電力設備與新能源行業：內驅外需共同推進國內儲能邁入高景氣賽道-230518（20頁）.pdf

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1、 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 內驅外需共同推進，國內儲能邁入高景氣賽道 電力設備與新能源 報告摘要：報告摘要：需求擴大和政策支持雙驅動，儲能步入快車道需求擴大和政策支持雙驅動，儲能步入快車道 從需求端來看，新能源發電具有不穩定特征，大規模接入給電力系統帶來挑戰，推動儲能的需求更加明確。從政策端來看，國家&地方政策對于儲能建設的支持力度不斷加大，風光配儲目標下，儲能規模有望持續增長。上下游環境預期改善，儲能安裝條件向好上下游環境預期改善，儲能安裝條件向好 光伏&電池端成本下行有望加速儲能的建設進程。1）在硅料等環節產能持續釋放的背景下，光伏產業鏈目前進入降價階段，多晶硅、硅片、電池片和

2、組件價格均有不同程度下降，將促進光伏建設成本優化，進一步推動儲能需求釋放。2）碳酸鋰價格回歸合理區間，帶來電芯核心環節的成本下行。儲能上下游環境改善，安裝條件向好發展。電電力市場化環境優化，助力儲能經濟性提升力市場化環境優化，助力儲能經濟性提升 國內電力市場持續優化，為儲能提供更好盈利機制。國家層面推動全國電力現貨市場建設，為儲能項目創造更為靈活的市場環境；地方層面輔助，山東省等作為儲能發展先驅，為儲能提供多方面盈利來源。分時電價逐步落實，峰谷價差拉大為儲能經濟性提升提供可靠支撐。根據 CNESA對一般工商 10kV電價變化和各地電網代購電最大峰谷電價差平均值統計，0.7 元/kWh 是用戶側

3、儲能實現經濟性的門檻價差，2022 年統計的 31 個省/市/地區的總體平均價差約為 0.7 元/kWh，其中有 16 個省/市/地區超過平均值，廣東?。ㄖ槿俏迨校┳罡邇r差可達 1.259 元/kWh。行業快速發展，儲能景氣度上行行業快速發展，儲能景氣度上行 儲 能 裝 機 規 模 快 速 提 升，新 型 儲 能為 發 展 主力。根據CNESA，截至 2022 年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規模為 59.8GW，同比增長 38%；其中新型儲能累計裝機量13.1GW。2022 年新型儲能累計裝機量大幅提高，2022 在所有儲能累計裝機量中占比為 22%，同比顯著提升 10pct。國內儲能

4、裝機量未來將保持快速增長。根據 CNESA 對未來儲能市場裝機量預測：保守場景下，預計2027年新型儲能累計規模將達到 97W，2023-2027 年 CAGR 為 49%；理想場景下，預計 2027 年新型儲能累計規模將達到 138.4GW，2023-2027 年CAGR為 60%。投資建議投資建議 多因素共同推動國內儲能行業進入快速發展時期：1）新能源發展需求擴大；2）政策端持續激勵，包括配儲要求明確、電力市場更為靈活等；3）成本端壓力釋放；4）商業模式的不斷開拓，預計國內儲能規模有望保持快速增長。持續看好國內電網側大儲以及工商業儲能機會，具體包括：1）儲能變流器相關；2）儲能系統集成；3

5、）高壓級聯；4）電池等環節機會。評級及分析師信息 行業評級：推薦 行業走勢圖 Table_Author 分析師：楊睿分析師：楊睿 郵箱： SAC NO：S1120520050003 聯系電話：010-5977 5338 分析師：李唯嘉分析師：李唯嘉 郵箱： SAC NO：S1120520070008 聯系電話：010-5977 5349 -12%-3%6%15%24%33%2022/052022/082022/112023/022023/05電力設備滬深300證券研究報告|行業投資策略報告 僅供機構投資者使用 Table_Date 2023 年 05 月 18 日 170835 證券研究報告|

6、行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 2 2 受益標的：科華數據、陽光電源、科士達、盛弘股份、智光電氣、金盤科技、德業股份、上能電氣、錦浪科技、寧德時代、億緯鋰能、鵬輝能源、國軒高科、派能科技、同力日升等。風險提示風險提示 政策變動風險；新技術及新產品應用進度不達預期風險；原材料價格大幅變動風險；新能源裝機、限電改善不達預期風險；產能擴張不達預期風險；配置需求不及預期等。TVcVtXhUkWnPpNmR8OaO6MnPoOsQpMiNnNrMkPrQuM6MrQmMvPtOsNvPsRrO 證券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 3 3 正文目錄

7、 1.國內新能源消納需求與政策鼓勵并存.4 1.1.新型能源格局下，儲能在電力系統中發揮重要作用.4 1.2.政策持續鼓勵，新能源配儲需求明確.4 2.上下游環境預期改善，安裝條件向好.7 2.1.光伏產業鏈價格下行，新能源配儲成本條件改善.7 2.2.電池產能擴張，成本有望下探.8 3.電力市場化環境優化，助力儲能經濟性提升.9 3.1.電力市場化進程持續推進，豐富儲能市場運營模式.9 3.2.電價機制趨于靈活，峰谷價差創造收益空間.12 4.行業快速發展，儲能景氣度上行.13 4.1.招標量增長顯著，行業邁入快速發展期.13 4.2.新商業模式顯現，獨立儲能愈發重要.15 4.3.預計國內

8、儲能進入快速發展期.16 5.投資建議.16 6.風險提示.17 圖表目錄 圖 1 儲能在電力系統中的主要功能.4 圖 2儲能在電力系統中的應用.4 圖 3 2022年以來多晶硅和硅片價格變化情況.8 圖 4 2022年以來電池片和組件價格變化情況.8 圖 5 碳酸鋰、磷酸鐵鋰正極、方形儲能電芯價格走勢.9 圖 6 22Q3-23H1國內儲能 280Ah 產品產能釋放規模.9 圖 7 2023年 3月和 2022年各地全年平均最大峰谷電價差（元/kWh）.13 圖 8 2022年中國儲能市場累計裝機規模結構.14 圖 9 中國新型儲能累計裝機量情況.14 圖 10 2022-2023年儲能市場

