请务必阅读正文之后的免责条款部分[Table_MainInfo][Table_Title]2023.09.27碱性槽和PEM并行，电解水制氢日渐成熟——制氢行业专题报告石岩(分析师)庞钧文(分析师)马铭宏(分析师)0755-23976068021-386747030755-23976068shiyan019020@gtjas.compangjunwen@gtjas.commaminghong027534@gtjas.com证书编号S0880519080001S0880517120001S0880523050001本报告导读：随着制取技术的成熟，以及清洁低碳要求的提高，绿氢将加速发展。现阶段碱性电解槽制氢和PEM电解槽制氢技术并行，向着单体大制氢量、低能耗的方向快速发展。摘要：[Table_Summary]投资建议：我们认为随着绿氢制取技术成熟，以及风光等可再生能源装机占比提升，绿氢成长空间将进一步打开，制氢和燃料电池企业有望充分受益，建议关注：1）电解槽技术成熟，有望快速实现项目落地的公司，推荐标的：隆基绿能、阳光电源、明阳智能，受益标的：科威尔；2）拥有成熟燃料电池产品的公司，受益标的：亿华通等。“灰氢”是目前最主要的氢气来源。根据中国氢能联盟数据统计，2022年我国氢气的产量达到4004万吨，煤制氢是最主要的制氢途径，2021年煤制氢占比62%。全球来看，根据IEA数据统计，2021年全球氢气总产量为9400万吨，其中，天然气制氢占比55%，煤制氢占比17%，工业副产氢占比16%。工业副产氢产地覆盖范围广，资源负荷中心都具备一定产能，潜在产能超1000万吨。与可再生能源丰富的西北地区相比，工业副产氢可覆盖京津冀、长三角和广东地区，与氢能应用先发地区相匹配。目前我国的焦炉煤气、氯碱化工、合成氨及合成甲醇、丙烷脱氢等工业每年能够提供百万吨级的副产氢气供应，工业副产氢可在氢能产业发展初期提供低成本、分布式氢源，有利于氢能的快速发展。绿氢制备降本空间大，远期绿氢成本与灰氢持平。远期来看，碱性电解槽制氢成本和PEM电解槽制氢成本的降幅分别达到63.1%和73.8%。碱性电解槽制氢成本的降低主要受益于电耗及电价的降低带来的运营成本下降，以及寿命的延长带来的固定资产均摊成本下降，两者的降幅分别达到78.0%和79.5%。PEM电解槽制氢成本的降低主要受益于电价的下降，以及国产化替代带来的设备成本下降叠加寿命延长带来的均摊成本下降，两者的降幅分别达到94.2%和57.8%。截至2023年上半年，中国电解槽名义总产能超过14GW，其中碱性电解槽占比约94%，PEM电解槽约6%。目前行业较为分散，大部分厂商碱性电解槽产能在0.5-1.5GW之间。为实现绿氢加速放量，降本增效是当前技术迭代的重心，电解槽向着高单体制氢量、低能耗的方向快速发展。风险提示：制氢降本不及预期，氢气储运发展不及预期等。[Table_Invest]评级：增持上次评级：增持[Table_subIndustry]细分行业评级[Table_DocReport]相关报告新兴能源《复合集流体产业化加速，市场空间广阔》2023.09.25新兴能源《欧洲反补贴影响有限，氢领域多点开花》2023.09.25新兴能源《固态电池产业化提速，电池材料再迎拓展》2023.09.16新兴能源《【国君电新】新能源汽车数据库20230913》2023.09.14新兴能源《【国君电新】动力电池数据库20230913》2023.09.14行业专题研究股票研究证券研究报告[Table_industryInfo]新兴能源行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分2of26目录1.政策先行，氢能起势....................................................................32.灰氢是目前最主要的氢气来源......................................................43.工业副产制氢潜在产能超千万吨..................................................64.电解水制氢：碱性和PEM电解槽齐头并进..................................84.1.碱性电解槽...........................................................................114.2.PEM电解槽.........................................................................145.绿氢成本逐渐接近灰氢制备成本................................................186.主要标的...................................................................................196.1.隆基绿能：构建绿电绿氢一体化可再生能源解决方案...........196.2.阳光电源：布局双线制氢路线..............................................216.3.明阳智能：打造风电制氢一体化项目...................................216.4.亿华通：受益材料体系同源性，上游布局PEM制氢............226.5.科威尔：从燃料电池到制氢端布局电源测试设备..................237.投资建议...................................................................................248.风险提示...................................................................................24oPuNtRsNsRuMsNpQwPuNmMbRaO6MtRoOtRtQkPnNvMeRsQyQ7NnMnRuOmPmRvPnPpQ行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分3of261.政策先行，氢能起势“十三五、十四五”期间，政策频频出台，推动氢能加速发展。2019年两会期间，氢能被首次写入政府工作报告。2020年4月，氢能被写入《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》。