%%research.95579.com%%十四五拐点已至，助新能源消纳再上台阶——火电灵活性改造深度报告长江证券研究所电力设备与新能源研究小组2023-12-01%%1%%%%research.95579.com%%证•券证研券究研报究告报告•评级看好首次分析师及联系人分析师曹海花分析师司鸿历分析师邬博华SAC执业证书编号：S0490522030001SAC执业证书编号：S0490520080002SAC执业证书编号：S0490514040001%%2%%%%research.95579.com%%目录01意义：灵活调节资源重要构成，促进新能源消纳02现状：多重边际变化推动，“十四五”进度加快03展望：技术路线多样，未来前景可期%%3%0YDWvMnQnOrQoQoNnQoRoP7NaO9PmOrRnPmPfQqRpNiNqQnMbRrQrNwMpNnMvPnOtM%%research.95579.com%%01意义：灵活调节资源重要构成，促进新能源消纳%%4%%%%research.95579.com%%01新能源快速发展为电力系统安全运行带来挑战近年来，风电、光伏装机规模保持较快增长态势，截至2022年底，我国风电、光伏累计装机规模分别达到了3.7、3.9亿千瓦，占总装机规模的14.3%、15.3%。新能源发电具有波动性、随机性、间歇性的特点，再考虑到负荷侧接入大量电力电子设备，保持发用电两端实时平衡的难度增大，为电力系统安全运行带来挑战。图：中国风电和太阳能累计装机量快速增长图：新能源出力具有显著波动性50,000100%1200080%60%40,00080%1000040%20%30,00060%80000%-20%6000-40%-60%20,00040%400010,00020%20000201720182019202020210%0201620222021/05风电累计装机（万千瓦）太阳能累计装机（万千瓦）2021/092022/012022/052022/092023/012023/05风电装机增速（右轴）太阳能装机增速（右轴）山西新能源平均出力（MW）环比（右轴）资料来源：中电联，长江证券研究所资料来源：兰木达电力现货公众号，长江证券研究所%%5%%%%research.95579.com%%01解决新能源消纳问题需要提升电力系统调节能力中国曾在2009-2012年和2015-2016年发生过严重的弃风弃光现象，主要是外送通道建设缓慢、系统调节能力不足等因素导致，消纳问题成为新能源发展道路上的隐患。从电力系统平衡来看，电源调节性能、电网互联互通、负荷规模及峰谷差是影响新能源消纳的关键因素，本文主要从电源调节性能出发研究火电灵活性改造。图：中国历年弃风率和弃光率情况图：新能源消纳空间示意图20%资料来源：《基于电力系统承载力指标的新能源装机规划方法》张振宇等著，长江证券研究所16%12%8%4%0%201120122013201420152016201720182019202020212022弃风率弃光率资料来源：国家能源局，中电联，长江证券研究所%%6%%%research.95579.com%%01火电灵活性与启动时间、最低出力、爬坡速率有关火电灵活性是指机组运行的灵活性，主要与启动时间、最低出力和爬坡速率这三个参数有关。通过开展灵活性改造，常规煤电机组的最低出力可以从额定功率的50%降到30%，热电联产机组从80%降到50%；爬坡速率从额定功率的1%-2%提升到3%-6%；启停时间从6-10小时下降到4-5小时。图：火电关键灵活性参数表：灵活性改造对煤电运行参数的影响资料来源：AgoraEnergiewende，长江证券研究所常规煤电热电联产%%机组类型未改造已改造未改造已改造运行范围（%Pn）50-10030-10080-10050-100爬坡速率（%Pn/min）1-23-61-23-6启停时间（h）6-104-56-104-5资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》袁家海等著，长江证券研究所注：Pn表示煤电额定功率7%%%%research.95579.com%%01中国火电装机占比高但调节能力落后国外先进水平中国的资源禀赋可以用“富煤、贫油、少气”来概括，这使得煤电是我国发电装机的主力军，虽然装机占比呈逐年下降趋势，但2022年仍然占到总装机量的43.8%。我国煤电机组在最小出力、爬坡速率、启动时间这些运行参数上均落后国际先进水平，可以在提升新能源消纳空间上发挥更大作用。图：中国历年电力装机结构表：中国煤电机组调节能力与国际先进水平对比100%中国煤电机组国际先进水平已建机组80%运行参数单位20（40）4-5最小出力%Pn已建机组改造潜力1.5-2.5爬坡速率%Pn/min<0.160%热态启动时间冷态启动时间hh50（80）30（50）40%1-23-620%3-540%2014201520162017201820192020202120221052013火电水电核电风电太阳能资料来源：中电联，长江证券研究所资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》袁家海等著，长江证券研究所注：Pn表示煤电额定功率；括号外为常规机组参数，括号内为热电联产机组参数%%8%%%%research.95579.com%%01火电灵活性改造技术成熟而且投资成本较低除了火电灵活性改造，气电、抽水蓄能、新型储能也是重要的灵活性电源，气电受制于高昂的天然气成本，抽蓄蓄能受选址条件约束，新型储能技术还不成熟。