http://www.cgws.com请参考最后一页评级说明及重要声明投资评级：强于大市（维持）报告日期：2022年05月08日分析师：马晓明S1070518090003☎021-31829702maxiaoming@cgws.com分析师：于夕朦S1070520030003☎010-88366060-8831yuximeng@cgws.com行业表现数据来源：同花顺相关报告电氢耦合多能联结，寻找能源三角平衡——电力设备与新能源行业◼电氢耦合将助力我国能源转型中的三角平衡：中国的“能源不可能三角指数”在过去十年中不断改善，其中的主要原因之一是可再生能源的快速发展和巨大投资；但这没有改变我国能源资源中心和能源需求中心背离的状况，同时风光能源的波动性和随机性对建设新型电力系统提出了不小的挑战；为了满足高比例可再生能源电力的需求，顺应终端消费电气化比例不断提升的趋势，利用电氢耦合，突出氢的能源属性，实现多能联结，是平衡“能源不可能三角”的重要途径。◼氢气需求将不断增长，产氢结构将不断优化：我国已连续多年成为全球氢气生产和消费第一，2021年已超3000万吨，生产结构和消费结构与全球情况类似；主要通过化石能源制氢，可再生能源电力电解制氢不足1%，主要作为化工原料用于合成氨与合成甲醇，作为能源使用的占比还非常小。中国氢能联盟预测，到2060年碳中和情景下，我国氢气需求将达到1.3亿吨，其中70%将由可再生能源电力制氢，在终端能源消费中氢能将占比20%，氢的能源属性大大凸显。◼两类电解水制氢设备，国内外各有优势：目前比较成熟的两种电解水制氢技术路线为碱性水溶液电解槽（ALK/AWE）和质子交换膜电解槽（PEM），前一种技术发展时间更久，国内外设备水平差别不大，国产设备具有明显的成本优势，部分指标达到国际领先水平；后一种技术路线国外厂商具有较大技术优势，国产设备容量较小，且部分核心部件需要进口；一些国内厂商在2021年实现了兆瓦级PEM产品开发，但尚无成熟稳定的商业应用。◼电解槽市场增长迅速但目前体量仍较小：分别根据彭博新能源财经和高工产研氢电研究所的统计分析，全球电解槽设备出货量由2020年的200MW增长到2021年的458MW，预计2022年将达到1.8-2.5GW；中国2021年的市场规模为350MW，预计2022年将实现一倍增长达到730MW，2025年将超过2GW。根据2021年国内350MW，9亿市场规模测算，2025年国内市场规模为52亿以上。国内多个不同类型的示范项目已经落地或投运，包括源端可再生能源消纳，负荷侧调峰调频辅助服务，微电网系统多能联供等，随着后续示范项目效果的显现，将积极促进电氢耦合的应用，将有力支撑新型电力系统的建设。◼风险提示：碳达峰碳中和相关鼓励政策实施不达预期；国内相关氢示范项目进度不及预期；可再生能源电力成本下降不及预期；技术进步和关键部件国产化不及预期。核心观点分析师证券研究报告行业深度报告行业报告电力设备与新能源行业行业深度报告长城证券2请参考最后一页评级说明及重要声明目录1.能源不可能三角...................................................................................................................41.1概念及评价指数..........................................................................................................41.2我国的能源结构..........................................................................................................51.3能源变革的奇点..........................................................................................................62.氢气供需.............................................................................................................................102.1氢气的生产................................................................................................................102.2氢气的需求................................................................................................................112.3电解槽........................................................................................................................132.3.1四种技术路线各有优劣...................................................................................132.3.2装机较少但增长迅速.......................................................................................142.3.3ALK/AWE与PEM电解槽经济性对比..............................................................153.项目及公司.........................................................................................................................213.1典型应用项目............................................................................................................213.2国内外主要公司........................................................................................................234.投资建议.............................................................................................................................255.