储能行业：理顺市场和调度机制，新型储能行稳致远-广发证券.pdf-solarbe文库

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识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 1 / 8 [Table_Page] 跟踪分析 |电力设备证券研究报告 [Table_Title] 储能行业理顺市场和调度机制，新型储能行稳致远 [Table_Summary] 核心观点 ⚫ 近日，国家发改委、国家能源局联合下发关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知，旨在全面发挥新型储能调节优势，引导行业健康发展。文件重点作出三层部署（ 1）给予新型储能灵活的参与市场的方式选择。一是作为独立储能；二是与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体；三是按照部分容量独立、部分容量联合的混合方式。（ 2）积极推动独立储能参与电力市场、配建储能参与调度运行。对于独立储能加快推动参与中长期和现货市场；鼓励提供辅助服务，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。对于配建储能（新能源配建、煤电配建）要求电力调度机构建立科学调度机制。（ 3）理顺典型应用场景的价格机制。①电源侧储能可直接参与电能量市场（中长期、现货）和辅助服务市场获取显性收益，或联合相关电源综合获取收益。 ② 电网侧储能独立储能电站，建立容量电价机制；替代型储能，将设施成本收益纳入输配电价回收。 ③用户侧储能价格方面，鼓励适度拉大峰谷价差、电力中长期和现货市场上下限价格；应用场景方面，鼓励用户采用储能技术减少高峰用电需求，减少接入电力系统的增容投资。 ⚫ 此次政策的出台，我们认为重在管总、管长远，为储能发展构建完善的机制保障。短期并非要求储能大干快上，而可能更多释放和引导“刚性” 需求，支撑产业高质量发展 ①储能调频。煤电调节速度较慢、抽蓄建设周期较长，电力系统愈发难以适应新能源短时出力波动，火储联调 / 独立储能电站调频近年来快速增长。 ②电源侧共享储能。新能源大基地建设向沙漠、荒漠、戈壁地区迈进，送端难以配置火电、水电等传统电源，发展新型储能、以共享储能形式支撑新能源大基地外送有望成为发展趋势。 ③电网侧储能。针对电网侧独立储能电站，研究建立容量电价机制，针对电网替代型储能，探索将设施成本收益纳入输配电价回收。无论是容量电价还是成本收益纳入输配电价回收，都将为电网侧储能提供稳定、合理收益，有利支撑其发展。 ④高可靠性需求用户储能。新能源占比提升，电力供需矛盾愈发突出。用户侧峰谷套利经济性有限，但高可靠性需求用户自建储能能够避免停电带来的大量损失。 ⚫ 投资建议。关注 ①积极开展储能运营业务的企业文山电力、宝光股份。 ②具备全产业链资质的工程设计类企业永福股份、南网科技、苏文电能。③受益需求全面扩张的设备类企业电芯类企业宁德时代、比亚迪、国轩高科、派能科技、鹏辉能源；储能变流器类企业阳光电源、固德威、锦浪科技、德业股份、禾望电气、科士达、盛弘股份、星云股份。 ⚫ 风险提示。电力体制改革进程不及预期；储能相关配套政策出台进度不及预期；系统成本持续上涨风险。 [Table_Grade] 行业评级买入前次评级买入报告日期 2022-06-08 [Table_PicQuote] 相对市场表现 [Table_Author] 分析师陈子坤 SAC 执证号 S0260513080001 010-59136690 chenzikungf.com.cn 分析师纪成炜 SAC 执证号 S0260518060001 SFC CE No. BOI548 021-38003594 jichengweigf.com.cn 请注意，陈子坤并非香港证券及期货事务监察委员会的注册持牌人，不可在香港从事受监管活动。 [Table_DocReport] 相关研究电力行业建设全国统一大市场，跨省跨区输电迎机遇 2022-04-11 储能行业配储政策升级，市场化调峰激发光储新需求 2021-08-11 储能行业分时电价机制完善，工商业储能迎来拐点 2021-07-30 [Table_Contacts] 联系人陈昕 010-59136699 gfchenxingf.com.cn -28 -11 6 23 40 57 06/21 08/21 10/21 12/21 02/22 04/22 电力设备沪深 300 识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 2 / 8 [Table_PageText] 跟踪分析 |电力设备 [Table_impcom] 重点公司估值和财务分析表股票简称股票代码货币最新最近评级合理价值 EPS元 PEx EV/EBITDAx ROE 收盘价报告日期（元 /股） 2022E 2023E 2022E 2023E 2022E 2023E 2022E 2023E 宁德时代 300750.SZ CNY 459.00 2022/05/03 买入 666.97 12.13 16.84 37.84 27.26 24.03 18.42 25.10 25.80 比亚迪 002594.SZ CNY 314.89 2022/04/29 买入 293.89 2.67 3.37 117.94 93.44 34.62 29.42 7.60 8.70 国轩高科 002074.SZ CNY 43.36 2021/08/30 买入 68.39 0.69 0.93 62.84 46.62 50.94 41.18 6.10 7.00 永福股份 300712.SZ CNY 42.30 2022/05/07 买入 38.63 1.10 1.71 38.45 24.74 45.85 29.97 15.30 19.10 阳光电源 300274.SZ CNY 95.09 2022/04/20 买入 99.08 1.98 2.71 48.03 35.09 38.14 28.64 15.80 17.80 固德威 688390.SH CNY 304.50 2022/04/27 买入 237.33 5.93 7.95 51.35 38.30 38.61 30.35 24.00 24.30 锦浪科技 300763.SZ CNY 171.00 2022/04/26 买入 186.40 3.39 4.81 50.44 35.55 61.00 44.75 27.20 27.80 禾望电气 603063.SH CNY 30.90 2022/04/27 买入 40.81 1.02 1.50 30.29 20.60 31.75 23.84 12.40 15.40 德业股份 605117.SH CNY 209.50 2022/04/21 买入 243.91 5.42 7.53 38.65 27.82 45.97 33.37 27.30 28.50 数据来源 Wind、广发证券发展研究中心备注表中估值指标按照最新收盘价计算识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 3 / 8 [Table_PageText] 跟踪分析 |电力设备一、全面理顺市场和调度机制，推动新型储能发展近日，国家发展改革委、国家能源局联合下发关于进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知（以下简称通知），旨在全面打通新型储能参与市场交易和调度运行的“堵点”，进一步明确新型储能市场定位，建立完善相关市场机制、价格机制和运行机制，提升新型储能利用水平，引导行业健康发展。我们认为，通知主要作出了三个层次的重点部署（ 1）给予新型储能灵活的参与市场的方式选择。一是作为独立储能。具备独立计量、控制等技术条件，接入调度自动化系统可被电网监控和调度，符合相关标准规范、电力市场运营机构要求并具有法人资格，可转为独立储能。但涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。二是与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体。以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求后，鼓励以此方式进入市场。三是按照部分容量独立、部分容量联合的混合方式。随着市场建设逐步成熟，鼓励探索建立该市场模式。（ 2）积极推动独立储能参与电力市场、配建储能参与调度运行。对于独立储能 ① 加快推动参与中长期和现货市场。现阶段储能容量较小，鼓励签订顶峰时段和低谷时段市场合约，重点发挥削峰填谷价值。