火电灵活性改造是目前投资成本最低的在电源侧提升调节能力的手段，因此无论是从技术成熟度还是经济性来看，火电灵活性改造都是目前最具性价比的选择。表：各类灵活性电源优缺点比较图：各类灵活性电源投资成本比较类型煤电深度调峰改造气电抽水蓄能新型储能7000①启停速度快，6000深度调峰技术手段100%全负荷启动5000成熟，可普遍适用只需9-10min；②①响应速度快，充优点于煤电机组，改造占地少，用水量少；100%全负荷启动放电时间为毫秒级；4000后的机组最小出力③适合在可再生能需2-3min②可多次调节可达到额定出力的源富集区对系统进300020%-30%行调节；④适合在负荷中心建设2000①响应调节速度慢，1000①受技术条件限制，冷启动需5小时；①建设投资成本高；受选址条件约束和目前尚不具备大规缺点②改造后的机组煤②天然气价格高经济性限制，建设模建设条件；②建0火电灵活性改造燃气电站抽蓄电站电化学储能耗增加，寿命缩短，规模有限污染增加设投资成本高投资成本（元/kW）资料来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》袁家海等著，长江证券研究所资料来源：《面向新型电力系统灵活性提升的调峰容量补偿机制设计》刘学等，长江证券研究所%%9%%%research.95579.com%%02现状：多重边际变化推动，“十四五”进度加快%%10%%%%research.95579.com%%02火电灵活性改造从国家下发两批试点项目开始启动我国火电灵活性改造是从2016年启动的，国家先后发布了《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》和《关于下达第二批火电灵活性改造试点项目的通知》。从前两批22个试点项目来看，项目地点以东北区域为主，技术路线以抽凝、亚临界、湿冷机组为主。图：火电灵活性改造试点项目情况（单位：个）广西,1河北,1抽凝+纯亚临界+甘肃,1凝,1超临界,纯凝,21空冷,4湿冷,18辽宁,7超临界,7黑龙江,3内蒙古,抽凝,19亚临界,414吉林,5资料来源：国家能源局，长江证券研究所注：图中数字表示试点项目数量%%11%%%%research.95579.com%%02“十三五”计划改造2.2亿千瓦，集中在“三北”地区随后，国家提出了“十三五”规划目标，“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦，其它地区纯凝机组改造约450万千瓦，改造完成后增加调峰能力4600万千瓦。表：“十三五”火电灵活性改造政策时间发布单位文件名称相关内容2018年10月国家发改委、国家能源局《清洁能源消纳行动计划（2018-2020年）》《关于提升电力系统调节能力的指导意见》省级政府相关主管部门负责制定年度火电灵活性改造计划，国家能源局派出机构会同相关部门组织省级电网公司对改2018年2月国家发改委、国家能源局造机组进行验收。研究出台火电灵活性改造支持性措施，将各地火电灵活性改造规模与新能源规模总量挂钩。《解决弃水弃风弃光问题实施方案》2017年11月国家发改委、国家能源局《电力发展“十三五”规划（2016-2020年）》“十三五”期间，力争完成2.2亿千瓦火电机组灵活性改造（含燃料灵活性改造，下同），提升电力系统调节能力46002016年11月国家发改委、国家能源局《可再生能源调峰机组优先发电试行办法》万千瓦。优先提升30万千瓦级煤电机组的深度调峰能力。改造后的纯凝机组最小技术出力达到30%~40%额定容量，2016年7月国家发改委、国家能源局《关于下达第二批火电灵活性改造试点项目的通知》热电联产机组最小技术出力达到40%~50%额定容量；部分电厂达到国际先进水平，机组不投油稳燃时纯凝工况最小技术出力达到20%~30%。2016年7月国家能源局《关于下达火电灵活性改造试点项目的通知》2017年，“三北”地区开展1635万千瓦火电灵活性示范项目改造，增加系统调峰能力480万千瓦，并继续扩大火电机2016年6月国家能源局组灵活性改造范围，大幅提升火电调峰能力。认定一批火电机组作为可再生能源消纳调峰机组，在试点示范的基础上，落实火电机组深度调峰补偿机制，调动火电机组调峰积极性。“十三五”期间，“三北”地区热电机组灵活性改造约1.33亿千瓦，纯凝机组改造约8200万千瓦；其它地区纯凝机组改造约450万千瓦。改造完成后，增加调峰能力4600万千瓦，其中“三北”地区增加4500万千瓦。鼓励发电企业对煤电机组稳燃、汽轮机、汽路以及制粉等进行技术改造，在保证运行稳定和满足环保要求的前提下，争取提升机组调峰能力10%-20%；对热电机组安装在线监测系统，加快储热、热电解耦等技术改造，争取提升热电机组调峰能力10%-20%。为加快能源技术创新,进一步提升我国火电运行灵活性,全面提高系统调峰和新能源消纳能力,在第一批16个灵活性改造试点项目的基础上,我局拟在东北地区再遴选一批燃煤发电项目开展灵活性改造试点推广。经电规总院对各发电集团报来建议试点项目进行比选,综合考虑项目业主、所在地区、机组类型、机组容量等因素,确定长春热电厂等6个项目为第二批提升火电灵活性改造试点项目。为加快能源技术创新，挖掘燃煤机组调峰潜力，提升我国火电运行灵活性，全面提高系统调峰和新能源消纳能力，在各地方和发电集团报来建议试点项目基础上，经电规总院比选，综合考虑项目业主、所在地区、机组类型、机组容量等因素，确定丹东电厂等16个项目为提升火电灵活性改造试点项目。