光大证券：储能行业跟踪报告-国内储能运行情况到底如何？.pdf

证券研究报告 国内储能运行情况到底如何 储能行业跟踪报告 2023年11月23日 光大电新团队 殷中枢/和霖 请务必参阅正文之后的重要声明 核心观点 装机情况整体装机加速增长。 （1）国内储能的装机加速增长，2023H1增长主要集中在电源侧与电网侧。 （2）山东、宁夏、内蒙古、湖南、甘肃等省份储能发展较好。原因可以分为三类迫在眉睫；未雨绸缪；政策友好。 运行情况火电配储和用户侧储能利用率更高。 （1）独立储能大量投运暂时拖累利用率。仅23H1就有6.7GWh的独立储能投运，大量的储能供给短期快速释放，整体上暂时 拖累了利用率的提升。（2）新能源配储配储质量的提升带动利用率提升。（3）用户侧储能23H1利用率大幅改善。（4）火 电配储高性能保障了高利用率。 1 收益情况独立储能盈利仍在持续改进。 （1）今年以来，驱动储能电站收益率提升的核心因素为初始投资成本的下降。 （2）租赁辅助调峰/现货市场容量电价三大收益来源持续优化。租赁从集团内部消化，逐步向市场开放，容量租赁比例持续 提升。现货市场建设的持续推进，为独立储能进行价差套利创造了更大的空间。火电容量电价政策出台，同样对电网起到支撑作 用的储能的价值也有望被更多地区认可。 风险分析 市场竞争加剧带来的盈利不及预期风险；电力市场化进程不及预期风险；新能源发展不及预期风险 投资建议 当前时点，优选美国储能和国内工商业储能产业链。储能的利用率是表征储能商业模式健康程度的重要跟踪指标。从这个维度来 看，海外储能市场优于国内储能市场；国内储能市场中，工商业储能优于表前储能。 国内大储在估值上基本已经调整到位，明年产能的出清和盈利模式的进一步完善会同时进行，在需求景气的背景下，板块仍有较 大的机会。 请务必参阅正文之后的重要声明 1、装机情况整体装机加速增长 2  国内储能的装机加速增长，2023H1增长主要集中在电源侧与电网侧。根据中国电力企业联合会数据， 2023年上半年储能新增装机量7.4GW/14.7GWh，其中，电网侧新增3.7GW/7.1GWh，电源侧新增 3.6GW/7.4GWh。截至2023年6月底，国内储能累计装机14.3GW/28.8GWh。 资料来源2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据（中国电力 企业联合会），光大证券研究所整理；单位GWh 图2各类储能应用场景占比情况 （装机量口径，截至2022年底） 6.8, 48 5.44, 39 1.81, 13 电源侧 电网侧 用户侧 图3各类储能应用场景占比情况 （装机量口径，截至2023年6月底） 14.21, 49 12.53, 44 2.03, 7 电源侧 电网侧 用户侧 资料来源2022年度电化学储能电站行业统计数据（中国电力企业联 合会），光大证券研究所整理；单位GWh 资料来源2022 年度电化学储能电站行业统计数据、2023 年上半年度电化学储能 电站行业统计数据（中国电力企业联合会），光大证券研究所整理 -100 0 100 200 300 400 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 16000 2018 2019 2020 2021 2022 2023H1 功率（MW 能量（MWh） 功率同比增长（右轴） 能量同比增长（右轴） 图1储能新增装机量情况 请务必参阅正文之后的重要声明 1、装机情况三大原因驱动装机快速增长 3  山东、宁夏、内蒙古、湖南、甘肃等省份储能发展较好。原因可以分为三类 （1）迫在眉睫消纳情况紧张，代表省份如内蒙古，2022年，蒙西/蒙东风电利用率仅为92.9/90、大幅低于全国平 均利用率。 （2）未雨绸缪风光发电量占比高，代表省份如甘肃、宁夏，2022Q1-Q3，甘肃/宁夏风光发电量占比分别为 29.7/23.6，大幅高于全国平均水平。 （3）政策友好配套政策相对完善，代表省份如湖南、山东。 