2022年发改委、能源局颁布了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，明确了氢能在我国能源绿色低碳转型中的战略定位、总体要求和发展目标。2023年发改委发布《产业结构调整指导目录（2023年本，征求意见稿）》，涉及氢能应用领域包括电力、新能源等11个方面。2023年8月，我国首个氢能产业链标准体系建设指南发布，涵盖基础与安全、氢制备、氢储存和输运、氢加注、氢能应用五个子体系。随着国家政策的持续加码，氢能将在我国得到长远的发展。根据《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，至2025年，交通、工业、储能、发电等领域试点示范将稳步开展，可再生能源制氢量将达到10-20万吨/年，成为新增氢能消费的重要组成部分。至2030年，中国将逐步建成较为完备的清洁能源制氢及供应体系，对实现碳达峰战略目标形成支撑。根据《开启绿色氢能新时代之匙:中国2030年“可再生氢100”发展路线图》预测，到2030年，可再生氢供给量将达到770万吨”。考虑到区域经济、产业适用特点，可再生氢将率先在化工、交通、钢铁等技术成熟度较高和应用可行性较好的部门规模化应用。图1：我国氢能政策频频出台资料来源：中国氢能联盟，国泰君安证券研究表1：我国已制定多项涉及到氢能的政策制定时间制定部门政策标题涉及到氢能的主要内容2020.4国家能源局《中华人民共和国能源法（征求意见稿）》氢能首次被列入我国的能源范畴2021.3国务院《中华人民共和国国民经济和社会发展第十四个五年规划和2035年远景目标纲要》明确将氢能列为前沿科技和产业变革重要领域，谋划布局一批未来产业2021.9国务院《关于完整准确全面贯彻发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》推动加氢站建设;加强氢能生产、储存、应用关键技术研发、示范和规模化应用行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分4of262021.10国务院《2030年前碳达峰行动方案的通知》从应用领域、化工原料、交通、人才建设等多个方面支持氢能发展2021.12工信部《"十四五"工业绿色发展规划》加快氢能技术创新和基础设施建设,推动氢能多元利用2022.3发改委、国家能源局《氢能产业发展中长期规划(2021-2035年)》明确了氢能在我国能源绿色低碳转型中的战略定位、总体要求和发展目标2023.7发改委《产业结构调整指导目录（2023年本，征求意见稿）》征求意见稿中涉及氢能的领域包括电力、新能源、储能、钢铁、石化化工、建材、机械、汽车、船舶、轻工、信息产业等2023.8六部委《氢能产业标准体系建设指南（2023版）》国家层面首个氢能全产业链标准体系建设指南发布，涵盖5个子体系，20个二级子体系、69个三级子体系资料来源：政府部门官网，国泰君安证券研究2.灰氢是目前最主要的氢气来源主要的制氢方式包括化石燃料制氢、工业副产制氢和水电解制氢等三类。化石燃料制氢技术成熟度高，成本低，以煤和天然气制氢为主，制氢过程中会排出二氧化碳等温室气体。工业副产制氢是指以包含氢气的工业尾气为原料，通过变压吸附法（PSA法）回收提纯制氢；由于原料属于工业副产品，无需额外的原料投入，因此具有成本低廉的特点。电解水制氢是指通过直流电将水分子分解为氢气和氧气，所产生的氢气纯度高（>99%），是未来最主要的绿氢生产方式。表2：电解水制氢是最环保的技术手段制氢方法反应原理优点缺点化石燃料制氢煤制氢煤焦化和煤气化煤资源丰富、成本低、技术成熟CO2排放天然气制氢蒸气转化法成本低、产量丰富CO2排放工业副产氢焦炉气制氢分离提纯工业副产、成本低空气污染、建设地点受原材料供应限制氯碱制氢氯酸钠尾气脱氧脱氯，PVC尾气吸附净化产品纯度高、原料丰富建设地点受原料供应限制生物质制氢催化分解环保技术不成熟、纯度低电解水制氢碱性电解制氢电解水制氢技术成熟、成本低产气需脱碱、需稳定电源质子交换膜制氢操作灵活、尺寸小、适合可再生发电制氢需使用稀有金属铱、铂等，成本高且供应链受限固体氧化物电解制氢转化率高技术尚不成熟数据来源：毕马威，国泰君安证券研究当前绝大部分氢气为“灰氢”。根据中国氢能联盟数据统计，2022年我国氢气的产量达到4004万吨。根据中国煤炭工业协会统计，我国2021年煤制氢是最主要的制氢途径，占总量的62%，工业副产氢、天然气制行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分5of26氢分别占比19%、18%，仅有1%的氢气来源于电解水。全球来看，根据IEA数据统计，2021年全球氢气总产量为9400万吨，其中，天然气制氢占比55%，煤制氢占比17%，工业副产氢占比16%，灰氢同样占主导地位。图2：2022年中国氢气产量超4000万吨数据来源：中国氢能联盟，国泰君安证券研究图3：中国氢气产量的62%来源于煤制氢图4：天然气制氢为全球最主要的制氢途径数据来源：中国煤炭工业协会，国泰君安证券研究数据来源：IEA，国泰君安证券研究灰氢生产以掌握煤炭、石油、天然气资源的国有企业为主，包括中国神华、美锦能源、东华能源、中石油、中石化等。中国石化在我国氢能源行业和国内氢气制取市场的产能/产量上处于领先地位，凭借石油化工的强大实力，氢气产能达到350万吨/年；中国石油氢气产能超过260万吨/年。煤炭制氢主要集中于山西、宁夏、陕西等煤炭产区，天然气、炼油重整制氢则多分布在青岛、宁波等地的大型石化炼化基地。表3：灰氢主要生产区位于山西焦煤产区产区种类年产能山西焦煤产区焦炉气制氢140亿m3氢气产能宁夏宁东能源化工基地煤制氢235万吨、甲醇制氢2.17万吨、化工副产氢3.4万吨240万吨陕西煤炭产区煤制氢35万吨青岛氢能产业聚集区石化炼油副产氢、电解水绿氢、丙烷脱氢等28万吨0%5%10%15%20%25%30%35%40%010002000300040005000201220132014201520162017201820192020202120222023E中国产量（万吨）YOY行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分6of26浙江宁波化工聚集区中石化炼油副产氢、舟山LNG重整制氢、丙烷脱氢等来源：文硕资讯，国泰君安证券研究煤制氢和天然气制氢的原材料成本占75%以上。原材料的价格波动对制氢成本影响较大。以煤炭价格800元/吨，天然气价格3元/Nm3为基准计算，在考虑碳封存及碳税的影响时，煤制氢和天然气制氢的成本分别从10.8/14.7元/kg上涨至15.6/17.0元/kg。