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十大新材料产业梳理！

2024-3-17 15:22| 发布者: amtbbs| 查看: 3| 评论: 0

摘要: 转发一篇海通证券十大新材料行业研报，供船友们周末研读充电！以下是正文：总论：本文详细梳理十大新材料产业链的市场空间。主要基于光伏、风电、新能源车、半导体、军工5大领域。绿氢产业：新能源产业的助推剂。假 ...

转发一篇海通证券十大新材料行业研报，供船友们周末研读充电！以下是正文：

总论：

本文详细梳理十大新材料产业链的市场空间。主要基于光伏、风电、新能源车、半导体、军工5大领域。

绿氢产业：新能源产业的助推剂。假设2025年弃风率30%，弃光率20%，且全部弃电均制成氢气。则弃电总量为3136亿千瓦时，可制成61.7亿千克氢气。假设氢气成本18.5元/公斤，则总产值为1141亿元。

储氢技术：绿氢产业的助推环节。储氢技术一般分为物理储氢和化学储氢，物理：高压气态储氢、低温液态储氢。化学储氢包括固态金属储氢与有机溶液储氢。

硅基太阳能材料：绿电载体。根据CPIA数据，2020年全球多晶硅需求量为46万吨，预计2025年需求量为203万吨，CAGR为45%。金属硅和多晶硅的折算关系：1吨多晶硅需要1.2吨工业硅（金属硅），1GW的光伏装机约需4700吨金属硅。

固态电池：新能源汽车赛道长坡厚雪。根据Adroit Market Research的数据，2018-25年全球动力锂电池市场将以约14%的年复合增长率逐步扩张，因此预计到2025年，全球的动力锂电池市场规模将有望达到1000亿美元。在乐观预期的假定下，固态电池的市场渗透率将有望达到5%，因此固态电池的市场规模将可能达到50亿美元。

为了更方便理解2025年动力电池1000亿美元的市场空间，具体的细化换算关系如下：假设每辆新能源汽车使用60KWh的电池，预计2025年全球新能源汽车销量为1500万辆，则全球总动力电池需求将达到900GWh；按照电池价格100美元/KWh计算，则2025年动力电池的市场规模预计会达到1000亿美元水平。

氢燃料电池：新能源车发展的重要形态。燃料电池拉动铂需求：当前技术，我国燃料电池耗铂量平均大约为0.4g/kW，国际前沿技术可以做到0.2g/kW，预计2025年可进一步降低燃料电池耗铂量，降低至0.1g/kW。我们假设2025年，燃料电池汽车平均功率为100kW，则一辆燃料电池汽车耗铂量约为10g，因此每100万辆燃料电池车带动的铂需求量约10吨。

半导体硅片：半导体产业链中最重要的原材料。据SEMI统计，2020年全球硅片的出货面积达124.07亿平方英寸,12英寸硅片面积约为113.09平方英寸/片，约等于1.1亿片12英寸硅片。目前12英寸硅片的价格约100美元/片，2020年全球市场规模为111.54亿美元。按照每年3%的增速计算，2025年全球市场规模约130亿美元。

溅射靶材：国产替代进行时。据SEMI数据显示，2020年溅射靶材占晶圆制造材料的2.6%、占封装材料的2.7%。同时，据前瞻产业研究院的数据，2020年全球晶圆制造市场规模为348.39亿美元，封装测试全球市场规模为204亿美元。二者相加，在2020年，溅射靶材市场规模为14.56亿美元。以过去3年平均年化3%的增长速度预计，在2025年，封装测试材料全球市场规模为236.49亿美元，溅射靶材全球市场规模将达到16.87亿美元。

碳纤维：轻量化时代的必需品。由于碳中和带来的巨大增量需求，我们主要针对风电这一需求进行估测，1GW风电约需311吨碳纤维。2020年风电新增装机为96.3GW。按照14万元/吨的价格假设，我们匡算2020年用于风电的碳纤维市场规模约为42亿元。2025我们假设风电新增装机为400GW，对应碳纤维约为12万吨，则市场规模约为170亿元。