9、中標情況.14 圖 11 2022年獨立儲能項目進展（GWh）.15 圖 12 2022年已招標的儲能項目應用領域.15 圖 13 2022年以來 2小時儲能系統平均報價.16 圖 14 2023-2027年中國新型儲能累計裝機量預測（MW）.16 表 1儲能相關政策及指導意見持續推出.5 表 2部分地區新能源配儲政策情況.6 表 3“十四五”期間部分地區新型儲能發展目標.7 表 4國內輔助服務市場相關政策.11 表 5各地方峰谷電價政策陸續出臺.12 證券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 4 4 1.國內新能源消納需求與政策鼓勵并存國內新能源消納需求與政策鼓勵

10、并存 1.1.新型能源格局下，儲能在電力系統中發揮重要作用新型能源格局下，儲能在電力系統中發揮重要作用 儲能即能量的存儲；電儲能是實現電力存儲且包含電能與其他能量形式單向儲能即能量的存儲；電儲能是實現電力存儲且包含電能與其他能量形式單向或雙向轉換的技術?；螂p向轉換的技術。電力系統是儲能領域的主要的應用場景，儲能可提供調頻、備用、黑啟動、調峰、需求響應、峰谷放沖等多種服務；此外，儲能在通信、數據中心、軌道交通等其他應用領域也具備增長空間。圖 1 儲能在電力系統中的主要功能 圖 2 儲能在電力系統中的應用 新能源具備隨機性、間歇性、波動性等特點，大規模新能源接入對電力系統新能源具備隨機性、間歇性、

11、波動性等特點，大規模新能源接入對電力系統帶來挑戰。帶來挑戰。儲能配置將助力新能源消納，并利于保障電網的穩定運行，我們預計未來隨著新能源應用規模加大，儲能將迎來高速發展。新能源應用規模加大，新生態下電力系統對儲能配備需求加大，儲能在新能源比例提升的新型電力系統中可發揮多重作用：發電側：新能源發電側配儲能可以對新能源的波動性、間歇性等進行平滑，提升新能源的電網友好性，推動新能源的高質量發展。電網側：可提供調峰、調頻、調壓等功能，提升電網的新能源消納能力，利于電網的穩定運行；用戶側：隨著峰谷電價差的拉大及分時電價政策的不斷完善，分布式電站、充電樁、微電網等應用衍生出新型生態系統，將打開市場儲能配置需

12、求，以實現降低綜合用電成本、促進電能優化配置利用、提高電力自發自用率、支撐微電網穩定運行等功能。1.2.政策政策持續持續鼓勵，新能源配儲需求明確鼓勵，新能源配儲需求明確 政策密集發布，全國性政策指引儲能行業健康發展。政策密集發布，全國性政策指引儲能行業健康發展。隨著光伏、風電裝機規模的持續擴大，儲能需求有望明顯提升。在相關政策的支持下，儲能有望開啟加速發展階段。證券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 5 5 表 1 儲能相關政策及指導意見持續推出 時間時間 政策名稱政策名稱 具體內容具體內容 2022/1 關于印發能源領域深化“放管服”改革優化營商環境實施意見的通

13、知 電網企業要做好新能源、分布式能源、新型儲能、微電網和增量配電網等項目接入電網及電網互聯服務，為相關項目開展接入系統設計提供必要的信息，明確配變可開發容量等信息查詢流程及辦理時限。文件還指出，要推動建立以風光水火儲為核心的能源多品種協同開發促進機制，支持分布式發電參與市場交易。2022/1 2022年能源監管工作要點 深化電力市場機制建設。進一步完善輔助服務市場機制，抓緊修訂“兩個細則”，規范和豐富調頻、備用、爬坡、轉動慣量等輔助服務交易品種。建立用戶參與的輔助服務分擔共享機制，全面推動高載能工業負荷、工商業可調節負荷、新型儲能、電動汽車充電網絡、虛擬電廠等參與提供輔助服務。推進區域輔助服務

14、市場建設，啟動南方區域備用市場、川渝一體化調峰市場試運行。2022/2 關于完善能源綠色低碳轉型體制機制和政策措施的意見 在健全適應新型電力系統的市場機制方面，提出建立全國統一電力市場體系，加快電力輔助服務市場建設，推動重點區域電力現貨市場試點運行，支持微電網、分布式電源、儲能和負荷聚合商等新興市場主體獨立參與電力交易。2022/3“十四五”新型儲能發展實施方案 深入貫徹落實“四個革命、一個合作”能源安全新戰略，實現碳達峰碳中和戰略目標，支撐構建新型電力系統，加快推動新型儲能高質量規?；l展。2022/5 國家能源局綜合司關于加強電化學儲能電站安全管理的通知 將業主（項目法人）列為電化學儲能電

15、站安全運行的責任主體，要將納入備案管理的接入 10千伏及以上電壓等級公用電網的電化學儲能電站安全管理納入企業安全管理體系，并從電化學儲能電站規劃設計安全管理、設備選型、施工驗收、并網驗收、運行維護安全管理、應急消防處置能力提出明確要求。2022/5 財政支持做好碳達峰碳中和工作的意見 鼓勵有條件的地區先行先試，因地制宜發展新型儲能、抽水蓄能等，加快形成以儲能和調峰能力為基礎支撐的電力發展機制。2022/5 關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知 鼓勵新型儲能自主選擇參與電力市場，堅持以市場化方式形成價格，持續完善調度運行機制。新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場，推動參與調峰和其他輔

16、助服務。用戶側適度加大峰谷價差，電網側建立儲能價格機制。2023/4 2023年能源工作指導意見 加快攻關新型儲能關鍵技術和綠氫制儲運用技術，推動儲能、氫能規?；瘧?。加快培育能源新模式新業態。穩步推進有條件的工業園區、城市小區、大型公共服務區，建設以可再生能源為主的綜合能源站和終端儲能。多地要求或鼓勵風光配儲，分布式配儲趨勢初現。多地要求或鼓勵風光配儲，分布式配儲趨勢初現。截至 2023 年 1 月，已有 20多個省份發布新能源配儲政策。從配儲要求上看，儲能配置比例一般為 10%及以上，個別達到 20%；配儲時長多為 2小時，個別達到 4小時。在配儲政策上，也出現了分布式光伏配儲趨勢，浙江諸

17、暨、山東棗莊等地已提出分布式光伏配儲。我們認為，隨著多地新能源配儲政策的推進，未來新能源裝機增加的同時將促進儲能規模的建設，為儲能市場的發展提供可觀增量空間，電網側、電源側儲能等環節將共同推進國內儲能市場規模擴大，預計行業將進入高景氣發展階段。證券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 6 6 表 2 部分地區新能源配儲政策情況 省市省市 時間時間 政策政策 內容內容 浙江諸暨 2022/12 諸暨市整市推進分布式光伏規?；_發工作方案（修訂稿）實施整市推進分布式光伏規?；_發四大工程，分布式光伏開發的同時，按不低于光伏裝機容量 10%的要求總體配套建設光伏儲能設施容