图5：煤制氢原料成本占比75%图6：天然气制氢原料成本占比76%数据来源：《氢能供应链成本分析及建议》，国泰君安证券研究数据来源：《氢能供应链成本分析及建议》，国泰君安证券研究表3：化石燃料制氢成本在10.8-14.7元/kg之间，叠加碳排成本上升至15.6-17.0元/kg煤炭价格（元/吨）2004006008001000煤制氢成本（元/kgH2）6.88.19.510.812.1碳排（kgCO2e/kgH2）19.919.919.919.919.9叠加CCUS成本（元/kgH2）11.512.814.215.516.9叠加碳税的制氢成本（碳价55元/t，元/kgH2）11.612.914.215.616.9天然气价格（元/Nm3）12345煤制氢成本（元/kgH2）7.210.914.718.422.1碳排（kgCO2e/kgH2）9.59.59.59.59.5叠加CCUS成本（元/kgH2）9.413.216.920.724.4叠加碳税的制氢成本（碳价55元/t，元/kgH2）9.513.217.020.724.4注：煤制氢碳排放为19.94kgCO2e/kgH2,假设CCUS封存CO2的量为18.94kg/H2，碳排放为1kg/kgH2；天然气制氢碳排放为9.5kgCO2e/kgH2,假设CCUS封存CO2的量为9.0kg/kgH2，碳排放为0.5kg/kgH2；数据来源：《中国CCUS技术发展趋势分析》，中国氢能发展报告2020，国泰君安证券研究3.工业副产制氢潜在产能超千万吨我国是全球最大的工业副产氢国家，每年能够提供千万吨级的氢气供应。与可再生能源丰富的西北地区相比，工业副产氢可覆盖京津冀、长三角和广东地区，与氢能应用先发地区匹配。目前我国的焦炉煤气、氯碱化行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分7of26工、丙烷脱氢等工业每年能够提供千万吨级的氢气供应，工业副产氢可在氢能产业发展初期提供低成本、分布式的氢源，有利于氢能的快速发展。图：中国工业副产氢产地覆盖范围广，资源负荷中心都具备一定产能数据来源：头豹研究我国副产氢潜在产能超1000万吨。1）我国是全球最大的焦炭生产国，国内焦炭产量约4.4亿吨，占全球产量的60%，每生产1t焦炭可产生焦炉煤气350-450m3，焦炉煤气中氢气占50%-60%，因此焦化副产氢潜在产能达1000亿m3。2）我国氯碱产业烧碱产量约为3000-3500万吨，每生产1吨烧碱可生产副产氢208m3，每年副产氢气可达75-87万吨。3）丙烷脱氢产物中氢气占比60%～95%，目前国内共有10余个项目投产，预计到2023年，丙烷脱氢的副产氢气产能可达到37万t/a。4）乙烷脱氢至乙烯产物中氢气占比在95%以上，每产生一吨乙烯副产氢约107kg，2021年我国乙烯产量在2825万吨，潜在副产氢产量在303万吨。表4：工业副产氢技术包括焦化副产氢、氯碱副产氢、丙烷脱氢、乙烷脱氢技术简述氢气产率潜在产能制氢成本焦化副产氢利用炼焦过程产生的含氢量高（55%-67%）的焦炉煤气通过净化、分离、提纯得到氢气200m3/t-焦炭770亿m3（~687万t）0.8-1.3元/Nm3（焦炉气价格：0.3元/Nm3）氯碱副产氢以食盐水为原料，采用离子膜或石棉隔膜电解槽生产烧碱和氯气，并通过精华提纯得到氢气208m3/t-烧碱90亿m3（~80万t）1.3-1.5元/Nm3丙烷脱氢将丙烷通过加热和催化剂的作用，使其发生脱氢反应，生成丙烯和氢气55.5Nm3/t-丙烷37万t0.89-1.83元/Nm3乙烷脱氢乙烷在高温高压下脱氢制乙烯，副产氢气，氢气纯度在95%以上107kgH2/t-乙烯303万t1.1-1.3元/Nm3合计~1077万t数据来源：《碳中和背景下工业副产氢气能源化利用前景浅析》，头豹研究，国泰君安证券研究行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分8of264.电解水制氢：碱性和PEM电解槽齐头并进电解水制氢的技术主要包括碱性水电解、质子膜纯水电解、固态氧化物电解三种技术路线。1）碱性电解槽投资成本低，寿命长，规模大，但动载性能差、电流面密度低。2）PEM在各性能指标上表现均衡且指标突出，适合于各种场景下制氢，包括工业制氢、便携制氢和用作电网调幅的动态负载，但成本偏高。3）SOEC效率高，热机状态动载性能好，可快速双向工作，但需要高温热源，且设备投资大、寿命短，适用于核电制氢及大规模热电联供等。图5：电解水制氢主要包括三种技术路线数据来源：电解水制氢储能技术现状与展望，国泰君安证券研究碱性水电解：水分子在直流电作用下，在电解池两级发生氧化和还原反应，水分子在阴极被还原，生成氢气和氢氧根离子，氢氧根离子穿过物理隔膜到达阳极，在阳极析出氧气，生成氧气和水。质子膜纯水电解：纯水通过进水通道进入催化层，在直流电源和催化剂的共同作用下，阳极产生氧气和氢离子，氢离子穿过质子交换膜与阴极的电子结合产生氢气。PEM电解水制氢纯度较高，仅存在少量水蒸气，经过干燥后可直接用于燃料电池。固态氧化物电解：按照电解质载流子的不同，可分为氧离子传导型SOEC和质子传导型SOEC，目前研究较多和发展更为成熟的是氧离子传导型SOEC。固体氧化物电解池核心组成包括：电解质、阳极和阴极。中间是致密的电解质层，两边为多孔的氢电极和氧电极。以氧离子传导型SOEC为例，较高温度下（700-900℃）,在SOEC两侧电极上施加一定的直流电压，H2O在阴极被还原分解产生H2和O2-，O2-穿过致密的固体氧化物电解质层到达阳极，失去电子生成O2。目前碱性电解水制氢发展最成熟，已完全商业化，质子交换膜电解水制氢在国内处于商业化初期，固体氧化物电解水制氢则仍处于研发和示范阶段。行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分9of26表5：电解水的技术路径中ALK成熟度最高碱性电解水制氢ALK固体氧化物电解水制氢SOEC质子交换膜电解水制氢PEM电解质30%的KOH溶液或26%的NaOH溶液陶瓷材料YSZ质子交换膜PFSA阳极电极镀镍穿孔不锈钢钙钛矿（LSCF、LSM等）氧化铱阴极电极镀镍穿孔不锈钢氧化锆材料铂炭黑多孔传输层镍网粗镍网或泡沫镍阳极镀铂钛、阴极碳布或多孔钛双极板镀镍不锈钢镀钴不锈钢镀镍钛运行温度（℃）70-90700-100070-80电流密度（A/cm2）1-21-100.2-0.4电解效率（%）60-7585-10070-90系统效率（%）50-6075-8045-60氢气纯度99.5%-99.9%>99.99%>99.99%能耗（kWh/Nm3）4.5-5.52.6-3.63.8-5.0产氢压力（MPa）1.644操作特征启停较快启停不变启停快动态响应能力较强-强电能质量需求稳定电源稳定电源稳定或波动电堆寿命可达到12万小时-已达到10万小时发展阶段完全商