向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。 ② 鼓励提供辅助服务，包括有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务，以及在电网事故时提供快速有功响应服务，辅助服务费用按照“谁提供、谁获利，谁受益、谁承担”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。对于配建储能（新能源配建、煤电配建）要求电力调度机构建立科学调度机制，引导配建储能参与调度运行。要求储能项目业主加强设施系统运行维护，确保储能系统安全稳定运行。（ 3）理顺典型应用场景的价格机制。 ① 电源侧储能可通过参与电能量市场（中长期、现货）和辅助服务市场获取 “ 显性 ” 收益，或联合相关电源，综合获取收益。 ② 电网侧储能针对电网侧独立储能电站，研究建立容量电价机制，逐步推动电站参与电力市场；针对电网替代型储能，探索将设施成本收益纳入输配电价回收。 ③ 用户侧储能价格方面，鼓励适度拉大峰谷价差、电力中长期和现货市场上下限价格，引导用户侧主动配置新型储能，为用户侧储能发展创造空间。应用场景方面，鼓励用户采用储能技术减少自身高峰用电需求，减少接入电力系统的增容投资。表 1 进一步推动新型储能参与电力市场和调度运用的通知的主要内容主要内容总体要求  要建立完善适应储能参与的市场机制，鼓励新型储能自主选择参与电力市场，坚持以市场化方式形成价格，持续完善调度运行机制，发挥储能技术优势，提升储能总体利用水平，保障储能合理收益，促进行业健康发展。新型储能可作为独立储能参与电力市场  具备独立计量、控制等技术条件，可被电网监控和调度，符合相关标准规范并具有法人资格的新型储能项目，可转为独立储能，作为独立主体参与电力市场。  鼓励以配建形式存在的新型储能项目，通过技术改造满足同等技术条件和安全标准时，可选择转为独立储能项目。  涉及风光水火储多能互补一体化项目的储能，原则上暂不转为独立储能。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 4 / 8 [Table_PageText] 跟踪分析 |电力设备鼓励配建新型储能与所属电源联合参与电力市场  以配建形式存在的新型储能项目，在完成站内计量、控制等相关系统改造并符合相关技术要求情况下，鼓励与所配建的其他类型电源联合并视为一个整体，按照现有相关规则参与电力市场。  鼓励新能源场站和配建储能联合参与市场，利用储能改善新能源涉网性能，保障新能源高效消纳利用。  市场建设逐步成熟后，鼓励探索同一储能主体可以按照部分容量独立、部分容量联合两种方式同时参与的市场模式。推动独立储能参与电力市场配合电网调峰  加快推动独立储能参与中长期市场和现货市场。  鉴于现阶段储能容量相对较小，鼓励独立储能签订顶峰时段和低谷时段市场合约，发挥移峰填谷和顶峰发电作用。  独立储能电站向电网送电的，其相应充电电量不承担输配电价和政府性基金及附加。发挥独立储能技术优势提供辅助服务  鼓励独立储能按照辅助服务市场规则或辅助服务管理细则，提供有功平衡服务、无功平衡服务和事故应急及恢复服务等辅助服务，以及在电网事故时提供快速有功响应服务。  辅助服务费用按照“ 谁提供、谁获利，谁受益、谁承担 ”的原则，由相关发电侧并网主体、电力用户合理分摊。优化储能调度运行机制  以市场化方式为主优化储能调度运行。  对于暂未参与市场的配建储能，尤其是新能源配建储能，电力调度机构应建立科学调度机制，项目业主要加强储能设施系统运行维护，确保储能系统安全稳定运行。  燃煤发电等其他类型电源的配建储能，参照上述要求执行，进一步提升储能利用水平。进一步支持用户侧储能发展  适度拉大峰谷价差，为用户侧储能发展创造空间。  鼓励拉大电力中长期市场、现货市场上下限价格，引导用户侧主动配置新型储能，增加用户侧储能获取收益渠道。  鼓励用户采用储能技术减少自身高峰用电需求，减少接入电力系统的增容投资。建立电网侧储能价格机制  鼓励电网侧根据电力系统运行需要，在关键节点建设储能设施。  研究建立电网侧独立储能电站容量电价机制；探索将电网替代型储能设施成本收益纳入输配电价回收。修订完善相关政策规则  在新版 “两个细则” 基础上抓紧修订本地区相关市场规则，推动储能在削峰填谷、优化电能质量等方面的积极作用。  