风险提示.............................................................................................................................26行业深度报告长城证券3请参考最后一页评级说明及重要声明图表目录图1：能源不可能三角指数评价框架.......................................................................................4图2：我国能源消费结构...........................................................................................................5图3：全国终端能源消费总量测算...........................................................................................5图4：全国风光发电装机及发电量变化...................................................................................6图5：全国发电量构成测算.......................................................................................................6图6：新型电力系统面临的“五大变化”....................................................................................7图7：新型电力系统需应对的“三大挑战”................................................................................7图8：多种储能技术路线对比...................................................................................................8图9：PowertoX模型................................................................................................................8图10：氢能价值链及场景.........................................................................................................9图11：中国氢气生产情况.......................................................................................................10图12：全球氢气生产情况.......................................................................................................10图13：我国2020年氢的应用与需求情况.............................................................................11图14：全球氢的应用与需求情况...........................................................................................11图15：2050年我国氢的应用与需求情况..............................................................................12图16：承诺减排情景（左）和2050年净零排放情景（右）全球氢的应用与需求情况.12图17：2020年全球分区域电解槽装机容量..........................................................................14图18：2020年全球分类型电解槽装机容量..........................................................................14图19：近年全球电解槽装机增长情况（分区域）...............................................................14图20：近年全球电解槽装机增长情况（分类型）...............................................................14图21：2030年前每年新增电解槽装机容量（以在建和筹建项目测算）..........................15图22：国内市场水电解制氢电解槽装机容量需求测算.......................................................15图23：碱性水溶液电解槽系统典型布置...............................................................................16图24：质子交换膜电解槽系统典型布置...............................................................................16图25：不同电价及电解槽成本情景下可再生氢成本下降趋势...........................................16图26：分体式碱性水溶液电解槽系统...................................................................................17图27：质子交换膜电解槽系统...............................................................................................17图28：碱式水溶液电解槽制氢成本测算...............................................................................18图29：质子交换膜电解槽制氢成本测算...............................................................................18图30：ALK/AWE电解槽系统成本拆分...................................................................................19图31：PEM电解槽系统成本拆分..........................................................................................19表1：中国低碳氢、清洁氢及可再生氢标准.........................................................................10表2：不同原料及工艺制备氢气目前经济性与碳排放强度参考.........................................11表3：不同技术路线电解槽对比.............................................................................................13表4：电解槽设备及系统成本对比.........................................................................................19行业深度报告长城证券4请参考最后一页评级说明及重要声明1.