高温合金：航空航天领域的高技术材料。军用航空发动机对于高温合金的需求来自于两大部分。

1）发动机增量：我们预测2025年我国新生产军机数量为200架/年。基于新增军用飞机平均配备3台发动机的基本假设（战斗机为双发，且每机配备一个备用发动机），2025年新增的发动机数量为600台。

2）发动机维修替换：军机发动机工作寿命正常 400-500小时，假设军机发动机平均更换周期约为一年。预计到2025年，现有存量军机约3500架，同时基于每架军机需更换1.5台发动机的假定，我们预计25年我国的存量军机发动机替换需求量将达到5250台。根据现有数据，粗略假定每台军用航空发动机的质量为1.5吨，其中高温合金的质量占比为50%，并且在制作过程中高温合金的成材率为10%，则每台航空发动机对应的高温合金用量约为7.5吨。据此，我们预测2025年，国内军用航空发动机对于高温合金的需求量将突破4.3万吨。按照30万元/吨的价格来推算，2025年高温合金在军用发动机细分市场的规模将有望达到130亿元。

砷化镓：第二代半导体。根据Yole预测，全球砷化镓产值将由2020年的2亿美元上升至2025年的3.48亿美元，复合年均增长率达到10%。

图表1：十大新材料市场空间增速与规模一览

资料来源：海通国际整理，详见下文

1. 绿氢产业：新能源产业的助推剂

绿氢生产产业上游为可再生能源发电，中游为电解水制氢，下游为氢气储运环节。

图表2 绿氢产业链一览

资料来源：中国氢能联盟，海通国际

据中国能源局官网数据，截至2020年底，我国可再生能源发电装机总规模达到9.3亿千瓦，占总装机的比重达到42.4%，同时我国可再生能源发电量达到2.2万亿千瓦时，占全社会用电量的比重达到29.5%。截至2020年底，我国风电装机2.8亿千瓦，年发电量4665亿千瓦时；太阳能发电装机2.5亿千瓦，年发电量2611亿千瓦时。

我国可再生能源开发建设最早始于“三北”区域。近几年,受“三北”区域消纳能力影响，风、光等可再生能源增长主要集中在中东部地区。但是,中东部受严苛的土地、资源和生态环境保护限制，风电、光伏的经济环保可开发容量仅在10亿千瓦左右,存在天花板上限,难以保障长远能源需求。因此,未来我国可再生能源发展的重心将从中东部区域重新“北上”和“西进”,向“三北”等资源富集区域回归。但是当地发电能力和用电能力不匹配意味着需要有运输、消纳过剩电能的手段，否则弃风弃光现象势必增加。

同时当大量可再生能源并网运行之后，单纯依靠短周期的小时级储能无法满足电力稳定供应的要求，需要有日度，月度甚至是季节性储能方案。

这两个条件为绿电储能市场开辟了广阔的空间。其中绿电制氢就是一条富有竞争力的技术路线。

2021年习近平总书记明确提出，我国2030年光伏和风电总装机容量将达到12亿千瓦以上。2020年底我国风电和太阳能总装机量为5.3亿千瓦，缺口为6.7亿千瓦。假设2025年填上了一半缺口，且新建的风电光伏比例与现在相同，则2025年光伏和风电总装机容量为8.65亿千瓦，每年可产生11875亿千瓦时电能。以50.83千瓦时每kg氢气计算（理想情况下，生产1kg氢气理论上需要电量为33.04千瓦时。若电解效率按65%计算，则生产1kg氢气耗电量为50.83千瓦时），则这些绿电可制233.6亿kg氢气。