资料来源全国新能源消纳监测预警中心，光大证券研究所整理 表223H1新增功率排名情况 表3储能发展较好省份风光发电占比及利用率情况 资料来源2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据（中国电力企业联合会）， 光大证券研究所整理 表1电化学储能电站累计装机排名情况 （截至2023年6月底） 排名 省份 额定功率（GW） 额定能量（GWh） 1 山东 2.2 4.3 2 宁夏 2.1 4.1 3 内蒙古 1.8 3.5 4 湖南 1.2 2.8 5 甘肃 1.1 2.3 6 安徽 0.8 1.1 7 广东 0.7 0.8 8 青海 0.7 1.2 9 江苏 0.6 1.6 10 广西 0.5 1 排名 省份 额定功率（GW 额定能量（GWh） 1 内蒙古 1.4 2.7 2 宁夏 1.3 2.6 3 山东 0.8 1.7 4 湖南 0.8 1.6 5 甘肃 0.8 1.6 6 安徽 0.5 0.7 7 广西 0.5 1 8 广东 0.2 0.3 9 西藏 0.2 0.9 10 湖北 0.2 0.4 风电发电 量比例 （2022Q1 -Q3） 光伏发电 量比例 （2022Q 1-Q3） 风光发电量 合计占比 （2022Q1- Q3） 2022年 风电利用 率 2022年光 伏利用率 山东 7.10 8.40 15.50 97.90 98.50 宁夏 12.90 10.70 23.60 98.50 97.40 内蒙古 15.50 3.80 19.30 92.9 （蒙西） 90（蒙 东） 97.4 （蒙西） 98.6 （蒙东） 湖南 10.10 3.10 13.20 97.40 100.00 甘肃 19.60 10.10 29.70 93.80 98.20 全国 13.90 96.80 98.30 资料来源2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据（中国电力企业联合会）， 光大证券研究所整理 请务必参阅正文之后的重要声明 1、装机情况三大原因驱动装机快速增长 4 2021年2月 配储要求 新能源场站原则 上配置不低于 10储能设施 2021年4月 配储要求 新增集中式风电、光伏发电项目， 原则上按照不低于10比例配建或 租赁储能设施，连续充电时间不低 于2小时 点评完善了配储时间 要求，点出了租赁的方 式 点评率先提出了 10功率配比 2021年6月 示范项目 确定5个调峰项目和2 个调频项目 点评通过示范项目 推动储能发展 2021年6月 点评给出了整体的 储能体量规划 规划 到2025年，建设450万 千瓦（4.5GW）左右的 储能设施。 2021年9月 点评开始给储能设置寻找对 应的盈利模式，以辅助服务为 突破口 盈利模式 储能设施有偿调峰报价上限暂按400元 /MWh 执行。设置调频辅助服务报 价上、下限，上限暂按 8元/MW执行 2022年4月 示范项目 共29个项目，锂电池类项目25个， 新技术类项目4个，总规模超过 3.1GW 点评示范项目规模大幅提 升 2022年9月 点评系统地完善了独立储能的盈利模式，并在容量电价等方 面给予了政策照顾。奠定了现有独立储能的整体盈利机制。 盈利模式 独立储能可参与电力现货市场，进行售电其相应充电电量不承担输配电 价和政府性基金及附加。对参与电力现货市场的示范项目按2倍标准给予 容量补偿，获得容量补偿收益；支持参与调频、爬坡、黑启动等辅助服 务；可在全省范围内租赁使用。 2022年11月 点评独立储能立足于电力供给侧；分时 电价立足于需求侧。拓展了灵活性调节资 源类型。 工商业分时电价 高峰时段上浮70、低谷时段下浮 70、尖峰时段上浮100、深谷时 段下浮90 2022年12月 点评把需求侧响应放到了非 常重要的位置 规划 到2030年，新型储能设施、抽 水蓄能装机规模均达到1000万 千瓦，需求侧响应能力达到750 万千瓦左右。 2022年12月 点评上调了25年的储能规划 规划 到2023年底，全省新型储能规模 达到200万千瓦以上；2024年， 达到400万千瓦；2025年，达到 500万千瓦左右 2023年3月 点评通过惩罚式方式强制落实储能租 赁 盈利模式 新能源场站实际配建或租赁储能容量 不足的，按照未完成储能容量对应新 能源容量规模的2倍停运其并网发电容 量。 2023年3月 点评储能也好、需求侧响应也好， 本质都是由于新能源大发展之后瞬时 的电力的供需缺口 现状 迎峰度夏晚高峰可能存在约1000万千瓦 供需缺口。需要挖掘机组顶峰发电能力、 执行分时电价、推动需求侧响应、鼓励 新型储能等多方式并举。 图4山东储能的政策发展脉络 资料来源山东省能源局、山东省人民政府、山东省发改委官网，光大证券研究所整理 请务必参阅正文之后的重要声明 2、运行情况火电配储和用户侧储能利用率更高 5  成熟的盈利模式是支撑储能高利用率的必要条件。