水电：常规水电稀缺资源价值凸显，水光互补成为新的增长驱动力-英大证券.pdf

请务必阅读最后一页的免责条款 1 常规水电稀缺资源价值凸显，水光互补成为新的增长驱动力 核心观点 ❖ 水电具有明显债券属性兼具成长性。 水电业务模式清晰 ， 盈利能力稳定 ，在收入 端，水电属于优先发电范畴，优先发电计划内发电保量保价，优先发电计划外发 电有电量保障；在成本端， 在水电投运后 ，运营成本主要来自 固定资产的折旧费 用 、 财务费用等 ，受外部环境影响相对较小，成本相对稳定。此外，水电投运后 固定资产折旧带来稳定的现金流，大坝实际运营时间高于折旧期限，随着 折旧年 限到期后， 将进一步 释放利润增长空间 ，同时 一般水电具有较高的现金分红比例 和股息率 ， 债券属性明显 ，另一方面我国水电流域梯度整体开发，装机增长带来 收益边际贡献增加和价值提升。 ❖ 我国常规水电 投产高峰在 “十一五”“十二五”期间 ，期间新增装机一般在 1亿 千瓦左右，“十四五”“十五五”增量均在 4000万千瓦左右，不到前者的一半， 抽水蓄能电站逐步成为“十四五”“十五五”水电装机增长驱动力，在新增水电 装机结构中的占比快速提升，由“十二五”期间的 5.9%增长到 “ 十四五 ” 期间的 59.2%，同时，相比发达国家，目前我国水电整体开发程度已在较高水平，其中： 水电技术开发程度接近 60%， 经济开发程度超过 80%， 未来水电开发 增量 主要 集 中 西南地区， 随着 水电开发逐步向西部 高海拔地区 推进 ，水电逐步成为稀缺资源。 ❖ 水光互补、风光水储、风光水火储等方式将成为水电新的业务增长点。 多能互补 基地 建设 充分发挥大型水电与光伏互补调节作用，将 新能源不稳定出力调节为稳 定可靠电力，提高输电通道利用率 ，“十四五”期间云南地区 重点支持金沙江下 游、澜沧江中下游、红河流域、金沙江中游、澜沧江金沙江上游风光水储和曲靖 风光火储等 6个多能互补基地， 四川地区 以金沙江上下游、雅砻江、大 渡河中上 游等为重点，规划建设水风光一体化可再生能源综合开发基地 ，推动风光水协同 发展。 ❖ 行业 风险 因素 ： 用电需求不达预期；电价超预期下行；电站核准 、 建设和投产不 达预期 ；政策变动风险 ； 水电来水不及预期 。 电力能源深度研究报告 |2022.7.4 市场指数走势（最近 1 年） 行业评级： 强于大市 重点公司评级：无 研究员：刘杰 执业编号： S0990521100001 电话： 0755-83007043 E-mail： liujie@ydzq.sgcc.com.cn 相关报告 ➢ 电力设备行业研究报告：需求与成本 共振，风电产业链有望反转 ➢ 储能行业深度报告系列之一：六类储 能的发展情况及其经济性评估 ➢ 电力能源行业报告：海上风电发展趋 势及产业链关键环节 2 目 录 一、水电：双碳下优质资产，债券属性明显且兼具成长性 3 二、水电：常规水电开发高峰已过，稀缺资源价值凸显 4 （一）从发展趋势看：抽蓄逐步成为新的增长驱动因素 4 （二）从发展潜力看： 常规 水电开发程度已在较高水平 6 三、水电 +新能源，拓展新的增长点 8 四、行业发展成熟稳定，行业壁垒较高，国企央企具有优势 8 图表目录 图 1：部分上市水电现金分红比例（ %） . 3 图 2：部分上市水电年度股息率（ %） 3 图 3：电站注入带来装机容量、每股收益增长情况 . 4 图 4：长江电力 2010 年 -2020 年节水增发电量 4 图 5： 2021 年我国电力装机结构（万千瓦） . 5 图 6： 2021 年我国发电量结构（ %） . 5 图 7： 6000 千瓦及以上水电年度新增装机容量（万千瓦） 5 图 8：我国水电年度新增情况（万千瓦） 6 图 9：我国水电年度新增比例（ %） 6 图 10： 2020 年水电投产年限情况 7 图 11：水电区域新增投产情况 . 7 图 12：水电技术开发程度国别对比 . 7 图 13：水电经济开发程度国别对比 . 