建立完善储能项目平等参与市场的交易机制，明确储能作为独立市场主体的准入标准和注册、交易、结算规则。加强技术支持  储能项目要完善站内技术支持系统，向电网企业上传实时充放电功率、荷电状态等运行信息，参与电力市场和调度运行的项目还需具备接受调度指令的能力。  电力交易机构要完善适应储能参与交易的电力市场交易系统。  电力企业要建立技术支持平台，实现独立储能电站荷电状态全面监控和充放电精准调控，做好储能并网所需一、二次设备建设改造，满足储能参与市场、并网运行和接受调度指令的相关技术要求。加强组织领导  国家发展改革委、国家能源局总体牵头，分解任务，建立完善适应新型储能发展的市场机制和调度运行机制。  地方相关部门和能源局派出机构落实储能参与中长期、现货、辅助服务市场等相关工作，同步建立辅助服务和容量电价补偿机制并向用户传导。  充分发挥全国新型储能大数据平台作用，动态跟踪分析储能调用和参与市场情况，探索创新可持续的商业模式。做好监督管理  保障社会化资本投资的储能电站得到公平调度，具有同等权益和相当的利用率。  加强新型储能建设、运行安全监管，鼓励电力企业积极参加国家级电化学储能电站安全监测信息平台建设。数据来源国家发展改革委，国家能源局，广发证券发展研究中心二、政策释放“刚性”需求，降本扩大应用范围新型储能具有响应快、配置灵活、建设周期短等优势，但价格较高，限制了其大规模推广应用。目前在大部分应用场景下，新型储能尚不具备经济性优势。以赚取峰谷价差、商业模式较为清晰的用户侧储能为例我们以中国电价水平最高的珠三角五市为例。关键假设（ 1）储能系统技术与投资参数单价选取为 2 元 /Wh，系统容量年衰减 2，每天完整充放电 2 次，预计使用年限 10 年，充放电效率 90，运维费用为每年收入的 5。（ 2）价格参数采用珠三角五城 5 月公布的一般工商业电价，夏季尖峰电价 1.7021 元 /kWh、识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 5 / 8 [Table_PageText] 跟踪分析 |电力设备高峰电价 1.3672 元 /kWh、平段电价 0.8156 元 /kWh、低谷电价 0.3271 元 /kWh。考虑全年运行 330 天（夏季 62 天、非夏季 268 天），夏季尖峰、高峰放电各 1 次低谷、平段充电各 1 次，非夏季高峰放电 2 次低谷、平段充电各 1 次，则全年平均充放电价差 0.8273 元 /kWh。测算全投资收益率 5.63。若考虑税收优惠或地方储能安装或运行补贴后收益率将有所提高。若仅改变储能系统投资成本参数，在 1.5/1.6/1.7/1.8/1.9 元 /Wh 的平均成本下，测算全投资收益率分别达 12.83/11.11/9.55/8.13/6.83。表 2 用户侧储能盈利模式探讨年份 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9 10 单位容量（ kWh） 1.00 0.98 0.96 0.94 0.92 0.90 0.89 0.87 0.85 0.83 非夏季时段每日 2 次高峰放电收入（元 /天） 98436 96467 94538 92647 90794 88979 87199 85455 83746 82071 每日 1 次低谷 1 次平段充电成本（元 /天） 45706 44791 43896 43018 42157 41314 40488 39678 38885 38107 每日充放电收益（元 /天） 52731 51676 50643 49630 48637 47664 46711 45777 44861 43964 全年非夏季充放电总收益（万元 /年） 1413.2 1384.9 1357.2 1330.1 1303.5 1277.4 1251.9 1226.8 1202.3 1178.2 夏季时段每日 1 次尖峰 1 次高峰放电收入（元 /天） 104464 102375 100328 98321 96355 94428 92538 90688 88874 87097 每日 1 次低谷 1 次平段充电成本（元 /天） 45706 44791 43896 43018 42157 41314 40488 39678 38885 38107 每日充放电收益（元 /天） 58759 57584 56432 55303 