资料来源：国家发改委，国家能源局，长江证券研究所%%12%%%research.95579.com%%02“十三五”未达成规划目标，但东北改造积极性高国网经营区在“十三五”期间累计完成火电机组改造1.62亿千瓦，其中“三北”地区完成改造0.82亿千瓦，远低于2.2亿千瓦的规划目标，而且“三北”地区完成情况也不容乐观。从火电灵活性改造规模占总装机规模的比例来看，东北和华东区域渗透率较高，分别达到了31%、27%，而其他区域改造积极性不高。图：“十三五”国网经营区火电灵活性改造情况图：“三北”地区火电灵活性改造完成情况8,00035%25,00030%20,0006,00025%20%15,0004,00010,00015%10%5,0002,0005%00%0火电机组改造容量华北东北西北华中华东十三五完成值（万千瓦）新增调节能力十三五规划值（万千瓦）“十三五”火电机组改造容量（万千瓦）渗透率（右轴）资料来源：国家发改委，国家电网，长江证券研究所资料来源：国家电网，中电联，蒙东电力交易中心，长江证券研究所注：渗透率是指火电机组灵活性改造容量占2020年底累计装机量的比例%%13%%%%research.95579.com%%02煤耗、污染、安全等因素对灵活性改造有负面影响火电参与深度调峰会增加煤耗水平以及氮氧化物排放强度，这对于达成国家要求的能耗和环保指标是不利的；同时，也会对锅炉、汽机、环保及电气设备的运行安全性带来负面影响。在安全生产的背景下，上述问题可能对火电灵活性改造的推进产生阻碍。图：深度调峰对煤耗的影响图：深度调峰对NOx排放强度（g/kWh）的影响资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》袁家海等著，长江证券研究所0.18%%0.150.120.090.060.030.0030%40%50%60%70%80%90%100%110%300MW亚临界机组600MW亚临界机组资料来源：《Coalpowerflexibility,energyefficiencyandpollutantemissionsimplicationsinChina:Aplant-levelanalysisbasedoncaseunits》YuliangDong等著，长江证券研究所14%%%%research.95579.com%%01经济性是主要限制因素，辅助服务市场并不成熟经济性是影响火电灵活性改造意愿的重要因素，火电通过参与调图：火电调峰成本随着调峰时长增加而增加峰辅助服务获得收益，从而回收灵活性改造的投资成本。随着调峰时长增加，火电调峰成本显著增加。调峰成本（万元）16001400从2017-2019年的数据来看，我国电力辅助服务补偿费用占上网120020040060080010001200电费的比重在1.5%以下，低于国外3%以上的水平；另外，补偿1000费用主要在发电侧分摊，并未向用电侧疏导，造成了零和博弈的窘境。80060040020000调峰时长（小时）资料来源：长江证券研究所注：测算参数参考火电灵活性改造经济性测算页图：全国电力辅助服务补偿费用情况图：电力调峰补偿费用分摊情况1601.6%100%1401.4%80%1201.2%60%1001.0%40%0.8%20%800.6%0%600.4%400.2%200.0%020182019H12017Q2-420182019H12017Q2-4发电机组分摊网外合计新机差额其他全国辅助服务补偿费用（亿元）总补偿费用占上网电费比重（右轴）资料来源：国家能源局，长江证券研究所资料来源：国家能源局，长江证券研究所%%15%%%research.95579.com%%02“十三五”期间东北调峰辅助服务市场空间最大分区域来看，2019上半年东北调峰补偿费用最高，其中仅辽宁省就超过了其他区域的水平；另外，东北调峰补偿在辅助服务费用中的占比高达98%以上，而其他区域均在50%以下。因此，从调峰补偿费用规模来看，东北火电企业开展灵活性改造的意愿会更高。图：2019年上半年各区域电力调峰补偿费用情况100%图：2019年上半年东北电力调峰补偿费用情况100%80%98%300,00060%120,00096%40%94%250,00020%100,00092%0%90%200,00080,000150,00060,000100,00040,00050,00020,00000华北东北西北华东华中南方黑龙江吉林辽宁蒙东调峰补偿费用（万元）调峰补偿费用占比（右轴）调峰补偿费用（万元）调峰补偿费用占比（右轴）资料来源：国家能源局，长江证券研究所资料来源：国家能源局，长江证券研究所%%16%%%%research.95579.com%%02东北于2016年启动调峰辅助服务市场建设国家能源局于2016年同意东北区域开展电力辅助服务市场改革试点，随后东北能监局发布了改革试点方案和试行运营规则，此后《东北电力辅助服务市场运营规则》经历了多次修改并且不断趋于完善。表：“十三五”东北辅助服务市场相关政策时间发布单位政策名称主要内容2020年9月东北能监局《东北电力辅助服务市场运营规则》调整了风电场、光伏电站、核电厂的分摊上限，使不同种类电源分摊比例更均衡；设定了火电厂最大能力负荷率与深度调峰交易相关联的负荷区间；设定了火电厂最低负荷率与旋转备用交易相关联的负2020年9月东北能监局《东北区域发电厂并网运行管理实施细则》，荷区间。2018年12月东北能监局《东北区域并网发电厂辅助服务管理实施细则》有偿辅助服务按补偿成本和合理收益的原则制定补偿标准。