能源不可能三角1.1概念及评价指数中国人民大学国家发展与战略研究院教授郑新业曾于2016年提出“能源不可能三角”，即能源的安全、绿色和廉价三个要素，在某种程度上很难同时达到安全稳定，绿色环保并且经济廉价。世界能源理事会(WorldEnergyCouncil)每年针对世界及127个国家和地区的能源状况发布能源不可能三角指数，该量化指标包含类似的三个衡量要素，即能源安全性、能源公平性和环境可持续性，并适当考虑相应国家或地区的经济情况、政策稳定性、投资吸引力等。想要平衡能源不可能三角具有很大的挑战性，该系数在一定程度上从能源的视角衡量各国维持长远繁荣发展的潜力。能源安全性：能源管理有效，可满足发展需求；基础设施可靠，能承受系统性扰动。能源公平性：能源供给是稳定的、丰富的、易得的、并且成本普遍可承受。环境可持续：能源系统是高效的，尽量避免或降低对环境的影响。图1：能源不可能三角指数评价框架资料来源：WorldEnergyCouncil《WORLDENERGYTrilemmaIndex》、长城证券研究院2021年，世界能源理事会对中国能源不可能三角的评价结果是BBDb，排名全球第51位。主要因为我国尚处于快速发展阶段，年碳排放量连续多年位列世界第一并仍在增长，拉低了总体评价结果，排名不高；但在过去十年中，中国该评价指标是不断上升的，主要贡献因素为：➢能源供给较好满足了经济增长的需求，我国已成为世界第二大经济体；➢建设了安全高效的输电网络，电力的广泛普及和电气化率的不断提升；➢在可再生能源领域持续投入，成为全世界最大的风力和太阳能发电投资者；➢承诺了2030年前碳达峰2060年前碳中和的雄伟目标，显示出强烈的信心和决心。行业深度报告长城证券5请参考最后一页评级说明及重要声明1.2我国的能源结构在我国十多年的高速发展过程中，传统化石能源占据着主要地位，尤其是煤炭对我国能源安全起着定海神针的作用，国家能源局局长章建华在2022年能源工作会议中也提出，在能源绿色低碳转型的过程中，需要继续发挥煤炭保障我国能源安全“压舱石”的作用。过去十年我国能源消费结构中，清洁能源（天然气、核电、水电、风电、太阳能等）消费占比在不断提升，2021年已达25.5%，但煤炭消费占比依然超过50%。在“碳达峰碳中和”总的战略方向指导下，清洁能源消费占比将继续提升，对煤炭、石油等传统化石能源逐步替代。按照国务院发布的《关于完整准确全面贯彻新发展理念做好碳达峰碳中和工作的意见》，到2060年非化石能源消费比重将达到80%以上。图2：我国能源消费结构资料来源：国家统计局、长城证券研究院中电联《中国电气化年度发展报告2021》提出，电气化发展是实现碳达峰、碳中和的有效途径。2020年，全国电能占终端能源消费比重约26.5%，在电气化加速情景下，电能占终端能源消费比重将稳步提升，2025年、2030年和2060年将分别提高到31.6%、35.7%和66.4%。图3：全国终端能源消费总量测算资料来源：中电联《中国电气化年度发展报告2021》、长城证券研究院行业深度报告长城证券6请参考最后一页评级说明及重要声明受政策鼓励和产业驱动，我国可再生能源建设成效显著，截止2021年末风电装机容量达3.3亿千瓦，年发电量达5667亿千瓦时；太阳能发电装机容量达3.1亿千瓦，年发电量达1837亿千瓦时；风光装机容量占比及年发电量占比继续稳步提升。中电联《中国电气化年度发展报告2021》研究指出特高压输电对清洁能源资源优化配置作用明显，2020年特高压线路输送电量5318亿千瓦时，其中可再生能源电量占比为45.9%，在电气化加速情景下，新能源电量渗透率近、中期稳步提高，远期加快提升并成为发电量主体，2025年、2030年和2060年将分别达到19.2%、27.4%和60.3%。图4：全国风光发电装机及发电量变化资料来源：同花顺、长城证券研究院图5：全国发电量构成测算资料来源：中电联《中国电气化年度发展报告2021》、长城证券研究院1.3能源变革的奇点我们认为大力发展可再生能源，提升可再生能源的消费占比，将有效提升能源三角中的“环境可持续”，也有助于我国“能源安全性”的提升，但对“能源公平性”提出了更大的挑战。不论是传统化石能源还是风光可再生能源，都没有改变我国能源供给中心和需0.0%4.0%8.0%12.0%16.0%20.0%24.0%28.0%04812162024201620172018201920202021发电量（万亿千瓦时）总装机容量（亿千瓦）风光发电占比风光装机占比行业深度报告长城证券7请参考最后一页评级说明及重要声明求中心背离的格局，能源资源中心在三北地区而能源需求中心在东南地区。我们需要有某种途径补强“能源公平性”，以达到能源三角的平衡。目前，凭借先进的特高压输电技术，依托加快扩建特高压输电网络，以确保风光新能源发电量的消纳，我们认为这只是建设新型电力系统的初级阶段。根据国家电网电科院的研究，构建新型电力系统面临着“五大变化”，需应对“三大挑战”。五大变化：电源结构变化——由可控连续出力的火电装机占主导，向不确定性和弱可控性出力的风光新能源装机占主导转变。负荷特性变化——电能替代的深度和广度不断拓展，由传统的纯消费型刚性负荷向生产与消费兼具的柔性负荷转变。电网形态变化——由传统单向逐级输电为主，向包括交直流混联、微电网、局部直流电网和可调节负荷的能源互联网转变。技术基础变化——由同步发电机为主导的机械电磁系统，向由电力电子设备和同步机共同主导的混合系统转变。运行特性变化——由源随荷动的实时平衡模式、大电网一体化控制模式，向源网荷储协同互动的非完全实时平衡模式、大电网与微电网协同控制模式转变三大挑战：➢电力电量平衡——风光资源非连续和强波动的固有属性，用电负荷日益尖峰化，给特定时段的电力电量平衡带来巨大挑战。➢系统安全稳定——高比例的风光新能源容量对电力系统支撑性弱，系统频率电压支撑调节能力降低，给系统安全稳定带来巨大挑战。➢新能源高效利用——如缺少相应规模的可调节资源支撑，电力系统将不足以维持高比例风光发电量消纳，给新能源高效利用带来巨大挑战。图6：新型电力系统面临的“五大变化”图7：新型电力系统需应对的“三大挑战”资料来源：国家电网电科院、长城证券研究院资料来源：国家电网电科院、长城证券研究院我们认为2030年之前实现碳达峰，就是能源结构转型的“奇点”，届时某种媒介与电力系统良好耦合，实现多能联结，新型电力系统也会迎来全新发展的“奇点”。我们认为高占比的风光装机容量是新型电力系统的显著特点，尽可能的消纳风光发电量是新型电力行业深度报告长城证券8请参考最后一页评级说明及重要声明系统的根本目的，安全稳定的可靠运行是新型电力系统的基本要求，区域消纳和多能联结是新型电力系统的实现途径。