。而PEM电解制氢技术由于具备快速启停等优势，与波动性较大的可再生能源有良好的匹配性，可助力可再生能源跨地域、跨季节优化配置，将是未来主要趋势。而质子交换膜作为电解槽的核心组件，其性能的好坏直接决定水电解槽的性能和使用寿命，在整个设备中至关重要。下游需求持续增长，PEM未来市场增量可观下游需求持续增长，PEM未来市场增量可观质子交换膜除应用于电解水外，还可广泛应用于燃料电池等领域。受益于环保趋严及政府政策支持，PEM燃料电池及电解水发展迅速，国内外市场都呈现出较快的需求增长和广阔的发展前景。燃料电池和电解水的快速发展，也将持续为质子交换膜带来可观的市场增量。国外企业占据主导地位，国内企业进口替代空间巨大国外企业占据主导地位，国内企业进口替代空间巨大质子交换膜由于制备工艺复杂、技术要求高，长期被杜邦、戈尔、旭硝子等美国和日本少数厂家垄断。目前，国内东岳、科润等企业也积极布局，东岳150万平米质子交换膜生产线一期工程已投产，科润100万平米质子交换膜项目也已开工。随着国内技术的不断突破，国产质子交换膜实现进口替代空间巨大。目录目录3 一一氢能迎发展新机遇，PEM膜将成核心组件 氢能迎发展新机遇，PEM膜将成核心组件 二下游需求持续增长，PEM膜未来市场增量可期 三建议关注 四风险提示 1.氢能迎发展新机遇，PEM膜将成核心组件4 1.1 碳中和背景下，氢能将迎发展新机遇1.1 碳中和背景下，氢能将迎发展新机遇2020年9月，我国提出碳达峰碳中和目标，而目前碳基能源仍是我国能源结构的主体，化石能源消费占比达85.1%。因此，在双碳战略背景下，必须进行能源结构调整，推动能源结构向深度脱碳转型。在这过程中，氢能由于其独有的特性，将发挥重要作用，同时也将迎来发展新机遇。1.2 可再生能源电解制氢将是未来主要趋势1.2 可再生能源电解制氢将是未来主要趋势氢是二次能源，目前主要通过化石能源重整、工业副产和电解水三种方式生产。可再生能源电解制氢由于制备流程低碳环保，可助力可再生能源跨地域和跨季节优化配置，以及促进电力与建筑、交通运输和工业之间的互连，将是未来主要趋势。同时，随着氢气大规模长期存储问题的解决和制备成本的不断下降，可再生能源电解技术将得到广泛应用。1.3 PEM电解技术具有独特优势，质子交换膜为核心组件1.3 PEM电解技术具有独特优势，质子交换膜为核心组件PEM电解水技术由于具备快速启停、负载范围宽等优势，近年得到越来越多新建项目的选择。而质子交换膜作为电解槽的核心组件，不仅起到传导质子、隔离氢气和氧气的作用，还为催化剂提供支撑，其性能的好坏直接决定水电解槽的性能和使用寿命，在整个设备中至关重要。5 1.1 碳中和背景下，氢能将迎来发展新机遇 2020年9月22日，我国在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出在2030年之前实现二氧化碳2020年9月22日，我国在第七十五届联合国大会一般性辩论上提出在2030年之前实现二氧化碳排放达峰，到2060年实现碳中和目标。而目前碳基能源仍是我国能源结构主体，化石能源消费占比达85.1%，其中煤炭占比高达57.6%。因此，在双碳战略背景下，必须进行能源结构调整，推动能源结构向深度脱碳转型，而在这过程中，氢能由于其独有特性，将发挥重要作用。排放达峰，到2060年实现碳中和目标。而目前碳基能源仍是我国能源结构主体，化石能源消费占比达85.1%，其中煤炭占比高达57.6%。因此，在双碳战略背景下，必须进行能源结构调整，推动能源结构向深度脱碳转型，而在这过程中，氢能由于其独有特性，将发挥重要作用。首先，氢能是一种可再生绿色能源，应用范围广泛，无论是燃烧还是通过燃料电池化学反应，最终产物只有水，真正实现低碳甚至零排放。其次，氢能具有高能量密度和高能量转化率，相较于汽油和天然气等传统燃料，相同质量的氢气可以在应用中释放更多的能量，具有极高的效率。同时，氢能可以与可再生能源进行有效结合，通过电解水技术有效解决目前存在的可再生电力供应和用电需求时间不匹配的问题，实现可再生能源跨地域和跨季节的优化配置，提高可再生能源的利用率以及电力系统的灵活性。在化工生产过程中，还可通过外部增加清洁绿氢的供给，有效解决化工工艺过程中碳排放的问题。