18、量。浙江永康 2022/9 永康市整市屋頂分布式光伏開發試點實施方案 積極推進用戶側儲能建設。鼓勵非戶用分布式光伏電站按照發電裝機容量 10%建設儲能設施。廣東肇慶 2022/7 肇慶市促進光伏項目發展若干措施（征求意見稿）鼓勵各地引導光伏企業按照不少于裝機容量 10%的能力配備儲能裝置。內蒙古 2022/3 關于推動全區風電光伏新能源產業高質量發展的意見 新建市場化并網新能源項目，配建儲能規模原則上不低于新能源項目裝機容量的 15%，儲能時長 4小時以上；新建保障性并網新能源項目，配建儲能規模原則上不低于新能源項目裝機容量的15%，儲能時長 2小時以上。青海 2021/1 支持儲能產業發展的

19、若干措施(試行)（1）新建新能源項目，儲能容量原則上不低于新能源項目裝機量的 10%，儲能時長 2小時以上。對儲能配比高、時間長的一體化項目給予優先支持。（2）對“新能源+儲能”、“水電+新能源+儲能”項目中自發自儲設施所發售的省內電網電量，給予每千瓦時 0.10元運營補貼。甘肅 2022/3 嘉峪關市“十四五”第一批光伏發電項目競爭性配置公告 五個項目 1GW 競爭性配置，申報項目儲能規模不低于項目20%，時長 2小時以上。寧夏 2021/7 關于加快促進儲能健康有序發展的通知 新能源項目儲能配置比例不低于 10%、連續儲能時長 2小時以上。遼寧 2022/5 遼寧省 2022年光伏發電示范

20、項目建設方案 優先鼓勵承諾按照建設光伏功率 15%的掛鉤比例(時長 3小時以上)配套安全高效儲能(含儲熱)設施，并按照共享儲能方式建設。山東棗莊 2022/2 推進整區（市）屋頂分布式光伏發電試點工作實施方案的通知 原則上整區（市）屋頂分布式光伏按照不低于裝機容量的 15%、充放電時長 2小時配置儲能設施，或者租賃同等容量的共享儲能設施，當電網消納能力不足時，應提高儲能配置比例及充放電時長，確保分布式光伏滿足 95%利用率要求。河南 2021/6 關于 2021年風電、光伏發電項目有關事項的通知 根據地區不同，需要配 10%20%*2h 的儲能。河北 2022/3 屋頂分布式光伏建設指導規范（

21、試行）配套儲能裝置優先選用電化學儲能。儲能裝置應滿足 10年(5000次循環)以上工作壽命，系統容量 10年衰減率不超過 20%。江蘇 2021/9 關于我省 2021年光伏發電項目市場化并網有關事項的通知 2021年我省長江以南地區新建光伏發電項目原則上按照功率 8%及以上比例配建調峰能力，時長 2小時，長江以北地區原則上按照功率 10%及以上比例配建調峰能力。各地方各地方“十四五十四五”積極規劃儲能產業發展，具有可觀積極規劃儲能產業發展，具有可觀發展發展規模。規模。我國已有 20 余個省份/自治區發布了“十四五”期間的新型儲能發展規劃目標，到 2025 年新型儲能裝機目標規模超 57GW。

22、同時，根據 CNESA，2022 年陜西、山東、浙江、河北、四川成都、安徽、廣西、湖南、青海、河南等十省市布局新型儲能示范項目達 216個，規模合計 22.2GW/53.8GWh。證券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 7 7 表 3“十四五”期間部分地區新型儲能發展目標 省份省份 到到 2025 年新型年新型儲能發展目儲能發展目標（標（GW）政策文件政策文件 貴州 1 貴州省能源領域碳達峰實施方案 山東 5 山東省新型儲能工程發展行動方案山東省碳達峰實施方案 青海 6 青海省碳達峰實施方案 吉林 0.25 吉林省碳達峰實施方案 四川 2 四川省電源電網發展規劃（

23、2022-2025 年）寧夏 5 寧夏“十四五”新型儲能發展實施方案 內蒙古 5 內蒙古自治區碳達峰實施方案 山西 6“十四五”新型儲能發展實施方案 北京 0.7 北京市碳達峰實施方案 湖南 2 湖南省電力支撐能力提升行動方案（2022-2025 年）江西 1 江西省碳達峰實施方案 福建 0.6 福建省推進綠色經濟發展行動計劃（2022-2025）天津 0.5 天津市碳達峰實施方案 廣西 2 廣西能源發展“十四五”規劃廣西可再生能源發展“十四五”規劃 安徽 3 安徽省新型儲能發展規劃（2022-2025 年）安徽省能源發展“十四五”規劃 河南 2.2 河南省“十四五”新型儲能實施方案 江蘇 2

24、.6 江蘇省“十四五”新型儲能發展實施方案 遼寧 1 遼寧省“十四五”能源發展規劃 河北 4 河北省“十四五”新型儲能發展規劃 廣東 3 廣東省推動新型儲能產業高質量發展的指導意見 甘肅 6（儲能）甘肅省“十四五”能源發展規劃 浙江 3 浙江省“十四五”新型儲能發展規劃 湖北 2 湖北省應對氣候變化“十四五”規劃 云南 5（儲能）云南省應對氣候變化規劃（20212025 年）2.上下游環境預期改善上下游環境預期改善，安裝條件向好安裝條件向好 2023 年儲能市場環境預期向好，包括光伏產業鏈價格下行、電芯成本下降、峰谷電價差擴大等多重有利因素。在上下游產業環境邊際改善以及政策推動下，預計儲能項目

25、的安裝條件向好、整體成本和盈利優化將打開國內的大儲市場空間。2.1.光伏產業鏈價格下行，新能源配儲成本條件改善光伏產業鏈價格下行，新能源配儲成本條件改善 前期光伏終端成本維持高位前期光伏終端成本維持高位。2021 年以來，多晶硅價格整體趨勢上行，2022年最高突破 300 元/kg。隨著上游價格上漲，組件價格也隨之向上，根據 Pvinfolink數據，2022 年 12 月初，182mm 單玻/雙玻單晶 PERC組件價格分別高達 1.96、1.97元/W。在組件成本高企的背景下，我們認為，地面電站受 IRR 下行影響，建設需求和配儲條件均受到一定壓制。光伏產業鏈價格開啟下光伏產業鏈價格開啟下行