在《东北电力辅助服务市场运营规则》中确定的辅助服务类型，其考核和补偿按市场规则执行。《东北电力辅助服务市场运营规则（暂行）》火电厂获得补偿费用根据开机机组不同时段调峰深度所对应的两档阶梯电价进行统计，其中非供热期2017年10月东北能监局《东北电力辅助服务市场运营规则补充规定》实时深度调峰费用减半处理。2016年11月东北能监局《东北电力辅助服务市场运营规则（试行）》将非供热期实时深度调峰费用减半处理，同时将供热期风电、核电电量按照两倍计算分摊费用；将出力达不到铭牌容量80%的火电厂所获得的调峰费用减半；对省内与跨省调峰承担费用之和设置了上限。2016年11月东北能监局《东北电力辅助服务市场专项改革试点方案》实时深度调峰交易采用“阶梯式”报价方式和价格机制，发电企业在不同时期分两档浮动报价，负荷2016年10月国家能源局《关于同意开展东北区域电力辅助服务市场专率从40%到有偿调峰基准，报价范围是0-0.4元/kWh，负荷率小于40%，报价范围是0.4-1元/kWh。项改革试点的复函》东北电力辅助服务市场主要依托现有调峰市场平台，围绕调峰资源开展多品种、多形式、多主体的市2016年6月国家能源局《关于推动东北地区电力协调发展的实施意见》场化交易。尽快组织研究制定东北电力辅助服务市场规则，对辅助服务费用总额做好量化测算，并在试运行前做好仿真工作。建立和完善辅助服务市场，开展东北区域电力辅助服务市场专项改革试点，鼓励各类发电企业或用户参与调峰服务，并按规定获得合理补偿收益。资料来源：国家能源局，东北能监局，长江证券研究所%%17%%%%research.95579.com%%02东北、西北的深度调峰辅助服务报价上限最高通过对比各省份的调峰辅助服务价格机制，可以发现东北、西北（甘肃、宁夏、青海）的报价上限最高，达到了1元/kWh。深度调峰交易通常采用“阶梯式”报价机制，即负荷率越低，则报价上限越高。电力调度机构根据日前竞价结果由低到高依次调用，补偿费用按照各档有偿调峰电量及对应市场出清价格进行统计。图：“十三五”调峰辅助服务报价上限对比表：东北实时深度调峰报价机制1.2时期报价档位火电厂类型火电厂负荷率报价下限报价上限1.0非供热期第一档（元/kWh）（元/kWh）0.8第二档纯凝火电机组40%＜负荷率0.6供热期第一档热电机组≤50%00.40.4第二档0.240%＜负荷率0.410.0≤48%00.4东甘宁青安陕新河上江湖重山福湖华华贵广云海广全部火电机组负荷率≤40%北肃夏海徽西疆南海西北庆西建南北中州东南南西0.41纯凝火电机组40%＜负荷率“十三五”调峰辅助服务报价上限（元/kWh）热电机组≤48%资料来源：各区域能监局，各省级能监办，长江证券研究所40%＜负荷率≤50%全部火电机组负荷率≤40%资料来源：《东北电力辅助服务市场运营规则》，长江证券研究所%%18%%%research.95579.com%%02“十四五”规划2亿千瓦改造目标，前两年完成94%“十四五”期间，国家提出存量煤电机组灵活性改造应改尽改，规划改造规模2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦。根据电力规划设计总院的数据，“十四五”前两年，煤电灵活性改造已完成1.88亿千瓦，达到了规划值的94%，推进速度明显加快。表：“十四五”火电灵活性改造政策时间发布单位文件名称相关内容2023年9月国家发改委、国家能源局《关于加强新形势下电力系统稳定工作的指导意见》新建煤电机组全部实现灵活性制造，现役机组灵活性改造应改尽改，支持退役火电机组转应急备用和调相功能改造，不断提高机组涉网性能。2023年4月国家能源局《2023年能源工作指导意见》2022年8月《关于进一步提升煤电能效和灵活性标准的通知》大力推进煤电机组节能降碳改造、灵活性改造、供热改造“三改联动”。2022年5月国家能源局、国家发改委、国家市场监督管《关于促进新时代新能源高质量发展的实施方案》加快建设具备条件的支撑性调节性电源，开工投产一批煤电项目。理总局根据产业发展和技术创新需求持续完善燃煤发电机组节能改造、灵活性改国家发改委、国家能源局造、燃煤掺烧优化、改造延寿后评价等24项配套标准。2022年1月国家发改委、国家能源局《关于完善能源绿色低碳转型体制机制和政策措施的意见》完善调峰调频电源补偿机制，加大煤电机组灵活性改造、水电扩机、抽水蓄能和太阳能热发电项目建设力度，推动新型储能快速发展。2022年1月国家发改委《“十四五”现代能源体系规划》全面实施煤电机组灵活性改造，完善煤电机组最小出力技术标准，科学核2021年10月国家发改委、国家能源局《全国煤电机组改造升级实施方案》定煤电机组深度调峰能力。全面实施煤电机组灵活性改造，优先提升30万千瓦级煤电机组深度调峰能力，推进企业燃煤自备电厂参与系统调峰。力争到2025年，煤电机组灵活性改造规模累计超过2亿千瓦。存量煤电机组灵活性改造应改尽改，“十四五”期间完成2亿千瓦，增加系统调节能力3000-4000万千瓦，促进清洁能源消纳。“十四五”期间，实现煤电机组灵活制造规模1.5亿千瓦。资料来源：国家能源局，国家发改委，长江证券研究所%%19%%%%research.95579.com%%02产业链相关公司业绩已反映出灵活性改造的高景气产业链相关公司已反映出“十四五”前两年灵活性改造的高景气。青达环保相关业务是全负荷脱销工程，2021-2022年该板块收入同比增长95%、37%；龙源技术相关业务是节油业务，2021-2022年该板块收入同比增长65%、7%。