以中国氢能联盟提供的制氢成本计算，假设可再生能源发电大面积铺开后电价为0.2元每千瓦时，则制氢成本18.5元/kg。

对于市场空间预判：2016年中国西部地区弃光率约为20%，弃风率为33.34%。2016年之后由于国家能源局调控，弃风弃光率均有所下降。但随着新能源发电大规模装机，可预见弃风弃光率将再度上升。假设2025年弃风率30%，弃光率20%，且全部弃电均制成氢气。则弃电总量为3136亿千瓦时，可制成61.7亿千克氢气。假设成本18.5元每公斤氢气，则总产值为1141亿元。

图表3 氢气生产成本随电价变化情况

资料来源：中国氢能联盟，海通国际

图表4 不同制氢方式成本对比

资料来源：中国氢能联盟，海通国际

1.1 氢气管道运输与特高压输电的性价比分析-运氢技术亟待提高

由中南电力设计院数据，1000kV交流特高压线路建设费用为425-590万元/km，取500万元/km。常见的LGJ-8×500型号导线1000kv特高压输电能力为12000MW。假设一年365天无间断供电，则年输电量为105亿千瓦时。

根据国内济源-吉利输氢管道项目测算，该项目年输送能力10.04万吨氢气，总造价1.54亿元，折算建设成本为616万元/km。按燃料电池发电效率为60%（发出的电能与直接燃烧氢气的热能相比）计算，10.04万吨氢气可折合能量电能23.82亿千瓦时。

造成这个现象的原因主要是当前氢气管道运输技术尚不成熟。首先输氢压力一般仅为1-4MPa（济源-吉利项目为4MPa）。同时使用的管径也较小（济源-吉利项目使用ф508mm管道）。相比之下，我国国内天然气主干线输气管最大压力为10MPa，最大直径能够达到ф1016mm～ф1219mm。若氢气管道运输各项指标能达到天然气主干线水平，则氢气管道运输能力可达到当前水平的10-14倍，能量传输能力超过特高压线路。

但应该指出的是，特高压输电只能解决能量的传输问题，对于可再生能源的波动性无能为力，故运出来的电要并入电网还需其他能量存储方式配合。而氢气作为能量承载介质，相比电力的最大优势在于可以同时解决能量的储存问题。故不应完全以运输成本评判两种方案。

值得一提的是，世界各国也在研究将氢气部分掺入天然气管道进行运输的可行性。2019 年，德国 E.ON 的子公司 Avacon 计划将天然气管道网的氢气掺杂率提高到 20%。2020年开始，英国HyDeploy示范项目向基尔大学现有的天然气网络注入高达20％（按体积计）的氢气。

由于天然气管网十分庞大，故即使是部分掺氢也可以消纳大量的氢气，降低可再生能源波动产氢的储运成本。此种方案若成功，我国在绿电制氢初期阶段也可以借用西气东输的管线，大大减少氢气储运成本。为后续氢气管道运输技术成熟争取时间。

1.2 电解水制氢设备分析-碱性电解法成熟可靠，质子交换膜未来可期

电解水制氢第一大投入是电费，第二大投入就是设备。三种最有可能的电解水制氢技术路线各方面对比：其中固体氧化物电解法尚处于实验室阶段，碱性电解法已经是成熟的商业化技术，而质子交换膜电解水处于初步商业化阶段

图表5 三种电解水制氢方案对比

资料来源：全球能源互联网研究院，海通国际

碱性电解法隔膜主要为石棉，正负极为Ni或Ni合金。质子交换膜电解法隔膜为质子交换膜，然后在质子交换膜两面涂敷Pt、Ir等贵金属作为催化剂。

目前相同产能下，质子交换膜电解水设备成本约为碱性电解水的2-3倍，这主要是质子交换膜和贵金属催化剂导致的。碱性电解槽目前已经基本实现全国产化，虽然隔膜与电极性能与国外有一定差距，但是成本优势显著。而质子交换膜电解法核心技术优质质子交换膜目前被杜邦、DOW、旭化成等少数国外企业垄断，国产产品与国外性能差距显著。这也是质子交换膜电解法高成本的重要原因之一。