业化研发和示范阶段国外已商业化，国内商业化初期有无污染碱液污染，石棉致癌无污染清洁无污染最大单槽制氢规模（Nm3/h）1400-260生命周期（kh）55-1208-2060-100投资成本（元/kW）3000-6000>160008000-13800典型商业化规格5MW~10kW1MW优点结构简单，技术成熟，非贵金属催化剂，成本低功率高，非贵金属催化剂，转化效率高结构紧凑，恒定电解质浓度，波动能源适应性强，冷启动快缺点碱液泄露，石棉隔膜致癌，电流密度有限，动态相应差需要额外热源，高温条件增加成本，启动慢，高温下材料易老化成本高，功耗高，催化剂易被金属离子毒化国外代表企业法国McPhy、美国Teledyne公司、挪威Nel公司-Proton公司、Hydrogenics公司国内代表企业苏州竞立制氢、天津大陆制氢、中国船舶718所-中国船舶718所、中电丰业、大连化物所、安思卓、山东赛克赛斯氢能、中国航行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分10of26天科技第507所数据来源：国际可再生能源署，《氢能发展战略与前沿技术》，国泰君安证券研究电解槽是电解水制氢的核心设备，现阶段大多企业聚焦于碱性电解槽。根据高工氢能，截至2023年上半年，中国电解槽名义总产能超过14GW，其中碱性电解槽占比约94%，PEM电解槽约6%。单家厂商碱性电解槽产能大部分在0.5-1.5GW之间，行业格局较为分散。表6：电解槽行业格局较为分散，多聚焦于碱性电解槽公司名称主要产品/现有项目产研基地现有产能/年预计产能/年阳光氢能IGBT制氢电源、碱性水电解槽、PEM电解槽、气液分离与纯化设备、智慧氢能管理系统合肥高新区1GW3GW国富氢能三期2.5GW产能水电解智能产线、P2X领域5年研发计划————1GW（未来5年）派瑞氢能国能宁东可再生氢碳减排示范区一期清水营制氢项目——1.5GW3GW(2023年)6GW(2025年)华易氢元鄂尔多斯制氢设备制造基地二期建设投资2.1亿元鄂尔多斯、天津鄂尔多斯（300MW）、天津（50MW）1.5GW隆基氢能碱性电解水制氢设备LONGiALKHi1系列——1.5GW5-10GW(2025年)考克利尔竞立万吨级绿氢炼化项目常州1GW1.5GW(2023年)大陆制氢引进1亿元投资、二期厂房奠基————320台套凯豪达氢能东莞凯豪达东莞200台套(1000MW)——国盛利华鄂尔多斯碱水电解槽产线、1350标方碱水电解槽鄂尔多斯60台套300MW1GW亿利氢田时代1000标方碱性电解槽、500台套碱性电解槽生产线亿利阳光谷库布其50台套(250MW)500台套（2.5GW）(2024年)1000台套(2030年)赛克赛斯PEM制氢系统——GW级180亩在建产能长春绿动200标方PEM制氢系统、氢涌动系统软件、100MW级PEM制氢设备项目长春——1GW康明斯恩泽本地化产品HyLYZER®-1000广东佛山500MW1GW数据来源：高工氢能，国泰君安证券研究当前单槽制氢能力大多为1000-2000Nm3/h，大标方单槽成为趋势。2022年中船718所2000Nm3/h的碱性电解槽下线，同年明阳智能下线全球最行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分11of26大单体碱性水电解制氢设备，产氢量达1500-2500Nm3/h。2023年9月隆基绿能刷新最大单体碱性电解水制氢产氢量，达到3000Nm3/h。表7：电解槽向大容量方向发展企业下线时间单槽制氢能力（Nm3/h）项目应用中国华能2021.111300华能彭州水电解制氢科技创新项目中船718所2021.111000中石化新星新疆库车绿氢示范项目中石油胜利油田项目河北鸿蒙新能源项目大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目国华投资宁夏分公司国能宁东可再生氢碳减排示范区一期清水营制氢项目三峡科技多场景项目35MW电解水制氢系统设备采购项目昌黎县兴国精密机件有限公司“30万m3/d可再生能源电解水制氢-450m3高炉富氢冶炼”工业化示范项目荣程集团1300Nm3/h光伏绿电制加氢一体化(一期工程)项目2022.122000中国华电2022.071200内蒙古华电包头市达茂旗20万千瓦新能源制氢工程示范项目明阳智能2022.101500-2500全球最大单体碱性水电解制氢设备产氢量在广东下线，产氢量为1500-2500Nm3/h考克利尔竞立202315002017年公司研制出全球首台单机产氢量1000Nm³/h碱性电解水制氢设备，到2023年，拥有成熟的0.3-1500Nm3/h碱性电解水制氢设备的生产线，年产能达到1.5GW上海电气2022.121500-中国石油2023.051200-航天科技2023.051000-隆基绿能2023.093000-数据来源：各公司官网，国泰君安证券研究4.1.碱性电解槽电解槽的核心构件包括极板、极框、隔膜、电极、BOP辅助系统。极框是电解槽的支撑组件，用于支撑电极和隔膜，主要是由铸铁金属板或不锈钢板制成。隔膜是防止氢气和氧气混合，但允许槽内离子自由移动的聚苯硫醚织物（PPS）。电极决定了电解槽制氢效率，是电化学反应的场所，主要是由镍网、泡沫镍等构成。BOP系统主要包括电源供应系统、控制系统、气液分离系统、纯化系统、碱液系统、补水系统、冷却干燥系统和其他附属系统。图6：电解槽的核心构件包括极板、极框、隔膜、电极、BOP辅助系统行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分12of26数据来源：碳能科技，国泰君安证券研究膜片/电极组件是电堆组件中成本占比最高的部分。电解槽系统中电堆组件成本占比为45%，其中膜片/电极组件成本占比达57%。图7：膜片、电极是电堆组件中成本占比最大的两部分数据来源：IRENA系统性能及产氢量的提升将有助于均摊产氢成本。在IRENA的预测中，尽管碱性电解槽的系统降本空间不大，目前电解系统的成本在1500元/kW，未来在系统成本在1400元/kW，但在系统电解效率、产氢纯度、与可再生能源适配等方面，碱性电解槽仍具有较大提升空间，当前重点研究方向集中在电极、催化剂、隔膜等环节上。