26、行周期周期。在硅料等環節產能持續釋放的背景下，光伏產業鏈價格出現下跌。根據 Pvinfolink 數據，2023 年 5 月 10 日，多晶硅成交價 160 證券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 8 8 元/kg，同時，硅片、電池片和組件價格也相較于2022年12月初同步下降，182mm單玻/雙玻單晶 PERC 組件價格分別下調至 1.68、1.70 元/W。根據我們的測算，硅料含稅價格每下降 100 元/kg，全部傳導后組件成本下降約 0.2 元/W 以上；在硅料價格大幅下降的背景下，假設硅料價格從 30 萬元回到 2021 年 2 月 10 萬元/噸的水平且

27、全部傳導至組件，將帶來組件成本約 0.4 元的釋放。我們認為，隨著上游成本下降及各環節產能持續釋放，組件價格將較 22 年出現明顯下降。組件組件價格價格下降預計將帶來光儲項目成本壓力釋放和需求提升。下降預計將帶來光儲項目成本壓力釋放和需求提升。從裝機量上看，2022 年組件價格高位造成光伏項目 IRR 不足，新能源配儲增加成本進一步壓制項目收益率水平。未來光伏組件價格下降帶來光伏建設成本下行，在風光大基地需求支撐下，地面電站規模有望大幅釋放，驅動配儲項目推進。從成本和利潤上看，先前組件價格高位導致配套儲能成本被迫壓縮，未來隨著組件價格下行，成本空間有望轉移至儲能端，推動配儲需求釋放。圖 3 2

28、022 年以來多晶硅和硅片價格變化情況 圖 4 2022 年以來電池片和組件價格變化情況 資料來源：PV InfoLink，華西證券研究所 注：截至 2023年 5月 10日 資料來源：PV InfoLink，華西證券研究所 注：截至 2023年 5月 10日 2.2.電池產能擴張，成本有望下探電池產能擴張，成本有望下探 儲能電芯進入擴產周期，供需格局儲能電芯進入擴產周期，供需格局有望有望改善。改善。根據高工鋰電不完全統計：以主流 280Ah 大儲電芯為例，2022 年儲能電池相關擴產項目（部分涉及動力儲能一體化產能）已達 26 個，投資額合計超過 3000 億元，產能合計達 820GWh；截

29、止2022 年 Q3，純 280Ah 獨立線（特指專線專供 280Ah 儲能電池，不含動儲共線企業）產能合計約 34GWh，280Ah 動儲共線產能保守估計超過 50GWh，合計超過84GWh；2023 年 H1 新建 280Ah 專線的釋放的產能約 80GWh。原材料價格松動下成本壓力緩解。原材料價格松動下成本壓力緩解。前期鋰價高企下電池價格上調，根據 Wind數據，碳酸鋰價格 2022年初以來上漲明顯，2022年最高價相較于 2022年年初上漲105%；碳酸鋰價格高企下，電芯價格也出現明顯上漲，2022 年底國產磷酸鐵鋰方形電芯價格較年初上漲 30%。2023 年碳酸鋰價格已明顯下跌，截至

30、 2023 年 5 月 8日，電池級碳酸鋰（99.5%）平均價約為 19 萬元/噸，同時磷酸鐵鋰正極和電芯價格也持續下跌，根據鑫欏資訊，截至 2023 年 5 月 9 日，方形磷酸鐵鋰儲能電芯價格 0.66 元/wh，相較于 2 月 15 日價格 0.92 元/wh 下降約 28.3%。按照單 GWh 電池碳酸鋰需求量為 600 噸粗略計算，碳酸鋰單噸價格每下降 10 萬元，電芯成本將下降約 0.06 元/Wh，2023 年在電池擴產以及原材料價格的下行背景下，儲能端的成本壓力持續緩解，有望帶來相關項目的盈利改善以及裝機規模釋放。證券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律

31、聲明 9 9 圖 5 碳酸鋰、磷酸鐵鋰正極、方形儲能電芯價格走勢 圖 6 22Q3-23H1 國內儲能 280Ah 產品產能釋放規模 3.電力市場化環境優化，助力儲能經濟性提升電力市場化環境優化，助力儲能經濟性提升 3.1.電力市場化電力市場化進程進程持續推進，豐富儲能市場運營模式持續推進，豐富儲能市場運營模式 我國電力我國電力市場不斷優化市場不斷優化，政策趨勢上鼓勵儲能通過市場化方式盈利，為儲能，政策趨勢上鼓勵儲能通過市場化方式盈利，為儲能積極創設市場化盈利機制。積極創設市場化盈利機制。我們預計，儲能項目在電力市場中的參與度將在政策和市場環境優化的支持下快速提高，盈利能力有望增強。1.國家層

32、面：國家層面：全國電力現貨市場建設提速，全國電力現貨市場建設提速，為為儲能儲能項目創造更為靈活的市場環境項目創造更為靈活的市場環境。2022 年11 月，國家能源局發布電力現貨市場基本規則（征求意見稿）電力現貨市場監督辦法（征求意見稿）。具體內容包括：1）近期主要任務：按照“統一市場、協同運行”的框架，構建省間、省/區域現貨市場，建立健全日前、日內、實時市場。加強中長期市場與現貨市場的銜接。做好調頻、備用等輔助服務市場與現貨市場的銜接，加強現貨市場與調峰輔助服務市場融合，推動與輔助服務聯合出清，加快輔助服務費用向用戶側合理疏導。穩妥有序推動新能源參與電力市場，并與現有新能源保障性政策做好銜接。

33、推動儲能、分布式發電、負荷聚合商、虛擬電廠和新能源微電網等新興市場主體參與交易。各地按照國家要求，結合電力市場發展情況和實際需要，探索建立市場化容量補償機制。2）中遠期主要任務：證券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 1010 進一步完善現貨市場機制。擴大新興市場主體參與交易的范圍，縮短日內/實時現貨市場交易周期。健全中長期市場。推進優先發用電計劃全面放開，通過政府授權合約等機制實現平穩過渡；進一步完善中長期與現貨市場的銜接；探索輸電權、電力期貨和衍生品等交易。健全電力輔助服務市場。結合各地電力系統運行需要，建立健全無功服務、黑啟動的市場化采購機制，探索爬坡等新型