目前，风力发电、光伏发电主要采用效率较高的蓄电池储能，但是能量密度低、储存时间短等劣势限制了蓄电池储能的进一步发展应用。而氢能是一种质量能量密度高、储存期长的高效储能方式。参考西门子提出的PowertoX模型，通过电氢耦合，实现能量的储存和转化，多种能量和物质高效联结，实现多层级电网电力电量平衡，提高风光新能源利用效率，可以较好实现能源不可能三角的平衡。在该模型中，氢充分体现出在发电与储能、建筑供热和制冷、交通运输、钢铁冶炼等领域中丰富的应用场景，也始终围绕着净零碳排放，可以说氢能的桥梁作用体现的淋漓尽致，氢能或许将成为连接新能源与多种能源应用消费端的桥梁。图8：多种储能技术路线对比资料来源：SiemensEnergy、长城证券研究院图9：PowertoX模型资料来源：SiemensEnergy、长城证券研究院行业深度报告长城证券9请参考最后一页评级说明及重要声明图10：氢能价值链及场景资料来源：KEARNEY《中国氢能产业发展白皮书》、长城证券研究院2022年3月，由国家发改委、国家能源局联合发布了《氢能产业发展中长期规划（2021-2035年）》，文件指出氢能是一种来源丰富、绿色低碳、应用广泛的二次能源，正逐步成为全球能源转型发展的重要载体之一。文件强调了氢气的能源属性，有利于改变氢气管理模式，从危化品管理逐渐转变为能源管理；文件明确了氢能的发展路径，坚持绿色低碳技术路线，构建绿氢供需体系；文件指引了氢能的行业前景，打通制储输用各环节，并拓展氢能在交通、储能、分布式发电、工业等各领域的多元化示范应用，并应给予政策支持。行业深度报告长城证券10请参考最后一页评级说明及重要声明2.氢气供需2.1氢气的生产我国作为全球氢气利用大国，自2009年产量首次突破1000万吨以来，一直稳定保持世界第一。根据中国氢能联盟与石油和化学规划院的统计，截止2020年末，我国氢气产能约为4100万吨/年，产量约为3342万吨。其中，氢气纯度达99%以上的工业氢气质量标准的产量约为1270万吨。从生产原料和方式来看，煤制氢达到2124万吨，占比63.6%；工业副产氢为708万吨，占比21.2%；天然气制氢为460万吨，占比13.8%。可再生能源制氢占比不足1%。根据国际能源署(IEA)的统计，2020年全球氢气需求超过9000万吨，几乎全部由化石燃料制氢满足。天然气制氢产量占比为约60%，煤制氢产量占比为约19%；低碳制氢产量占比极小，其中电解制氢产量约3万吨，占比约0.03%，配备碳捕捉的化石燃料制氢约70万吨，占比约0.7%图11：中国氢气生产情况图12：全球氢气生产情况资料来源：中国氢能联盟、长城证券研究院资料来源：IEA《GlobalHydrogenReview2021》、长城证券研究院业界通常将不同原料及工艺制备的氢气产品以灰氢、蓝氢、绿氢等加以区分，但这种表征方式并不能严格区分和量化各种氢气生产过程的环境可持续程度。随着各国碳中和目标的提出，基于生命周期温室气体（GHG）排放方法客观量化定义不同制氢方式逐步为业界所认可。2020年12月，中国氢能联盟提出的团体标准《低碳氢、清洁氢与可再生氢标准及认定》正式发布，标准指出了在单位氢气碳排放量方面的阈值。表1：中国低碳氢、清洁氢及可再生氢标准项目阈值指标低碳氢清洁氢可再生氢单位氢气碳排放量（kgCO2e/kgH2）≤14.514.94.9制氢所消耗的能源是否为可再生能源否否是资料来源：中国氢能联盟研究院、长城证券研究院简单来说，可再生氢与清洁氢与通俗意义上的“绿氢”大体相当，低碳氢与“蓝氢”大体相当。以电解水制氢为例，如果电力来源全部为可再生能源则为可再生氢，如果要达到清洁氢的标准则需要单位电力的碳排放不高于87.5克CO2/kWh，如果要达到低碳氢的标准则需要单位电力的碳排放不高于259克CO2/kWh。因此，从碳排放角度对氢进行量63.6%21.2%13.8%1.4%煤制氢工业副产氢天然气制氢其它19.0%21.0%59.0%0.6%0.4%煤制氢工业副产氢天然气制氢石油制氢其它行业深度报告长城证券11请参考最后一页评级说明及重要声明化分类，一方面有助于还原氢作为低碳甚至零碳能源的属性，另一方面有助于打通碳市场和请市场，引导高碳排放制氢工艺向绿色制氢工艺转变。表2：不同原料及工艺制备氢气目前经济性与碳排放强度参考制氢工艺参考成本（元/kg）参考碳排放强度（kgCO2e/kgH2）应用情况备注煤气化制氢8-1216-24已大规模应用，技术成熟，成本低，氢气纯度稍低，产量高原料煤600-900元/吨，热值6000大卡，含碳量80%以上；原料煤成本占比约50%天然气重整制氢10-169-15已大规模应用，技术成熟，氢气纯度高，对天然气价格敏感原料天然气2.4-3.6元/Nm3；原料天然气成本占比约70%；工业副产氢9-22与工业过程相关已工业化应用，投资低，氢气纯度高焦炉煤气、氯碱工业、轻烃工业等；工业气提纯成本约为0.3-0.6元/kg电解水制氢电网电30-4032-36已工业化应用按照我国发电结构估算碳排放；用电成本占比70%以上水风光离网电14-20＜4.9电价成本以0.2-0.3元/kWh计资料来源：CNKI《中国制氢技术的发展现状》、中国氢能联盟研究院、HEFCAC2021《大规模绿氢制备技术现状及发展前景》、长城证券研究院目前情况下，电解水制氢工艺路线对比传统工艺路线尚不具备经济优势，但在可再生能源蓬勃发展的大背景下，电解水制氢成本的大幅降低是可以预期的，同时还具有碳排放强度低的显著优势。根据河北建投风电制氢项目的实践，依托张家口丰富的风光资源，市发改委表示“十四五”期间力争可再生能源电解水制氢成本由30元/kg下降至14元/kg。可再生能源电力的平价在赋予电解水制氢经济性的同时也赋予了其“环境可持续性”，而可再生能源电力对电力系统的挑战，将由“电氢耦合”提供更佳的包容性。2.2氢气的需求根据石油和化学工业规划院的统计分析，我国目前氢气利用与需求主要来自化工产业，主要用于合成氨和合成甲醇，占比一半以上。根据国际能源署的统计分析也呈现出同样的特点，2020年全球几乎所有需求都来自炼化（约4000万吨）和工业（超过5000万吨）。氢作为绿色能源在新领域的应用，包括燃料电池、天然气掺氢等，占比还非常小。图13：我国2020年氢的应用与需求情况图14：全球氢的应用与需求情况资料来源：CNKI《我国氢气生产和利用现状及展望》、长城证券研究院资料来源：IEA《GlobalHydrogenReview2021》、长城证券研究院30%28%25%12%5%合成氨合成甲醇煤化工等综合利用炼厂用氢其它行业深度报告长城证券12请参考最后一页评级说明及重要声明根据中国氢能联盟预测，我国在2030年碳达峰愿景的情景下，氢气年需求预期达3715万吨，在终端能源消费中占约5%，其中可再生氢产量占比显著增长约为500万吨。到2050年氢能将在我国终端能源体系中占比至少达10%，氢气需求约6000万吨，其中工业领域用氢3370万吨，交通运输领域用氢2458万吨。在2060年碳中和愿景的情境下，我国氢气的年需求量将增至1.3亿吨左右，其中70%以上将来自可再生氢，氢在终端能源消费中占比约为20%，其中工业领域用氢占比仍最大。国际能源署根据全球各国承诺减排情景和2050年达到净零排放的情形分别进行测算，未来需求同样将来自炼化与工业以外的领域，如交通运输、电力能源等。同样凸显氢的能源属性，包括燃料电池汽车、合成燃料、建筑供暖等。