表8：碱性电解槽仍有降本增效空间碱性电解槽目前（2023）目标（2050）重点研究方向影响额定电流密度（A/cm2）1-2>2隔膜提升电解效率约10%以上，意味着单位时间内可制造更多氢气实现均摊成本下降电压范围（V）1.4-3<1.7催化剂工作温度（℃）70-90>90隔膜、框架、装置部件系统效率（%）50-60>70催化剂、温度单体功率（MW）510电极行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分13of26电极面积（cm2）1-3万3万电极电解压力（Mpa）1.6>7细胞膜片、帧提升氢气纯度至99.9999%以上从而降低单位制氢成本氢气纯度（%）99.5-99.9>99.9999隔膜负载范围15-1005-300隔膜提升与可再生能源的适配性冷启动时间(min)<50<30绝缘设计能耗（kWh/kgH2）47-66<42隔膜、催化剂系统寿命6万h10万h电极延长设备使用时间4万小时左右从而降低折旧成本电解系统成本（元/kW）15001400数据来源：IRENA，国泰君安证券研究碱性电解槽制氢成本仍有63.1%的降本空间。1000Nm3/h电解槽和土建设备分别按照800万元和150万元建设，折旧期分别为10（15）年和20年，当电价为0.4元/kWh，年工作时长为2000h时，单位制氢成本为2.62元/Nm3，而当电价在0.2元/kWh，年工作时长为6000h时，单位制氢成本在0.97元/Nm3。电耗成本下降、单台制氢产量增加和寿命增加带来的电耗成本和固定成本均摊下降分别将达到78.0%和79.5%，对应单位制氢成本从2.62元/Nm3降至0.97元/Nm3，降幅63.1%。表：远期碱性电解槽制氢成本比现阶段下降约63.1%成本构成碱性电解槽（2023年）碱性电解槽（2050年）电解槽（1000Nm3/h，万元）750700折旧年限（年）1015土建和设备安装150150折旧年限（年）2020单位水耗（吨）0.0010.001水费（元/吨）55单位能耗（kWh/Nm3）54工业用电价格（元/kWh）0.40.2工作时长（h）20006000年制氢量（万Nm3）200600人工和维护费用（万元）4040成本构成折旧成本（元/Nm3）0.410.09原料成本（元/Nm3）0.010.01人工运维成本（元/Nm3）0.200.07电耗成本（元/Nm3）2.000.80单位体积氢气成本（元/Nm3）2.620.97单位质量氢气成本（元/kg）29.4710.86数据来源：《电解水制氢成本分析》，IRENA，国泰君安证券研究行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分14of26图：远期随着碱性电解槽寿命及产氢量增加，电耗成本将占比82.7%数据来源：《电解水制氢成本分析》，IRENA，国泰君安证券研究4.2.PEM电解槽PEM电解水制氢技术可以快速启停，能匹配可再生能源发电的波动性，提高电力系统灵活性，正逐渐成为制氢发展和应用的重要方向。PEM电解槽主要包括阴阳极板、气体扩散层、催化剂层和质子交换膜。PEM电解槽的构造如图所示，其中1号是PEM质子交换膜，主流的材质是全氟磺酸；2号是阴极铂催化剂，2’号是阳极铱催化剂；3号是气体扩散层，也是多孔传输层，有利于生成的H2、O2扩散，其中阴极侧是碳纸，由于阳极侧电压过高，碳容易腐蚀，因此通常为镀铂钛毡；4号是双极板，也是流场板、隔板，通过流道释放H2和O2，主要由镍材料构成，5号端板将所有的材料密封成一个整体。图8：PEM电解槽主要包括阴阳极板、气体扩散层、催化剂层和质子交换膜行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分15of26数据来源：“双碳”目标下电解制氢关键技术及其应用进展，国泰君安证券研究PEM电解槽中双极板和膜电极是主要成本构成项。在PEM电解槽的成本构成中，辅机和电解电堆组件占比分别为55%、45%。辅机主要包括电源、去离子水循环系统、氢气处理系统、冷却系统，其中电源占比接近50%。电解电堆系统主要由多孔传输层、小组件、双极板、电堆组装和端板、膜电极构成，其中双极板和膜电极分别占比约53%、24%。图9：PEM电解槽中双极板和膜电极是主要成本构成项数据来源：IRENA2021年至今PEM电解槽招标量已超过82.5MW。当前国内大功率PEM电解水制氢设备处于发展初级阶段，目前已配套交付或中标项目主要包括电解水绿氢项目、制氢加氢一体化项目、氢氨醇一体化项目等，主要公司包括阳光氢能、赛克赛斯、康明斯、上海氢盛、长春绿动等。从2021至今已知的PEM电解槽装机/招标量来看，国产PEM制氢设备由1MW跃升到50MW，逐步规模化工业应用，总量已超过82.5MW。表10：2021年至今PEM电解槽招标量已超过82.5MW行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分16of26序号项目名称技术路线电解槽装机/招标量（MW）电解槽提供方/中标单位/项目状态建成年份1国家电网安徽六安兆瓦级制氢综合利用项目PEM1中科院大连化物所20212中国电力北京延庆氢能产业园二期制氢加氢项目PEM20213三峡乌兰察布“制-储-运-加”氢能综合示范项目PEM2.5康明斯20224宁夏京能宁东发电有限责任公司氢能制储加一体化项目PEM1阳光氢能20225中石化中原油田兆瓦级可再生电力电解水制氢示范项目PEM2.5康明斯20226长江电力三峡坝区PEM制氢加氢一体站项目PEM1阳光氢能20227西王屯加氢站、郑旺氢能水电解制氢项目PEM7.5氢晨科技旗下的上海氢盛8大冶市矿区绿电绿氢制储加用一体化氢能矿场综合建设一期碱性、PEM碱性6.5；PEM2一期EPC项目(第二次)定标2023E9吉林电力股份有限公司大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目PEM50长春绿动2024E10内蒙古华电达茂旗20万千瓦新能源制氢工程示范项目碱性、PEM碱性55；PEM5制氢站安装-招标中2024E11中能建松原氢能产业园(绿色氢氨醇一体化)碱性、PEM碱性314；PEM10项目环境影响报告书公示2024E数据来源：高工氢能，国泰君安证券研究PEM电解槽朝着大标方、低能耗方向发展。目前PEM电解槽单体产氢量大多达到200Nm3/h以上，电流密度在1-2.5A/cm2之间，能耗在4.3kWh/m3左右。未来PEM电解槽单槽产氢量朝着300Nm3/h以上发展，电流密度和能耗分别朝着1.5-3A/cm2和3.5-4.0kWh/Nm3的方向迈进。表11：PEM电解槽朝着大标方方向发展单体产氢量（Nm3/h）电流密度（A/m2）电耗（kWh/Nm3）最大设备功率（MW）变载范围康明斯5003.6-4.35%-100%鹭岛氢能320250004.31.44阳光氢能500150005%-110%氢晨能源250200004.3国富氢能3%-150%亿华通≤4.4氢盛创合250250004.31.255%-150%淳华氢能200004.54（<1.9V）5%-150%氢辉能源504.55~0.255%-150%数据来源：公司官网，国泰君安证券研究行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分17of26PEM水电解制氢的瓶颈环节在于成本和寿命。