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1、请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 证券研究报告|行业深度 2024 年 02 月 02 日 电力设备电力设备 氢能氢能产业链梳理:制氢、运氢、用氢产业链梳理:制氢、运氢、用氢-电解水系列之三电解水系列之三 前两篇氢能报告中,我们聚焦制氢环节的电解槽设备,挖掘国内电解槽厂商内销与出口机会。本篇报告,我们对氢能产业链的制氢-储运-用氢环节进行全面梳理,分析各环节价值量分布情况及相关投资机会。制氢端:电解槽为电解水制氢环节核心设备,海外空间大于国内。制氢端:电解槽为电解水制氢环节核心设备,海外空间大于国内。电解槽占电解槽占比电解水制氢设备成本比电解水制氢设备成本 50%以上以上,其中
2、电极和隔膜为碱性电解槽核心壁垒。短期电解水制氢成本约 16.6 元/kg(电价 0.21 元/kwh),略高于煤制氢成本上限,未来电价下行叠加设备能耗降低,其经济性有望提升。市场空间看,海市场空间看,海外需求大于国内外需求大于国内。我们测算 2030 年国内电解槽规模有望超 80GW,对应市场规模约 1160 亿元;测算 2030 年欧洲、中东、印度地区累计装机规模约100GW/46GW/58GW,合计超 200GW。氢储运:承上启下,是氢能大规模、多元化场景应用的重要基础氢储运:承上启下,是氢能大规模、多元化场景应用的重要基础。现阶段中国绿氢项目多落在风光资源丰富的内蒙古,但化工园区多聚集在
3、东部地区,国内绿氢呈一定程度供需错配,氢储运为解决该产业发展瓶颈的重要方式。氢气在常温常压下具有密度小、易燃易爆等特性,氢储运难度较大。氢储存:氢储存:目前气态储氢为主流方式,III 型、IV 型碳纤维符合材料气态储氢瓶应用较广,但核心部件依赖进口致成本较高。氢运输:氢运输:1)长管拖车适用于中短距离运输,177 供电系统 81-135 100-217.5 690-2000 167.5 气液分离&干燥纯化 81-135 67-145 140-400 139.5 其他系统 108-180 100-217.5 780-2267 447 Total 540-900 667-1450 2300-666
4、7 931 资料来源:OxfordEnergy,国盛证券研究所 资料来源:ITM 财报,国盛证券研究所 中东:中东:具备绿氢生产地理优势具备绿氢生产地理优势,理想状态,理想状态 2030 年电解槽累计装机约年电解槽累计装机约 46.3GW。中东具备绿氢生产地理优势(太阳能丰富)。中东具备绿氢生产地理优势(太阳能丰富)。中东地区大多数国家都拥有丰富的太阳能,具备绿氢生产的地理优势,其中,沙特的氢能布局推进较快。2021 年 10 月,沙特提出计划至 2030 年生产和出口 400 万吨左右的氢气。假设 2030 年生产和出口均为绿氢,以单台 1000 标方设备、日运行时长 16 小时折算电解槽装
5、机规模,则至 2030 年沙特电解槽累计应装机 9259 台(以 5MW 功率/台测算,累计装机规模约 46.3GW)。Air Products于 2020 年 7 月宣布大规模绿色制氢项目用以氨生产,投资总额约 50 亿美元,该项目将与 ACWA Power 合作,在未来的沙特城市 NEOM,由 4GW 的可再生能源提供动力。此外,AirProducts 公司还计划投资 20 亿美元建设配送基础设施,包括将氨转化为氢的仓库,供公共汽车、卡车和轿车使用。该项目预计将于 2025 年开始运营。884424055404550005006007008009
6、0010002021E 2022E 2023E 2024E 2025E 2026E 2027E 2028E 2029E平均设备价格(欧元/kw)平均设备规模(MW)2024 年 02 月 02 日 P.13 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 印度印度:预计预计 2030 年电解槽累计装机年电解槽累计装机约约 57.9GW。据 PV Magzine,印度每年氢气消耗量约 600 万吨,主要用于氨和甲醇生产及炼油厂。2021 年 4 月,印度氢气联盟(IH2A)成立,提出至 2070 年实现 100%碳中和目标。2021年 8 月,印度从国家层面确立绿氢规划,至 2030 年生产
7、500 万吨绿色氢。以单台 1000标方设备、日运行时长 16 小时折算电解槽装机规模,则至 2030 年印度电解槽累计应装机 1.16 万台(以 5MW 功率/台测算,累计装机规模约 57.9GW)。投资建议:投资建议:具备渠道能力的优质设备厂商有望迎来与海外龙头合资设厂、获取出口订单的机会。推荐具备品牌和渠道优势的龙头隆基绿能、阳光电源;推荐优质设备供应商双良节能、亿利洁能、华电重工、昇辉科技、华光环能;关注绿氢生产商吉电股份等。图表 15:光储龙头电解水制氢布局一览 公司公司 技术路线技术路线 产能(产能(GW)氢能布局氢能布局 客户客户 隆基绿能隆基绿能 ALK 规划 2022 年末达
8、到1.5GW 1)2018 年起对氢能产业链进行战略研究;2)2021 年 3 月成立控股子公司隆基氢能,聚焦电解水制氢设备和可再生能源制氢系统解决方案;3)2023 年 2 月发布碱性电解水制氢设备 ALK Hi1 系列产品,直流电耗满载状况下低至 4.1kWh/Nm。万华化学、中国化学等。阳光电源阳光电源 ALK、PEM-2021 年 6 月成立阳光氢能。2021 年 3 月阳光电源发布国内首款、最大功率 SEP50 PEM 制氢电解槽(50Nm/h、250kw)。2022 年 4 月,阳光氢能与正能集团合作打造鄂尔多斯首个氢能源制储用一体化项目。-资料来源:各公司公告,各公司公众号,隆基