54197 53113 52051 51010 49990 48990 全年夏季充放电总收益（万元 /年） 364.3 357.0 349.9 342.9 336.0 329.3 322.7 316.3 309.9 303.7 全年总收入（万元） 1777.5 1741.9 1707.1 1673.0 1639.5 1606.7 1574.6 1543.1 1512.2 1482.0 理论应缴销项税额（万元） 204.5 200.4 196.4 192.5 188.6 184.8 181.1 177.5 174.0 170.5 当年抵扣销项税额（万元） 204.5 200.4 196.4 192.5 126.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 当年可抵扣进项税额（万元） 920.4 715.9 515.5 319.1 126.6 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 0.0 应缴纳增值税（万元） 0.0 0.0 0.0 0.0 62.0 184.8 181.1 177.5 174.0 170.5 税后收入（万元） 1777.5 1741.9 1707.1 1673.0 1577.5 1421.9 1393.4 1365.6 1338.2 1311.5 运维费用（万元） 400.0 400.0 400.0 400.0 400.0 400.0 400.0 400.0 400.0 400.0 系统折旧（万元） 800.0 800.0 800.0 800.0 800.0 800.0 800.0 800.0 800.0 800.0 毛利润（万元） 577.5 541.9 507.1 473.0 377.5 221.9 193.4 165.6 138.2 111.5 税前利润（万元） 577.5 541.9 507.1 473.0 377.5 221.9 193.4 165.6 138.2 111.5 所得税（万元） 144.4 135.5 126.8 118.2 94.4 55.5 48.4 41.4 34.6 27.9 净利润（万元） 433.1 406.5 380.3 354.7 283.1 166.4 145.1 124.2 103.7 83.6 净现金流（万元） -8000 1233.1 1206.5 1180.3 1154.7 1083.1 966.4 945.1 924.2 903.7 883.6 十年期 IRR 5.63 数据来源北极星储能网，广发证券发展研究中心在新型储能尚不具备全面经济性优势背景下，此次政策的出台，我们认为意在释放和引导“刚性”需求，缓解电力系统运行压力，支撑新型储能产业发展 ①储能调频。随着新能源发电占比的提高，电力系统调峰调频压力逐渐加大。调峰方面，火电灵活性改造、抽蓄、新型储能成本依次升高，当前调峰资源建设以前两者为主，以新型储能为补充。调频方面，因为煤电调节速度较慢、抽蓄建设周期较长，电力系统愈发难以适应新能源短时出力波动，因此火储联调 /独立储能电站调频近年来快速增长。 ② 电源侧共享储能。当前新能源大基地外送主要采用特高压常规直流，该技术要求送端电源为新能源可控电源（火电、水电、储能等）模式，单有新能源识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 6 / 8 [Table_PageText] 跟踪分析 |电力设备装机无法外送。随着新能源大基地建设向沙漠、荒漠、戈壁地区迈进，送端地区将难以配置火电、水电等传统电源，发展新型储能、以共享储能形式支撑新能源大基地外送有望成为发展趋势。 ③电网侧储能。通知提出，针对电网侧独立储能电站，研究建立容量电价机制，针对电网替代型储能，探索将设施成本收益纳入输配电价回收。无论是容量电价还是成本收益纳入输配电价回收，都将为电网侧储能提供稳定、合理收益，有利支撑其发展。 ④高可靠性需求用户储能。新能源出力具有随机性、波动性、间歇性特征，随着新能源占比的提升，电力供需矛盾将愈发突出。电网公司承担保供主体责任，但从兼顾保供和经济性考虑，预计将确保大多数用户不缺电，而非所有用户不缺电。通知亦提出鼓励用户采用储能技术减少自身高峰用电需求，减少接入电力系统的增容投资。高可靠性需求用户自建储能，有望成为大势所趋。