在新能源配储、独立储能、火电配储以及用户侧储能这 四种主要的储能类型中，火电配储、用户侧储能的利用率显著高于另两种根据中国电力企业联合会数据， 从平均利用率指数看，火电配储达到了0.59，用户侧储能达到了0.49；从平均日等效充放电次数来看，火电 配储达到了2.66次（主要用于调频，所以配储时长一般较短），用户侧储能达到了0.82次。 表42023H1各类储能运行情况对比 指标 单位 新能源配储 独立储能 火电配储 用户侧储能 备注 平均运行系数 0.09 0.1 0.34 0.42 统计期间运行小时数与统计期间小时数的比值 日均运行小时 h 2.05 2.28 8.18 10.14 统计期间运行小时数与统计期间天数的比值 平均利用系数 0.06 0.06 0.14 0.19 统计期间实际传输电量折合成额定功率时的运行小时数与统计期间天数的比值 日均利用小时 h 1.42 1.45 3.24 4.54 统计期间实际传输电量折合成额定功率时的运行小时数与统计期间小时数的比值 平均利用率指数 0.27 0.32 0.59 0.49 统计期间利用小时与统计期间电站设计充放电小时比值，利用率指数为1时满足电站设计 平均日等效充放电次数 0.31 0.36 2.66 0.82 统计期间实际放电量与额定能量的比值 平均备用系数 0.91 0.88 0.64 0.57 统计期间备用小时数与统计期间的小时数的比值 资料来源2022 年度电化学储能电站行业统计数据、2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据（中国电力企业联合会），光大证券研究所整理 请务必参阅正文之后的重要声明 2.1、用户侧储能23H1利用率大幅改善 6  用户侧储能的利用率大幅改善。根据中国电力企业联合会数据，用户侧储能2022年平均利用率指数为0.37， 2023H1提升为0.49；2022年平均日等效充放电次数为0.6，23H1提升为0.82。  23H1新增的用户侧储能全部为工商业储能。当前国内的用户侧储能主要包括工商业、产业园、充电桩、海岛、 校园等应用场景。随着峰谷价差的持续提升，用户侧储能当中，工商业储能的发展尤为迅速。考虑到中国电力企 业联合会的数据仅统计了500KW/500KWh以上的电站，今年实际的工商业储能装机体量会更大。  日等效充放电次数仍有较大的提升空间。随着峰谷时段的划分颗粒度越来越小，工商业储能日内进行价差套 利的次数会持续提升。 表5用户侧储能运行情况 单位 2022A 2023H1 平均运行系数 0.32 0.42 日均运行小时 h 7.67 10.14 平均利用系数 0.19 0.19 日均利用小时 h 4.44 4.54 平均利用率指数 0.37 0.49 平均日等效充放电次数 0.6 0.82 平均出力系数 0.56 0.5 平均备用系数 0.66 0.57 0 500 1000 1500 2000 2500 2018 2019 2020 2021 2022 2023H1 用户侧储能累计（MWh） 工商业储能累计（MWh） 图5用户侧储能装机情况 资料来源2022 年度电化学储能电站行业统计数据、2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据 （中国电力企业联合会），光大证券研究所整理 资料来源2022 年度电化学储能电站行业统计数据、2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据 （中国电力企业联合会），光大证券研究所整理 请务必参阅正文之后的重要声明 2.2、独立储能大量投运暂时拖累利用率 7  独立储能23H1的利用率处于低位。根据中国电力企业联合会数据，独立储能2022年平均利用率指数为0.3， 2023H1提升为0.32；2022年平均日等效充放电次数为0.4，23H1降低为0.36。  23H1独立储能的大量投运拖累了利用率的提升脚步。随着独立储能盈利模式的不断完善，租赁容量电价现 货市场/辅助调峰三驾马车都能贡献可观的收益，独立储能的建设进入高峰期，仅23H1就有6.7GWh的独立储能 投运，已经高于22年底的独立储能累计并网量。但是在实际应用上，无论是辅助调峰调用、还是现货市场套利， 大量的储能供给短期快速释放，整体上拖累了利用率的提升。