7 图 14：龙羊峡水电站日典型出力情况 8 图 15：龙羊峡水光互补出力对比情况 8 图 16：我国十三大水电基地的规划分布图 9 表 1：不同国家和区域水电资源量对比 6 表 2：“十四五”相关政策水电规划 9 表 3：我国十三大水电基地情况 . 10 3 一 、 水电：双碳下优质资产，债券属性明显 且 兼具成长性 水电 具有明显的债券属性且 兼具成长性 ， 一方面 水电业务模式清晰 、 盈利能力稳定 、 现金 流充裕 ，具有较高 股息率 ，另一方面可以享受 装机增长 带来的成长性 。 业务模式清晰、 收益基本预期 。收入端，水电收入主要取决于发电量和电价 。在电量上， 当前碳达峰碳中和下 ，可再生能源消纳纳入地方政府考核， 同时 水电属于 优先发电范畴，优先 发电计划内发电保量保价， 电量具有消纳保障。 在价格上 ， 我国水电上网电价形成机制主要包 括经营期电价、标杆电价、市场倒推电价、流域统一电价四种。其中，经营期电价反映了不同 水电站的成本，适用于我国大多数水电企业上网电价。标杆电价主要适用于在本省上网的水电 企业，上网电价按本省的标杆电价执行，比如广西乐滩水电站、南盘江红水河水电站等均采用 标杆定价。市场倒推电价主要适用于跨省跨区外送的水电企业。流域统一电价充分考虑了梯级 电站相互补偿作用，主要适用于同一条河流的上下游梯级水电站。 在 消纳受限地区保量保价之 外 的优先发电量通过市场化方式确定价格 ， 目前 乌东德 水电站 优先发电计划以外电量参与市场 化竞价 。成本端， 在水电站投运后 ， 运营成本 主要来自 固定资产的折旧费用 、 财务费用、财政 规费等 ， 与煤电受市场电煤价格影响较大不同，水电成本受外部环境影响相对较小，成本相对 稳定。 现金流充裕 ，具有较高 股息率 ， 债券属性明显 。 大型水电站工程复杂 ， 建设周期较长 ， 一 般在 6～ 10年左右 ， 工程 建设期不产生收益，一般分阶段投产， 如 溪洛渡水电站安装 18台单机 容量 770MW水轮发电机组，总装机容量 13860MW，于 2005年底正式开工， 2013年 7月首批 机组 发电， 2014年 6月底 18台机组全面投产发电；向家坝水电站安装 8台单机容量 800MW的水轮发电 机组，于 2006年 11月正式开工建设， 2012年 11月首台机组投产发电， 2014年 7月全部机组投产发 电 。 在水电投运后，固定资产折旧带来稳定的现金流， 由于 大坝的实际使用年限一般高于 40至 60年 的 折旧期限， 同时 大坝的折旧期限高于水轮机 、发电机 等折旧期限，随着 折旧年限到期后， 将逐步释放利润增长空间 ， 一般水电具有较高的现金分红比例和股息率 ， 如： 长江电力 2021年 -2025年 按不低于当年实现净利润的 70%进行现金分红 ， 2019年 、 2020年 、 2021年年度股息率分 别为 3.70%、 3.65%、 3.60%。 图 1： 部分上市水电现金分红比例（ %） 图 2： 部分上市水电年度股息率（ %） 数据来源： wind，英大证券研究所 数据来源： 能源局，全球能源互联网组织 ，英大证券研究所 0 20 40 60 80 100 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 华 能水 电 桂冠 电 力 川投能源 国投 电 力 长 江 电 力 0 2 4 6 8 10 2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 华 能水 电 桂冠 电 力 川投能源 国投 电 力 长 江 电 力 4 装机增长 带来的边际增量 贡献提升。目前我国水电侧重流域整体开发，如澜沧江主要由华 能水电主导、金沙江川藏段主要由华电主导等，有利于流域 联合调度 ，提高发电效益。如 乌东 德、白鹤滩 水电站重组，在联合调度方面，两座电站的投产将长江电力 “四库联调”跃升至“六 库联调”， 进一步熨平枯水期及丰水期来水的差异，减少弃水的同时提高整体水能利用率， 从而增加下游水电站发电量。 