氢能还可以促进电力与建筑、交通运输和工业之间的互连，通过氢气作为载体，将大量可再生能源转移到建筑、交通、工业等高排放部门，实现深度脱碳。因此，我们方正化工认为，在执行碳中和碳达峰的背景下，氢能将迎来发展新机遇。因此，我们方正化工认为，在执行碳中和碳达峰的背景下，氢能将迎来发展新机遇。图表图表1：氢能应用范围广泛 1：氢能应用范围广泛 资料来源：DOE，方正证券研究所 6 1.1 氢能清洁环保且应用范围广泛 氢能是一种储量丰富、可再生的绿色能源。氢能是一种储量丰富、可再生的绿色能源。不论是通过燃烧，还是通过燃料电池的电化学反应，其最终产物只有水，不会带来二氧化碳和污染物的排放，清洁环保。同时，最终产物水可以通过电解技术，再生产制氢反复循环使用，真正实现低碳甚至零排放。氢应用范围广泛，氢应用范围广泛，可广泛应用于运输、电力、建筑、工业等领域。既可以为钢铁、化学品生产等提供绿色原料和高品质热源，也可以通过燃料电池的形式为交通运输工具提供燃料。氢能具有较高的热值水平氢能具有较高的热值水平。据中国氢能联盟统计数据，传统燃料汽油蒸汽和天然气的能量密度分别为44MJ/Kg和42MJ/Kg，而氢气能量密度高达143MJ/Kg，是汽油蒸汽和天然气的3倍。同时，氢能具有较高的能量转化率氢能具有较高的能量转化率，通过燃料电池氢能可以实现90%以上的综合转化率。7 1.1 氢能具有高能量密度和能量转化率 图表图表2：氢气能量密度是汽油蒸汽和天然气的三倍 2：氢气能量密度是汽油蒸汽和天然气的三倍 资料来源：中国氢能联盟，方正证券研究所 技术指标 氢气 汽油蒸汽 天然气 技术指标 氢气 汽油蒸汽 天然气 爆炸极限（%）4.1-7.5 1.4-7.6 5.3-15 燃烧点能量（MJ）0.02 0.2 0.29 扩散系数（m2/s）6.1110-5 0.5510-5 1.6110-5 能量密度（MJ/Kg）143 44 42 8 1.1 氢能可以有效提升可再生能源利用率 图表图表3：我国可再生能源发电呈现明显的季节性 3：我国可再生能源发电呈现明显的季节性 资料来源：国家统计局，方正证券研究所 氢能还可以有效提升水力、光伏、风电等可再生能源的利用率，并与电力系统互补协同。氢能还可以有效提升水力、光伏、风电等可再生能源的利用率，并与电力系统互补协同。由于自然因素，可再生能源发电呈现明显的季节性，因此可再生电力供应和用电需求经常出现时间不匹配的问题。通过电解水技术，在电力供应较大、需求疲弱时，将电能转化为可存储的氢能；在需求增长时用氢能发电，这样显著解决了余电存储的问题，也可以有效提升可再生能源的利用率。同时，中长期看，氢气或成为远距离运输和分配可再生能源的一种方式，特别是在电网容量不足或者电网建设难度大成本高的情况。比如海上风力发电，可以将电能利用电解水装置在海上转化为氢气，通过已有或新建管道输送到岸上，从而避免高成本海底电缆的铺设。图表图表4：甲醇生产工艺碳排放主要来自两个部分 4：甲醇生产工艺碳排放主要来自两个部分 资料来源：浅谈煤制甲醇合成装置节能减排措施，方正证券研究所 9 1.1 氢能可以解决化工工艺过程中碳排放问题 氢气还可以有效解决化工工艺过程中二氧化碳过多排放的问题。氢气还可以有效解决化工工艺过程中二氧化碳过多排放的问题。化工工艺流程碳排放主要来自两个部分，一部分是外部耗能所带来的间接排放（燃料燃烧、电力供应），以煤制甲醇为例，生产每吨甲醇，因外部能耗约带来间接碳排放1.51吨。另一部分是生产工艺自身所产生的碳排放，煤制甲醇碳排放主要来自变换、净化工艺环节，生产每吨甲醇约排放2.14吨二氧化碳。而生产工艺自身产生的这部分二氧化碳可以通过增氢来减少排放。而生产工艺自身产生的这部分二氧化碳可以通过增氢来减少排放。图表图表5：外部增氢可避免煤制甲醇变换工艺环节 5：外部增氢可避免煤制甲醇变换工艺环节 资料来源：煤制甲醇工艺分析，方正证券研究所 10 1.1 增氢可有效减少化工工艺过程中碳排放 以煤制甲醇为例，煤制甲醇生产时所需的H2：CO为2：1，而煤的碳含量较高，气化后主要成分是CO，H2含量则较少。因此需要通过变换工艺，将多余的CO与H2O反应，生成甲醇生产所需的H2，将碳氢调至合理比例。而变换工艺另一个产物是CO2，这也是煤制甲醇生产中碳排放的主要来源。