另外，东方电气2022年灵活性改造规模达1800万千瓦，成功实施河南省投鹤壁丰鹤600MW低压缸零出力改造、华电五彩湾350MW灵活性改造等典型项目，获得新疆、内蒙首批煤电机组灵活性改造市场批量订单。图：青达环保全负荷脱销业务收入及增速120%表：龙源技术节油业务收入及增速80%100%60%2.080%2.540%60%20%1.640%2.00%20%-20%1.20%1.5-40%0.81.00.40.50.020192020202120220.0201920202021202220182018同比增速（右轴）全负荷脱销工程收入（亿元）同比增速（右轴）节油业务收入（亿元）资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所%%20%%%%research.95579.com%%02火电灵活性改造是增加新能源并网规模的有效手段一方面，国家出台了《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》，其中灵活性改造的煤电被认定为调峰资源，湖北、内蒙古、山西、河南、新疆等省份均出台了配套政策；“五大六小”等央企“十四五”规划新能源装机超6亿千瓦，在新能源消纳压力日益增大的形势下，煤电灵活性改造成为了增加新能源并网规模的有效手段。表：关于新增火电调峰能力配建新能源的政策表：主要央企“十四五”新能源新增装机规划发布时间发布单位政策名称主要内容公司名称规划目标公司名称规划目标公司名称规划目标（GW）（GW）（GW）国家发改委、《关于鼓励可再生能源发在电网企业承担可再生能源保障性并网责任的基础上，鼓励发电2021年7月国家能源局电企业自建或购买调峰能企业通过自建或购买调峰储能能力的方式，增加可再生能源发电国家电投50+（光伏）三峡70-80中国电建48.5装机并网规模。力增加并网规模的通知》18.6+煤电灵活性改造和新建清洁高效煤电按照新增调峰容量认定灵活2023年2月湖北省能源局《发关建于设有20关23事年项新的能通源知开》调节能力，配套其能力2倍的新能源项目。煤电项目在2023年底4前主体工程开工的，配套其能力1倍的新能源项目；建成投运后，《内蒙古自治区火电灵活再配套其能力1倍的新能源项目。国家能源70-80中广核20+中国能建5+2022年12月内蒙古能源局性改造消纳新能源实施细自治区内发电集团统筹本区域内火电灵活性制造改造，整合新增则（2022年版）》调节空间，按照新增调节空间1:1确定新能源规模。2022年10月山西省能源局《发山展西20省22支年持工新作能方源案产》业2022年拟安排风电光伏发电规模100万千瓦左右用于支持积极推华能80+华润电力40中石化进煤电灵活性改造，煤电灵活性改造安排规模按照改造后新增深《关于2022年风电和集度调峰能力的0.3倍确定。华电75中节能太阳能15中海油2022年9月河南省发改委中式光伏发电项目建设有鼓励煤电企业通过开展机组灵活性改造，进一步释放调峰能力，促进新能源项目开发建设，按照各煤电企业通过灵活性改造增加关事项的通知》调峰能力的1.4倍配置新能源建设规模，总配置规模约880万千瓦。2022年3月新疆发改委《服务推进自治区大型风对计划实施灵活性改造的公用机组，按照机组灵活性改造后新增大唐50-80（预估）中核15-25（光伏）电光伏基地建设操作指引调峰能力的1.5倍，配置新能源规模。自备机组转为公用电源后，（1.0版）》实施灵活性改造的，按公用机组灵活性改造标准，继续给予新能资料来源：北极星电力网，长江证券研究所源规模配置。资料来源：各省市政府官网，长江证券研究所注：不完全统计%%21%%%research.95579.com%%02电力辅助服务市场逐步完善，补偿费用显著增加另一方面，电力市场化改革加速推进，辅助服务市场、电力现图：市场机制对灵活性资源的作用货市场、容量市场机制逐步建立并完善。2022年底，我国电力辅助服务实现了6大区域、33个省区电网的全覆盖，统一的辅助服务规则体系基本形成。2023年上半年，全国电力辅助服务费用共278亿元，占上网电费的1.9%，其中调峰补偿占比60%，相比2019年上半年显著增长，有效激发了煤电企业灵活性改造的积极性。其中，新能源装机大省山东近几年辅助服务补偿总额持续增长。资料来源：《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》袁家海等著，长江证券研究所图：山东辅助服务补偿总额持续增长图：“十四五”以来辅助服务补偿费用显著增加453002.0%40352501.6%3025200201.2%151015050.8%010020122013201420152016201720182019202020212022500.4%00.0%2019H12023H1山东辅助服务补偿总金额/亿元山东光伏累计装机/GW调峰补偿费用（亿元）其他补偿费用（亿元）占上网电费比例（右轴）资料来源：国家能源局，中电联，长江证券研究所资料来源：国家能源局，长江证券研究所%%22%%%%research.95579.com%%02“十四五”部分省份的调峰补偿报价上限上调通过对比“十三五”和“十四五”的调峰补偿价格机制，我们发现部分省份上调了报价上限，而且新增了负荷率更低的报价档位，以上均有利于提升火电机组参与深度调峰的经济性。表：“十四五”以来主要区域或省份的调峰补偿价格普遍上调区域/省份时间文件“十四五”以来电力调峰价格政策的变化华北2022年9月《华北电力调峰辅助服务市场运营规则》（征求意见华东2022年8月稿）新增负荷率30%以下各档位报价上限为600元/MWh，而“十三五”报价上限为500元/MWh。