PEM电解槽需要在强酸性和高氧化性的工作环境下运行，依赖于价格昂贵的贵金属材料如铂、铱等，导致成本过高。近三年来，铂的价格维持在250元/g左右，铱的价格维持在1100元/g左右，贵金属的稀缺性导致价格将持续坚挺。现有商业化析氢催化剂Pt载量为0.4~0.6mg/cm2，Ir载量在1~2mg/cm2之间。而降低催化剂用量，或寻求替代方案，提高电解槽的效率和寿命是PEM水电解制氢技术发展的研究重点，如贺利氏H2EL-IrO-S型号的阳极催化剂中铱含量仅为10%-50%，大幅降低铱用量。PEM电解槽降本空间较大。目前PEM的技术迭代路径主要包括增加电流密度、提高电极板面积、降低膜厚度、优化设计催化剂等。根据IRENA预测，技术进步叠加规模化量产PEM电解槽的最低投资成本有望由400美元/kW降至低于100美元/kW，降幅达到75%以上。表12：PEM电解槽在催化剂、膜等方面具有较大优化空间PEM电解槽目前（2023）目标（2050）重点研究方向影响额定电流密度（A/cm2）1-24-6设计、膜提升电解效率大约为20%以上，电解效率提升意味着单位时间内可制造更多的氢气从而实现均摊固定成本的下降。电压范围（V）1.4-2.5<1.7催化剂、膜工作温度（℃）50-8080对耐久性的影响系统效率（%）50%-68%>80%催化剂单体功率（MW）110MEA、PTL电极面积（cm2）1500>10,000MEA、PTL电解压力（Mpa）<3>7膜、复原催化剂提升氢气纯度从而降低单位制氢成本氢气纯度（%）>99.9%>99.999%膜负载范围5%-120%5%-300%膜提升与可再生能源适配性冷启动时间<20分钟<5分钟绝缘性(设计)能耗（kWh/kgH2）47-66<42催化剂、膜系统寿命(万小时)5-810-12膜、催化剂、PTLS延长寿命4-5万小时电堆最低投资成本/MW400美元/kW<100美元/kWMEA、PTLs、BPs系统最低投资成本/10MW700-1400美元/kW<200美元/kW整流器、水净化数据来源：IRENA，国泰君安证券研究远期PEM电解槽制氢成本比现阶段下降约73.8%。目前1000Nm3/hPEM电解槽约3000万元，而随着关键零部件国产化及电解槽生产降本未来有望达到700万元。根据《电解水制氢成本分析》，土建及安装200万元，折旧20年，现阶段和远期目标电解槽设备寿命分别为2万和9万小时，单位能耗分别为4.5和3.8kWh/Nm3，电价分别为0.4和0.2元/kWh，制氢成本分别达到3.56和0.93元/Nm3，降幅达到73.8%。其中，固定资产均摊和电耗成本下降的幅度分别为94.2%和57.8%。表13：远期PEM电解槽制氢成本比现阶段下降约73.8%成本构成PEM电解槽（2023年）PEM电解槽（2050年）电解槽（1000Nm3/h，万元）3000700行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分18of26折旧年限（年）1015土建和设备安装200200折旧年限（年）2020单位水耗（吨）0.0010.001水费（元/吨）55单位能耗（kWh/Nm3）4.53.8工业用电价格（元/kWh）0.40.2工作时长（h）50006000年制氢量（万Nm3）500600人工和维护费用（万元）4040成本构成折旧成本（元/Nm3）1.550.09原料成本（元/Nm3）0.010.01人工运维成本（元/Nm3）0.200.07电耗成本（元/Nm3）1.800.76单位体积氢气成本（元/Nm3）3.560.93单位质量氢气成本（元/kg）40.0010.46数据来源：《电解水制氢成本分析》，IRENA，国泰君安证券研究图10：远期随着PEM电解槽降价及寿命增加，电耗成本将占比81.6%数据来源：《电解水制氢成本分析》，IRENA，国泰君安证券研究5.绿氢成本逐渐接近灰氢制备成本化石燃料制氢原材料对制氢成本影响较大，工业副产氢因原料区别较大。化石燃料制氢的成本结构中原料成本占据约75%，原材料价格波动对制氢成本影响较大。当煤价为200和1000元/吨时，对应的煤制氢成本分别为6.77和12.14元/kg；当天然气价格为1和5元/Nm3时，对应的天然气制氢成本分别为7.2和22.1元/kg。工业副产氢中因工业副产物的不同而有较大差异，其中焦炉气副产氢的成本较低，约为14元/kg，而合成氨合成甲醇副产氢的成本较高，约为22元/kg。行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分19of26绿氢制备降本空间大。远期来看，碱性电解槽制氢成本和PEM电解槽制氢成本的降幅分别达到63.1%和73.8%。碱性电解槽制氢成本的降低主要受益于电耗及电价的降低带来的运营成本下降，以及寿命的延长带来的固定资产均摊成本下降，两者的降幅分别达到78.0%和79.5%。PEM电解槽制氢成本的降低主要受益于电价的下降，以及国产化替代带来的设备成本下降叠加寿命延长带来的均摊成本下降，两者的降幅分别达到94.2%和57.8%。远期来看绿氢制备成本与灰氢相当。当电价为0.4元/kWh，运行寿命为2万小时时，碱性电解槽制氢成本在29.7元/kg，而当电价为0.2元/kWh，运行寿命为9万小时时，碱性电解槽制氢成本为10.8元/kg。当电价为0.4元/kWh，运行寿命为5万小时时，PEM电解槽制氢成本在40.0元/kg，而当电价为0.2元/kWh，运行寿命为9万小时时，PEM电解槽制氢成本为10.5元/kg。图11：绿氢制备降本空间大，远期绿氢成本与灰氢持平（元/kg）数据来源：车百智库，IRENA，国泰君安证券研究6.主要标的6.1.隆基绿能：构建绿电绿氢一体化可再生能源解决方案公司构建绿电+绿氢的可再生能源系统解决方案。隆基绿能目前构建了单晶硅片、电池组件、工商业及户用分布式解决方案、绿色能源解决方案、氢能装备五大业务板块，形成提供“绿电”+“绿氢”方案的能力。2021年，公司控股子公司隆基氢能成立，主要业务范围涵盖电解水制氢设备制造和可再生能源制氢系统解决方案，规划到2025年碱性电解槽产能达到5-10GW。图12：隆基氢能规划产能5-10GW行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分20of26数据来源：公司官网隆基氢能新产品能耗最低可达4.0kWh/Nm3，产氢量行业领先达到3000Nm3/h。隆基G系列电解槽实现1200、1500、2000、3000标方大单槽，相较于1000标方碱槽，2000标方的碱槽可以降低30%的土建成本、20%的设备投资以及可以减少20%的原材料。