而如果通过外部供给低碳环保的绿氢，直接将碳氢调至生产所需比例，不仅可以避免煤而如果通过外部供给低碳环保的绿氢，直接将碳氢调至生产所需比例，不仅可以避免煤制甲醇工艺中的变换工艺环节，减少相应的二氧化碳排放制甲醇工艺中的变换工艺环节，减少相应的二氧化碳排放，还可让更多的CO直接用于甲醇的生产中，有效提升碳的利用率。除煤制甲醇外，煤制合成氨等众多化工工艺都可通过外部增加氢气供给的方式，有效减少整个生产过程中的二氧化碳排放。11 1.1 国内氢能发展潜力巨大 图表图表6：2019年化石能源占我国一次能源消费85.1%6：2019年化石能源占我国一次能源消费85.1%资料来源：BP，方正证券研究所 图表图表7：我国原油、天然气对外依存度持续增长 7：我国原油、天然气对外依存度持续增长 资料来源：Wind，方正证券研究所 我国能源结构的特殊性，决定了国内氢能未来发展潜力巨大。我国能源结构的特殊性，决定了国内氢能未来发展潜力巨大。一方面，化石能源仍是我国能源消费结构的主体，占比达85.1%，其中煤炭消费占比达57.6%，化石能源大量使用也导致了碳排放居高不下。因此，双碳战略下，能源结构亟需低碳化转型。另一方面，我国能源结构呈现“缺油、少气”的特点，石油和天然气对外依存度高，且一直处于上升的趋势。而与此同时，我国可再生资源品种齐全，储量丰富。因此，氢能作为清洁能源，其零碳排放性质，不仅可以成为我国能源结构低碳转型中的主要方向；同时，氢能作为可再生能源的载体，可以将我国丰富的可再生能源引导流向建筑、交通、工业等多个应用部门，减少对原油天然气的依赖度，解决能源安全问题。图表图表9：煤气化制氢工艺主要流程 9：煤气化制氢工艺主要流程 资料来源：煤气化制氢新技术的探讨，方正证券研究所 图表图表8：天然气重整制氢工艺主要流程 8：天然气重整制氢工艺主要流程 资料来源：天然气蒸汽重整制氢技术研究现状，方正证券研究所 12 1.2 煤制氢在我国占据主导位置 氢是二次能源，地球上没有天然的氢气，目前主要通过三种较为成熟的路线制取。氢是二次能源，地球上没有天然的氢气，目前主要通过三种较为成熟的路线制取。一是以煤炭、天然气等传统化石能源生产氢气，这也是目前全球制氢最为成熟的技术路线。一是以煤炭、天然气等传统化石能源生产氢气，这也是目前全球制氢最为成熟的技术路线。天然气制氢技术中，重整制氢较为成熟，其工艺主要有重整、变换、脱碳三个步骤，重整是强吸热反应，因此整个制氢过程能耗较高，且产生较多碳排放。目前全球48%的氢气生产来自天然气。而我国由于煤炭资源丰富，目前62%的氢气生产来自煤炭。煤炭制氢主要工艺是将煤炭通过煤气化技术转化为合成气，再通过变换和分离提纯获得高纯度的氢气，煤气化制氢整个工艺流程同样是能耗较高，并产生较多二氧化碳。图表图表11：全球纯氢生产原料主要以天然气为主 11：全球纯氢生产原料主要以天然气为主 资料来源：德勤白皮书：氢能源及燃料电池交通解决方案，方正证券研究所 13 1.2 煤制氢在我国占据主导位置 图表图表10：全球纯氢生产原料主要以天然气为主 10：全球纯氢生产原料主要以天然气为主 资料来源：德勤白皮书：氢能源及燃料电池交通解决方案，方正证券研究所 二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产制氢二是以焦炉煤气、氯碱尾气、丙烷脱氢为代表的工业副产制氢，提纯利用这些副产氢气，不仅可以提高资源利用率，还可以为相关产业带来更高的经济效益。三是电解水制氢三是电解水制氢，目前在我国，电解水年制氢量约占氢气总产量的4%。而由于电解水制氢，特别是可再生能源电解制氢具有绿色环保、生产灵活、纯度高等特点，未来发展空间巨大。14 1.2 传统化石能源制氢技术碳排放较高 图表图表12：可再生能源电解制氢技术拥有最低的碳排放 12：可再生能源电解制氢技术拥有最低的碳排放 资料来源：中国氢能联盟，碳中和目标下制氢关键技术进展及发展前景综述，方正证券研究所 成本和碳排放方面，煤制氢和天然气制氢由于工艺成熟、应用规模大，目前具有较低生产成本，而其碳排放也是众多技术中最高的，因此这两种制氢技术也被称为“灰氢”。为有效解决化石能源制氢碳排放高的问题，目前开始尝试将化石能源制氢与碳捕集利用技术（CCS）相结合，即“蓝氢”。主要是在化石能源传统制氢工艺之后，增加碳捕捉环节，将产生的二氧化碳进行捕捉、封存和利用，有效减少整个过程的碳排放。