9、氢能官网,隆基氢能宣传册,深交所互动易,国盛证券研究所 2024 年 02 月 02 日 P.14 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 16:新势力厂商电解水制氢布局一览 公司公司 布局电解槽时间布局电解槽时间 技术路线技术路线 氢能布局氢能布局 双良节双良节能能 2022 年 9 月江苏双良新能源首套电解槽发货 ALK 1)2022 年 9 月子公司江苏双良新能源首套绿电智能制氢系统(最大产氢量1100Nm3/h)下线。双良绿电制氢装备智造基地规划厂房面积超 10000 平方米,能够实现年化 1000-1500Nm3/h 电解槽 100 台套的产能。亿利洁亿利洁能能 20
10、20 年投资设立宁波氢能-1)2020 年投资设立宁波氢能(公司持股 10%),22H1 公司已完成单台 1000标方产量制氢装置气液分离系统、氢气纯化系统的工艺结构设计。2)优势:“光伏+氢能+化工”一体化融合发展,拥有达拉特、库布其两大工园区,制氢产量大。3)公司三峡鄂尔多斯签订合作投资协议,共同投资设立三峡亿利(从事光伏治沙及氢能、储能经营),公司持股 50%。华电重华电重工工 2022年5月投资&控股深圳氢能,持股51%ALK 1)21 年公司氢能业务收入 10 万以上,22 年 5 月公司以现金 2.50 亿元通过受让股权及增资扩股相结合方式持股深圳氢能 51%。2)22 年末。公司
11、与氢能科技签署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 PC 总承包合同制氢站部分,合同金额为 3.45 亿元(含税),预计 2023 年内投产。昇昇辉科辉科技技 21H2 设立控股子公司昇辉新能源有限公司 ALK 1)氢能布局:2021 年 8 月设立控股子公司昇辉新能源,聚焦氢能产业;资本投资方面,参股氢燃料电池电堆-国鸿氢能、氢能源汽车整车制造-飞驰汽车、膜电极-鸿基创能三家公司,完善产业链布局。2)电解槽产品:2023 年 1 月,公司联营企业广东盛氢制氢开发的 1000 标方制氢设备下线,采用碱性技术路线,氢气纯度达 99.9995%,工作压力在1.6Mpa。华光环
12、华光环能能 22H1 与大连理工大学合作成立零碳工程技术研究中心,进行电解水制氢等示范项目的开发 ALK 于 2023 年 3 月 15 日发布关于 1500 Nm/h 碱性电解槽下线公告。资料来源:Wind,各公司公告,各公司公众号,国盛证券研究所 2024 年 02 月 02 日 P.15 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 2.氢储运氢储运:承上启下,是氢能大规模、多元化场景应用的重承上启下,是氢能大规模、多元化场景应用的重要基础要基础 现阶段中国绿氢呈一定程度供需错配,氢储运为解决该产业发展瓶颈的重要方式。现阶段中国绿氢呈一定程度供需错配,氢储运为解决该产业发展瓶颈的重要
13、方式。现阶段,国内绿氢项目多落地在风光资源丰富的内蒙古地区,主要替代灰氢用于工业合成氨、合成甲醇等项目,方式以就地消纳为主。但中国化工园区主要分布在华东及环渤海地区,与现阶段绿氢落地区域呈一定程度供需错配。因此,氢储运为氢能大规模、多元化场景应用的重要基础。目前气态氢储运为主流储运方式,其中长管拖车适用于 200km 以内的短距离及运量较少的场景。近期管道运氢步入发展新阶段,氢储运有望迎来快速发展。图表 17:落地项目看,绿氢现阶段需求主要为替代灰氢用于工业、能源脱碳减排 资料来源:内蒙古太阳能行业协会,国盛证券研究所 2024 年 02 月 02 日 P.16 请仔细阅读本报告末页声明请仔细
14、阅读本报告末页声明 2.1 氢气密度极低且易燃易爆,氢储运难度大氢气密度极低且易燃易爆,氢储运难度大 氢气在常温常压下具有密度小、易燃易爆等特性,因此氢储运难度较大。氢气在常温常压下具有密度小、易燃易爆等特性,因此氢储运难度较大。据百科资料,氢气易燃易爆,当空气中氢气浓度在 4.1%至 74.8%时,遇明火即可引起爆炸;氢气密度低,约 0.089g/L,仅为空气的 1/14,是世界上已知的密度最小的气体。氢气的储存和运输需将氢气加压缩小体积,以提高储运能力。此外金属材料在含氢介质中长期使用时,材料由于吸氢或氢渗而造成机械性能严重退化,易发生“氢脆”现象,因此还需注意储氢材料及运氢环境,以保证氢
15、气在运输过程中的安全性。2.2 氢储运:氢储运:气态储运为目前主流方式,储氢瓶部件仍有较大国产替代空间气态储运为目前主流方式,储氢瓶部件仍有较大国产替代空间 2.2.1 氢存储:氢存储:III 型、型、IV 型型气态储氢瓶气态储氢瓶应用较广应用较广,核心部件依赖进口致成本较高核心部件依赖进口致成本较高 氢气存储主要包括气态储氢、液态储氢、固态储氢等方式,目前气态储氢由于现阶段技氢气存储主要包括气态储氢、液态储氢、固态储氢等方式,目前气态储氢由于现阶段技术最为成熟,是现阶段主要储氢方式。术最为成熟,是现阶段主要储氢方式。气态储氢:气态储氢:高压气态储氢的工作原理为通过高压将氢气压缩,以高密度气态
16、形式储存,是现阶段发展最成熟的储氢技术。高压储氢瓶为气氢储运关键一环,储罐材质影响储氢密度,进而影响储氢规模和能耗水平。目前气态储氢多采用 20MPa 钢制储氢瓶储存,并通过长管拖车运输,具有初始投资成本低、能耗低等特点,但由于储罐运输规模较小,该方式仅适用于短距离及小规模运输。液态储氢:液态储氢:低温液态储氢的工作原理为通过高压、低温(-253)条件将氢气液化,常温常压下液氢体积密度为气态时的 845 倍。相较于气态储氢,液态储氢储运效率更高,适用于大规模、远距离运输,但初始投资成本较高(液化装备投入较大)且能耗较高。目前液态储氢在海外应用较多,国内主要用于航空等高端领域。固态储氢:固态储氢
17、:固态储氢的工作原理为物理吸附(活性炭、碳纳米管等)或化学氢化物(镁系、铁系储氢合金等金属氢化物可逆吸放)储氢。目前镁基储氢为最具发展潜目前镁基储氢为最具发展潜力的固态储氢材料之一力的固态储氢材料之一。固态储氢储氢密度高、安全性优且氢气纯度高,但充放氢环节成本高(需热交换)。现阶段固态储氢产业化进程较慢,主要系 1)现阶段固态储氢材料存在重量储氢率偏低(eg.可逆储氢容量最高的 TiV 固溶体材料只有 2.6 wt%)或吸放氢温度高、循环性能差等问题(导致使用寿命短,影响经济性);2)固态储氢多处于示范应用阶段,储氢材料多处于实验室或中试阶段,制造批量小,成品率偏低,承压容器和阀门管道等配件加