中长期来看，在现货市场加速建设的背景下，储能 的重要性会愈发凸显，独立储能会向着每日一充一放、甚至两充两放发展。 资料来源2022 年度电化学储能电站行业统计数据、2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据 （中国电力企业联合会），光大证券研究所整理 表6独立储能运行情况 单位 2022A 2023H1 平均运行系数 0.13 0.1 日均运行小时 h 3.03 2.28 平均利用系数 0.07 0.06 日均利用小时 h 1.61 1.45 平均利用率指数 0.3 0.32 平均日等效充放电次数 0.4 0.36 平均出力系数 0.61 0.66 平均备用系数 0.82 0.88 图6独立储能装机情况 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 2018 2019 2020 2021 2022 2023H1 独立储能累计（MWh） 独立储能新增（MWh） 资料来源2022 年度电化学储能电站行业统计数据、2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据 （中国电力企业联合会），光大证券研究所整理 请务必参阅正文之后的重要声明 2.3、新能源配储配储质量的提升带动利用率提升 8  新能源配储23H1的利用率大幅提升。根据中国电力企业联合会数据，新能源配储2022年平均利用率指数为 0.17，2023H1提升为0.27；2022年平均日等效充放电次数为0.22，23H1降低为0.31。  22年以来新能源配储最大的特点为央企集采占比大幅提升。此前，由于储能行业处于发展早期，各项标准要 求不够完善，且存在着利用率低的问题，所以在系统采购中，出现劣币驱除良币的现象。22年下半年以来，新 能源配出的招标开始以央企集采的形式出现，设置了比较高的门槛和技术要求，而且在部分地区，配建储能符合 条件的之后也可以转为独立储能，所以储能系统整体的质量有了较大的提升。与之对应的，场站在调用储能的时 候也少了很多后顾之忧，带来了利用率的提升。 资料来源2022 年度电化学储能电站行业统计数据、2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据 （中国电力企业联合会），光大证券研究所整理 表7新能源配储运行情况 单位 2022A 2023H1 平均运行系数 0.06 0.09 日均运行小时 h 1.44 2.05 平均利用系数 0.03 0.06 日均利用小时 h 0.77 1.42 平均利用率指数 0.17 0.27 平均日等效充放电次数 0.22 0.31 平均出力系数 0.69 0.81 平均备用系数 0.92 0.91 图7新能源配储装机情况 资料来源2022 年度电化学储能电站行业统计数据、2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据 （中国电力企业联合会），光大证券研究所整理 466 475 1423 2198 4598 12750 9 948 775 2400 8152 0 2000 4000 6000 8000 10000 12000 14000 2018 2019 2020 2021 2022 2023H1 新能源配储累计（MWh） 新能源配储新增（MWh） 请务必参阅正文之后的重要声明 2.4、火电配储高性能保障了高利用率 9  火储联合调频可大幅提升火电厂的调频性能，这保证了火电配储较高的利用率。根据中国电力企业联合会数 据，火电配储2023H1平均利用率指数为0.59，平均日等效充放电次数为2.66。  火储联合调频的高经济性保障了火电配储的高利用率。这对于新能源配储和独立储能来说，都很有借鉴意义。 理顺盈利模式之后，利用率就会自然而然的提升。 