由于国内CCS技术还处于探索示范阶段，因此成本相对较高，待这项技术成熟及大规模应用，有望推动成本下降。传统电解水制氢由于使用的电力主要来自电网的火力发电，且生产过程中会产生能耗损失，因此整个生产过程产生的碳排放甚至比化石能源直接重整制氢还高。而可再生能源电解制氢技术，由于所用电力来自水风光等清洁能源，因此全流程碳排放最少，也被称为“绿氢”。而可再生能源电解制氢技术，由于所用电力来自水风光等清洁能源，因此全流程碳排放最少，也被称为“绿氢”。制氢技术 制氢成本（元/Kg）制氢技术 制氢成本（元/Kg）碳排放（碳排放（Kg COKg CO2 2/Kg/Kg）技术成熟度技术成熟度 煤制氢 9 22-35成熟 煤制氢+CCUS 15-182-7示范论证 天然气重整制氢 15-2310-16成熟 天然气重整制氢+CCUS 18-271-6示范论证 工业副产制氢 10-16 成熟 传统电解水制氢 23（谷电）33.75-43.41 成熟 可再生能源电解水制氢（ALK技术）22.9-27.7 0.4-0.5 成熟 15 1.2 可再生能源电解制氢将是未来主要趋势 图表图表13：氢气可以促进电力与建筑、交通运输和工业之间的互连 13：氢气可以促进电力与建筑、交通运输和工业之间的互连 资料来源：IRENA，方正证券研究所 可再生能源发电制氢将是未来氢气生产的主要趋势，发展空间巨大。可再生能源发电制氢将是未来氢气生产的主要趋势，发展空间巨大。一方面，可再生能源发电制氢可以真正做到全流程清洁环保，碳排放几乎为零。在碳达峰碳中和战略背景下，将是未来的主要应用。另一方面，随着可再生能源发电平价上网，电解水制氢的电力成本将持续下降。同时当波动性可再生能源在电源结构中占到较高比重时，电力系统对电能储存和调节的需求也将不断增长，而电解水技术可以发挥有效的缓冲调节作用，实现跨季节储存以满足季节性高峰需求。同时，在未来，通过电解水可以将富足的可再生能源转化成绿氢，为建筑、交通、工业等高排放部门供给清洁环保的绿色原料和燃料，从而减少化石能源的使用，有效减少碳排放。16 1.2 地质储氢技术有效解决氢能跨季节储存 图表图表14：地质储存有效解决氢能长期、大规模储存的需求 14：地质储存有效解决氢能长期、大规模储存的需求 资料来源：IEA，方正证券研究所 结构 优点 缺点 结构 优点 缺点 地下盐穴 在地下岩层，利用水溶开采方式采矿后形成的地下洞穴 岩层具有较高的化学稳定性、机械性能及密封性能，所储氢气收到污染风险较低；盐穴高压使所储的氢气具有较高的释放率；建设成本较其他地下储气设施较低。若岩石中含有较高的可溶性钾镁盐，将影响盐穴的密封性能。枯竭的天然气藏、油藏 由储层、密封层和含水层组成 容积比盐穴更大；油气田结构在勘探和开发过程已得到深入了解；枯竭天然气田中的残余气体可以作为缓冲气体。渗透性比盐穴强；含有一定污染物质，氢在使用之前需提前清除污染物；氢气在高压下易与参与油发生反应生成甲烷。地质含水层 主要由多孔和可渗透岩石层组成，其中孔隙结构中充满淡水或盐水 这类地质结构在全球范围普遍存在；许多地下含水层靠近大型城市等能源消费集中地。与微生物、液体和岩石的反应会导致氢气的损失；存在不宜探查的断层，易引起氢气泄露。目前氢气小规模、短期储存仍以储罐为主，而如果想通过氢与可再生能源相结合，调节供电的目前氢气小规模、短期储存仍以储罐为主，而如果想通过氢与可再生能源相结合，调节供电的巨大季节性差异，则需要更长期、更大容量的储氢方式，其中地质储存是目前主要发展方向。巨大季节性差异，则需要更长期、更大容量的储氢方式，其中地质储存是目前主要发展方向。地下盐穴因具有较高的化学稳定性、密封性及较低建设成本，是目前地质储存中主要的应用方式。据IEA统计，美国拥有全球最大盐穴储氢系统，氢气储存量可达1-2万吨；英国拥有3个千吨级氢气储藏盐穴；德国3500吨级氢气储存盐穴将于2023年正式启动。枯竭油气藏比盐穴容积更大，且油气田结构在前期勘探和开发过程中已得到深入了解。地质含水层储氢相较于另外两种技术，目前较不成熟。但其地质结构在全球范围普遍存在，可以为缺乏盐穴和枯竭油气藏的地域提供大规模储氢的可能性。随着大规模地质储氢技术的发展，将有效解决氢能的大规模季节性储存需求。随着大规模地质储氢技术的发展，将有效解决氢能的大规模季节性储存需求。