理论分解能耗、过电位损耗、欧姆损耗三个方面分别占电解水制氢电耗的60%、30%、10%。公司从三方面入手，成功降低了电解水电耗：1）优化温度控制区间，降低理论分解能耗；2）使用高效材料降低过电位；3）通过流场优化、材料优化改善电导率和极距降低小室内阻、减少系统自损耗。隆基“四对一”系统助力万吨级绿氢项目。2023年1-5月，隆基氢能中标国内电解水项目210MW，得到客户和市场的广泛认可。6月，中国石化绿氢示范项目投产，制氢规模达到每年2万吨，是我国首个万吨级光伏绿氢示范项目，项目采用了隆基氢能16套1000Nm³/h电解水制氢设备，首次实现了4台电解槽对1台气液分离装备的“四对一”系统应用，为国内光伏发电绿氢产业发展提供了可复制、可推广的示范案例。图13：隆基“四对一”系统助力万吨级绿氢项目数据来源：公司官网公司中标绿氢制氨项目15套电解水系统，份额达到38.5%。大安风光制绿氢合成氨一体化示范项目是国家电投集团及吉电股份开启的氢能利用新项目，该项目包括：风光总装机容量800MW、新建220千伏升压站一座、配套40MW/80MWh储能、新建46000Nm³/h混合制氢（50套PEM制氢系统，39套碱液制氢系统）、60000Nm³储氢及18万吨合成氨装置。隆基氢能成功获得了15套1000Nm³/h电解水制氢系统订单，份额达到38.5%。行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分21of266.2.阳光电源：布局双线制氢路线多模式制氢系统契合可再生能源波动性。阳光氢能是阳光电源全资子公司，专注于可再生能源电解水制氢技术的研究。阳光氢能主要产品为IGBT制氢电源、碱性水电解槽、PEM电解槽、气液分离与纯化设备、智慧氢能管理系统，致力于提供“高效、智慧、安全”的绿电制氢系统及解决方案。技术方面，阳光氢能坚持“双线制氢”，同时拥有碱性水电解制氢和PEM电解水制氢两种技术路线。公司同步开发的离网、并网、微网多模式下制氢系统可提供一站式的绿电制氢系统及解决方案，契合可再生能源快速波动特性，可实现能源电力、石油化工、交通、冶金等多元场景下的应用。图14：公司多模式制氢系统契合可再生能源波动性数据来源：公司官网智慧氢能管理系统，实现多套系统间智能投切。公司通过功率跟随算法、智能投切策略等，解决了多套制氢系统之间，制氢系统与多种能量来源之间的协调控制，引领新能源制氢进入了数字化时代。它能够根据输入功率变化，在多套系统间智能投切，让其运行于最优效率区间，并减少设备启停次数，实现高效制氢。同时能够通过丰富测点实时监测、多维度性能分析，对系统进行健康度诊断，保障安全制氢。6.3.明阳智能：打造风电制氢一体化项目单体制氢量行业领先。2022年10月，明阳智能推出的碱性水电解制氢设备单体产氢量为1500-2500Nm³/h，其成为2022年已发布ALK产品中最大单槽产氢量产品。依托海上风电优势，打造风电制氢一体化项目。2022年东方CZ9海上风电场动工，将建成“海上风电+海洋牧场+海水制氢”立体化海洋能源行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分22of26创新开发示范项目。此外公司在内蒙古投资建设了风电制氢和绿氢合成氨2万吨/年一体化项目，对应配置100MW风电装机，8×1000Nm3/h碱性电解槽、5×2000m3氢气储罐及储能15MW/15MWh。图15：明阳智能提供立体化海洋能源开发项目数据来源：公司官网6.4.亿华通：受益材料体系同源性，上游布局PEM制氢自研自制PEM系统实现稳定高压产氢。公司自主设计开发的PEM制氢控制系统，提高了系统温度控制准确性和敏捷性，相比碱液制氢产品，可以实时动态跟随风、光电的瞬时波动性，实现秒级响应速度，最大程度将电力转化为氢气。电解槽电耗低于4.19kWh/Nm3，系统效率达80%，系统电耗低于4.4kWh/Nm3，优于碱液制氢系统均值5.0kWh/Nm3，且系统体积只有碱液制氢系统的1/4。该产品相较其他电解水制氢产品提高了产氢压力，电解槽稳定产氢压力可达到4MPa,结构可承受最高6MPa压差的瞬时冲击，较行业均值提高了50%以上。表14：PEM电解槽设备参数指标亿华通系统效率（%）80系统电耗（kWh/Nm3）≤4.4环境温度（℃）5-45冷启动时间（min）≤5热启动时间（s）＜10拉载斜率（%/s）10~20水侧压力（MPaG）≤0.35水消耗量（L/kgH2）12氢气纯度（%）≥99.9995氢气露点（℃）≤-70纯水及电控单元（mm）3260×2800×3000制氢及纯化单元（mm）3240×2530×2600数据来源：公司官网，国泰君安证券研究子公司氢能科技公司与新疆伊宁市启动氢全产业链项目合作，开展光伏行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分23of26电站、电解水制氢、加氢站、氢储能、氢燃料电池整车应用等项目的建设工作。项目计划投入81.46亿元，建成后光伏电站规模达100万千瓦，电解水制氢工厂产能达到2万吨/年，加氢站20座，可满足3000余辆氢燃料电池重卡的日常运营需求。该项目是新疆首个清洁低碳绿色氢能制储加用一体化创新应用项目，有助于形成绿色能源生产与就地消纳的良性循环。图16：公司的PEM电解槽产品落地伊利资料来源：公司官网6.5.科威尔：从燃料电池到制氢端布局电源测试设备科威尔是一家以测试电源为基础产品，为多行业提供测试系统及智能制造设备的综合性测试装备公司。公司目前主要产品线有测试电源、氢能测试及智能制造装备、功率半导体测试及智能制造装备等。产品主要应用于新能源发电、电动车辆、氢能、功率半导体等工业领域。由于测试电源产品运用的广泛性特点，公司产品还应用于轨道交通、汽车电子、智能制造、机电设备、航空航天、实验室认证等众多行业领域。表15：公司测试电源产品全方位布局主要产品线主要产品主要应用领域主要客户测试电源大功率测试电源、小功率测试电源、电测系统ATE电动车辆、新能源发电、储能、充电桩、燃料电池、功率半导体阳光电源、华为、SMA、小鹏汽车、宁德时代、东风汽车、小康股份、国轩高科、长城汽车行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分24of26氢能测试装备氢能产品发动机测试系统、氢能产品电堆测试系统、电解槽测试产品、BOP及子系统测试等氢能和燃料电池行业宇通客车、亿华通、捷氢科技、国鸿氢能、潍柴动力、国电投功率半导体测试装备IGBT动态测试系统、IGBT静态测试系统、功率器件热特性测试系统、IGBT动静态测试自动化产线等功率半导体中车时代电气、中恒微、丽晶美能、斯力微、翠展微数据来源：公司官网，国泰君安证券研究公司燃料电池测试设备市占率第一。公司作为燃料电池测试设备第一股，2022年其国内市占率为26%，位列第一，其次为大连锐格、群笠能源、大连宇科和宁波拜特。公司2022年销售氢能产品测试装备43台，涵盖燃料电池和电解槽检测产品，收入达8235.39万元。7.投资建议我们认为随着绿氢制取技术成熟，以及风光等可再生能源装机占比提升，绿氢成长空间将进一步打开，制氢和燃料电池企业有望充分受益，建议关注：1）电解槽技术成熟，有望快速实现项目落地的公司，推荐标的：隆基绿能、阳光电源、明阳智能，受益标的：科威尔；2）拥有成熟燃料电池产品的公司，受益标的：亿华通等。表16：投资建议一览表数据来源：Wind，国泰君安证券研究注：科威尔、亿华通盈利预测来自Wind一致预期8.风险提示1)政策落地不及预期。氢能政策是推动产业发展的重要驱动力，若氢能政策落地不及预期，将会影响产业发展。2)制氢降本不及预期。目前制“绿氢”成本仍相对较高，倘若电价、设备等环节的降本不及预期，将会制约制“绿氢”的发展。3)氢气储运发展不及预期。储运是沟通上游制氢以及下游用氢的关键环节，当前氢气储运的成本相对较高，倘若管网输氢等大容量长距离的氢气运输方式发展不及预期，将会制约氢能产业发展。代码公司收盘价EPSPE评级2023.09.262022A2023E2024E2022A2023E2024E601012.SH隆基绿能26.141.952.453.1213118增持300274.SZ阳光电源84.022.424.966.89381914增持601615.SH明阳智能14.981.822.433.2015118增持688551.SH科威尔50.420.781.602.35633222-688339.SH亿华通53.20-1.01-0.78-0.26-53-69-206-行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分25of26行业专题研究请务必阅读正文之后的免责条款部分26of26本公司具有中国证监会核准的证券投资咨询业务资格分析师声明作者具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，保证报告所采用的数据均来自合规渠道，分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点，力求独立、客观和公正，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。免责声明本报告仅供国泰君安证券股份有限公司（以下简称“本公司”）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为本公司的当然客户。本报告仅在相关法律许可的情况下发放，并仅为提供信息而发放，概不构成任何广告。本报告的信息来源于已公开的资料，本公司对该等信息的准确性、完整性或可靠性不作任何保证。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌。过往表现不应作为日后的表现依据。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本报告中所指的投资及服务可能不适合个别客户，不构成客户私人咨询建议。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见均不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司、本公司员工或者关联机构不承诺投资者一定获利，不与投资者分享投资收益，也不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。投资者务必注意，其据此做出的任何投资决策与本公司、本公司员工或者关联机构无关。本公司利用信息隔离墙控制内部一个或多个领域、部门或关联机构之间的信息流动。因此，投资者应注意，在法律许可的情况下，本公司及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券或期权并进行证券或期权交易，也可能为这些公司提供或者争取提供投资银行、财务顾问或者金融产品等相关服务。在法律许可的情况下，本公司的员工可能担任本报告所提到的公司的董事。市场有风险，投资需谨慎。投资者不应将本报告作为作出投资决策的唯一参考因素，亦不应认为本报告可以取代自己的判断。在决定投资前，如有需要，投资者务必向专业人士咨询并谨慎决策。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制、发表或引用。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在允许的范围内使用，并注明出处为“国泰君安证券研究”，且不得对本报告进行任何有悖原意的引用、删节和修改。若本公司以外的其他机构（以下简称“该机构”）发送本报告，则由该机构独自为此发送行为负责。通过此途径获得本报告的投资者应自行联系该机构以要求获悉更详细信息或进而交易本报告中提及的证券。本报告不构成本公司向该机构之客户提供的投资建议，本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。评级说明评级说明1.投资建议的比较标准投资评级分为股票评级和行业评级。以报告发布后的12个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后的12个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深300指数涨跌幅为基准。股票投资评级增持相对沪深300指数涨幅15%以上谨慎增持相对沪深300指数涨幅介于5%～15%之间中性相对沪深300指数涨幅介于-5%～5%减持相对沪深300指数下跌5%以上2.投资建议的评级标准报告发布日后的12个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期的沪深300指数的涨跌幅。行业投资评级增持明显强于沪深300指数中性基本与沪深300指数持平减持明显弱于沪深300指数国泰君安证券研究所上海深圳北京地址上海市静安区新闸路669号博华广场20层深圳市福田区益田路6003号荣超商务中心B栋27层北京市西城区金融大街甲9号金融街中心南楼18层邮编200041518026100032电话（021）38676666（0755）23976888（010）83939888E-mail：gtjaresearch@gtjas.com