其经济性将更多体现在避免停电损失而非峰谷套利。三、投资建议建议关注三条主线 ① 谙熟电网运行规律，积极开展新型储能运营业务的企业文山电力、宝光股份。 ② 具备全产业链资质的工程设计类企业永福股份、南网科技、苏文电能。 ③受益需求全面扩张的设备类企业关注储能电芯类企业宁德时代、比亚迪、国轩高科、派能科技、鹏辉能源，储能变流器类企业阳光电源、固德威、锦浪科技、德业股份、禾望电气、科士达、盛弘股份、星云股份。四、风险提示（一）电力市场化改革进程不及预期电力市场化改革涉及我国电价政策的深度调整，政策出台周期较长，市场化进程可能慢于预期。（二）储能相关配套政策出台进度不及预期本次通知作为国家顶层文件，在实际执行过程中仍需地方配套出台相关细则，若与之相关配套政策出台进度不及预期，可能会导致储能推广应用进度不及预期。（三）系统成本持续上涨风险储能系统的经济性与采购成本关系密切，今年来在全球大宗商品涨价和动力电池需求好于预期的影响下，储能系统价格持续上涨，对后期运行经济性产生较大影响，若后期系统成本持续上涨可能会影响投资积极性，导致行业需求不及预期。识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 7 / 8 [Table_PageText] 跟踪分析 |电力设备 [Table_ResearchTeam] 广发新能源和电力设备研究小组陈子坤首席分析师， 5 年产业经验， 10 年证券从业经验。 2013 年加入广发证券发展研究中心。目前担任电力设备与新能源行业首席分析师，历任有色行业资深分析师、环保行业联席首席分析师。纪成炜联席首席分析师， ACCA会员，毕业于香港中文大学、西安交通大学， 2016年加入广发证券发展研究中心。曹瑞元资深分析师，毕业于复旦大学， 2021年加入广发证券发展研究中心。张玲高级研究员，毕业于加拿大英属哥伦比亚大学，曾就职于银河证券、工银瑞信， 2022年加入广发证券发展研究中心。陈昕高级研究员，毕业于清华大学、北京大学，曾就职于国家电网公司、信达证券， 2022年加入广发证券发展研究中心。蒋淑霞高级研究员，毕业于香港大学、南京大学， 2020年加入广发证券发展研究中心。陈思宇高级研究员，毕业于西安交通大学， 2019年进入广发证券发展研究中心。朱北岑高级研究员，毕业于华东政法大学， 2022年加入广发证券发展研究中心。李靖高级研究员，毕业于美国西北大学、华中科技大学， 2020年加入广发证券发展研究中心。张芷菡研究员，毕业于新加坡南洋理工大学、中山大学， 2021年加入广发证券发展研究中心。 [Table_RatingIndustry] 广发证券行业投资评级说明买入预期未来 12个月内，股价表现强于大盘 10以上。持有预期未来 12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于 -10～ 10。卖出预期未来 12个月内，股价表现弱于大盘 10以上。 [Table_RatingCompany] 广发证券公司投资评级说明买入预期未来 12个月内，股价表现强于大盘 15以上。增持预期未来 12个月内，股价表现强于大盘 5-15。持有预期未来 12个月内，股价相对大盘的变动幅度介于 -5～ 5。卖出预期未来 12个月内，股价表现弱于大盘 5以上。 [Table_Address] 联系我们广州市深圳市北京市上海市香港地址广州市天河区马场路 26号广发证券大厦 35 楼深圳市福田区益田路 6001号太平金融大厦 31层北京市西城区月坛北街 2号月坛大厦 18层上海市浦东新区南泉北路 429号泰康保险大厦 37楼香港德辅道中 189号李宝椿大厦 29及 30 楼邮政编码 510627 518026 100045 200120 - 客服邮箱 gfzqyfgf.com.cn [Table_LegalDisclaimer] 法律主体声明本报告由广发证券股份有限公司或其关联机构制作，广发证券股份有限公司及其关联机构以下统称为“广发证券”。本报告的分销依据不同国家、地区的法律、法规和监管要求由广发证券于该国家或地区的具有相关合法合规经营资质的子公司 /经营机构完成。广发证券股份有限公司具备中国证监会批复的证券投资咨询业务资格，接受中国证监会监管，负责本报告于中国（港澳台地区除外）的分销。广发证券（香港）经纪有限公司具备香港证监会批复的就证券提供意见（ 4 号牌照）的牌照，接受香港证监会监管，负责本报告于中国香港地区的分销。