根据目前在建或筹划的电解水项目情况，到2030年将提供800万吨低碳氢；在承诺减排情景和2050年净零排放情景中，到2050年由电解水供给的低碳氢分别占总量的50%和60%。图15：2050年我国氢的应用与需求情况资料来源：中国氢能联盟研究院、长城证券研究院图16：承诺减排情景（左）和2050年净零排放情景（右）全球氢的应用与需求情况资料来源：IEA《GlobalHydrogenReview2021》、长城证券研究院56.2%41.0%1.8%1.0%工业交通运输建筑及其它发电与电网平衡行业深度报告长城证券13请参考最后一页评级说明及重要声明2.3电解槽2.3.1四种技术路线各有优劣中国和全球要构建清洁低碳，经济高效的制氢体系，重点在于发展可再生能源制氢，严格控制化石能源制氢。电解槽是低碳可再生氢制备的关键设备，其技术路线、性能和成本是影响氢能源市场走势的重要因素。目前，主要有碱式水溶液电解槽（ALK/AWE）、质子交换膜电解槽（PEM）、固体氧化物电解槽（SOEC）和阴离子交换膜电解槽（AEM）四种技术路线。表3：不同技术路线电解槽对比类型ALK/AWEPEMSOECAEM图示成熟度商业应用-大规模商业应用-小规模实验阶段-初期示范实验阶段运行温度（℃）80-9560-80600-90060-80运行压力（MPa）1.6-3.2＜5~0.1＜3.5隔膜/电解质石棉布/PPS布/PSF布全氟磺酸膜PFSA固体氧化物YSZ阴离子交换膜电解液5-7mol/lKOH碱液纯水纯水1mol/lKOH碱液阳极材料（析氧电极）不锈钢镀镍氧化铱钙钛矿结构材料CaTiO3镍网阴极材料（析氢电极）不锈钢镀镍铂碳Ni-YSZNiFeCo合金电流密度（A/cm2）0.2-0.351.0-2.5＜10.8-2.2标准工况下能耗（kWh/Nm3H2）4.2-5.23.8-4.82.6-3.64.2-4.6设备参考成本（RMB元/kW）1500-20005000-6000NANA产品氢纯度≥99.8%≥99.99%≥99.99%≥99.99%优点技术成熟、结构简单、无贵金属催化剂、成本较低设备体积小、氢气纯度高、气体压力较高、波动电源适应性强、冷启动迅速效率高、电解能耗低、非贵金属催化剂电流密度高缺点电流密度低、设备体积大、电解液泄漏污染环境、对电源有稳定性要求、动态响应差成本较高、使用寿命较短、贵金属催化剂易被金属离子毒化耐久性、密封性和材料老化问题待解决、需额外热源、启动慢聚合物膜稳定性较差资料来源：CNKI《电解水制氢技术研究进展与发展建议》、CNKI《碳中和背景下先进制氢原理与技术研究进展》、KEARNEY、IRENA、长城证券研究院行业深度报告长城证券14请参考最后一页评级说明及重要声明自从1800年威廉·尼克尔森和安东尼·卡莱尔发明了电解槽技术以来，这项技术已经取得了长足的进步。目前碱式水溶液电解槽（ALK）和质子交换膜电解槽（PEM）已投入商业化应用。碱式水溶液电解槽技术更加成熟，应用更加普遍，国内外技术差别较小，设备成本也较低，国内企业业绩较多，国内最大制氢可达1500Nm3/h，但其电解液泄漏有污染环境的风险，且动态响应性稍差，不能与风光电源直接匹配；质子交换膜电解槽技术门槛稍高，国内技术水平与国际先进水平还有一定差距，设备成本明显更高，国内企业还缺乏成熟商业应用，国内最大制氢可实现275Nm3/h，动态响应迅速匹配风光电源波动性特点，但其催化剂使用铱和铂贵重稀有金属，大规模使用可能存在资源瓶颈。2.3.2装机较少但增长迅速根据国际能源署的统计，2020年全球电解水制氢只占氢总产量的0.03%，主要用于能源和化工原料，全球电解槽装机总容量为290MW，欧洲拥有超过40%的装机容量，中国占有约8%的装机容量。主要的四种技术路线电解槽中，碱式水溶液电解槽占据61%的绝对份额优势，质子交换膜电解槽占有31%的份额，其它种类电解槽装机占比较小，其中固体氧化物电解槽建立了一些示范应用，装机容量为0.8MW。图17：2020年全球分区域电解槽装机容量图18：2020年全球分类型电解槽装机容量资料来源：IEA《GlobalHydrogenReview2021》、长城证券研究院资料来源：IEA《GlobalHydrogenReview2021》、长城证券研究院图19：近年全球电解槽装机增长情况（分区域）图20：近年全球电解槽装机增长情况（分类型）资料来源：IEA《GlobalHydrogenReview2021》、长城证券研究院资料来源：IEA《GlobalHydrogenReview2021》、长城证券研究院根据国际能源署对大约350个项目的追踪（截止2021年9月），以在建和筹建项目计算，到2030年全球电解槽装机容量可达54GW，如果包括尚在可行性研究的前期项目，该装机容量数值将攀升到91GW，其中欧洲和澳洲潜在项目装机容量最多，分别达到22GW和21GW。41%9%8%18%24%欧洲加拿大中国亚洲（除中国）其它国家61%31%8%ALK/AWEPEM其它行业深度报告长城证券15请参考最后一页评级说明及重要声明图21：2030年前每年新增电解槽装机容量（以在建和筹建项目测算）资料来源：IEA《GlobalHydrogenReview2021》、长城证券研究院根据彭博新能源财经的跟踪统计，全球电解槽设备交付量近三年有巨大的提升，2020年交付容量为200MW，2021年为458MW，预计2022年将翻两番达到1.8-2.5GW，而中国企业出货占比将达到62-66%，且碱式水溶液电解槽占比预计在70%以上。根据高工产研氢电研究所（GGII）调研统计，2021年中国电解水制氢设备市场规模超9亿元，出货量超过350MW；预计2022年中国电解水制氢设备市场需求有望翻番，达730MW；预计2025年国内电解水制氢设备市场需求量将超过2GW，平均年化增长率超55%。图22：国内市场水电解制氢电解槽装机容量需求测算资料来源：GGII、长城证券研究院2.3.3ALK/AWE与PEM电解槽经济性对比从发展历程来看，碱性水溶液电解技术在20世纪前后开始实现制氢的工业化应用，在经历了单极性到双极性、小型到大型、常压型到加压型、手动控制到全自动控制的发展历程后，碱性水溶液电解槽已逐步进入成熟的工业化应用阶段。20世纪70年代起，质子交换膜水电解制氢技术开始获得发展，并以其制氢效率高、设备集成化程度高及环境友好等特点成为水电解技术的研究重点，逐步实现从小型化到兆瓦级的发展。目前，PEM制氢技术的瓶颈在于设备成本较高、寿命较低，且实际的电解效率还远低于理论效率，因此欧美发达国家正重点开展技术攻关以突破技术瓶颈。35073020000500100015002000250020212022E2023E2024E2025E水电解制氢电解槽装机需求（MW）行业深度报告长城证券16请参考最后一页评级说明及重要声明美国、欧洲和日韩均将电解水制氢技术视为未来的主流发展方向，聚焦ALK/AWE制氢技术规模化和PEM制氢技术产业化，重点围绕“电解效率”、“耐久性”和“设备成本”三个关键降本性能指标推进整体技术研发。我国目前呈现出以ALK/AWE制氢为主、PEM制氢技术为辅的工业应用状态，采取两种技术路线并举的研发策略。图23：碱性水溶液电解槽系统典型布置图24：质子交换膜电解槽系统典型布置资料来源：IRENA《GREENHYDROGENCOSTREDUCTION》、长城证券研究院资料来源：IRENA《GREENHYDROGENCOSTREDUCTION》、长城证券研究院电解水制氢成本主要包括：设备成本；能源成本（电力）；其他运营费用；原料费用（水）。