17 1.2 电解水制备成本将丌断降低伴随着产能增加，技术进步以及可再生能源电力成本的持续下降，可再生能源电解制氢（绿伴随着产能增加，技术进步以及可再生能源电力成本的持续下降，可再生能源电解制氢（绿氢）的成本将不断下行，这也有助于可再生能源电解制氢技术的大面积推广。氢）的成本将不断下行，这也有助于可再生能源电解制氢技术的大面积推广。依据英国Hemado咨询公司数据统计，2020年全球电解水成本在4.2美元/千克，其中运行成本0.2美元/千克，前期电解装置系统投资成本1.8美元/千克，电力成本2.2美元/千克。同时根据Hemado预测，未来电解水制备成本将不断下行。其中受益于近年可再生能源技术成熟和规模化发展，可再生电力成本预计在未来十年会显著下降；而伴随产能增加、技术进步,电解装置的转化效率和满载小时数将持续提升，这也促使单位氢气生产对应的电解装置成本将持续下降。图表图表15：绿氢制备成本将持续下降 15：绿氢制备成本将持续下降 资料来源：Hemado，方正证券研究所 18 1.3 PEM电解水技术具有独特优势 在技术层面，电解水制氢技术可分为碱性电解水制氢(ALK)、质子交换膜电解水制氢(PEM)、在技术层面，电解水制氢技术可分为碱性电解水制氢(ALK)、质子交换膜电解水制氢(PEM)、固体氧化物电解水制氢(SOE)和阴离子交换膜电解水制氢（AEM）。固体氧化物电解水制氢(SOE)和阴离子交换膜电解水制氢（AEM）。其中，碱性电解水技术最为成熟，其采用氢氧化钾水溶液作为电解质，以石棉为隔膜，分离水产生氢气和氧气。ALK由于是碱性条件，因此可以使用非贵金属电催化剂，因此电解槽造价成本较低；但是，ALK难以快速启动和变载，无法快速调节制氢速度，因此与可再生能源适配性较差。固体氧化物电解水制氢（SOE）采用固体氧化物为电解质材料，适合在高温环境下运作，能效更高，但处于初期示范阶段。而阴离子交换膜电解水制氢（AEM）以阴离子交换膜作为电解质隔膜，目前仍处于实验室阶段，其发展主要取决于相关材料技术的突破情况。从技术角度看，PEM电解水技术具有独特优势PEM电解水技术具有独特优势，许多新建项目开始转向选择PEM电解技术，近年开始获得较多的市场份额。首先，相较碱性电解水技术，PEM电解采用纯水电解，无污染、无腐蚀；其次，质子交换膜拥有更高的质子传导性，电解槽工作电流可大大提高，从而提升电解效率；同时PEM电解水技术能够提供更宽的负载范围和更短的响应启动时间，与水电、风电、光伏（发电的波动性和随机性较大）具有良好的匹配性，最适合未来能源结构的发展。与水电、风电、光伏（发电的波动性和随机性较大）具有良好的匹配性，最适合未来能源结构的发展。19 1.3 PEM电解水技术具有独特优势 图表图表16：PEM电解水技术负载范围更宽、启动更快 16：PEM电解水技术负载范围更宽、启动更快 资料来源：电解水制氢技术研究进展与发展建议，方正证券研究所 ALK PEM SOE AEM ALK PEM SOE AEM 碱性电解水制氢碱性电解水制氢 质子交换膜质子交换膜 固体氧化物固体氧化物 阴离子交换膜阴离子交换膜 电解质隔膜 20%-30%KOH 石棉膜 质子交换膜 氧化锆 阴离子交换膜和低浓度碱性溶液 电流强度（A/cm2）0.2-0.8 1-20.3-1 0.2-2 运行温度 70-9050-80700-85040-60负载范围 15%-100%5%-120%30%-125%5%-100%启动时间（热启动-冷启动)1-10分钟1秒-5分钟 能耗（kWh/Kg H2）47-6647-6635-5051.5-66 电解槽成本（USD/KW）270 400 电解槽寿命（h）6000 5000-8000 5000环保性 有腐蚀液体 无污染 无污染 技术成熟度 充分产业化 初步商业化 初期示范 实验室阶段 图表图表18：主要PEM电解水项目装机功率不断提升 18：主要PEM电解水项目装机功率不断提升 资料来源：IEA，方正证券研究所 20 1.3 PEM电解水项目数量不规模丌断上升PEM电解水技术近年在全球得到较多应用，新增项目数量和单项目装机规模也不断提升。PEM电解水技术近年在全球得到较多应用，新增项目数量和单项目装机规模也不断提升。