本报告署名研究人员所持中国证券业协会注册分析师资质信息和香港证监会批复的牌照信息已于署名研究人员姓名处披露。 [Table_ImportantNotices] 重要声明识别风险，发现价值请务必阅读末页的免责声明 8 / 8 [Table_PageText] 跟踪分析 |电力设备广发证券股份有限公司及其关联机构可能与本报告中提及的公司寻求或正在建立业务关系，因此，投资者应当考虑广发证券股份有限公司及其关联机构因可能存在的潜在利益冲突而对本报告的独立性产生影响。投资者不应仅依据本报告内容作出任何投资决策。投资者应自主作出投资决策并自行承担投资风险，任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或者口头承诺均为无效。本报告署名研究人员、联系人（以下均简称“研究人员”）针对本报告中相关公司或证券的研究分析内容，在此声明（ 1）本报告的全部分析结论、研究观点均精确反映研究人员于本报告发出当日的关于相关公司或证券的所有个人观点，并不代表广发证券的立场；（ 2）研究人员的部分或全部的报酬无论在过去、现在还是将来均不会与本报告所述特定分析结论、研究观点具有直接或间接的联系。研究人员制作本报告的报酬标准依据研究质量、客户评价、工作量等多种因素确定，其影响因素亦包括广发证券的整体经营收入，该等经营收入部分来源于广发证券的投资银行类业务。本报告仅面向经广发证券授权使用的客户 /特定合作机构发送，不对外公开发布，只有接收人才可以使用，且对于接收人而言具有保密义务。广发证券并不因相关人员通过其他途径收到或阅读本报告而视其为广发证券的客户。在特定国家或地区传播或者发布本报告可能违反当地法律，广发证券并未采取任何行动以允许于该等国家或地区传播或者分销本报告。本报告所提及证券可能不被允许在某些国家或地区内出售。请注意，投资涉及风险，证券价格可能会波动，因此投资回报可能会有所变化，过去的业绩并不保证未来的表现。本报告的内容、观点或建议并未考虑任何个别客户的具体投资目标、财务状况和特殊需求，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的投资建议。本报告发送给某客户是基于该客户被认为有能力独立评估投资风险、独立行使投资决策并独立承担相应风险。本报告所载资料的来源及观点的出处皆被广发证券认为可靠，但广发证券不对其准确性、完整性做出任何保证。报告内容仅供参考，报告中的信息或所表达观点不构成所涉证券买卖的出价或询价。广发证券不对因使用本报告的内容而引致的损失承担任何责任，除非法律法规有明确规定。客户不应以本报告取代其独立判断或仅根据本报告做出决策，如有需要，应先咨询专业意见。广发证券可发出其它与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告。本报告反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表广发证券的立场。广发证券的销售人员、交易员或其他专业人士可能以书面或口头形式，向其客户或自营交易部门提供与本报告观点相反的市场评论或交易策略，广发证券的自营交易部门亦可能会有与本报告观点不一致，甚至相反的投资策略。报告所载资料、意见及推测仅反映研究人员于发出本报告当日的判断，可随时更改且无需另行通告。广发证券或其证券研究报告业务的相关董事、高级职员、分析师和员工可能拥有本报告所提及证券的权益。在阅读本报告时，收件人应了解相关的权益披露（若有）。本研究报告可能包括和 /或描述 /呈列期货合约价格的事实历史信息（“信息”）。请注意此信息仅供用作组成我们的研究方法 /分析中的部分论点 / 依据 /证据，以支持我们对所述相关行业 /公司的观点的结论。在任何情况下，它并不（明示或暗示）与香港证监会第 5类受规管活动（就期货合约提供意见）有关联或构成此活动。 [Table_InterestDisclosure] 权益披露 1广发证券（香港）跟本研究报告所述公司在过去 12 个月内并没有任何投资银行业务的关系。 [Table_Copyright] 版权声明未经广发证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、刊登、转载和引用，否则由此造成的一切不良后果及法律责任由私自翻版、复制、刊登、转载和引用者承担。