目前 长江电力 “四库联调”节水增发电量在 90-100亿千瓦时 ， 鉴 于 乌东德、白鹤滩 新增装机容量 58%且在上游 ， 预计 规模效应 带来的节水增发电量更大 。 图 3： 电站注入带来装机容量、每股收益增长情况 数据来源： 长江电力官网 ，英大证券研究所 图 4： 长江电力 2010 年 -2020 年节水增发电量 数据来源： 长江电力官网 ，英大证券研究所 二、水电 ：常规 水电开发高峰已过 ， 稀缺资源价值 凸显 （一） 从发展 趋势 看 ： 抽蓄逐步成为新的增长驱动因素 水电是全球公认的清洁、优质、灵活的可再生能源电力，相比风电， 水电 技术更加成熟， 大中型水电工程还具有防洪、减灾、供水、航运等综合利用功能， 是经济社会发展最重要的基 础设施。 截止到 2021年底我国水电装机规模 3.9亿千瓦 ， 其中 常规水电 3.5亿千瓦 ， 抽水蓄能 3639 万千瓦 ， 在我国装机和发电结构中的占比约 16%。 5 图 5： 2021 年 我国电力装机结构（万千瓦） 图 6： 2021 年 我国发电量结构（ %） 数据来源： 能源局 ，英大证券研究所 数据来源： 能源局 ，英大证券研究所 我国水电投运主要集中在 “十一五”“十二五”期间 ， 开发难度较低大型水电站 已相继投 运 ，“十三五”期间水电投运在 5000万千瓦左右 ， 仅为 “十一五”“十二五”的一半左右，随 着乌东德、白鹤滩等大型水电站的投运 ，以及抽水蓄能的快速发展 ， 与“十三五”相比 ， 预计 “十四五”期间水电装机量将有所增长 ，新增装机超过 7000万千瓦 ， 其中常规水电 略有下降 ， 抽水蓄能新增装机超过 3000万千瓦 。 图 7： 6000 千瓦及以上 水电年度新增装机容量（万千瓦） 数据来源： wind，英大证券研究所 抽水蓄能 逐步成为水电装机增长新的驱动因素。 在常规水电方面， 受开发难度增加及生态 保护影响 ，常规水电开发保持平稳增长，但增量有所下降，在十二五、十三五、十四五新增装 机容量分别为 0.97、 0.42、 0.41亿千瓦 ； 在抽水蓄能方面 ，风光规模化发展对抽水蓄能等调节型 电源需求增加，十四五期间抽水蓄能迎来快速发展期，十二五、十三五、十四五新增装机容量 分别为 612、 844、 3051万千瓦，在新增水电装机结构中的占比快速提升，由十二五期间的 5.9% 增长到十四五期间的 59.2%。 根据 《抽水蓄能产业发展报告 2021》 ， 截止到 2021年底 ，我国纳 入规划的抽水蓄能站点资源总量约 8.14亿千瓦 。 16% 55% 2% 14% 13% 水 电 火 电 核 电 风电 太阳能 发电 16% 67% 5% 8% 4% 水 电 火 电 核 电 风电 太阳能 发电 365 307 882 1,336 826 1,205 1,669 2,626 2,527 1,927 1,445 1,839 3,112 2,442 1,493 1,274 908 1,107 414 1,376 0 500 1,000 1,500 2,000 2,500 3,000 3,500 2001 2002 2003 2004 2005 2006 2007 2008 2009 2010 2011 2012 2013 2014 2015 2016 2017 2018 2019 2020 6 图 8： 我国水电年度新增情况（万千瓦） 图 9： 我国水电年度新增比例（ %） 数据来源： 能源局 ，英大证券研究所 数据来源： 能源局 ，全球能源互联网组织 ，英大证券研究所 （二） 从 发展潜力 看 ： 常规 水电开发程度已在较高水平 根据 水电水利规划设计总院研究 ，在资源禀赋上，我国 水电理论蕴藏量占全球的 14.8%， 技术可开发量占全球的 17.4%，水电资源位列全球第 一。 开发难易程度方面，中国水电技术可 开发量占理论蕴藏量比例为 44.3%，高于美国、全球和资源量前十国家的平均水平 。 