18、工成本高,致固态储氢系统的成本偏高。燃料电池汽车储氢瓶大多使用燃料电池汽车储氢瓶大多使用碳纤维材料碳纤维材料的的 III 型、型、IV 型型储氢瓶储氢瓶。车用气瓶主要分为四种类型,燃料电池汽车储氢瓶大多使用 III 型、IV 型两种型号。I 型瓶由金属钢组成;II型瓶以金属材质为主,外层缠绕玻璃纤维复合材料;III 型、IV 型瓶主要基于碳纤维增强塑料材料,前者内胆为金属,后者内胆为塑料,气瓶质量轻、单位质量储氢密度较高,外部通过碳纤维增强塑料缠绕加工而成。目前国内主流的车载储氢瓶仍为 35MPa III 型瓶,储氢瓶核心材料及零部件如碳纤维、瓶口阀、减压阀等主要依赖进口,成本较高。2024
19、年 02 月 02 日 P.17 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 18:各类型储氢瓶特点对比一览 分类分类 材料材料 优劣势优劣势 压强压强(MP)成本成本 重量体积比重量体积比(kg/L)储氢密度储氢密度(g/L)使用寿命使用寿命 应用应用 I 型 全金属(钢质)氢密度低 安 全 性 能差质量重 17.5-20 低 0.9-1.3 14-17 15 年 CNG 气体 II 型号 金属内胆(钢质)、纤维缠绕(碳纤维、玻璃纤维)氢密度低 安 全 性 能差质量重 26.3-29.9 中等 0.6-0.95 14-17 15 年 CNG 车用气瓶 III 型号 金属内胆(钢/
20、铝质)、纤维缠绕(碳纤维、玻璃纤维)氢密度高 高安全性 质量轻 30-70 最高 0.35-1 40 15-20 年 CNG 车用气瓶氢 燃料 电池供氢系统 IV 型号 金屋(塑料内胆)纤维缠绕(碳纤维、玻璃纤维)氢密度高 高安全性 质量轻 66 以上 高 0.3-0.8 49 15-20 年 国外 主要 应用于 氢燃 料电池 汽车 国内处 于研 发阶段 资料来源:汽车与材料工程,全球氢能,国盛证券研究所 2.2.2 氢运输:长管拖车氢运输:长管拖车适用于中短距离运输,管道运氢步入发展新阶段适用于中短距离运输,管道运氢步入发展新阶段 主流主流氢气运输氢气运输主要包括长管拖车和管道输氢两种方式主
21、要包括长管拖车和管道输氢两种方式。针对于中短距离运输,气氢拖车方式因节省了液化成本与前期管道建设费用,经济性较高,当用氢规模扩大,运输距离增大后,采用液氢槽车、输氢管道等方案经济性优势明显。液氢槽车运输方式相较于20MPa 气氢拖车,可使单车运输量提升 9 倍,充卸载时间减少 1 倍。图表 19:氢气不同储运方案的成本及特点 方式方式 工具工具 单台单台单趟有效单趟有效氢气运输量氢气运输量 压缩压缩/液化液化 成本成本 运输距离运输距离 200km200km时的总成本时的总成本 适用场景适用场景 气态储运气态储运 20MPa 长管拖车 280kg 1.05 元/kg 9.59 元/kg 适用于
22、短距离、小规模运输 液态储运液态储运 液氢槽车 2910kg 19.25 元/kg 20.39 元/kg 适用于长距离、大规模运输 资料来源:中国氢能产业发展报告 2020,车百智库,国盛证券研究所 气氢储运气氢储运成本随运输距离增加而上升,同等运输距离下大压力储氢成本优势显著。成本随运输距离增加而上升,同等运输距离下大压力储氢成本优势显著。据 氢能供应链成本分析(作者为张轩等),该文件中以长管拖车为例测算运氢成本,假设长管拖车满载氢气质量 350kg(20MPa)/1200kg(50MPa),管束中氢气残余率 20%;氢源距离加氢站 100km,加氢站用氢量 500kg/天;拖车百公里耗油量
23、 25L,柴油价格 6.5CNY/L;拖车车头和管束 70 万元,10 年直线法折旧;每车配司机及装卸操作员各 1 人,人员及车险费用 11 万元/年,车保养及过路费合计约 1 元/km;每次氢气压缩过程耗电 1kWh/kg,电价 0.6 元/kWh;运氢毛利 15%。当运输距离为当运输距离为 50km 时,时,2024 年 02 月 02 日 P.18 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 氢气的运输成本为氢气的运输成本为 4.90 元元/kg;距离为;距离为 500km 时运输成本近时运输成本近 21.75 元元/kg,运输成本随运输距离的增加而上升。另一方面,大压力大压力条件
24、下条件下的成本优势的成本优势随运输距离增加分化随运输距离增加分化明显明显,当运输距离为当运输距离为 200km 时,时,50MPa 较较 20MPa 运氢成本低运氢成本低约约 5.54 元元/kg。我们判断,未来大压力值的钢瓶储氢瓶为未来高压气氢储运的发展方向。图表 20:长管拖车运氢成本随着运输距离增加而上升,同等运输距离下大压力储氢成本优势显著(元/kg)资料来源:氢能供应链成本分析(作者为张轩等),石化行业走出去联盟,国盛证券研究所 注:横轴为运输距离(km),纵轴为运氢成本(元/kg)国内氢气长距离输送管道进入发展新阶段,国内氢气长距离输送管道进入发展新阶段,管道管道运氢成本仅同距离气
25、氢拖车运氢成本仅同距离气氢拖车 1/5。2023年 4 月 10 日,中石化宣布“西氢东送”输氢管道示范工程已被纳入石油天然气“全国一张网”建设实施方案。国内氢气长距离输送管道进入新发展阶段。管道起终点为内蒙乌兰察布-北京燕山石化,全长 400 多公里,一期运力 10 万吨/年,预留 50 万吨/年的远期提升潜力。管道建成后,将用于替代京津冀现有化石能源制氢及交通用氢。相较于长管拖车,管道更适用于大范围、长距离运输氢气。据中国氢能产业发展白皮书,100km管道运氢成本约 1.2 元/kg,为同等距离下气氢拖车成本的 1/5;距离达 500km 时,管道运氢成本约 3.02 元/kg,为同等距离
26、气氢拖车成本(20 元/kg)的 1/6。图表 21:气态、液态运氢成本及适用范围一览(元/kg,km)资料来源:中国氢能产业发展白皮书,国盛证券研究所 投资建议:投资建议:建议关注冷链压缩机龙头公司【开山股份】、【冰轮环境】;建议关注储氢瓶头部公司【中材科技】、【京城股份】。4.907.809.5411.2913.0314.7816.5218.2620.0121.753.814.455.15.756.47.057.78.348.999.64051015202550km100km150km200km250km300km350km400km450km500km20MPa运氢成本(元/kg)50M