34、輔助服務交易品種，推進更大范圍內的輔助服務資源共享和互濟。推動省/區域市場逐步融合，向全國統一電力市場體系過渡。我們認為，現貨市場兩項政策涵蓋現貨市場與輔助服務市場銜接、推動新能源和新興主體參與、容量補償等多項要求，將有利于儲能商業模式的豐富和儲能盈利性的打通。鼓勵儲能參與電力市場，在電網側建立儲能價格機制，將為儲能鼓勵儲能參與電力市場，在電網側建立儲能價格機制，將為儲能提供提供更為完更為完善的電力市場。善的電力市場。2022 年 6 月，國家發改委和能源局頒布的關于進一步推動新型儲能參與電力市場和調度運用的通知提出：1）新型儲能可作為獨立儲能參與電力市場；2）鼓勵配建新型儲能與所屬電源聯合參

35、與電力市場；3）加快推動獨立儲能參與電力市場配合電網調峰；4）充分發揮獨立儲能技術優勢提供輔助服務等多項措施。整體而言，政策層面鼓勵獨立儲能的建設，并鼓勵獨立儲能參與電力市場交易、參與輔助服務；提出了在電網側充電電量不承擔輸配電價和政府性基金及附加、研究建立容量電價機制、探索將電網替代型儲能設施成本收益納入輸配電價回收，有利于獨立儲能經濟性的增強。2.地方層面：地方層面：山東作為中國電力市場改革先驅，有望率先形成現貨交易山東作為中國電力市場改革先驅，有望率先形成現貨交易+容量租賃容量租賃+容量容量補償補償+輔助服務的商業模式。輔助服務的商業模式。山東發改委和能源局于 2022 年 9 月發布的

36、關于促進我省新型儲能示范項目健康發展的若干措施提出依托現貨市場，推動新型儲能市場化發展。包括 4 項措施：1）支持示范項目作為獨立儲能參與電力現貨市場，獲得電能量收益；2）允許示范項目容量在全省范圍內租賃使用，獲得容量租賃收益；3）對參與電力現貨市場的示范項目按 2 倍標準給予容量補償，獲得容量補償收益；4）支持參與調頻、爬坡、黑啟動等輔助服務，獲得輔助服務收益。其它各地方也推出類似的多種支持政策，山東模式有望在其它各地方也推出類似的多種支持政策，山東模式有望在更大更大范圍推廣。范圍推廣。支持獨立儲能發展的電力市場正處在快速建設的過程中，2022 年內各地提出了多類政策，包括：1）山西、湖北、

37、江西建立調頻市場；2）浙江、甘肅、西北區域、南方區域等進行全面的電力輔助服務市場建設；3）浙江金華婺城區、諸暨市、內蒙古等給予容量補償等。證券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 1111 表 4 國內輔助服務市場相關政策 地區地區 時間時間 政策文件政策文件 內容內容 山西 2022/5 山西電力一次調頻市場交易實施細則（試行）新型儲能市場主體需增加申報儲能電站電量上下限，以確保儲能電站在電量達到上限時系統不再下達充電指令、達到下限時系統不再下達放電指令。報價單位為元/MW，報價范圍為 5.0-10.0元/MW，報價最小單位為 0.1元/MW。湖北 2022/6

38、湖北電力調頻輔助服務市場交易規則（征求意見稿）湖北調頻輔助服務市場所有補償費用減去所有調頻違約金為分攤/分享費用。分攤/分享費用由所有調頻輔助服務費用繳納者按照月度電量（含上網電量、用電量）比例分攤/分享。江西 2022/6 江西電力調頻輔助服務市場交易規則（征求意見稿）中標的調頻資源容量補償按日統計，按月結算。調頻容量補償價格市場初期暫定為日前 3元/MW，日內 15元/MW。浙江 2022/9 2022年浙江省第三方獨立主體參與電力輔助服務結算試運行方案（征求意見稿）旋轉備用市場準入技術要求：參與主體應確保具備至少 1 小時的備用持續響應,容量 5 兆瓦以上調節能力。削峰調峰市場準入技術要

39、求:參與主體應確保具備時 長 1 小時以上,容量 5 兆瓦以上負荷削減能力。填谷調峰市場準入技術要求:參與主體應確保具備時長 1 小時以上,容量 5 兆瓦以上負荷調增能力。甘肅 2022/9 甘肅省電力輔助服務市場運營暫行規則（征求意見稿）建立“誰提供，誰獲利；誰受益，誰分擔”的電力輔助服務分擔共享機制。電網側獨立儲能按其額定容量參與調峰容量市場，共享儲能租賃后剩余容量，在滿足獨立運行條件下，可參與調峰容量市場，補償標準上限 300元/MW 日。西北區域 2022/12 西北區域電力輔助服務管理實施細則（征求意見稿）調峰容量交易：新型儲能不分檔申報，申報容量上限為額定容量，申報價格區間為(0，

40、100元/(MW日)。頂峰容量交易：新型儲能不分檔申報，申報容量上限為其最大調節能力，申報價格區間為(0，100元/(MW日)。南方區域 2022/6 南方區域電力輔助服務管理實施細則 鼓勵發電企業、售電企業、電力用戶、儲能企業或其他市場主體投資建設儲能設施，促進新型儲能為電力系統運行提供調頻、調峰、調壓、黑啟動等輔助服務。浙江金華婺城區 2022/2 加快推動婺城區新型儲能發展的實施意見（征求意見稿）支持引導新型儲能通過市場方式實現全生命周期運營。過渡期間,對于接受統一調度的調峰項目(年利用小時數不低于 600小時)給予容量補償,補償標準逐年退坡,補貼期暫定 3年(按 200元、180元、1

41、70元/千瓦 年退坡),按照省級補償的標準享受省級補償。浙江諸暨市 2022/6 諸暨市整市推進分布式光伏規?；_發工作方案“十四五”期間，為提高光伏發電電網消納能力，在我市建設新型儲能設施的，市財政按每千瓦時 200元給予儲能設施投資單位一次性補貼。允許新型儲能設施投資企業按市場化運營方式向光伏投資企業租售儲能容量，租售的儲能容量可計算在光伏投資企業光伏裝機容量 10%的總體配套儲能容量中。內蒙古 2022/12 內蒙古自治區人民政府辦公廳關于印發自治區支持新型儲能發展若干政策（20222025年）的通知 建立市場化補償機制，納入自治區示范項目的獨立新型儲能電站享受容量補償，補償上限為 0.

42、35元/千瓦時，補償期不超過 10年。獨立儲能具有多種收益方式獨立儲能具有多種收益方式來源來源，將助力將助力儲能的投資回報水平儲能的投資回報水平提升提升。以山東為例，儲能收益可來自于容量租賃+現貨交易/輔助服務+容量補償，其中，儲能容量租賃后，儲能電站的所有容量仍然可以獲得租金、現貨市場價差、容量補償等多項收益。以一個每年運行 300 次、充放電效率 90%的 100MW/200MWh 的儲能電站項目進行測算：證券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 1212 1）假設容量租賃價格每年 300 元/kW，每年可獲得容量租賃收入約 3000 萬元；2）假設按電力現貨市

43、場峰谷價差/調峰收益 0.4 元/kWh 計算，預計通過電力現貨市場或調峰輔助服務市場等可獲得約 2160 萬元的市場化收益；3）假設每日補償容量180MWh，補償價格0.0991元/度，則容量補償收入約可實現 535 萬元(暫不考慮上述 22 年 9 月政策提出的補償費用 2 倍執行標準)?；谝陨锨闆r，假設儲能電站的投資成本為 1.8 元/Wh，測算可得該電站的初始投資成本為 3.6億元，每年的收入合計約為 5695萬元，投資回收期在 7年以內。隨著系統價格的下探，投資回收期有望進一步縮短。3.2.電價機制趨于靈活，電價機制趨于靈活，峰谷價差創造收益空間峰谷價差創造收益空間 2021 年

44、7 月，國家發改委發布關于進一步完善分時電價機制的通知，提出：1）合理確定峰谷電價價差，上年或當年預計最大系統峰谷差率超過 40%的地方，峰谷電價價差原則上不低于 4:1；其他地方原則上不低于 3:1。2）建立尖峰電價機制，尖峰電價在峰段電價基礎上上浮比例原則上不低于 20%。各地方逐步推進落實分時電價各地方逐步推進落實分時電價相關政策相關政策。2021 年以來已有多省份出臺相關政策確定峰谷電價、尖峰電價，工商業的分時電價逐漸完善。表 5 各地方峰谷電價政策陸續出臺 省份省份 時間時間 政策政策 內容內容 上海 2022/12 關于進一步完善我市分時電價機制有關事項的通知 一般工商業及其他兩部

45、制、大工業兩部制用電夏季（7、8、9 月）和冬季（1、12月）高峰時段電價在平段電價基礎上上浮 80%，低谷時段電價在平段電價基礎上下浮 60%，尖峰時段電價在高峰電價的基礎上上浮 25%。其他月份高峰時段電價在平段電價基礎上上浮 60%，低谷時段電價在平段電價基礎上下浮 50%。江西 2022/11 關于完善分時電價機制有關事項的通知 高峰時段電價上浮 50%，尖峰時段電價在高峰時段電價基礎上上浮 20%，低谷時段電價下浮 50%。河南 2022/9 關于進一步完善分時電價機制有 關 事 項 的 通知 每年 1月、78月、12月，對分時電價電力用戶執行尖峰電價，其中，1月、12月尖峰時段為每

46、日 1819時，78月尖峰時段為每日 1214時和 2021時，用電價格在其他月份峰段電價基礎上上浮 20%。云南 2022/10 關于進一步完善分時電價機制的通知 電度電價峰谷價差維持現行 1.5:1:0.5；每年 1月、5月、11月、12月的每天 10:3011:30、18:0019：00 時共 2 個小時執行尖峰電價，電價水平在本月峰時段電價基礎上再上浮 20%。黑 龍江 2022/2 關于進一步完善峰谷分時電價政策措施 將每日用電劃分為高峰時段、低谷時段、平時段。高峰時段電價以平時段電價為基礎上浮 50%，尖峰時段電價以高峰時段電價為基礎上浮 20%；低谷時段電價以平時段電價為基礎下浮

47、 50%。山東 2022/11 關于工商業分時電價政策有關事項的通知 2023年 1月 1日起實施新分時電價政策，高峰時段電價上浮 70%，低谷電價時段下浮 70%，尖峰時段上浮 100%、深谷時段下浮 90%。山東 2022/3 關于完善居民分時電價政策的通知 在現行階梯電價標準基礎上，峰段電價每千瓦時提高 0.03元（含稅，下同）；谷段電價降低 0.17 元。即第一檔峰段電價為 0.5769 元、谷段電價為 0.3769 元，第二、三檔峰、谷電價分別在第一檔峰、谷電價基礎上加價 0.05 元、0.3 元；其中采暖期谷段電價由降低 0.17元調整至降低 0.2元。即第一檔峰段電價為 0.57

48、69元、谷段電價為 0.3469元，第二、三檔峰、谷電價加價標準不變。證券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 1313 多地多地平均峰谷電價差已達經濟性門檻。平均峰谷電價差已達經濟性門檻。工商業用戶可采取電網代理購電方式從電力市場購電，低電價時充電、高電價時放電的重要收益方式決定了其對峰谷價差的敏感性?？紤]到儲能的度電成本，根據 CNESA 對一般工商 10kV 電價變化和各地電網代購電最大峰谷電價差平均值統計，0.7 元/kWh 是用戶側儲能實現經濟性的門檻價差，2022 年統計的 31 個省/市/地區的總體平均價差約為 0.7 元/kWh，其中有16個省/市/

49、地區超過平均值；全年平均峰谷電價差前三的地區分別是廣東?。ㄖ槿俏迨校?.259 元/kWh、海南省 1.07 元/kWh、浙江省 0.978 元/kWh。峰谷價差較高的情況下，儲能參與峰谷套利已具備一定的經濟性。峰谷價差較高的情況下，儲能參與峰谷套利已具備一定的經濟性。根據CNESA的測算，以浙江（該地區峰谷價差發展相對較平穩，全年平均值為0.978元/kWh）10MW/20MWh 工商業側儲能項目為例，假設按 EPC 單位造價 2 元/Wh 計算，總投資為 4000 萬元，系統循環效率 90%，充放電深度 90%、全年運行 330 天，項目每日兩充兩放全年尖峰下度電凈收益 1.16 元，靜