2015年，西门子和林德气体在德国美因茨能源园区建成当时世界最大PEM电解工厂，额定装机功率达6MW；2019年，全球新增兆瓦级PEM电解水项目8个，单项目最大装机功率达10MW；2020年，法液空完成在加拿大贝坎库尔的20兆瓦PEM电解水项目建设。目前国内PEM电解项目规模较小，中科院大连化学物理研究所、中船重工集团718研究所等单位正开展PEM纯水制氢设备的研究与制造。2021年3月，上海电气与大连化学物理研究所达成兆瓦级模块化高效PEM电解水制氢装备及系统开发项目合作协议；同时，阳光电源发布国内首款绿氢SEP50 PEM电解槽，功率250kW,是目前国内可量产功率最大的PEM电解槽。图表图表17：全球兆瓦级PEM电解水项目数量逐年增长 17：全球兆瓦级PEM电解水项目数量逐年增长 资料来源：PEM：最具潜力的电解水制氢技术，IEA，方正证券研究所 时间时间 公司 地区 公司 地区 装机功率装机功率 主要用途 主要用途 2015 西门子、林德气体 德国美因茨 6 MW 供应当地化工企业、加氢站、注入管网 2018 马克汉姆能源储存公司 加拿大安大略 2.5 MW 调节电网供应 2019 奥地利公用事业公司、西门子等 奥地利林茨 6 MW 为钢铁生产供氢 2019 壳牌、ITM能源公司 德国莱茵炼油厂 10 MW 为炼油装置供氢 2020 法液空 加拿大贝坎库尔 20 MW 为北美客户供氢 21 1.3 质子交换膜是PEM水电解槽的核心组件 图表图表19：质子交换膜是PEM水电解槽核心组件 19：质子交换膜是PEM水电解槽核心组件 资料来源：PEM：最具潜力的电解水制氢技术，方正证券研究所 PEM水电解槽主要内部组件由内到外依次是质子交换膜、阴阳极催化层、阴阳极气体扩散层、阴阳极端板等。其中质子交换膜、催化层与扩散层组成膜电极，是整个水电解槽物料传输以及电化学反应的主场所。作为水电解槽电极的核心组件，质子交换膜不仅传导质子，隔离氢气和氧气，而且还为催化剂提供支撑，其性能的好坏直接决定水电解槽的性能和使用寿命，因此在整个设备作为水电解槽电极的核心组件，质子交换膜不仅传导质子，隔离氢气和氧气，而且还为催化剂提供支撑，其性能的好坏直接决定水电解槽的性能和使用寿命，因此在整个设备中至关重要。中至关重要。目录目录22 一氢能迎发展新机遇，PEM膜将成核心组件 二二下游需求持续增长，PEM膜未来市场增量可期 下游需求持续增长，PEM膜未来市场增量可期 三建议关注 四风险提示 2.下游需求持续增长，PEM膜未来市场增量可期23 2.1 质子交换膜应用广泛，未来市场增量可期2.1 质子交换膜应用广泛，未来市场增量可期质子交换膜可广泛应用于燃料电池、电解水、氯碱工业等领域。近年受益于环保趋严及政府政策支持，PEM燃料电池及电解水发展迅速，国内外市场都呈现出较快的需求增长和广阔的发展前景。而燃料电池和电解水的快速发展，也将持续为质子交换膜带来市场增量。2.2 质子交换膜具有较高性能要求，全氟磺酸PEM为目前主流应用2.2 质子交换膜具有较高性能要求，全氟磺酸PEM为目前主流应用作为燃料电池和电解槽关键组件，质子交换膜需具备高质子电导率、高机械强度等性能。目前市面上应用较多的主要是由高度疏水碳氟主链构成的全氟磺酸PEM。由于其存在成本较高、尺寸稳定性较差等缺点，部分氟化PEM、无氟PEM和复合PEM将成质子交换膜研究新方向。2.3 国外企业占PEM市场主导地位，国内企业进口替代空间巨大2.3 国外企业占PEM市场主导地位，国内企业进口替代空间巨大质子交换膜由于制备工艺复杂、技术要求高，长期被杜邦、戈尔、旭硝子等美国和日本少数厂家垄断。目前，国内东岳、科润等企业也积极布局，东岳150万平米质子交换膜生产线一期工程已投产，科润100万平米质子交换膜项目也已开工。随着国内技术的不断突破，国产质子交换膜实现进口替代空间巨大。质子交换膜质子交换膜（PEM），也叫质子膜或者氢离子交换膜，是一种致密的离子选择性透过的膜。（PEM），也叫质子膜或者氢离子交换膜，是一种致密的离子选择性透过的膜。质子交换膜上游主要包括基础材料和过程材料两个部分：基础材料即萤石，其与硫酸反应后生成氢氟酸，再和氯仿反应，生成后续树脂制备所需的原材料二氟一氯甲烷（R22)。过程材料即根据不同类型膜的要求，利用上游原材料制备可用于后续加工的各类全氟、非全氟以及特种树脂。下游应用方面，质子交换膜可广泛应用于燃料电池、电解水、氯碱工业等领域。