27、Pa运氢成本(元/kg)2024 年 02 月 02 日 P.19 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 22:氢储运标的一览 类别类别 股票代码股票代码 公 司 名公 司 名称称 简介简介 压缩机 300257 开 山 股份 公司主要产品是螺杆式空气压缩机和活塞式空气压缩机,公司压缩机产品的节能水平处于行业前列。公司是已登记备案的节能压缩机生产企业中,登记备案谱系最为齐全的双螺杆空压机生产企业之一。压缩机 000811 冰 轮 环境 公司战略定位专业装备商,聚焦全流程压缩机,如充装压缩机、加氢压缩机、液化压缩机、氢燃料电池车空气压缩机、氢气循环泵等。储氢瓶 002080 中
28、 材 科技 据势银(TrendBank)统计的上牌车辆储氢瓶配套情况,2022 年中材科技储氢瓶配套装车量份额第二,市占率约 23%,市场 CR3 集中度约 67.6%。储氢瓶 600860 京 城 股份 公司主营气体储运装备制造。2022 年报显示,公司在 IV 型瓶方面完成出口车用瓶交付,向多个客户客户提供 CNG 样车气瓶,完成多个客户车用储氢气瓶订单交付。资料来源:Wind,各公司公告,势银能链公众号,国盛证券研究所 2024 年 02 月 02 日 P.20 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 3.加氢站:上游制氢端与中下游储运及用氢端的重要枢纽,加氢站:上游制氢端与中
29、下游储运及用氢端的重要枢纽,制加一体站回本周期较短制加一体站回本周期较短 加氢站是加氢站是上游制氢、上游制氢、储运储运与下游氢燃料电池车应用的重要枢纽与下游氢燃料电池车应用的重要枢纽,未来经济性有望逐步提,未来经济性有望逐步提升。升。通常,加氢站由制氢系统、压缩系统、储存系统、加注系统和控制系统等部分组成。从站外运达或站内制取纯化后的高纯氢气,通过氢气压缩系统压缩至一定压力,加压后的氢气储存在固定式高压容器中。当需要加注氢气时,氢气在加氢站固定高压容器与车载储氢容器之间的高压差的作用下,通过加注系统快速充装至车载储氢容器。图表 23:加氢站运营模式一览 资料来源:氢燃料电池技术在中国的开发和应
30、用进展报告,国盛证券研究所 3.1 成本拆解:成本拆解:压缩机、储氢设备、加氢设备成本压缩机、储氢设备、加氢设备成本合计合计占比占比约约 44%价值量分布来看,压缩机、储氢设备、加氢设备价值量分布来看,压缩机、储氢设备、加氢设备成本占比合计达成本占比合计达 44%。为简化测算条件,不考虑土地费用情况下,据清氢研究院及Joint agency staff report on assembly bill 8:assessment of time and cost needed to attain 100 hydrogen refueling stations in California,一座 35
31、MPa/70MPa、日供氢能力 180kg,存储能力 250kg 的外供氢高压氢气加氢站,建设成本需 200 万美元(以 2024 年 2 月 1 日汇率 7.18 折算,建设成本约1400 万元)。现阶段,由于目前氢能以示范运营项目为主,车辆运营时长与加氢频次较低,因此现阶段加氢站收益性较弱。未来加氢站经济性的提升,主要来源于政府支持力度的提升、核心设备国产化以及制加一体站模式的推广。若考虑氢运输成本(假设运输若考虑氢运输成本(假设运输距离距离 50km,加氢站使用年限,加氢站使用年限 15 年年),参考图),参考图 17 气管拖车气管拖车运输成本运输成本 5 元元/kg(50km),),则
32、气氢拖车运氢成本约则气氢拖车运氢成本约 684 万元万元(250kg/天*5 元/kg*365 天*15 年),外供氢高压氢气外供氢高压氢气加氢站总成本约加氢站总成本约 2084 万元万元(建设成本 1400 万元+运氢成本 684 万元);管道运氢成本管道运氢成本约约 164 万元万元(250kg/天*1.2 元/kg*365 天*15 年),外供氢高压氢气加氢站总成本约外供氢高压氢气加氢站总成本约1564 万元万元(建设成本 1400 万元+运氢成本 164 万元)。若运输距离大于 50km,外供氢高压氢气加氢站总成本预计进一步增加。2024 年 02 月 02 日 P.21 请仔细阅读本
33、报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 24:外供氢高压氢气加氢站总成本及建设成本拆分(万元)资料来源:清氢研究院,Joint agency staff report on assembly bill 8:assessment of time and cost needed to attain 100 hydrogen refueling stations in California,国盛证券研究所 目前我国加氢站全部为高压氢气储存加氢站。目前我国加氢站全部为高压氢气储存加氢站。加氢站技术路线包括外供氢高压氢气加氢站、外供液氢加氢站以及内制氢加氢站。加氢站成本结构中,储氢瓶、压缩机和加氢系
34、统,分别占比成本 18%/13%/13%,合计占比加氢站投资总成本约 44%。现阶段,外供氢高压氢气加氢站建设成本最低,且随着生产规模的扩大,成本将有下降空间。图表 25:国内加氢站投资成本结构(%)资料来源:清氢研究院,Joint agency staff report on assembly bill 8:assessment of time and cost needed to attain 100 hydrogen refueling stations in California,国盛证券研究所 3.1.1 高压储氢设施高压储氢设施:成本占比约:成本占比约 18%,成本随储氢压力增大而