资料来源2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据 （中国电力企业联合会），光大证券研究所整理 表8火电配储运行情况 单位 2023H1 平均运行系数 0.34 日均运行小时 h 8.18 平均利用系数 0.14 日均利用小时 h 3.24 平均利用率指数 0.59 平均日等效充放电次数 2.66 平均出力系数 0.55 平均备用系数 0.64 图8火电配储装机情况 资料来源2022 年度电化学储能电站行业统计数据、2023 年上半年度电化学储能电站行业统计数据 （中国电力企业联合会），光大证券研究所整理 23 86 147 522 643 63 61 375 121 0 100 200 300 400 500 600 700 2018 2019 2020 2021 2022 火电配储累计（MWh） 火电配储新增（MWh） 请务必参阅正文之后的重要声明 3、收益情况独立储能盈利仍在持续改进 10  今年以来，驱动储能电站收益率提升的核心因素为初始投资成本的下降。根据中关村储能产业技术联盟数 据，2023年2月，储能EPC价格高达1.92元/Wh，到了今年10月，已经下降到1.49元/Wh，下降幅度超过 20。 图9国内储能月度招标均价（截至2023年10月） 资料来源中关村储能产业技术联盟，光大证券研究所整理 1.65 1.92 1.75 1.77 1.62 1.62 1.42 1.53 1.41 1.49 1.51 1.53 1.28 1.24 1.29 1.14 1.11 1.08 0.99 0.96 0.80 1.00 1.20 1.40 1.60 1.80 2.00 1月 3月 5月 7月 9月 EPC总承包（元/Wh） 储能系统（元/Wh） 请务必参阅正文之后的重要声明 3、收益情况独立储能盈利仍在持续改进 11  租赁辅助调峰/现货市场容量电价三大收益来源持续优化。  租赁从集团内部消化，逐步向市场开放，容量租赁比例持续提升。今年以来，在山东、宁夏、湖南等独立 储能发展较好的省份，均有容量租赁项目的公开招标。租赁价格在每年102-150元/kWh不等。根据中国储能网 报道，截至2023年6月，山东三峡新能源庆云100MW/200MWh储能电站已租赁容量占全容量比例84.8。 表9部分2023年容量租赁项目招标结果（以第一中标人侯选人价格为参考） 资料来源储能与电力市场，光大证券研究所整理 新能源项目名称租赁方 租赁储能规模 中标报价 折合单价 租赁期限 年 MW MWh 万元 元/kW年 元/kWh年 青铜峡龙源新能源有限公司贺兰山第四风电场 8 16 120 300 150 0.5 湖南新华水利电力有限公司宁夏庆阳、恒阳、鑫垦、盛景光伏发电项目 19 38 1368 240 120 3 上海至坚新能源开发有限公司宁夏祥晖、明晖光伏发电项目 13 26 936 240 120 3 华东新华能源投资有限公司盐池光电、盐池国电、灵武国电光伏发电项目 40 80 960 240 120 1 金开新能科技有限公司宁夏光伏项目标段一 20 40 440 220 110 1 金开新能科技有限公司宁夏光伏项目标段二 20 40 440 220 110 1 金开新能科技有限公司宁夏光伏项目标段三 24 48 528 220 110 1 中节能太阳能西中区宁夏区域存量新能源项目标段一 14 28 856.8 204 102 3 中节能太阳能西中区宁夏区域存量新能源项目标段二 15 30 918 204 102 3 中节能太阳能西中区宁夏区域存量新能源项目标段三） 15.5 31 948.6 204 102 3 大唐润阳平罗县新能源有限公司 10 20 525 210 105 2.5 请务必参阅正文之后的重要声明 3、收益情况独立储能盈利仍在持续改进 12  决定容量租赁价格和比例的核心因素有两点，一个是供需，另一个是新能源场站的承受能力。  在供需上，从全国维度上来看，按照10、2h的配储比例，新建储能的规模仍小于新建风光所需的配储 规模；但是从各省情况来看，可能会存在短期内供大于求的状况。但是中长期来看，配储比例的要求会进一 步提升，甚至存量项目也可能会有配储要求，对于储能的需求仍是加速提升的。 以山东为例，2023年上半年新投运的储能电站规模为0.8GW/1.7GWh。在关于2023年全省能源工作指导意 见的通知中，山东省能源局规划的新能源装机为10GW以上，假设实际装机10GW，则按照要求需配置的储 能规模为2GWh。若下半年山东省仍有大量储能电站投运，则势必会影响到租赁价格。  在新能源场站承受能力上，今年以来，随着光伏组件价格的持续下行，新建光伏电站的IRR提升，光伏电 站对租赁储能的承受能力也同步提升。对于储能来说是较大的利好。 