24 2.1 质子交换膜应用广泛 图表图表20：燃料电池和电解水是质子交换膜下游主要应用领域 20：燃料电池和电解水是质子交换膜下游主要应用领域 资料来源：燃料电池用质子交换膜产业分析，方正证券研究所 下游用户 上游材料 基础材料 基础材料 萤石资源 过程材料 过程材料 全氟、非全氟及特种树脂 中游制造 质子交换膜制造 质子交换膜制造 燃料电池质子交换膜 燃料电池质子交换膜 电解水质子交换膜 电解水质子交换膜 氯碱质子交换膜 氯碱质子交换膜 其他 其他 25 2.1 质子交换膜是PEM燃料电池的核心组成 图表图表21：质子交换膜在燃料电池中起关键作用 21：质子交换膜在燃料电池中起关键作用 资料来源：燃料电池用质子交换膜产业分析，方正证券研究所 质子交换膜不仅在电解水技术中发挥关键作用，同时也是质子交换膜燃料电池（PEMFC）核心组成之一，在燃料电池内部发挥重要作用：质子交换膜不仅在电解水技术中发挥关键作用，同时也是质子交换膜燃料电池（PEMFC）核心组成之一，在燃料电池内部发挥重要作用：质子交换膜不仅防止电池阴阳极接触，避免两极燃料直接反应，确保能源利用率。传输氢离子，高质子电导率的PEM是电池效率的保证。质子膜通过氢离子的本质是只允许水合质子（H3O+）穿过，水合质子同质子交换膜中的磺酸基结合，然后从一个磺酸基到另一个磺酸基，最终到达另一边。电子以及阴离子都过不去。确保电子从外电路传输，达到形成电流的目的。燃料电池作为质子交换膜主要应用领域燃料电池作为质子交换膜主要应用领域，近年受益于环保趋严及政府政策支持，PEM燃料电池出，近年受益于环保趋严及政府政策支持，PEM燃料电池出货量不断提升。货量不断提升。据E4tech统计数据显示，全球燃料电池出货量从2011年的109.4MW增长至2019年的1129.6MW，年均复合增速达33.9%。其中PEM燃料电池出货量从2011年49.2MW，增长至2019年的934.2MW，年均复合增速高达44.48%，PEM燃料电池出货量占比也从44.9%进一步提升至82.7%。地区分布方面，亚洲是全球燃料电池主要出货地区，2019年亚洲地区燃料电池出货量占全球总出货量的59.9%，北美地区紧随其后，占比34.0%。26 2.1 全球PEM燃料电池出货量高速增长 图表图表22：PEM燃料电池出货量高速增长 22：PEM燃料电池出货量高速增长 资料来源：E4tech，方正证券研究所 图表图表23：亚洲是燃料电池主要出货地区 23：亚洲是燃料电池主要出货地区 资料来源：E4tech，方正证券研究所 27 2.1 国内燃料电池未来发展前景广阔 图表图表24：燃料电池和燃料电池车产能规模将快速增长 24：燃料电池和燃料电池车产能规模将快速增长 资料来源：中国氢能联盟，方正证券研究所 2019 2019 近期目标 近期目标（2020-20252020-2025）中期目标 中期目标（2026-20352026-2035）远期目标 远期目标（2035-20502035-2050）加氢站（座）23 200 1500 10000 燃料电池车（万辆）0.2 5 130 500 燃料电池系统（万套）1 6 150 550 燃料电池系统 成本（元/KW）80004000 800 300 国内需求方面，据中国氢能联盟在中国氢能源及燃料电池产业白皮书2019中统计预测，2019年全国燃料电池车产量在2000辆左右，燃料电池系统产能为1万套/年；预计到2025、2035和2050年，全国燃料电池车年产量将达5万、130万和500万辆，燃料电池系统产能也将分别达6万、150万和550万套。成本方面，2019年国内燃料电池系统成本仍大于8000元/KW。预计到2025年，随着技术水平的不断提升、生产规模的扩大，燃料电池成本将降至4000元/KW；到2025年和2030年，成本将进一步降至800元/KW和300元/KW。图表图表26：PEM膜占电堆总成本的9%26：PEM膜占电堆总成本的9%资料来源：DOE，方正证券研究所 28 2.1 PEM膜占电堆总成本的9%图表图表25：燃料电堆是燃料电池系统主要成本来源 25：燃料电堆是燃料电池系统主要成本来源 资料来源：DOE，方正证券研究所 燃料电池成本分布方面，据美国能源部披露数据，电堆是燃料电池的主要成本来源，占整个燃料电池系统成本的比例达45.4%，其余包括储氢设备、气体供给系统等占系统总成本的比例达54.6%。