35、提升。,成本随储氢压力增大而提升。高压储氢设施具有氢气储存和压力缓冲作用。高压储氢设施具有氢气储存和压力缓冲作用。国内加氢站主要采用高压储氢瓶组和高压储氢罐作为加氢站固定储氢设施。加氢机的基本部件包括箱体、用户显示面板、加氢口、加氢软管、拉断阀、流量计量、控制系统、过滤器、节流保护、管道、阀门、管件和安全系统以及其他辅助系统等。据中科院宁波材料所特种纤维事业部,北极星氢能网,35MPa 压力 IV 型瓶总成本约 2865 美元(折合约 19711 元),储氢系统成本构成来看,-3002007000建设成本(万元)总成本(万元)总成本(万元)储氢瓶压缩机加氢系统冷却器高压管
36、道管道与阀门其他材料和设备其他费用总计气氢拖车运氢费用管道运氢费用18%13%13%7%7%7%11%22%储氢瓶压缩机加氢系统冷却器高压管道管道与阀门其他材料和设备其他费用总计 2024 年 02 月 02 日 P.22 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 碳纤维复合材料成本占比近 80%。当压力增至 70MPa 时,储氢瓶总成本提升至 3490 美元(折合约 24011 元),储氢瓶成本随压力增大而提升。图表 26:储氢罐结构组成 图表 27:35MPa 碳纤维 IV 型高压储氢瓶成本构成一览(%)资料来源:上海市氢科学技术研究会公众号,国盛证券研究所 资料来源:中科院宁波材
37、料所特种纤维事业部,北极星氢能网,国盛证券研究所 图表 28:碳纤维 IV 型高压储氢瓶成本随储氢压力增大而提升(美元)资料来源:中科院宁波材料所特种纤维事业部,北极星氢能网,国盛证券研究所 3.1.2 压缩机:成本占比约压缩机:成本占比约 13%,国产替代有望带动设备降本。,国产替代有望带动设备降本。压缩机为加氢站内的核心设备,承担氢气增压的重要作用。压缩机为加氢站内的核心设备,承担氢气增压的重要作用。氢气压缩机性能影响氢气假期加注品质、加注效率及充装压力,为加氢站核心设备。据势银能链,目前国内加氢站主要采用隔膜压缩机和液驱压缩机,2022 年占比压缩机应用类型约 66%/32%。隔膜压缩机
38、气体纯净度较高,在我国加氢站应用较广,但单机排气量相对较小;液驱压缩机单机排量较大,但氢气可能受到污染。目前压缩机设备仍依赖进口,据中国加氢站产业发展蓝皮书 2022,进口、国产压缩机比例约 68%/32%。碳纤维复合材料,$2,194,77%阀门,$226,8%平衡储罐,$101,3%调节器,$160,6%组装检查,$36,1%氢气,$18,1%其他系统,$130,4%-4006002360035MPa70MPa碳纤维复合材料阀门平衡储罐调节器组装检查氢气其他系统 2024 年 02 月 02 日 P.23 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告
39、末页声明 图表 29:加氢站用隔膜压缩机一览 资料来源:中鼎恒盛官网,国盛证券研究所 图表 30:各类压缩机对比一览 项目项目 优势优势 劣势劣势 隔膜式隔膜式压缩机压缩机 密闭性好,氧气纯度高 单机压缩比大;散热性能好;单台设备气体增压量大 单机排气量相对较小;不适应频繁启停;机构复杂,维护保养不便 液驱式液驱式压缩机压缩机 单机排气量相对较大;可适应频繁启停;设计简单,易于维护保养 氢气易受到污染;单机压缩机较小,单台设备增压量小;更换周期短,维修费高;活塞结构、发热大、噪音大 离子压离子压缩机缩机 能耗低、构造简单、维护简单 制造标准不符合国内规定,引进复杂,价格昂贵,应用案例极少 资料
40、来源:羿弓氢能,国盛证券研究所 压缩机应用场景较为广泛。压缩机应用场景较为广泛。高压气态储氢通过高压将气态氢压缩体积并存储,该环节关键设备为压缩机和储氢瓶。压缩机通过将氢气加压,降低氢气储存密度,在氢能产业链中应用广泛。制氢端看,制氢厂需将生产出的氢气压缩至储氢瓶;储运端看,需要在运输途中使用压缩机为氢气提供动力;应用端看,需通过压缩机再次压缩氢气进行储存。据压缩机技术公众号发布的加氢站压缩机发展现状与展望(作者为贾晓晗等),以35MPa固定站加氢应用场景为例。长管拖车的进站压力为20Mpa,离站压力为56Mpa,站内配有高、中、低三级氢气储罐,储罐压力等级分别为 45/35/25MPa。20
41、24 年 02 月 02 日 P.24 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 31:加氢站压缩机类型中,隔膜压缩机占比 66%图表 32:国产氢气压缩机占比逐年提升,但进口仍占绝对主导(%)资料来源:中国加氢站产业发展蓝皮书 2022,国盛证券研究所 资料来源:中国加氢站产业发展蓝皮书 2022,国盛证券研究所 3.1.3 加氢机:成本占比约加氢机:成本占比约 13%,国产化程度较高。,国产化程度较高。加氢机的主要功能是为氢燃料电池汽车的车载储氢瓶进行加注。加氢机的主要功能是为氢燃料电池汽车的车载储氢瓶进行加注。加氢机外观与加油机类似,其基本部件包括箱体、用户显示面板、加氢口
42、、加氢软管、拉断阀、流量计、安全系统等,核心部件国产化程度较高。加氢机的加注口有 35MPa 和 70MPa 两种型号,部分加氢机只配有 35MPa 型号,部分同时配有 35MPa/70MPa 型号。我国加氢站规模增加,成本优势推进氢储运产业化发展。我国加氢站规模增加,成本优势推进氢储运产业化发展。截至 2020 年底,中国累计建成 118 座加氢站,在建/拟建为 167 座;根据中国氢能源联盟预测,到 2050 年中国加氢站将达到 10000 座。我们判断,中国建筑成本和人工成本或具备优势,因此国内加氢站综合建设成本或低于全球其他国家。图表 33:中国加氢站数量(座)资料来源:聆英咨询,国盛
43、证券研究所 3.2 发展趋势:发展趋势:制加一体站制加一体站回本周期较快回本周期较快,有望成为未来加氢站主流,有望成为未来加氢站主流方向方向 制加一体站可省去运氢成本,有望成为未来加氢站主流发展趋势。制加一体站可省去运氢成本,有望成为未来加氢站主流发展趋势。制氢加氢一体化是指在加氢站内设置制氢设备,氢气制备完成后经过纯化系统纯化,然后将氢气通入压缩机,66%32%2%隔膜压缩机液驱压缩机其他压缩机0%10%12%22%28%32%0%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%2017A2018A2019A2020A2021A2022Q1国产压缩机进口压缩机-50%0%50%