根据可再生能源署(IRENA)的测算，电力成本对制氢影响最大，可达60%-80%，其次影响因素是电解槽设备成本；使用更加便宜的可再生能源成本尤其重要，在一些合适的场景下电费约为20美元/MWh时，可再生氢已经与传统制氢具有同等的价格竞争力。同时，随着电解槽的装机容量上升带来的规模效应，电解槽设备成本逐渐下降，可再生氢有望在2030年左右在比较广泛的多个国家形成价格竞争力，与化石能源相当。图25：不同电价及电解槽成本情景下可再生氢成本下降趋势资料来源：IRENA《GREENHYDROGENCOSTREDUCTION》、长城证券研究院行业深度报告长城证券17请参考最后一页评级说明及重要声明图26：分体式碱性水溶液电解槽系统图27：质子交换膜电解槽系统资料来源：中船重工718研究所官网、长城证券研究院资料来源：SiemensEnergy、长城证券研究院根据中国石油技术开发有限公司张轩博士的分析测算，碱性水溶液电解槽在参考情景下当电力成本0.3元/kWh，年运行5000h时，制氢成本即可降低到20元/kg（即1.78元/Nm3）；质子交换膜电解槽在参考情景下当电力成本0.3元/kWh，年运行6000h，且设备成本需要降低到2000万时，制氢成本可降低到20元/kg（即1.78元/Nm3）。20元/kg（即1.78元/Nm3）以下视为与现阶段制氢成本同等水平。碱式水溶液电解槽参考情景：➢1000Nm3/h电解槽成本850万，土建安装150万；➢每标准立方米氢气消耗原料水0.001t，冷却水0.001t，水费5元/t；➢每标准立方米氢气消耗电力5kWh；➢人工维护成本每年40万；➢设备折旧期10年，土建安装折旧20年，无残值；质子交换膜电解槽参考情景：➢1000Nm3/h电解槽成本分别为3000万、2000万、1500万和500万，土建安装200万；➢每标准立方米氢气消耗原料水0.001t，冷却水0.001t，水费5元/t；➢每标准立方米氢气消耗电力4.5kWh；➢人工维护成本每年40万；➢设备折旧期10年，土建安装折旧20年，无残值；行业深度报告长城证券18请参考最后一页评级说明及重要声明图28：碱式水溶液电解槽制氢成本测算资料来源：CNKI《电解水制氢成本分析》、长城证券研究院图29：质子交换膜电解槽制氢成本测算资料来源：CNKI《电解水制氢成本分析》、长城证券研究院根据国家发改委《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》(发改价格[2021]833号)，通知中附表所列我国蒙西、蒙东、新疆、宁夏等地区的风电光伏发电指导价已低于0.3元/kWh；同时各区域保障性消纳之外的电量若较为集中进入市场化交易，也很有可能低于0.3元/kWh。经调研，我国碱式电解槽设备制造较为成熟，国内企业业绩较为丰富，相对国外制造商具有显著的成本优势，单堆最大制氢量可达1300-1500Nm3/h；而我国大型质子交换膜电解槽设备制造还不成熟，国内企业还没有大规模商业应用的成熟业绩，且核心部件质子交换膜、催化剂等一般采用进口产品，单堆最大制氢为220-275Nm3/h。根据国际可再生能源机构(IRENA)的测算，质子交换膜电解槽单位功率成本要比碱式水溶液电解槽高50-60%，结合彭博新能源财经(BNEF)的调研分析，中国生产制造的碱式水溶液电解槽单位功率成本仅为国外的25-50%。1.321.10.990.930.880.850.831.671.451.341.281.231.21.182.171.951.841.781.731.71.682.672.452.342.282.232.22.180.511.522.532000h3000h4000h5000h6000h7000h8000h氢气成本（元/Nm3）电解槽年运行时间h0.13元/kWh0.2元/kWh0.3元/kWh0.4元/kWh1.10.930.850.80.760.740.721.911.581.411.311.241.21.162.612.191.991.861.781.721.673.562.982.692.512.392.312.250.511.522.533.542000h3000h4000h5000h6000h7000h8000h氢气成本（元/Nm3）电解槽年运行时间h0.13元/kWh-500万0.2元/kWh-1500万0.3元/kWh-2000万0.4元/kWh-3000万行业深度报告长城证券19请参考最后一页评级说明及重要声明表4：电解槽设备及系统成本对比国外PEM槽设备国外ALK/AWE槽设备国外PEM系统国外ALK/AWE系统国产ALK/AWE系统单位成本（USD/kW）~400~270700-1400500-1200~300资料来源：IRENA《GREENHYDROGENCOSTREDUCTION》、BNEF、长城证券研究院根据国际可再生能源机构对电解槽设备成本的分析，可以发现两种电解槽设备的降本驱动有所不同。对于碱性水溶液电解槽，设备成本主要由电极组件、膜片等核心部件的成本驱动，在电堆的成本组成中，超过50%的成本与电极和膜片有关，相比之下，质子交换膜电解槽电堆中膜电极成本占比为24%。在碱性水溶液电解槽中双极板只占电堆成本的一小部分，而在质子交换膜电解槽电堆中的成本占比则超过50%，这是由于碱性水溶液电解槽的双极板设计更简单，制造更简单。对于质子交换膜电解槽，电堆成本主要由双极板等核心部件的成本驱动，双极板成本占比约53%，主要因为其通常需要使用贵重稀有金属涂层。技术创新在双极板的性能和耐久性增强以及成本降低方面发挥重要作用。目前正在研究价格更低廉的替代材料，如使用Ti涂层来保持其功能特性不受影响，同时降低成本。稀有金属Ir是膜电极材料的重要组成部分，在实际应用中，虽然Ir在整个电解系统中成本占比不到10%，但由于供应严重不足，可能成为后期规模生产的瓶颈。图30：ALK/AWE电解槽系统成本拆分资料来源：IRENA《GREENHYDROGENCOSTREDUCTION》、CNKI《“双碳”目标下电解制氢关键技术及其应用进展》、长城证券研究院图31：PEM电解槽系统成本拆分资料来源：IRENA《GREENHYDROGENCOSTREDUCTION》、CNKI《“双碳”目标下电解制氢关键技术及其应用进展》、行业深度报告长城证券20请参考最后一页评级说明及重要声明长城证券研究院虽然质子交换膜电解槽拥有冷启动迅速，电源波动适应性强、结构紧凑占地少等技术优势，具有长远的发展前景，但其目前成本过高；我们认为在其核心部件国产化大幅提升和技术降本卓有成效之前，碱式水溶液电解槽仍将是市场主导。碱式水溶液电解槽系统可以通过控制优化和系统配置的方式满足风光可再生能源负荷波动性需求。行业深度报告长城证券21请参考最后一页评级说明及重要声明3.项目及公司3.1典型应用项目国外代表性项目德国美因茨风电制氢-加氢站及天然气管网示范项目由林德集团、西门子、美因茨市政和莱茵曼应用技术大学共同合作开发，已于2015年投运。制氢系统连接当地四个风电场，当风电上网电价小于0.03欧元/kWh时，利用这些电量制氢，一部分由罐车运往附近的加氢站，一部分注入天然气管网用来供暖或发电。西门子为该项目配备了3台Silyzer200电解槽（额定功率3.75MW，峰值功率可达6MW）和基于Simatic控制装置的电解系统，充分利用PEM电解槽的技术特点，快速响应和宽功率区间应对风电的波动性。