电堆内部来看，催化剂及涂覆是第一大成本支出，占电堆总成本的比例达53%；双极板紧随其后，占比20%；质子交换膜和膜电极框架成本占比分别为9%和8%。从整体看，质子交换膜成本约占燃料电池总成本的4.08%。29 2.1 燃料电池将持续为PEM膜带来市场增量 图表图表27：燃料电池应用将给PEM膜带来可观的市场增量 27：燃料电池应用将给PEM膜带来可观的市场增量 资料来源：中国氢能联盟，DOE，方正证券研究所 依据中国氢能联盟在中国氢能源及燃料电池产业白皮书2019中做的数据统计预测，2025年、2035年和2050年，国内燃料电池产能将分别达6万、150万和550万套，我们假设每套功率为100KW，燃料电池年产能即600万、15000和55000万千瓦。同时依据中国氢能联盟对未来燃料电池系统成本的预测以及美国能源部披露的成本结构，综合测算，燃料电池应用领域每年为质子交换膜带来的市场增量将持续增长，到2025年、2035年和2050年将分别为9.80亿、49.01亿和67.39亿，非常可观。近期目标 近期目标（2020-20252020-2025）中期目标 中期目标（2026-20352026-2035）远期目标 远期目标（2035-20502035-2050）燃料电池系统成本（元/KW）4000 800 300 单位电堆成本（元/KW）1815.2 363.04 136.14 单位质子交换膜成本（元/KW）163.37 32.67 12.25 燃料电池年新增（万千瓦）600 15000 55000 市场规模（亿元）9.80 49.01 67.39 30 2.1 全球电解水新增容量高速增长 图表图表28：全球电解水新增容量高速增长 28：全球电解水新增容量高速增长 资料来源：IEA，方正证券研究所 电解水同样是质子交换膜的一项重要应用领域。特别是近年，可再生能源飞速发展，而PEM电解制氢技术因具备快速启停优势，能匹配可再生能源发电的波动性，提高电力系统灵活性，逐步成为可再生能源发展和应用的重要方向。据IEA统计数据显示，近年全球电解水年新增装机容量快速增长。2014年，全球电解水新增装机仅9.1MW；到2019年，全球电解水装置当年新增规模达25.4MW。同时，IEA根据已公布的项目数据进行预测，2020-2023年电解水年新增装机容量将呈现高速增长，到2023将达1433.1MW，较2014年相比，年均复合增速将高达75.44%。31 2.1 我国可再生能源发电制氢未来前景广阔 国内需求方面，据中国氢能联盟数据，2020年我国氢气得年需求量为3342万吨，而其中主要供应来源于化石能源制氢和成本较低的工业副产制氢，可再生能源电解制氢仅占总供应量的1.52%左右，约51万吨。到2030年碳达峰情景下，氢气年均需求将达3715万吨，煤制氢结合CCS技术和可再生能源电解制氢将成为有效的供氢主体，可再生能源电解制氢占整体的比例也将进一步提升至15%。到2050年，国内氢能市场进入远期发展阶段，氢气年需求量将达9690万吨，可再生能源电解水制氢将成为有效供氢主体，占比约达70%，而煤制氢配合CCS技术、生物制氢等其他技术将成为有效补充。图表图表29：可再生能源电解制氢供给占比将不断扩大 29：可再生能源电解制氢供给占比将不断扩大 资料来源：中国氢能联盟，方正证券研究所 32 2.1 质子交换膜占电堆总成本的15.1%图表图表30：电堆是电解槽系统中最大成本支出 30：电堆是电解槽系统中最大成本支出 资料来源：IRENA，方正证券研究所 图表图表31：质子交换膜占电堆总成本比例为15.1%31：质子交换膜占电堆总成本比例为15.1%资料来源：IRENA，方正证券研究所 成本分布方面，据国际可再生能源署统计数据显示，电堆是整个电解槽装置中最大的成本支出，占总成本的45%；其次是电力供应系统和去离子水循环系统，占比分别为27.5%和12.1%。电堆内部来看，双极板是成本主要来源，占电堆总成本的比例达53%；多孔传输层和质子交换膜紧随其后，分别占比17%和15.1%；而催化剂的成本占比约在8.9%。从整体看，质子交换膜的成本约占电解槽总成本的6.8%。图表图表32：电解水