44、100%150%200%250%300%350%400%020040060080062002020212022E2023E2024E2025E2016-2022中国累计加氢站数量 累计数量(座)2016-2022中国累计加氢站数量 yoy 2024 年 02 月 02 日 P.25 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 储存加注到加氢车辆的制氢加氢一体的建设方式。制氢加氢一体站可省去高昂的运氢费用,电费为运营成本关键,在电价补贴支持地区有望成为加氢站发展趋势。图表 34:制加一体站加氢站建设成本拆分(万元)资料来源:清氢研究院,Joint
45、 agency staff report on assembly bill 8:assessment of time and cost needed to attain 100 hydrogen refueling stations in California,国盛证券研究所 据势银氢链,以 2023 年加氢价格 35 元/kg,补贴 15 元/kg 计算(示范城市群氢价要求),电解水制加一体站在日均加注负荷达到 30%可基本实现盈亏平衡;日均加注负荷超过70%,可实现无运营补贴条件下加注盈利。图表 35:不同运营负荷下加氢利润对比(元/kg)资料来源:势银氢链,国盛证券研究所 车百智库车百智
46、库预计至预计至 2025 年国内加氢站数量有望增至年国内加氢站数量有望增至 1000 座。座。据中国氢能联盟制定的产业发展路线图,预计到 2050 年,国内加氢站数量达到 1 万座以上。图表 36:加氢站市场空间预测 2018A 2019A 2020A 2050E 加氢站数量(座)31 61 118 12000 资料来源:氢云会议公众号,一文读懂氢能产业(来源为毕马威),中国氢能联盟,国盛证券研究所 050002500建设成本(万元)储氢瓶压缩机加氢系统冷却器电解装置高压管道其他材料和设备其他费用总计 2024 年 02 月 02 日 P.26 请仔细阅读本报告末页声明请
47、仔细阅读本报告末页声明 投资建议:投资建议:建议关注布局加氢设备领域的优质企业【厚普股份】、布局氢能全产业链的头部厂商【美锦能源】。图表 37:加氢站业务相关上市公司梳理(单位:亿元;%)公司名称公司名称 简介简介 美锦能源 公司在氢能产业链布局较完整,拥有膜电极-燃料电池电堆及系统-整车制造及加氢站的整条产业链。公司目前在北京市、广东佛山、云浮、山东青岛、山西太原、晋中、大同、吕梁、宁夏宁东、河北唐山以及浙江嘉兴,合计拥有 17 座已建成投运加氢站。国富氢能 全国加氢站装备龙头。2019-2021 年,国富氢能加氢站市占率均为行业第一,累计市市占率 28.40%。厚普股份 加氢设备领军企业,
48、先后参与目前全球最大的北京大兴加氢站、西南地区首座 70MPa 加氢站、制加一体站等 70 多个国家级、省级示范项目的建设,其中加氢站及综合加能站、制加一体站等设计和整体 EPC 总承包业绩稳居全国前列。资料来源:公司公告,国富氢能官网,厚普股份公众号,国盛证券研究所 注:国富氢能未上市。2024 年 02 月 02 日 P.27 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 4.用氢端:燃料电池用氢端:燃料电池车有望迎来快速发展,加氢站为重要配车有望迎来快速发展,加氢站为重要配套设施套设施 燃料电池车燃料电池车现阶段现阶段受限于燃料电池和加氢站建设高成本,预计政策受限于燃料电池和加氢站建
49、设高成本,预计政策催化下,催化下,燃料电池车燃料电池车有望加速发展。有望加速发展。下游用氢端来看,燃料电池车为主要应用场景,但现阶段发展较慢,主要系 1)燃料电池车生产成本高,据科技丰润公众号,氢能重卡的购置成本目前约是柴油车的 3 倍。据 新能源商用车白皮书,预计氢能重卡全生命周期成本 TCO 有望于 2030年左右做到与燃油、纯电重卡成本持平;2)配套基础设施加氢站建设成本高,单座加氢站建设成本(35MPa、日供氢量/储氢量 180kg/250kg 的单座加氢站建设成本约 1400 万元)是加油站、充电站成本的数倍。现阶段随着政策端支持力度加大,叠加规模效应后成本有望逐步下行,预计氢燃料电
50、池车有望快速发展。图表 38:预计氢能重卡全生命周期成本 TCO 有望于 2030 年左右做到与燃油、纯电重卡成本持平 资料来源:新能源商用车白皮书,国盛证券研究所 燃料电池车成本高主要系 1)燃料电池造价高(催化剂中贵金属铂含量较高,推高整体成本);2)燃料电池车产量低,现阶段不具备规模效应。据电澎湃公众号数据,一套氢能源车的动力总成价格近 20 万,现阶段氢能源车产量大约为每年 1000 辆左右,该产量对应电池成本约 180 美元/kw,则 100kw 电堆成本约 12.6 万元。4.1 氢燃料电池:氢能使用的主要途径之一氢燃料电池:氢能使用的主要途径之一,现阶段燃料电池汽车成本高于,现阶
51、段燃料电池汽车成本高于纯电和燃油重卡纯电和燃油重卡 燃料电池汽车在功率和能量密度上有更大的优势,同时更能适应大载重的工作环境。燃料电池汽车在功率和能量密度上有更大的优势,同时更能适应大载重的工作环境。燃料电池汽车为新能源汽车的一种,其燃料电池以氢气、甲醇等为燃料,通过化学反应发电并驱动电机。在以氢为燃料的电池单元中,氢气通过电池堆中电池单元的阴极进入电介质层,并被分解成质子和电子。质子穿过电介质层并移动到阳极,并与氧和电子结合形成水。而电子则通过电路流回阴极,形成电流,并启动电机以驱动车辆。氢燃料电池氢燃料电池堆通常由多个电池单元组成。相比纯电汽车堆通常由多个电池单元组成。相比纯电汽车,燃料电