华中2023年9月《华东区域电力辅助服务管理实施细则》（模拟运行稿）负荷率30%-40%档位的补偿价格从80元/兆瓦时上调至160元/兆瓦时，30%以下档位从160元/兆瓦时上调至320元/兆瓦时。南方2022年6月负荷率45%-50%档位的补偿价格从100元/MWh上调至250元/MWh，40%-45%档位从200元/MWh上调至350元/MWh，35%-福建2022年4月《华中区域电力辅助服务管理实施细则》40%档位从300元/MWh上调至500元/MWh，30%-35%档位从500元/MWh上调至600元/MWh，30%以下档位从500元/MWh湖北2023年9月上调至700元/MWh。《南方区域电力辅助服务管理实施细则》对于广东、广西、云南、贵州、海南五省，负荷率40%-50%档位的补偿价格从66、33、26.4、19.8、49.5元/MWh上调至99、49.5、82.8、81、74.4元/MWh，30%-40%档位的补偿价格从132、66、52.8、39.6、99元/MWh上调至792、396、662.4、648、595.2元/MWh，新增30%以下档位价格分别是1188、594、993.6、972、892.8元/MWh。《福建省电力调峰辅助服务市场交易规则（试行）新增在深度调峰补偿基准下调容量25%-40%档位，报价上限从600元/MWh上调至1000元/MWh。（2022年修订版）》《湖北源网荷储电力调峰辅助服务市场运营规则（征在/M深W度h调上峰调补至偿40基0元准/下M调W0h%，-下5%调档1位0%的-1报5价%档上位限的从报20价0元上/限M从W4h0上0元调/至M3W00h元上/调M至W6h0，0元下/调M5W%h-1，0下%档调位15的%报-2价0%上档限位从的3报00价元上限求意见稿）》从500元/MWh上调至700元/MWh，下调20%以上档位的报价上限从600元/MWh上调至800元/兆瓦时。贵州2023年3月《贵州电力调峰辅助服务市场交易规则》负荷率40%-50%档位报价范围从0-0.06元/kWh上调至0-0.081元/kWh，30%-40%档位报价范围从0.06-0.12元/kWh上调至0.081-0.648元/kWh，30%以下档位报价范围从0.12-0.15元/kWh上调至0.648-0.972元/kWh。新疆2023年4月《新疆电力辅助服务市场运营规则（征求意见稿》新增有偿调峰基准以上档位报价范围为0-0.05元/kWh，将40%以下档位细分为30%-40%、20%-30%和0%-20%。资料来源：各区域能监局，各省级能监办，长江证券研究所%%23%%%%research.95579.com%%02灵活性改造经济性受调峰时长和补偿价格影响火电灵活性改造的收入主要来自于深度调峰市场，与调峰时长表：火电灵活性改造经济性测算参数和补偿价格有关；成本由初始固定投资、煤耗和运维费用增加的可变成本、发电量损失的机会成本构成。参数单位基准值备注当调峰时长不低于250小时，补偿价格不低于0.6元/kWh时，机组额定容量MW600灵活性改造就可以获得10%以上的资本金收益率。初始投资新增调峰能力占比20%通常新增调峰能力占机组额定容量的20%以上。灵活性改造成本元/kW500与技术方案有关，大致分布在300-700之间。调峰补偿基准50%表：火电灵活性改造收益率的敏感性分析运行收入调峰补偿价格元/kWh0.5补偿价格通常在0-1元/kWh之间。运行成本年调峰时长小时250参考《煤电机组灵活性改造典型方案经济性分析研调峰补偿价格（元/kWh）10%究》。调峰容量比例年20小于新增调峰能力占机组额定容量的比例。IRR分析煤电服役年限g/kWh300中电联数据显示，国外煤电机组服役时间普遍超过30年，而我国煤电机组平均服役时间仅为12年。0.30.40.50.60.7平均煤耗g/kWh17超超临界机组负荷从50%下调到40%额定负荷运行，150////2%煤耗增加量元/吨900供电煤耗将增加约14克/千瓦时，从40%降低到元/kWh0.3830%额定负荷运行，供电煤耗将增加20克/千瓦时煤价15左右。燃煤基准电价年参考Wind的动力煤价格指数。投资折旧年限反映深度调峰带来的机会成本（发电量损失），燃煤基准电价分布在0.25-0.50之间。200///4%9%调峰时长250//3%10%16%残值率5%（小时）运维费用率2%300//8%15%22%财务参数资本金比例30%还款期限年15350/3%12%20%28%贷款利率4.2%企业所得税25%资料来源：长江证券研究所资料来源：《煤电机组灵活性改造典型方案经济性分析研究》张延伍等著，《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》袁家海等著，长江证券研究所%%24%%%research.95579.com%%03展望：技术路线多样，市场前景可期%%25%%%%research.95579.com%%03煤电容量电价机制有望加快灵活性改造的推进我国火电利用小时呈逐年下降趋势，同时考虑到上游煤价和上网电价波动的风险，火电企业的盈利稳定性较差，大量火电企业在2021-2022年出现了亏损现象。2023年11月，国家发改委和国家能源局出台了《关于建立煤电容量电价机制的通知》，将煤电机组固定成本确定为330元/千瓦/年，2024-2025年通过容量电价回收的比例为30%-50%，2026年起所有省级电网均不低于50%。容量电价可以增强火电企业的盈利稳定性，充分发挥火电的支撑调节作用，有利于灵活性改造的推进。