日本福岛FH2R光伏制氢项目。该项目配备20MW的光伏发电系统以及10MW的电解槽装置，每小时可额定产生1200标方的氢气，为全球最大的光伏制氢项目。由东芝牵头整个项目建设，并开发氢能管理系统；东北电力专注于能源管理系统(EMS)监控、数据采集(SCADA)系统以及与电网相关的事项；岩谷公司研究氢的需求和供应预测系统，以及氢运输和存储；朝日Kasei公司提供先进的碱式电解槽系统设备。FH2R产生的氢气将为固定式氢燃料电池系统以及燃料电池汽车和公共汽车等提供动力。英国HydrogenMiniGrid风电制氢项目该项目位于谢菲尔德，于2015年完工，包括风能制氢、高压储氢、加氢站及燃料电池汽车。风力发电机225kW、集装箱式PEM电解槽180kW、产氢量37m3/h、加氢站氢气压力35MPa、燃料电池汽车15辆，示范了从新能源制氢到氢能利用的产业链，验证了PEM电解槽快速响应波动性新能源发电技术。法国MYRTE海岛示范项目该项目位于科西嘉岛，岛上负荷基本由光伏电站满足，与大陆主电网连接较弱。该项目为了夜间供电稳定，配备了储能容量100kW/1.75MWh的氢能利用系统，该系统采用高压储氢技术，系统应用了余热回收技术，综合效率为70%~80%。加拿大PEM制氢电网调峰项目该项目位于魁北克省，于2019年投入运用。配置了由Hydrogenics公司提供的20MW-PEM电解制氢装置，采用4×5MW电解制氢方案，制氢能力为8000kg/d。该电解制氢应用与当地电网公司联合开展，利用其调节能力，参与电网调节，在PEM电解制氢与电网的结合应用上进行了一些探索。行业深度报告长城证券22请参考最后一页评级说明及重要声明德国科隆10MW绿氢项目该项目位于科隆市莱茵炼化厂，于2021年投运。项目配置了由ITMPower提供的10MW-PEM电解槽，每年制备1300吨绿氢供给炼化厂，并参与支撑电网稳定性。国内代表性项目兰州液态太阳燃料示范项目甘肃太阳能资源丰富，且太阳辐射强度和波动性具有代表性。该项目由太阳能光伏发电、电解水制氢和二氧化碳加氢合成甲醇三个基本技术单元构成，配套建设总功率为10MW光伏发电站，为电解水制氢设备提供电能，是从可再生能源到绿色液体燃料甲醇生产的全新途径，对发展我国可再生能源、缓解我国能源安全问题乃至改善全球生态平衡具有重大战略意义。该项目荣获中国可再生能源学会技术发明奖一等奖。六安国家电网兆瓦级PEM制氢调峰示范项目国内首个兆瓦级氢能源储能调峰电站项目，也是一座具有自主知识产权的，集制氢、储氢、氢发电完整技术链条的科技试验站。项目配置200Nm³/h（PEM）电解槽制氢和50kW×24燃料电池发电，在用电低负荷的时候，可以吸收多余的电来进行电解水，生产氢气和氧气储存起来，以备高峰时用于发电。该项目优化能源结构，积极探索零排放分布式电源稳定发电模式和能源综合利用方式，围绕氢能示范站建设与运营，在电网转型升级、多种形态能源互补、电网能效服务、氢能电站运营模式优化等方面，开展深层次研究，张家口可再生能源制氢工厂张家口风光资源丰富，助力北京绿色冬奥，建立了全球首个通过直流微网输电的离并网风光耦合可再生能源电解水制氢项目，不制氢时可向电网输送可再生能源电力。河北建投崇礼站、河北建投沽源站、海珀尔站和交投壳牌站，四家制氢厂共计制氢产能达17吨/天；还有一批制氢项目正在有序推进。张家口作为河北省燃料电池汽车示范应用城市群的牵头城市，张家口市将在四年示范期内，完成从制氢到氢车推广的一系列目标。浙江大陈岛氢能综合利用示范工程依托丰富的风力资源，建设全国首个海岛“绿氢”综合能源示范项目，通过构建基于百分百新能源发电的制氢-储氢-燃料电池热电联供系统，使用全国产化PEM制氢技术，在晚间利用大陈岛富余风力通过电解水制氢，在负荷高峰时用氢发电，并实现国内首套氢综合利用能量管理和安全控制技术突破，实现清洁能源百分百消纳与全过程零碳供能。白城分布式发电制氢加氢一体化示范项目吉林白城地区风光资源丰富，正着力打造“中国北方氢谷”。该项目配置6.6MW风电，4MW光伏，一台ALK电解水槽系统设备（1000Nm3/h）和一台PEM电解水槽系统设备（200Nm3/h），采用优先制氢，余电上网方式。行业深度报告长城证券23请参考最后一页评级说明及重要声明宁波慈溪电氢耦合直流微网示范工程该项目计划建成世界首个电-氢-热-车耦合的±10kV直流互联系统。配置可再生能源发电3MW，制氢功率400kW，电池储能总容量大于3MW/3MWh。工程投运后，每日可制氢100kg、供热能力120kW，满足10辆氢能燃料电池汽车加氢、50辆纯电动汽车直流快充需求。3.2国内外主要公司国外代表公司NELHydrogenElectrolyzer（耐欧）总部位于挪威。碱式电解槽拥有90多年的技术积累，产品性能优越，电解槽功耗低至3.8kWh/Nm3；基于低电耗优势，公司计划于2025年实现1.5美元/kg的绿氢制造成本目标。质子交换膜电解槽技术来源于并购ProtonOnsite，产品系列丰富，涵盖1Nm3/h-5000Nm3/h各种规格型号，可广泛应用于各种场景。公司客户及业务拓展遍布全球，产品应用于80多个国家和地区。CumminsElectrolyzer（康明斯）总部位于美国。2019年通过收购Hydrogenics获得成熟的燃料电池和水电解槽技术与产品，包括碱式电解槽和质子交换膜电解槽两个技术产品系列，快速进入该领域。2021年5月康明斯武汉氢能源工程中心正式挂牌；2021年9月，康明斯氢能中国总部落地上海自贸区临港新片区；2021年12月，康明斯与中石化设立合资公司——康明斯恩泽（广东）氢能源科技有限公司，落地广东佛山将生产康明斯HyLYZER系列质子交换膜电解槽系统设备。SiemensEnergy（西门子）总部位于德国，主要产品为Silyzer系列的PEM电解槽系统设备。大规模电解是西门子能源绿氢战略技术创新的重点，其已为奥钢联林茨厂氢冶金项目提供了全球最大的单体8.8MW电解槽；还积极参与海上风电制氢计划，拟利用德国北海Heligoland岛附近高达10GW的海上风能电解制氢，目标是每年产生100万吨绿氢，探索海上制氢的低成本路线。西门子能源的目标是在2025年实现大规模、化工级100MW的电解水制氢系统，基于12-16美分/kWh的可再生电力成本，将可再生氢的成本降低到1.50~2.0美元/kg。早在2019年，西门子与国家电投建立战略伙伴关系，合作内容就包含了绿氢开发与应用；2020年，西门子为北京冬奥会延庆赛区提供了一套撬装式PEM水电解制氢系统“Silyzer200”，成为中国落地的首个兆瓦级PEM制氢项目。ITMPower总部位于英国，全球著名的PEM电解槽系统设备制造商，并拥有世界最大的电解槽工厂，位于英国谢菲尔德，年产能达1GW。早在2017年，公司与壳牌集团合作旨在利用低成行业深度报告长城证券24请参考最后一页评级说明及重要声明本可再生资源通过工业规模电解槽制取氢气，同时实现电网平衡，在多出炼化厂安装了10MW级PEM电解槽。公司计划在加拿大不列颠哥伦比亚省利用可再生能源生产绿氢，已完成300MW水电解制氢项目可研，并与Chiyoda公司合作利用有机液体载氢开展国际间氢贸易，向美国加州和日本等国际市场大规模出口。UhdeChlorineEngineers蒂森克虏伯控股子公司，位于德国多特蒙德，此前主要生产氯碱电解器，2018年转型发展为大型水电解供应商，并建造了利用太阳能和风能生产氢气的工厂。