52、池汽车在功率和能量密度上有更大,燃料电池汽车在功率和能量密度上有更大的优势,同时更能适应大载重的工作环境。的优势,同时更能适应大载重的工作环境。其优势在氢燃料过渡到液氢之后将更明显。但现阶段燃料电池汽车造价过高、配套设施不足,无法满足商用车所需 3 万小时使用寿命(目前 1.52 万小时)。2024 年 02 月 02 日 P.28 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 39:燃料电池系统结构一览 资料来源:罗兰贝格中国氢燃料电池重卡行业发展白皮书,国盛证券研究所 质子交换膜燃料电池质子交换膜燃料电池(PEMFC)为目前燃料电池车应用的主流技术为目前燃料电池车应用的主流技术。
53、2020 年 9 月五部委联合发布的关于开展燃料电池汽车示范应用的通知,明确 8 项核心部件(电堆、氢气循环系统、空压机、膜电极、双极板、催化剂、碳纸、交换膜)作为技术突破重点。根据电解质种类,氢燃料电池可分为质子交换膜燃料电池(PEMFC)、碱性燃料电池(AFC)、磷酸燃料电池(PAFC)、熔融碳酸盐燃料电池(MCFC)、固体氧化物燃料电池(SOFC)等。目前用于车辆的燃料电池堆的主流技术为质子交换膜燃料电池(PEMFC)。PEMFC 使用质子交换膜作为电解质层,贵金属铂作为催化剂,其优势在于功率密度大、重量轻、寿命长、启动快、工作温度低。劣势在于工艺复杂、成本高、且需要使用高纯度燃料。图表
54、 40:各类型燃料电池特点一览 资料来源:罗兰贝格中国氢燃料电池重卡行业发展白皮书,国盛证券研究所 2024 年 02 月 02 日 P.29 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 4.2 成本拆解:电堆催化剂中贵金属铂含量高,推升燃料电池整体成本成本拆解:电堆催化剂中贵金属铂含量高,推升燃料电池整体成本 燃料电池系统和储氢系统占比整车成本约燃料电池系统和储氢系统占比整车成本约 65%,其中燃料电池电堆中催化剂铂含量较,其中燃料电池电堆中催化剂铂含量较高,推高燃料电池整体成本高,推高燃料电池整体成本。氢燃料电池整车成本来看,燃料电池系统(燃料电堆+空气供给、氧气供给、增湿换热、控制
55、系统等)和储氢系统占比整车成本约 65%。其中,电堆由多个单体电池以串联方式层叠组合而成,膜电极与两侧双极板组成电堆的单体电池。价值量分布看,燃料电池电堆占比燃料电池成本约 30%,其次为车身成本及储氢系统,分别占比总成本 23%/14%。进一步拆解电堆成本构成,其中,催化剂、双极板和质子交换膜分别占比电堆成本约 36%/23%/12%,合计占比电堆成本 71%。催化剂成本占比较高主要系电堆催化剂主要为贵金属铂,成本较高,未来燃料电池降本方向主要为通过技术迭代降低铂金属含量。图表 41:氢燃料电池成本拆分一览(%)图表 42:燃料电堆成本结构一览(%)资料来源:北极星氢能网,中国产业信息网,国
56、盛证券研究所 资料来源:北极星氢能网,中国产业信息网,国盛证券研究所 催化剂催化剂 催化剂的核心作用是降低反应的活化能,加快氧化还原过程,提升反应速率。目前常用的催化剂是 Pt/C,是将 Pt 的纳米颗粒分散到碳粉上得到的担载型催化剂。质子交换膜质子交换膜 质子交换膜核心功能是隔离燃料与氧化剂、传递质子。目前常用的质子交换膜是全氟磺酸膜。膜电极组件是包含质子交换膜、催化剂、扩散层于一体的组合件,是电堆最核心的部件。双极板双极板 双极板位于电池单元之间,用于传递电流和气体,通常由导电材料制成,对导电性、耐腐蚀性和密封性要求较高。从材料角度分类,主要包括硬碳板、复合双极板、金属双极板三类。30%1
57、4%7%3%5%5%3%7%23%3%燃料电堆储氢系统空气供给氧气供给增湿换热控制系统等电池系统电驱动系统车身其他23%12%36%13%16%双极板质子交换膜催化剂气体扩散层膜电极骨架 2024 年 02 月 02 日 P.30 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 43:膜电极组件结构图 图表 44:电堆结构图 资料来源:希迈氢能与燃料电池,国盛证券研究所 资料来源:希迈氢能与燃料电池,国盛证券研究所 4.3 潜在空间:潜在空间:2025E 燃料电池车保有量约燃料电池车保有量约 5 万辆,对应万辆,对应 CAGR 22-25年约年约 60%核心部件国产化叠加规模效应,未来
58、核心部件国产化叠加规模效应,未来燃料电池系统成本燃料电池系统成本有望大幅下降有望大幅下降。未来随着催化剂/质子交换膜的国产化、碳纸国产化电堆功率密度提升、空压机及循环泵国产化等措施,以及核心材料性能提升带来的单位成本下降,预期燃料电池系统成本将有明显下降,据氢能技术前沿公众号预计,当产量达到万台时,燃料电池系统成本将下降约 60%。图表 45:燃料电池系统规模化成本表(左轴为总成本$;右轴为百分比%)资料来源:氢能技术前沿,国盛证券研究所 氢能产业发展中长期规划(氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)年)提出至提出至 2025 年国内氢燃料电池车保有年国内氢燃料电池车保有量达量达 5
59、 万辆。万辆。据经济参考报、中国证券网及中国汽车协会,2021 年中国氢燃料电池车保有量约 9000 辆,2022 年保有量进一步提升至 1.23 万辆。氢能产业发展中长期规划(2021-2035 年)提出,至 2025 年,燃料电池车辆保有量约 5 万辆。87,16455,44035,42027,720-36.4%-59.4%-68.2%-80%-70%-60%-50%-40%-30%-20%-10%0%020000400006000080000100000200台年1000台年1万台/年5万台/年燃料电池系统总成本($)相较目前成本变动(%)2024 年 02 月 02 日 P.31 请仔
60、细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 图表 46:我国燃料电池汽车保有量(万辆)资料来源:北极星氢能网,中国产业信息网,国盛证券研究所 投资建议:投资建议:建议关注燃料电池系统及发动机等零部件头部供应商【亿华通】、【国鸿氢能】、【潍柴动力】、【雪人股份】。图表 47:燃料电池业务相关上市公司梳理 类别类别 股票代码股票代码 公司名称公司名称 简介简介 燃料电池 2402.HK 亿华通 公司专注于氢燃料电池发动机系统研发。公司具备自主核心知识产权,率先实现了发动机系统及燃料电池电堆的批量国产化,产品主要应用于客车、物流车等商用车型。公司客户包括知名商用车企业宇通客车、北汽福田、中通客车、