资料来源储能与电力市场，光大证券研究所整理 地区 配储比例 省 市 新能源 风电 光伏 湖南 长沙 15 2h 5 2h 宁夏 15 2h 嘉峪关 20 2h 广东 15 2h 湖北 20 广西 20 2h 10 2h 西藏 20 4h 甘肃 陇南 15 2h 浙江 诸暨 分布式 10 新疆 10 2h 贵州 10 2h 福建 20 2h 10 2h 四川 甘孜 10 2h 表102023年出台的部分区域新能源配储要求 请务必参阅正文之后的重要声明 3、收益情况独立储能盈利仍在持续改进 13  现货市场建设的持续推进，为独立储能进行价差套利创造了更大的空间。 在山东电力现货市场中，有个别时段已经出现负电价。以2023年4月30日为例，山东电力现货市场出现了连 续6小时的负电价，日内价差最大达0.8元/kWh。  火电容量电价政策出台，同样对电网起到支撑作用的储能的价值也有望被更多地区认可。目前，仅有山东 省给予储能容量补偿收入，参照电力现货市场燃煤机组容量补偿标准的1/6执行。 资料来源山东省电力交易中心，光大证券研究所整理；横轴为一日内的时间（0点-24点） 图10山东省2023年4月30日实时市场用电侧价格（单位元/MWh） -100 0 100 200 300 400 500 600 700 800 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 11 12 13 14 15 16 17 18 19 20 21 22 23 24 请务必参阅正文之后的重要声明 4、投资建议 14 （1）当前时点，优选美国储能和国内工商业储能产业链。用起来的储能才是有价值的储能，储 能的利用率是表征储能商业模式健康程度的重要跟踪指标。从这个维度来看，海外储能市场优于 国内储能市场；国内储能市场中，工商业储能优于表前储能。因此，当前时点我们对储能各细分 板块的排序为美国储能产业链＞国内工商业储能产业链＞国内大储产业链。重点关注美储产业 链中的阳光电源、盛弘股份、科陆电子、南都电源、科华数据；重点关注国内工商业储能产业 链中的苏文电能、芯能科技、三晖电气。 （2）国内大储在估值上基本已经调整到位，明年产能的出清和盈利模式的进一步完善会同时进 行，在需求景气的背景下，板块仍有较大的机会。国内储能市场机制的完善是循序渐进的。2022 年是国内新型储能发展的元年，无论是国家层面、各省份层面、新能源运营商层面，都还在逐步 的摸索建立完善的机制。尤其是在风光储的协同、以及电网对储能的调度、储能参与电力现货市 场等方面，都需要一定的磨合期。明年来看，储能行业中一些赚不到钱的新进入者会逐渐被淘汰， 盈利模式仍会以小步快跑的方式持续改善，辅以调整到位的估值，板块仍然有较大的机会。重点 的跟踪指标，包括招标中的最低报价、储能的实际利用率情况。 请务必参阅正文之后的重要声明 5、风险分析 15 （1）市场竞争加剧带来的盈利不及预期风险 随着储能行业竞争者的增加，可能会导致竞争加剧，进而出现盈利水平下滑的情况。 （2）电力市场化进程不及预期风险 如果电力市场化推进不及预期，会影响到储能的盈利模式完善。 （3）新能源发展不及预期风险 如果新能源发展不及预期，会影响到储能行业的整体需求。 电力设备与新能源 研究团队 殷中枢（分析师） 执业证书编号 S0930518040004 郝骞（分析师） 执业证书编号 S0930520050001 021-52523827 haoqianebscn.com 和霖（分析师） 021-52523853 helinebscn.com 黄帅斌（分析师） 执业证书编号 S0930520080005 0755-23915357 huangshuaibinebscn.com 010-58452071 yinzsebscn.com 陈无忌（分析师） 执业证书编号 S0930522070001 021-52523693 chenwujiebscn.com 执业证书编号 S0930523070006 分析师声明 本报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度、专业审慎的研究方法，使用合法合规的信息，独立、客观 地出具本报告，并对本报告的内容和观点负责。负责准备以及撰写本报告的所有研究人员在此保证，本研究报告中任何关于发行商或证券所发表的观点均如实反映研究人员的 个人观点。研究人员获取报酬的评判因素包括研究的质量和准确性、客户反馈、竞争性因素以及光大证券股份有限公司的整体收益。所有研究人员保证他们报酬的任何一部分 不曾与，不与，也将不会与本报告中具体的推荐意见或观点有直接或间接的联系。 行业及公司评级体系 买入未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数15以上； 增持未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数5至15； 中性未来6-12个月的投资收益率与市场基准指数的变动幅度相差-5至5； 减持未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数5至15； 卖出未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数15以上； 无评级因无法获取必要的资料，或者公司面临无法预见结果的重大不确定性事件，或者其他原因，致使无法给出明确的投资评级。 基准指数说明 A股市场基准为沪深300指数；香港市场基准为恒生指数；美国市场基准为纳斯达克综合指数或标普500指数。 特别声明 光大证券股份有限公司（以下简称“本公司”）成立于1996年，是中国证监会批准的首批三家创新试点证券公司之一，也是世界500强企业中国光大集团股份公司的核 心金融服务平台之一。根据中国证监会核发的经营证券期货业务许可，本公司的经营范围包括证券投资咨询业务。 本公司经营范围证券经纪；证券投资咨询；与证券交易、证券投资活动有关的财务顾问；证券承销与保荐；证券自营；为期货公司提供中间介绍业务；证券投资基金代 销；融资融券业务；中国证监会批准的其他业务。此外，本公司还通过全资或控股子公司开展资产管理、直接投资、期货、基金管理以及香港证券业务。 本报告由光大证券股份有限公司研究所（以下简称“光大证券研究所”）编写，以合法获得的我们相信为可靠、准确、完整的信息为基础，但不保证我们所获得的原始信 息以及报告所载信息之准确性和完整性。光大证券研究所可能将不时补充、修订或更新有关信息，但不保证及时发布该等更新。 本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次发布时光大证券研究所的判断，可能需随时进行调整且不予通知。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。客户应自主作出投资决策并自行承担投资风险。本报告中的信息或所表述的意见并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求。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。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，本公司及作者均不承担 任何法律责任。 不同时期，本公司可能会撰写并发布与本报告所载信息、建议及预测不一致的报告。本公司的销售人员、交易人员和其他专业人员可能会向客户提供与本报告中观点不同 的口头或书面评论或交易策略。本公司的资产管理子公司、自营部门以及其他投资业务板块可能会独立做出与本报告的意见或建议不相一致的投资决策。本公司提醒投资者注 意并理解投资证券及投资产品存在的风险，在做出投资决策前，建议投资者务必向专业人士咨询并谨慎抉择。 在法律允许的情况下，本公司及其附属机构可能持有报告中提及的公司所发行证券的头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或正在争取提供投资银行、财务顾问或金融 产品等相关服务。投资者应当充分考虑本公司及本公司附属机构就报告内容可能存在的利益冲突，勿将本报告作为投资决策的唯一信赖依据。 本报告根据中华人民共和国法律在中华人民共和国境内分发，仅向特定客户传送。本报告的版权仅归本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式、任何 目的进行翻版、复制、转载、刊登、发表、篡改或引用。如因侵权行为给本公司造成任何直接或间接的损失，本公司保留追究一切法律责任的权利。所有本报告中使用的商标、 服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。 光大证券股份有限公司版权所有。保留一切权利。