表 1： 不同国家和区域水电资源量对比 统计口径 理论蕴含量 技术可开发量 经济可开发量 潜力 (TWh/a) 全球占比 潜力 (TWh/a) 全球占比 潜力 (TWh/a) 全球占比 中国 6186 14.8 2740 17.4 1770 18.4 美国 1578 3.8 472 3.0 376 3.9 加拿大 1332 3.2 981 6.2 0 0.0 欧洲 3136 7.5 1195 7.6 852 8.9 资源量前十 22128 52.8 8920 56.5 4901 50.9 装机量前十 18864 45.0 8693 55.1 4808 40.0 发达国家 6275 15.0 2860 18.1 1268 13.2 全球 41914 100.0 15778 100.0 9624 100.0 数据来源： 水力发电学报（ 2022 年 5 月） ， 英大证券研究所 发达国家水电建设快速发展期在 20世纪 60-80年代 ， 整体上 接近 40%的机组运行时间超过 40 年，北美 70%、欧洲 60%水电机组运行时间超过 40年 。 当水电机组投运 40年 -60年 ， 需要 对关键 设备 改造升级 实现效益提升，一般提升发电量水平在 5-10%。 以我国葛洲坝电站为例，目前已 投运 41年 ， 据长江电力 2021年 公告， 葛洲坝电站将进行 增容改造 ， 将 19台单机容量 12.5万千瓦 的机组改造成 15万千瓦的机组。改造完成后葛洲坝电站总装机容量为 321万千瓦，较原来的 273.5 万千瓦增加 47.5万千瓦。增容改造 不涉及土建工程结构改造，发电机组更新利用现有设施，在 电站厂房内实施 ， 改造费用小，可显著提升 经济效益和社会效益。 在对水轮机 、 发电机等关键 设备更新的同时 ，数字化投资可增加运行灵活性和安全性，并提升环境和社会效益。 0 500 1000 1500 2000 2500 3000 3500 常 规 水 电 抽水蓄能 合 计 5.9% 16.6% 42.5% 59.2% 0% 20% 40% 60% 80% 100% 十二五 十三五 十四五 十五五 常 规 水 电 抽水蓄能 7 图 10： 2020 年 水电投产年限情况 图 11： 水电区域新增投产情况 数据来源： IEA，英大证券研究所 数据来源： IEA，英大证券研究所 我国水电开发建设相对较晚 ，大部分投运集中在 2005年以来 ， 目前 90%的 机组投运时间在 30年以内 ， 接近 80%的机组投运时间在 20年以内 ， 35%左右的机组投运时间在 10年以内 ，大部 门机组 处于青壮年时期 ，远未到改造升级阶段。 但 目前我国水电 开发程度已在较高水平 ， 其中 水电技术开发程度接近 60%， 经济开发程度超过 80%。 未来水电开发 主要 集中在藏东南三江、 雅砻江和大渡河等地 ，大部分地区 自然地理环境特殊，区域构造背景复杂，水土生态环境脆弱， 移民安置难度增大， 当前投产水电项目 逐步成为稀缺资源 。 图 12：水电技术开发程度国别对比 数据来源： 水力发电学报（ 2022 年 5 月） ，英大证券研究所 图 13：水电经济开发程度国别对比 数据来源： 水力发电学报（ 2022 年 5 月） ，英大证券研究所 8 三 、 水电 +新能源 ， 拓展新的增长点 水电 +新能源是水电与新能源的优势互补，通过利用大型水电外送通道及水库调节性能， 将新能源不稳定出力调节为稳定可靠电力，提高输电通道利用率 。 以 龙羊峡为例， 龙羊峡水光 互补项目是国际上首个水光互补项目 ， 龙羊峡水光互补并网光伏电站距离龙羊峡水电站约 50 km， 规划容量 85万千瓦 。一期建设 32万千瓦 ，年平均上网电量为 4.82亿 kWh，年利用小时 1 508 h，一期工程于 2013年 12月并网发电。光伏电站以一回 330 kV线路送入龙羊峡水电站，利用龙羊 峡水电站已建的 5回送出线回路接入系统。 龙羊峡水光互补 发电后 ， 水电站出力呈现中间低、 两边高趋势，确保光伏发电安全消纳， 与互补前出力相比 ， 年发电量增加 2.06亿度电 ， 年发电 效益增加 4.68亿元 ，龙羊峡水电站送出线路年利用小时可由原来设计的 4621小时 提高到 5019小 时 。 