61、苏州金龙等,搭载亿华通发动机系统的燃料电池客车先后在北京、张家口、上海、郑州、苏州等地上线运营。燃料电池 000338.SZ 潍柴动力 潍柴动力氢燃料电池发动机已实现全产业链布局(双极板、电池电堆、空压机、电机、电控等),战略投资加拿大巴拉德、瑞士飞速、德国欧德思等,在中国设立合资公司。燃料电池 002639.SZ 雪人股份 公司为国内制冰设制造行业领先企业,自 2015 年起开展氢燃料电池动力系统及其核心零部件的研发制造。公司先后收购意大利压缩机知名品牌 Refcomp 资产,以及瑞典 OPCON 核心业务两大子公司SRM 和 OES100%股权,掌握了压缩机和先进的氢燃料电池空气循环系统核
62、心技术。资料来源:Wind,各公司公告,雪人股份官网,国盛证券研究所 0.5501001202020E2025E2030E燃料电池汽车(万辆)2024 年 02 月 02 日 P.32 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 风风险提示险提示 政策支持力度不及预期。政策支持力度不及预期。当前行业发展依赖于政策补贴与政策支持,若后续政策支持力度减弱,行业发展或不及预期。制氢、储运和用氢环节经济性提升幅度不及预期。制氢、储运和用氢环节经济性提升幅度不及预期。目前氢能行业发展仍依赖于各环节的经济性提升,若后续降本及经济性提升幅度不及预期,或影响行业发展速度。假设和测算
63、存在误差。假设和测算存在误差。文中关于成本与市场规模的测算,均建立在一定假设上,包括技术按照一定节奏迭代创新进而推动应用端成本下降等,经济性提升的背景下,若技术进步过程不及预期,相关市场规模与空间的测算存在下修的风险。2024 年 02 月 02 日 P.33 请仔细阅读本报告末页声明请仔细阅读本报告末页声明 免责声明免责声明 国盛证券有限责任公司(以下简称“本公司”)具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告仅供本公司的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。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。本报告的信息均来源于本公司认为可信
64、的公开资料,但本公司及其研究人员对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的资料、意见及预测仅反映本公司于发布本报告当日的判断,可能会随时调整。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及资料保持在最新状态,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。本公司力求报告内容客观、公正,但本报告所载的资料、工具、意见、信息及推测只提供给客户作参考之用,不构成任何投资、法律、会计或税务的最终操作建议,本公司不就报告中的内容对最终操作建议做出任何担保。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
65、咨询建议。投资者应当充分考虑自身特定状况,并完整理解和使用本报告内容,不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。投资者应注意,在法律许可的情况下,本公司及其本公司的关联机构可能会持有本报告中涉及的公司所发行的证券并进行交易,也可能为这些公司正在提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。本报告版权归“国盛证券有限责任公司”所有。未经事先本公司书面授权,任何机构或个人不得对本报告进行任何形式的发布、复制。任何机构或个人如引用、刊发本报告,需注明出处为“国盛证券研究所”,且不得对本报告进行有悖原意的删节或修改。分析师声明分析师声明 本报告署名分析师在此声明:我们具有中国证券业协会授予的证
66、券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力,本报告所表述的任何观点均精准地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法,结论不受任何第三方的授意或影响。我们所得报酬的任何部分无论是在过去、现在及将来均不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。投资评级说明投资评级说明 投资建议的评级标准投资建议的评级标准 评级评级 说明说明 评级标准为报告发布日后的 6 个月内公司股价(或行业指数)相对同期基准指数的相对市场表现。其中 A 股市场以沪深 300 指数为基准;新三板市场以三板成指(针对协议转让标的)或三板做市指数(针对做市转让标的)为基准;香港市场以摩根士丹利中国指数为基准,美股市场以标普 500
67、 指数或纳斯达克综合指数为基准。股票评级 买入 相对同期基准指数涨幅在 15%以上 增持 相对同期基准指数涨幅在 5%15%之间 持有 相对同期基准指数涨幅在-5%+5%之间 减持 相对同期基准指数跌幅在 5%以上 行业评级 增持 相对同期基准指数涨幅在 10%以上 中性 相对同期基准指数涨幅在-10%+10%之间 减持 相对同期基准指数跌幅在 10%以上 国盛证券研究所国盛证券研究所 北京北京 上海上海 地址:北京市东城区永定门西滨河路 8 号院 7 楼中海地产广场东塔 7 层 邮编:100077 邮箱: 地址:上海市浦明路 868 号保利 One56 1 号楼 10 层 邮编:200120 电话: 邮箱: 南昌南昌 深圳深圳 地址:南昌市红谷滩新区凤凰中大道 1115 号北京银行大厦 邮编:330038 传真: 邮箱: 地址:深圳市福田区福华三路 100 号鼎和大厦 24 楼 邮编:518033 邮箱: