国内储能运行情况到底如何？——储能行业跟踪报告光大电新团队殷中枢/和霖2023年11月23日证券研究报告核心观点装机情况：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。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。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。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请务必参阅正文之后的重要声明11、装机情况：整体装机加速增长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。图1：储能新增装机量情况图2：各类储能应用场景占比情况图3：各类储能应用场景占比情况（装机量口径，截至2022年底）（装机量口径，截至2023年6月底）1.81,2.03,7%13%16000400%1400012000300%10000200%14.21,800049%6000100%6.8,48%12.53,4000用户侧44%20000%5.44,-100%39%0201820192020202120222023H1功率（MW)能量（MWh）电源侧电网侧电源侧电网侧用户侧功率同比增长（右轴）能量同比增长（右轴）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合会），光大证券研究所整理；单位：GWh企业联合会），光大证券研究所整理；单位：GWh请务必参阅正文之后的重要声明21、装机情况：三大原因驱动装机快速增长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。表1：电化学储能电站累计装机排名情况表2：23H1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（截至2023年6月底）排名省份额定功率额定能量排名省份额定功率（GW)额定能量风电发电光伏发电风光发电量2022年（GW）（GWh）（GWh）量比例量比例合计占比风电利用2022年光1山东1内蒙古1.4（2022Q1（2022Q（2022Q1-率伏利用率2宁夏2.24.32宁夏1.32.7-Q3）1-Q3）Q3）3内蒙古2.14.13山东0.82.64湖南4湖南0.8山东7.10%8.40%15.50%97.90%98.50%5甘肃1.83.55甘肃0.81.7宁夏12.90%10.70%23.60%98.50%97.40%6安徽6安徽0.57广东1.22.87广西0.51.6内蒙古15.50%3.80%19.30%92.9%97.4%1.12.31.6（蒙西）（蒙西）0.81.10.790%（蒙98.6%0.70.81东）（蒙东）8青海0.71.28广东0.20.3湖南10.10%3.10%13.20%97.40%100.00%9江苏0.61.69西藏0.20.9甘肃19.60%10.10%29.70%93.80%98.20%10广西0.5110湖北0.20.4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），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），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请光大务证必券研参究所阅整正理文之后的重要声明3光大证券研究所整理1、装机情况：三大原因驱动装机快速增长图4：山东储能的政策发展脉络配储要求：配储要求：示范项目：规划：盈利模式：新能源场站原则新增集中式风电、光伏发电项目，确定5个调峰项目和2到2025年，建设450万储能设施有偿调峰报价上限暂按400元上配置不低于原则上按照不低于10%比例配建或个调频项目千瓦（4.5GW）左右的/(MW·h)执行。设置调频辅助服务报10%储能设施租赁储能设施，连续充电时间不低储能设施。价上、下限，上限暂按8元/MW执行于2小时2021年2月2021年4月2021年6月2021年6月2021年9月点评：率先提出了点评：完善了配储时间点评：通过示范项目点评：给出了整体的点评：开始给储能设置寻找对10%功率配比要求，点出了租赁的方推动储能发展储能体量规划应的盈利模式，以辅助服务为式突破口工商业分时电价：盈利模式：示范项目：高峰时段上浮70%、低谷时段下浮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共29个项目，锂电池类项目25个，70%、尖峰时段上浮100%、深谷时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倍标准给予新技术类项目4个，总规模超过段下浮90%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3.1GW务；可在全省范围内租赁使用。2022年11月2022年9月2022年4月点评：独立储能立足于电力供给侧；分时点评：系统地完善了独立储能的盈利模式，并在容量电价等方点评：示范项目规模大幅提电价立足于需求侧。拓展了灵活性调节资面给予了政策照顾。奠定了现有独立储能的整体盈利机制。升源类型。现状：规划：规划：盈利模式：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、到2030年，新型储能设施、抽到2023年底，全省新型储能规模新能源场站实际配建或租赁储能容量执行分时电价、推动需求侧响应、鼓励水蓄能装机规模均达到1000万达到200万千瓦以上；2024年，不足的，按照未完成储能容量对应新新型储能等多方式并举。千瓦，需求侧响应能力达到750达到400万千瓦；2025年，达到能源容量规模的2倍停运其并网发电容万千瓦左右。500万千瓦左右量。2022年12月2022年12月2023年3月2023年3月点评：把需求侧响应放到了非点评：上调了25年的储能规划点评：通过惩罚式方式强制落实储能租点评：储能也好、需求侧响应也好，常重要的位置赁本质都是由于新能源大发展之后瞬时的电力的供需缺口4请务必参阅正文之后的重要声明资料来源：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2、运行情况：火电配储和用户侧储能利用率更高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4：2023H1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0.090.10.340.42统计期间运行小时数与统计期间小时数的比值统计期间运行小时数与统计期间天数的比值日均运行小时h2.052.288.1810.14平均利用系数0.060.060.140.19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h1.421.453.244.54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0.270.320.590.49统计期间利用小时与统计期间电站设计充放电小时比值，利用率平均日等效充放电次数指数为1时满足电站设计平均备用系数0.310.362.660.82统计期间实际放电量与额定能量的比值统计期间备用小时数与统计期间的小时数的比值0.910.880.640.57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52.1、用户侧储能：23H1利用率大幅改善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图5：用户侧储能装机情况单位2022A2023H12500h0.320.42平均运行系数h7.6710.142000日均运行小时0.190.19平均利用系数4.444.541500日均利用小时0.370.49平均利用率指数0.60.821000平均日等效充放电次数0.560.5平均出力系数0.660.57500平均备用系数020192020202120222023H12018用户侧储能累计（MWh）工商业储能累计（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》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（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62.2、独立储能：大量投运暂时拖累利用率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。表6：独立储能运行情况图6：独立储能装机情况平均运行系数单位2022A2023H114000日均运行小时h0.130.112000平均利用系数h3.032.2810000日均利用小时0.070.06平均利用率指数1.611.458000平均日等效充放电次数0.30.326000平均出力系数0.40.364000平均备用系数0.610.6620000.820.880201820192020202120222023H1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》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（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72.3、新能源配储：配储质量的提升带动利用率提升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。表7：新能源配储运行情况图7：新能源配储装机情况单位2022A2023H11400012750h0.060.09平均运行系数h1.442.0512000日均运行小时0.030.06平均利用系数0.771.42100008152日均利用小时0.170.278000平均利用率指数0.220.31平均日等效充放电次数0.690.81600021984598平均出力系数0.920.9140007752400平均备用系数2000466475914293480201820192020202120222023H1新能源配储累计（MWh）新能源配储新增（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》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（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82.4、火电配储：高性能保障了高利用率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。表8：火电配储运行情况图8：火电配储装机情况平均运行系数单位2023H1700643日均运行小时h0.34平均利用系数h8.18600522日均利用小时0.14平均利用率指数3.24500平均日等效充放电次数0.59平均出力系数2.66400375平均备用系数0.550.6430020086631472021121201961202210023020202018火电配储累计（MWh）火电配储新增（MWh）资料来源：《2023年上半年度电化学储能电站行业统计数据》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（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93、收益情况：独立储能盈利仍在持续改进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）2.001.921.801.751.771.651.621.621.601.511.531.531.491.421.411.401.281.291.241.201.141.111.080.990.961.000.803月5月7月9月1月EPC总承包（元/Wh）储能系统（元/Wh）资料来源：中关村储能产业技术联盟，光大证券研究所整理请务必参阅正文之后的重要声明103、收益情况：独立储能盈利仍在持续改进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）租赁储能规模中标报价折合单价万元租赁期限新能源项目名称(租赁方)MWMWh元/kW·年元/kWh·年(年)青铜峡龙源新能源有限公司贺兰山第四风电场8161203001500.5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193813682401203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金开新能科技有限公司宁夏光伏项目(标段一)13269362401203金开新能科技有限公司宁夏光伏项目(标段二)金开新能科技有限公司宁夏光伏项目(标段三)40809602401201中节能太阳能西中区宁夏区域存量新能源项目(标段一)中节能太阳能西中区宁夏区域存量新能源项目(标段二)20404402201101中节能太阳能西中区宁夏区域存量新能源项目(标段三）大唐润阳平罗县新能源有限公司20404402201101244852822011011428856.820410231530918204102315.531948.6204102310205252101052.5资料来源：储能与电力市场，光大证券研究所整理请务必参阅正文之后的重要声明113、收益情况：独立储能盈利仍在持续改进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。表10：2023年出台的部分区域新能源配储要求地区配储比例风电省市新能源光伏15%2h15%2h5%2h湖南长沙15%2h20%2h20%2h宁夏嘉峪关20%10%2h20%2h20%4h广东陇南15%2h分布式10%湖北诸暨10%2h广西10%2h10%2h西藏甘孜10%2h甘肃浙江12新疆贵州福建四川资料来源：储能与电力市场，光大证券研究所整理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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。图10：山东省2023年4月30日实时市场用电侧价格（单位：元/MWh）8007006005004003002001000123456789101112131415161718192021222324-100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）请务必参阅正文之后的重要声明134、投资建议（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145、风险分析（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。请务必参阅正文之后的重要声明15殷中枢（分析师）陈无忌（分析师）执业证书编号：S0930518040004执业证书编号：S0930522070001010-58452071021-52523693yinzs@ebscn.comchenwuji@ebscn.com郝骞（分析师）和霖（分析师）执业证书编号：S0930520050001执业证书编号：S0930523070006021-52523827021-52523853haoqian@ebscn.comhelin@ebscn.com电力设备与新能源黄帅斌（分析师）研究团队执业证书编号：S09305200800050755-23915357huangshuaibin@ebscn.com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。