图 14： 龙羊峡水电站日典型出力情况 图 15： 龙羊峡水光互补出力对比 情况 数据来源： 《 可再生能源 》 2021 年第 8 期 ，英大证券研究所 数据来源： 《 可再生能源 》 2021 年第 8 期 ，英大证券研究所 2022年 4月，云南省政府发布关于加快光伏发电发展若干政策措施指出，充分发挥大型水电 与光伏互补调节作用，重点支持金沙江下游、澜沧江中下游、红河流域、金沙江中游、澜沧江 金沙江上游 “风光水储 ”和曲靖 “风光火储 ”等 6个多能互补基地，争取 3年时间全面开工并基本建 成。《四川省 “十四五 ”电力发展规划》指出，以金沙江上下游、雅砻江、大渡河中上游等为重 点，规划建设水风光一体化可再生能源综合开发基地。 以澜沧江上游西藏段为例 ， 根据水电水 利规划设计总院编制的《西藏澜沧江清洁能源基地规划建设分析报告》，清洁能源基地构成水 电站共 1000 万千瓦 ，光伏电站共 1000万千瓦，基地总规模 2000万千瓦，上网电量 571亿千瓦时。 四、 行业发展成熟稳定， 行业壁垒较高，国企央企具有优势 目前我国已形成十三大水电基地， 未来 常规水电开发 重点在云南、四川、西藏等西南地区， 主要集中在 金沙江、雅砻江、大渡河、澜沧江 、 雅鲁藏布江等流域水电基地。 9 图 16： 我国十三大水电基地的规划分布图 数据来源： 长江电力官网 ，英大证券研究所 表 2：“十四五”相关政策水电规划 政策名称 水电规划内容 国务院《关于 印发 2030 年 前碳达峰行 动方案的通 知》 积极推进水电基地建设，推动金沙江上游、澜沧江上游、雅砻江中 游、黄河上游等已纳入规划、符合生态保护要求的水电项目开工建 设，推进雅鲁藏布江下游水电开发，推动小水电绿色发展。推动西 南地区水电与风电、太阳能发电协同互补。统筹水电开发和生态保 护，探索建立水能资源开发生态保护补偿机制。“十四五”、“十 五五”期间分别新增水电装机容量 4000 万千瓦左右，西南地区以 水电为主的可再生能源体系基本建立。 国家发改委、 国家能源局 《 “十四五 ” 现代能源体 系规划》 推动金沙江上游、雅砻江中游、黄河上游等河段水电项目开工建设。 实施雅鲁藏布江下游水电开发等重大工程。实施小水电清理整改， 推进绿色改造和现代化提升。推动西南地区水电与风电、太阳能发 电协同互补。根据 《“十四五”可再生能源发展规划》， 积极推进 大型水电站优化升级，发挥水电调节潜力。充分发挥水电既有调峰 潜力，在保护生态的前提下，进一步提升水电灵活调节能力，支撑 风电和光伏发电大规模开发。 《云南省国 民经济和社 会发展第十 四个五年规 划和二〇三 五年远景目 标纲要》 “十四五”期间，加快金沙江、澜沧江等国家水电基地建设。推进 乌东 德、白鹤滩、托巴水电站建成投产，旭龙、奔子栏、古水水电 站开工建设，深入开展大江干流水电站前期研究工作；积极推进已 建水电站扩机项目，充分发挥水资源优势，提高资源利用效率。加 强中小水电有序规范管理。统筹协调风能、太阳能等新能源开发利 用，以金沙江下游、澜沧江中下游大型水电站基地以及送出线路为 依托，建设“风光水储一体化”国家示范基地。 10 《西藏自治 区国民经济 和社会发展 第十四个五 年规划和二 〇三五年远 景目标纲要》 加快雅鲁藏布江中游、金沙江上游水电开发，实现大古、苏洼龙、 叶巴滩等水电站投产运营。推动雅鲁藏布江下游、澜沧 江上游西藏 段、那曲河、玉曲河等流域水电开发。加快推动金沙江上游（藏川 段）清洁能源外送通道建设，推进澜沧江上游清洁能源外送通道研 究，推进中尼电网联网，完善西藏电网骨干网架，加强与西南电网 互联，推进主电网延伸。 《四川省“十 四五”能源发 展规划》《 四 川省 “ 十四 五 ”电力发展 规划 》 重点推进金沙江、雅砻江、大渡河 “三江 ”水电基地建设，巩固水电 为主体的可再生能源体系。建成白鹤滩、苏洼龙、两河口、杨房沟、 双江口、硬梁包等水电站，继续推进叶巴滩、拉哇、卡拉等电站建 设，开工建设旭龙、岗托、奔子栏、孟底沟、牙根二级、丹巴等水 电站。 “十四五 ”期间核准建设规模约 1200 万千瓦，新增投产水电 装机规模 2400 万千瓦左右。 数据来源： 政府官网， 英大证券研究所整理 水电资产具有前期投入大、建设周期长、技术难度高、行政审批复杂等特点，具有较高的 行业壁垒，导致行业集中度较高 ， 水电基地主要由央企主导开发 。 其中金沙江主要集中在上 游， 由华电集团和国家能源主导开发 ， 2012年金沙江上游“一库十三级”梯级布局及资源规划 方案获发改委批复，西绒、晒拉、果通、岗托、岩比、波罗、叶巴滩、拉哇、巴塘、苏洼龙、 昌波、旭龙、奔子栏，规划总装机容量 1392万千瓦； 雅砻江可开发装机容量约 3000万千瓦，在 我国 13大水电基地排名第 3， 2021年底已投产装机 1870万千瓦，在建装机 50万千瓦，核准装机 342万千瓦 ， 由国投电力 、 川投能源主导开发 ； 澜沧江由华能水电主导开发 ， 总可开发装机容 量约 3200 万千瓦 ， 目前尚未开发 主要集中在上游， 澜沧江上游西藏段干流规划有 8个梯级，根 据规划装机容量合计 961.8万千瓦 ；怒江由 华电集团主导开发 ， 目前项目处于前期工作阶段。 表 3： 我国十三大水电基地 情况 水电基地 河流范围 代表性水电站 规划装机 相关上市公司 金沙江 石鼓 -宜宾 溪洛渡、向家坝 6225 长江电力 长江上游 宜宾 -宜昌、清江 三峡、葛洲坝、水布垭 2884 长江电力、湖北能源 雅砻江 两河口 -江口 二滩、锦屏 2570 国投电力、川投能源 澜沧江 云南省 大朝山、景洪 2511 华能水电、粤电力 大渡河 下尔呷 -铜街子 瀑布沟、深溪沟 2492 国电电力 怒江 怒江送塔以下至边界 2199 黄河上游 黄河茨哈 -青铜峡 小峡、大峡、乌金峡 2093 国投电力 南盘江、洪水 河 黄泥河、天生桥 -长 洲 龙滩、岩滩 1430 桂冠电力 东北 黑吉辽 云峰、清源 1326 国电电力 11 闽浙赣 闽浙赣 新安江 1220 闽东电力 乌江 吴江 -洪家渡 引子渡、彭水 1122 黔源电力、大唐发电 湘西 湘、资、沅、潼水 大洑潭、三江口 1081 韶能股份 黄河北 托克托 -潼关 龙门 643 数据来源：长江电力官网， 英大证券研究所整理 12 风险提示及免责条款 股市有风险，投资需谨慎。本报告不构成个人投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任 何意见、观点或结论是否符合其特定状况。据此投资，责任自负。 本报告中所依据的信息、资料及数据均来源于公开可获得渠道，英大证券研究所力求其准确可靠，但对其准确性及完整性不做任何保证。客户 应保持谨慎的态度在核实后使用，并独立作出投资决策。 本报告为英大证券有限责任公司所有。未经本公司授权或同意，任何机构、个人不得以任何形式将本报告全部或部分刊载、转载、转发，或向 其他人分 发。如因此产生问题，由转发者承担相应责任。本公司保留相关责任追究的权利。 请客户注意甄别、慎重使用媒体上刊载的本公司的证券研究报告，在充分咨询本公司有关证券分析师、投资顾问或其他服务人员意见后，正确 使用公司的研究报告。 根据中国证监会下发的《关于核准英大证券有限责任公司资产管理和证券投资咨询业务资格的批复》（证监许可 [2009]1189号） ，英大证券 有限责任公司具有证券投资咨询业务资格。 行业评级 强于大市 行业基本面向好，预计未来 6个月内，行业指数将跑赢沪深 300指数 同步大市 行业基本面稳定，预计未来 6个月内，行业指数将跟随沪深 300指数 弱于大市 行业基本面向淡，预计未来 6个月内，行业指数将跑输沪深 300指数 公司评级 买入 预计未来 6个月内，股价涨幅为 15%以上 增持 预计未来 6个月内，股价涨幅为 5-15%之间 中性 预计未来 6个月内，股价变动幅度介于± 5%之间 回避 预计未来 6个月内，股价跌幅为 5%以上