图表6 三种电解水制氢方案技术指标对比

资料来源：中国氢能联盟，海通国际

同时由于质子交换膜多为氟磺酸树脂，故要求催化剂在催化性能良好之外还必须耐腐蚀。目前能满足两个条件的催化剂只有Pt、Pd、Ir、Ru等铂族贵金属及其氧化物，这也是质子交换膜电解法成本居高不下的另一个重要因素。

质子交换膜法相比于碱性电解法具有以下几个关键优势：

1、启动时间短。碱性电解法每次开机需要启动时间（大于20分钟），质子交换膜电解法启动时间短（小于10分钟），可以做到随用随开，比碱性电解法更适合用于电力供应有波动的可再生能源制氢。

2、工作范围大。质子交换膜法可在0%-160%范围内工作，碱性电解法只能在10%-110%，更大的工作范围有利于适应可再生能源供电的波动性，也有利于辅助调节电网负载。

3、制取氢气纯度高，可达99.999%。在对氢气纯度有高要求的场合提纯成本低，可具有成本优势。

由于成本影响，短期内可预计碱性水电解法是主流的电解水制氢方案，随着质子交换膜成本的下降以及更少贵金属用量的催化剂开发，预计质子交换膜电解法会成为主流制氢方案。

1.3 主要上市公司-巨头纷纷入场，前途方兴未艾

碱性电解法已经很成熟，国内主要企业有中船718所、苏州竞立、天津大陆、淳华氢能等，国外企业主要有NEL（挪威）、西门子（德国）等。

质子交换膜电解法在国内目前还处于初步商业化阶段，提高技术水平、降本增效是当前主要目标。上述企业也在积极研发和改进质子交换膜电解法。

同时光伏、石化等行业的龙头企业也在积极跨界布局电解水制氢。

图表7 光伏、石化巨头跨界布局电解水制氢情况

资料来源：海通电新组，海通国际

2. 储氢技术：绿氢产业的助推环节

储氢技术一般分为物理储氢和化学储氢，物理：高压气态储氢、低温液态储氢。化学储氢包括固态金属储氢与有机溶液储氢。

高压气态储氢技术成熟，但存在着泄露的风险。而低温液态储氢虽然安全，高效，则存在着成本高、耗能大的缺点。因此，我们认为，未来发展的方向是固态金属储氢与有机溶液储氢。固态金属储氢一般指镁、钛、稀土等合金。不饱和烃类有机溶液通过加氢、脱氢来储存、释放氢气。

图表8 不同储氢方式对比

资料来源：中国氢能技术发展现状与未来展望，海通国际

2.1 细化区分不同方法

高压气态储氢是将氢气加压后打入储氢罐，储氢罐有四层结构，铝合金制成罐体，内部衬塑料内胆，外面包裹碳纤维强化塑料（CFPR）保护层，保护层外边还有玻璃纤维减震层。装有5kg氢气的氢气罐本身就会重达100多千克，储氢质量百分比仅有5%左右。

液化储氢技术是将纯氢冷却到20K，使之液化后装到“低温储罐”中储存。为了减少蒸发损失，储罐做成真空绝热的双层不锈钢容器，两层壁之间除保持真空外，还放置薄铝箔以防辐射。目前质量效率比为5.1%-10%。

有机液体储氢是利用不饱和有机液体的加氢和脱氢反应来实现储氢。某些有机液体可以可逆吸放大量氢，且反应高度可逆、安全稳定、易运输，可以利用现有加油站加注有机液体。常用储氢的有机液体包括苯、甲苯、萘、吡啶等，质量储氢密度已接近7.5%。稀土储氢材料一般指的是稀土储氢合金粉，它是在稀土金属中加入某些第二种金属形成合金后，在较低温度下能可逆地吸收和释放氢气的材料。最早出现的稀土储氢合金是CaCu5型六方结构的稀土储氢合金LaNi5、CeNi5，其中以LaNi5为典型代表，其在室温下可与几个大气压的氢反应被氢化，生成具有六方晶格结构的LaNi5H6。