另外还有法国Elogen、法国McPhy、日本AsahiKasei、日本Toshiba等多家国际知名公司，分别专长于ALK/AWE技术路线或PEM技术路线。国内代表公司考科利尔竞立（苏州）氢能科技有限公司（CJH）于2018年，由苏州竞立制氢设备有限公司与比利时JohnCockerill集团合资成立。1995年，苏州竞立完成国内最大的200Nm3/h电解水制氢设备，荣获“中华之最”；2007年，参与建设中国第一座站内制氢加氢站，助力北京奥运会；2017年推出全球最大第一套1000Nm3/h大型电解水制氢设备；2021年，与四川华能氢能科技有限公司共同开发了全球首台高电流密度6000A/m2碱式电解槽制氢设备，最大制氢量达1500Nm3/h。公司主持及参与多项国际标准的制定，承担多项国家重大科研项目，为兰州新区“液态阳光燃料示范项目”等重要项目提供水电解制氢设备。公司产能达600MW，1000Nm3/h以上大型制氢设备国内市场占有率超50%。中船（邯郸）派瑞氢能科技有限公司派瑞氢能是中国船舶集团第七一八研究所全资子公司，拥有60多年的氢能技术积累和工程经验，自1984年开发民用加压水电解制氢装置以来，已形成四大系列，20多个规格，0.5-2000Nm3/h的水电解制氢装置产品，同时掌握碱式电解槽和质子交换膜电解槽两大技术路线。公司产品累计销售1000余套，涉及20多个国家，年产能达1.5GW。公司承担了张家口崇礼制氢和供氢项目、沽源制氢项目、海珀尔制氢项目、交投壳牌项目等四个冬奥项目的水电解制氢设备研制生产工作，且均已圆满完成。阳光氢能科技有限公司2021年，由阳光电源（300274）全资成立，已实现1000Nm3/h碱式电解槽制氢系统设备产品销售，目标具备1GW产能。目前已建成全国首个光伏离网制氢及氢储能发电实证平台，并携手中科院建成PEM电解制氢技术联合实验室，绿电制氢系统在吉林、宁夏、内蒙等多地光伏、风电制氢项目中得到应用。尚不构成对阳光电源营收及利润的重大影响。行业深度报告长城证券25请参考最后一页评级说明及重要声明西安隆基氢能科技有限公司2021年，由隆基股份（601012）与上海朱雀投资合资成立，已实现1000Nm3/h碱式电解槽制氢系统设备产品销售，已具备500MW产能。尚不构成对隆基股份营收及利润的重大影响。天津大陆制氢设备有限公司成立于1994年，长期从事制氢设备和气体纯化设备开发、设计、制造。可生产0.1Nm3/h-1000Nm3/h的电解水制氢设备和2Nm3/h-1000Nm3/h的气体纯化设备。技术路线为碱式水溶液电解槽。山东赛克赛斯氢能源有限公司二十多年的质子交换膜电解槽研发经验，成熟产品（≤60Nm3/h）畅销海内外，2021年完成兆瓦级（1.3MW）PEM制氢系统产品开发（260Nm3/h）。北京中电丰业技术开发有限公司公司于2007年成立，一直专注于水电解制氢、加氢、储能领域，公司从代理国际著名氢能源品牌开始，积极消化吸收自我创新，现可以制造拥有完全自主知识产权的制氢供氢设备。同时拥有碱式电解槽和质子交换膜电解槽产品。另外还有淳华氢能源科技有限公司，扬州吉道能源有限公司、江苏国富氢能技术装备股份有限公司等，均实现了电解槽产品的供货。4.投资建议氢的来源决定了氢的属性，只有使用可再生能源电力电解水制氢才具有绿色属性，才是真正的可再生氢，才能成为电氢耦合多能联结的绿色桥梁。氢需求增长潜力很大，氢的绿色属性也越来越受到关注，电解制氢设备需求也在不断增长，但目前市场总规模还比较小，尚处于行业初期的快速发展阶段。可再生能源电力电解水制氢的经济性与各地资源禀赋紧密相关，需因地制宜结合当地的具体需求和使用场景，目前以各处示范项目建设为主，进行技术改进与经验积累，尚不能模式化大规模推广。自碳达峰碳中和发展战略确定以来，许多上市公司公告进入或拓展氢相关业务，其中一些实现了突破或增长，但尚不构成对公司营收与利润的重大贡献。建议持续保持关注。行业深度报告长城证券26请参考最后一页评级说明及重要声明5.风险提示碳达峰碳中和相关鼓励政策实施不达预期；国内相关氢示范项目进度不及预期；可再生能源电力成本下降不及预期；技术进步和关键部件国产化不及预期。行业深度报告http://www.cgws.com研究员承诺本人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，在执业过程中恪守独立诚信、勤勉尽职、谨慎客观、公平公正的原则，独立、客观地出具本报告。本报告反映了本人的研究观点，不曾因，不因，也将不会因本报告中的具体推荐意见或观点而直接或间接接收到任何形式的报酬。特别声明《证券期货投资者适当性管理办法》、《证券经营机构投资者适当性管理实施指引（试行）》已于2017年7月1日起正式实施。因本研究报告涉及股票相关内容，仅面向长城证券客户中的专业投资者及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者。若您并非上述类型的投资者，请取消阅读，请勿收藏、接收或使用本研究报告中的任何信息。因此受限于访问权限的设置，若给您造成不便，烦请见谅！感谢您给予的理解与配合。免责声明长城证券股份有限公司（以下简称长城证券）具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格。本报告由长城证券向专业投资者客户及风险承受能力为稳健型、积极型、激进型的普通投资者客户（以下统称客户）提供，除非另有说明，所有本报告的版权属于长城证券。未经长城证券事先书面授权许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布，亦不得作为诉讼、仲裁、传媒及任何单位或个人引用的证明或依据，不得用于未经允许的其它任何用途。如引用、刊发，需注明出处为长城证券研究院，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。本报告是基于本公司认为可靠的已公开信息，但本公司不保证信息的准确性或完整性。本报告所载的资料、工具、意见及推测只提供给客户作参考之用，并非作为或被视为出售或购买证券或其他投资标的的邀请或向他人作出邀请。在任何情况下，本报告中的信息或所表述的意见并不构成对任何人的投资建议。在任何情况下，本公司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。长城证券在法律允许的情况下可参与、投资或持有本报告涉及的证券或进行证券交易，或向本报告涉及的公司提供或争取提供包括投资银行业务在内的服务或业务支持。长城证券可能与本报告涉及的公司之间存在业务关系，并无需事先或在获得业务关系后通知客户。长城证券版权所有并保留一切权利。长城证券投资评级说明公司评级：买入——预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅15%以上增持——预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅介于5%~15%之间持有——预期未来6个月内股价相对行业指数涨幅介于-5%~5%之间卖出——预期未来6个月内股价相对行业指数跌幅5%以上行业评级：强于大市——预期未来6个月内行业整体表现战胜市场中性——预期未来6个月内行业整体表现与市场同步弱于大市——预期未来6个月内行业整体表现弱于市场长城证券研究院深圳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