50、態回收期 5.3 年。圖 7 2023 年 3 月和 2022 年各地全年平均最大峰谷電價差（元/kWh）注：一般工商業 10kv電網代理購電電價峰谷價差 廣東（珠三角五市），貴州（兩部制電度電價），福建（福州、廈門、莆田和寧德）4.行業快速發展，行業快速發展，儲能儲能景氣度景氣度上行上行 4.1.招標量增長顯著，行業邁入快速招標量增長顯著，行業邁入快速發展發展期期 新型儲能的重要性不斷提高，鋰離子電池構成新型儲能裝機的主體。新型儲能的重要性不斷提高，鋰離子電池構成新型儲能裝機的主體。根據CNESA，截至 2022 年底，中國已投運電力儲能項目累計裝機規模為 59.8GW，同比增長 38%，其

51、中：00.10.20.30.40.50.60.70.80.911.11.21.31.41.52022年平均值2023年3月河北 2022 年12月 關于明確居民峰谷分時電價政策的通知 2023 年起執行居民峰谷分時電價政策，執行階梯電價的居民用戶用電電壓等級為不滿 1 千伏的，第一檔峰段電價為每千瓦時 0.55 元、谷段電價 0.3 元；用電電壓等級為 1-10千伏的，第一檔峰段電價為每千瓦時 0.5元、谷段電價 0.27元。第二、三檔峰、谷電價分別在第一檔電價基礎上加價 0.05元、0.30元。證券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 1414 抽水蓄能累計裝機規

52、模 46.1GW，同比增長 16%，在累計裝機中的占比77.1%，為國內累計儲能裝機的主力；新型儲能累計裝機量 13.1GW，其中鋰離子電池項目占比達 94%。新型儲能是國內儲能新增裝機的主力，2022 年新型儲能累計裝機量大幅提高，2021、2022 在所有儲能累計裝機量中占比分別 12%、22%。中國新型儲能未來空間廣闊，進入發展快車道。中國新型儲能未來空間廣闊，進入發展快車道。根據 CNESA，新型儲能新增裝機規模增長較快，2020-2022 年新型儲能新增裝機規模分別為 1.6/2.4/7.3GW，2022 年同比增長 200%；2022 年累計裝機規模達 13.1GW，同比增長 12

53、8%。但從規模角度來看，新型儲能產業仍處于發展起步階段，在儲能需求快速增長的趨勢下，新型儲能后續的發展空間較為廣闊。圖 8 2022 年中國儲能市場累計裝機規模結構 圖 9 中國新型儲能累計裝機量情況 招中標規模增長，招中標規模增長，預計行業預計行業景氣度上行。景氣度上行。根據儲能與電力市場的統計數據：2022 年 全 年 儲 能 行 業 招 標 總 額 44GWh；2023 年 1/2/3 月中 標 量分別為2.6/3.1/4.2GWh，一季度中標規模合計 9.9GWh，4 月中標量 7.8GWh，環比大幅增加，未來市場景氣度有望持續提高。圖 10 2022-2023 年儲能市場中標情況 證

54、券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 1515 4.2.新商業模式顯現，獨立儲能愈發重要新商業模式顯現，獨立儲能愈發重要 獨立儲能已成為獨立儲能已成為重要發展模式之一重要發展模式之一，潛在規劃裝機量大。，潛在規劃裝機量大。根據儲能與電力市場，獨立儲能 2022 年全年并網投運電站 38 座，啟動施工建設和 EPC/設備招標的電站 109 座，總規模合計達 16.5GW/35GWh；22 年新增公開宣布獨立式儲能電站142 座，總規模 28.3GW/67.6GWh。獨立儲能招標占比已達較高水平，獨立儲能招標占比已達較高水平，預計國內預計國內儲能將由政策驅動走向經濟性

55、驅儲能將由政策驅動走向經濟性驅動。動。根據儲能與電力市場，從 2022年已完成招標的儲能項目分析，在 44GWh的招標量中有 20.9GWh 為獨立儲能，占比 48%。圖 11 2022 年獨立儲能項目進展（GWh）圖 12 2022 年已招標的儲能項目應用領域 儲能行業儲能行業上游壓力緩解，系統成本持續下降，獨立儲能商業模式應用有望擴上游壓力緩解，系統成本持續下降，獨立儲能商業模式應用有望擴大。大。在儲能行業上游電芯產能釋放、原材料壓力逐步緩解下，我們預計儲能系統成本將持續下降。2023 年一季度以來儲能系統成本進入下行通道，根據儲能與電力市場，1-4 月 2 小時儲能系統平均報價持續下降。

56、我們預計成本下探將利于獨立儲能項目收益率提升、推動獨立儲能商業模式應用擴大。證券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 1616 圖 13 2022 年以來 2 小時儲能系統平均報價 4.3.預計國內儲能進入快速發展期預計國內儲能進入快速發展期 國內儲能裝機量未來將保持快速增長。國內儲能裝機量未來將保持快速增長。根據 CNESA對未來儲能市場裝機量按照保守場景和理想場景進行的分別預測：保守場景下，預計 2027 年新型儲能累計規模將達到 97W，2023-2027 年 CAGR為 49%；理想場景下，預計 2027 年新型儲能累計規模將達到 138.4GW，2023-

57、2027 年 CAGR為 60%。圖 14 2023-2027 年中國新型儲能累計裝機量預測（MW）5.投資建議投資建議 證券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 1717 多因素共同推動國內儲能行業進入快速發展時期：1）新能源發展需求擴大；2）政策端持續激勵，包括配儲要求明確、電力市場更為靈活等；3）成本端壓力釋放；4）商業模式的不斷開拓，預計國內儲能規模有望保持快速增長。目前招中標量已經開始顯現行業的景氣趨勢，預計行業規模釋放將為儲能產業鏈相關公司帶來機遇；同時，持續夯實競爭力、開拓布局海外市場的儲能相關公司有望受益于國內外需求共振。電網側大儲電網側大儲 以配儲

58、需求為主，獨立共享儲能需求逐漸提高，國內招中標量也持續向上。儲能相關政策持續完善，激發商業模式優化，疏通盈利渠道，國內儲能產業發展環境持續改善。工商業儲能工商業儲能 成本的持續下行疊加電力交易收益的提高，有望推動工商業側儲能需求釋放。政策支持下國內峰谷電價差拉大，工商業側儲能需求將迅速增長，未來工商業側儲能有望在更多地區推廣。技術的迭代更新、成本的持續下探、商業模式的不斷探索，儲能產業的內生增長和外生動力將共同促進行業整體的快速發展，我們看好：1）儲能變流器相關儲能變流器相關：PCS 與光伏逆變器和 UPS 技術同源性強，國內電力電子技術相關企業廣泛涉足 UPS、IDC、光伏逆變器業務，此前已