图：我国火电利用小时呈逐年下降趋势图：煤电容量电价水平（元/千瓦/年）650025060002005500500015045001004000503500300020052007200920112013201520172019202102026年之后2003火电利用小时（小时）2024-2025年煤电转型较快区域煤电转型平稳区域资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：国家发改委，国家能源局，长江证券研究所%%26%%%%research.95579.com%%03各省份煤电深度调峰容量补偿机制陆续出台部分省份出台了深度调峰容量补偿机制，贵州和福建在执行电量补偿的基础上，对负荷率35%以下的可调节容量给予额外容量补偿；甘肃则将电量补偿修改为容量补偿机制，不同档位之间的报价差距进一步拉大。另外，四川省发改委发布了《关于建立煤电机组容量补偿机制的通知（征求意见稿）》，补偿标准为90.3元/千瓦/年（含税）。表：部分省份出台深度调峰容量补偿机制时间省份政策名称运行机制负荷率要求补偿标准2023年3月贵州固定价格，逐年退坡《贵州电力调峰辅助服务市场交35%以下实施第一年深度调峰容量补偿价格暂定为10万元/月，自本文件印发当年起每年补偿标准降至上一年度的80%。易规则》2022年12月甘肃《甘肃省规电则力（辅试助行服）务》市场运营单边竞价、边际出清50%以下非供热季，负荷率在40%-50%区间的报价上限为10元/MW/日，35%-40%区间的报价上限为200元/MW/日，35%以下30%-35%区间的报价上限为350元/MW/日，25%-30%区间的报价上限为600元/MW/日，20%-25%区间的2022年4月福建《福建省电力调峰辅助服务市场单边竞价，边际出清报价上限为800元/MW/日，15%-20%区间的报价上限为1000元/MW/日，10%-15%区间的报价上限为交易规则（试行）（2022年修1200元/MW/日，5%-10%区间的报价上限为1500元/MW/日，0%-5%区间的报价上限为1800元/MW/日。订版）》供热季，负荷率在40%-50%区间的报价上限为300元/MW/日，35%-40%区间的报价上限为500元/MW/日，30%-35%区间的报价上限为700元/MW/日，25%-30%区间的报价上限为1200元/MW/日，20%-25%区间的报价上限为1600元/MW/日，15%-20%区间的报价上限为2000元/MW/日，10%-15%区间的报价上限为2400元/MW/日，5%-10%区间的报价上限为3000元/MW/日，0%-5%区间的报价上限为3600元/MW/日。机组负荷率在30%-35%区间的报价上限为400元/兆瓦/日，25%-30%区间的报价上限为500元/兆瓦/日，20%-25%区间的报价上限为550元/兆瓦/日，15%-20%区间的报价上限600元/兆瓦/日，10%-15%区间的报价上限为650元/兆瓦/日，5%-10%区间的报价上限为800元/兆瓦/日，0%-5%区间的报价上限为950元/兆瓦/日。资料来源：各省级能监办，长江证券研究所%%27%%%research.95579.com%%03煤电容量电费将向工商业用户侧疏导第三监管周期输配电价改革在工商业用户电价结构中新增了系统运行费用，系统运行费用包括辅助服务费用、抽水蓄能容量电费等。煤电容量电费将纳入系统运行费用，由工商业用户按用电量比例分摊，解决了发电侧零和博弈的问题。目前工商业用户电价已包含系统运行费用，我们预计2026年以后煤电容量电费将增加工商业用户电费不超过0.04元/kWh。图：2023年11月代理购电价格中的系统运行费用图：2026年煤电容量电费对工商业电价的影响0.100.0450.0400.080.0350.0300.060.0250.0200.040.0150.0100.020.0050.0000.00工商业用户电费度电增加值（元/kWh）资料来源：国家发改委，国家能源局，国家电网，中电联，长江证券研究所-0.02天津蒙东-0.04上海北京-0.06黑龙江贵州福建山西辽宁蒙西河北河南吉林安徽湖北江苏新疆广西冀北甘肃宁夏云南四川广东海南山东青海浙江重庆湖南陕西江西山西宁夏河南内蒙古陕西吉林贵州黑龙江新疆安徽湖南甘肃重庆山东辽宁江西天津湖北广西河北江苏福建浙江广东上海海南云南四川青海北京抽水蓄能容量电费（元/kWh）其他系统运行费用（元/kWh）资料来源：国家电网，南方电网，长江证券研究所%%28%%%%research.95579.com%%03未来电力现货市场价格将引导机组参与调峰“十四五”以来关于电力现货市场建设的政策加速出台，第一批现货试点中山西、蒙西、甘肃、山东、广东推进较快，具备了转正式运行的条件。随着现货市场运行逐步平稳，未来将通过现货价格引导机组参与电力调峰。图：火电厂在现货市场中提供灵活性的机制表：“十四五”以来电力现货市场相关政策资料来源：《对电力系统灵活性的激励：德国电力市场的作用》，长江证券研究所时间政策名称相关内容%%2023年10月《场关建于设进工一作步的加通快知电》力现货市推动现货市场转正式运行；有序扩大现货市场建设范围；加快区域电力市场建设；持续优化省间交易机制。2023年9月《电力现货市场基本规则（试近期推进省间、省（区、市）/区域市场建设，以省间、省（区、行）》市）/区域市场“统一市场、协同运行”起步；逐步推动省间、省（区、市）/区域市场融合。