59、具備多年的產品經驗，儲能 PCS 產品開發具備優勢。同時，大功率逆變器受上游原材料約束，競爭格局相對較好，頭部企業具備良好的供應鏈及庫存管理能力，IGBT 模塊相對緊缺背景下保供能力凸顯，我們認為具備規模和渠道優勢的企業有望受益。2）儲能系統集成：）儲能系統集成：儲能系統集成看重集成商的集成效率、成本控制以及對零部件和下游應用的理解，在系統優化、效率管理、成本管控以及應用經驗具備競爭優勢的供應商有望在儲能市場規模擴大中受益。3）高壓級聯：）高壓級聯：國內風光配儲政策力度加強，大容量儲能項目有望加速建設，高壓級聯技術重點開拓成本和效率優化，在電網側大儲和工商業側儲能中有望迎來機遇。4）電池：）電

60、池：儲能系統裝機規模的快速增長將直接推動鋰電池需求提升，以及鈉電池、釩電池等技術發展以及應用，具備性能成本優勢、銷售渠道以及技術實力的企業有望受益。受益標的：受益標的：陽光電源、科華數據、盛弘股份、上能電氣、德業股份、科士達、智光電氣、金盤科技、錦浪科技、寧德時代、億緯鋰能、鵬輝能源、國軒高科、派能科技、同力日升等。6.風險提示風險提示 證券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 1818 政策變動風險；新技術及新產品應用進度不達預期風險；原材料價格大幅變動風險；新能源裝機、限電改善不達預期風險；產能擴張不達預期風險；配置需求不及預期等。證券研究報告|行業投資策略報告

61、 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 1919 Table_AuthorInfo 分析師與研究助理簡介分析師與研究助理簡介 楊睿，華北電力大學碩士，專注能源領域研究多年，曾任民生證券研究院院長助理、電力設備與新能源行業首席分析師。2020年加入華西證券研究所，任電力設備與新能源行業首席分析師。2021年新浪財經金麒麟電力設備與新能源行業新銳分析師第一名。李唯嘉，中國農業大學碩士，曾任民生證券研究院電力設備與新能源行業分析師，2020年加入華西證券研究所。2021年新浪財經金麒麟電力設備與新能源行業新銳分析師第一名團隊成員。分析師承諾分析師承諾 作者具有中國證券業協會授予的證券投資咨詢執業資格

62、或相當的專業勝任能力，保證報告所采用的數據均來自合規渠道，分析邏輯基于作者的職業理解，通過合理判斷并得出結論，力求客觀、公正，結論不受任何第三方的授意、影響，特此聲明。評級說明評級說明 公司評級標準公司評級標準 投資投資評級評級 說明說明 以報告發布日后的 6個月內公司股價相對上證指數的漲跌幅為基準。買入 分析師預測在此期間股價相對強于上證指數達到或超過 15%增持 分析師預測在此期間股價相對強于上證指數在 5%15%之間 中性 分析師預測在此期間股價相對上證指數在-5%5%之間 減持 分析師預測在此期間股價相對弱于上證指數 5%15%之間 賣出 分析師預測在此期間股價相對弱于上證指數達到或超

63、過 15%行業評級標準行業評級標準 以報告發布日后的 6個月內行業指數的漲跌幅為基準。推薦 分析師預測在此期間行業指數相對強于上證指數達到或超過 10%中性 分析師預測在此期間行業指數相對上證指數在-10%10%之間 回避 分析師預測在此期間行業指數相對弱于上證指數達到或超過 10%華西證券研究所：華西證券研究所：地址：北京市西城區太平橋大街豐匯園 11號豐匯時代大廈南座 5層 網址：http:/ 證券研究報告|行業投資策略報告 請仔細閱讀在本報告尾部的重要法律聲明 2020 華西證券免責聲明華西證券免責聲明 華西證券股份有限公司（以下簡稱“本公司”）具備證券投資咨詢業務資格。本報告僅供本公司

64、簽約客戶使用。本公司不會因接收人收到或者經由其他渠道轉發收到本報告而直接視其為本公司客戶。本報告基于本公司研究所及其研究人員認為的已經公開的資料或者研究人員的實地調研資料，但本公司對該等信息的準確性、完整性或可靠性不作任何保證。本報告所載資料、意見以及推測僅于本報告發布當日的判斷，且這種判斷受到研究方法、研究依據等多方面的制約。在不同時期，本公司可發出與本報告所載資料、意見及預測不一致的報告。本公司不保證本報告所含信息始終保持在最新狀態。同時，本公司對本報告所含信息可在不發出通知的情形下做出修改，投資者需自行關注相應更新或修改。在任何情況下，本報告僅提供給簽約客戶參考使用，任何信息或所表述的意

65、見絕不構成對任何人的投資建議。市場有風險，投資需謹慎。投資者不應將本報告視為做出投資決策的惟一參考因素，亦不應認為本報告可以取代自己的判斷。在任何情況下，本報告均未考慮到個別客戶的特殊投資目標、財務狀況或需求，不能作為客戶進行客戶買賣、認購證券或者其他金融工具的保證或邀請。在任何情況下，本公司、本公司員工或者其他關聯方均不承諾投資者一定獲利，不與投資者分享投資收益，也不對任何人因使用本報告而導致的任何可能損失負有任何責任。投資者因使用本公司研究報告做出的任何投資決策均是獨立行為，與本公司、本公司員工及其他關聯方無關。本公司建立起信息隔離墻制度、跨墻制度來規范管理跨部門、跨關聯機構之間的信息流動。務請投資者注意，在法律許可的前提下，本公司及其所屬關聯機構可能會持有報告中提到的公司所發行的證券或期權并進行證券或期權交易，也可能為這些公司提供或者爭取提供投資銀行、財務顧問或者金融產品等相關服務。在法律許可的前提下，本公司的董事、高級職員或員工可能擔任本報告所提到的公司的董事。所有報告版權均歸本公司所有。未經本公司事先書面授權，任何機構或個人不得以任何形式復制、轉發或公開傳播本報告的全部或部分內容，如需引用、刊發或轉載本報告，需注明出處為華西證券研究所，且不得對本報告進行任何有悖原意的引用、刪節和修改。