支持具备条件的现货试点不间断运行，尽快形成长期稳定运行2022年2月《关于加快推进电力现货市场的现货市场。第一批试点地区原则上2022年开展现货市场长周建设工作的通知》期连续试运行，第二批试点地区原则上在2022年6月底前启动现货市场试运行。到2025年，全国统一电力市场体系初步建成，国家市场与省（区、市）/区域市场协同运行，电力中长期、现货、辅助服务2022年1月《关于加快建设全国统一电力市场一体化设计、联合运营，跨省跨区资源市场化配置和绿色市场体系的指导意见》电力交易规模显著提高，有利于新能源、储能等发展的市场交易和价格机制初步形成。体平等竞争、自主选择，电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。根据地方政府意愿和前期工作进展，同时结合各地电力供需形2021年4月《关于进一步做好电力现货市势、网源结构和市场化程度等条件，拟在第一批现货试点基础场建设试点工作的通知》上，选择辽宁省、上海市、江苏省、安徽省、河南省、湖北省作为第二批现货试点。资料来源：国家发改委，国家能源局，长江证券研究所29%%%%research.95579.com%%03预计火电灵活性改造市场规模438-769亿元剔除“十三五”和“十四五”前两年已完成改造的机组以及不具备改造条件的机组，则存量未改造的燃煤机组装机容量约6.3亿千瓦。若新增调节能力占煤电装机容量的15%-20%，热电联产机组约占46%，则灵活性改造市场规模在438-769亿元。表：存量煤电机组灵活性改造市场空间预测项目单位保守情景乐观情景备注根据《全国煤电机组改造升级实施方案》，“十四五”新建机组全部实现灵活性制2020年燃煤机组装机容量万千瓦107,992造，因此只考虑2020年及以前的存量燃煤机组。数据来源于中电联。其中：热电联产机组装机容量万千瓦49,800根据中电联数据，服役时长大于20年的煤电机组占比约9%，具有关停的风险，不作为灵活性改造的对象。2020年可改造燃煤机组占比%91%国网经营区数据。2021-2022年已完成情况。“十三五”已改造燃煤机组装机容量万千瓦16,209“十四五”已改造燃煤机组装机容量万千瓦按照2020年热电联产机组装机容量占比推算。存量未改造燃煤机组装机容量万千瓦18,800按照2020年纯凝机组装机容量占比推算。其中：热电联产机组装机容量万千瓦63,264根据“十四五”规划目标，新增调节能力占灵活性改造装机容量的比例在15%-20%万千瓦29,174之间。纯凝机组装机容量34,090数据来源于《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》。数据来源于《电力系统灵活性提升：技术路径、经济性与政策建议》。新增调节能力占装机容量的比例%15%20%热电联产机组改造成本元/kW300500纯凝机组改造成本元/kW热电联产机组改造市场规模亿元600700纯凝机组改造市场规模亿元合计市场规模亿元131292307477438769资料来源：中电联，国家电网，电力规划设计总院，长江证券研究所%%30%%%research.95579.com%%03灵活性改造技术涉及火电厂内部多个子系统灵活性改造涉及火电厂内部多个子系统，包括锅炉、汽机、燃料供应系统、蒸汽&水循环系统、烟气处理系统、控制和通信系统等。灵活性改造可分为运行灵活性和燃料灵活性，运行灵活性是指提升机组的调峰能力、快速爬坡能力和快速启停能力，热电联产机组则要通过热电解耦来提升运行灵活性；燃料灵活性是指提升燃料的适应性，例如掺烧生物质。图：火电灵活性改造示意图图：火电灵活性改造技术分类资料来源：《考虑多主体博弈的火电机组灵活性改造规划》郭通等著，长江证券研究所资料来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》袁家海等著，长江证券研究所%%31%%%%research.95579.com%%03纯凝机组改造要提升各子系统低负荷运行的适应性对于纯凝机组灵活性改造，在锅炉侧主要是解决低负荷稳燃问题，在汽机侧关注汽机设备适应性，在控制侧提高负荷响应速率和安全运行能力，在环保侧提高SCR入口烟温以满足脱硝要求。以宽负荷脱硝技术为例，各技术路线的改造费用、施工周期、应用效果各不相同，需要根据机组的具体情况进行选择。图：纯凝机组灵活性改造技术路线表：宽负荷脱销技术路线对比资料来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》袁家海等著，长江证券研究所技术路线改造费用施工周期供货周期可提高烟温锅炉效率（万元）（天）（℃）%%省煤器烟气旁高负荷下效率不变，路40040（停机301-2月30低负荷下微降600天）省煤器水侧旁1400路25（停机2-32月10-150.1-0.4%1800周）热水再循环30（停机2-38-9月40效率降低幅度仅与分割省煤器周）温度有关85（停机653-4月30不影但响灵锅活炉性效差率，天）资料来源：《火电机组灵活性改造技术路线研究》刘刚著，长江证券研究所32%%%%research.95579.com%%03供热机组改造通过热电解耦提升供热季调峰能力热电联产机组由于按“以热定电”方式运行导致出力难以降低，灵活性改造的关键是实现热电解耦。汽轮机旁路供热、低压缸零出力技术和高背压改造技术涉及汽轮机本体改造，主要是将高温高压蒸汽的做功份额减小，将其转化为对外供热的热能；电极锅炉、电热固体储热和热水罐储热技术不涉及热电厂设备本体改造，对热电厂正常运行影响较小。表：热电联产机组灵活性改造技术对比技术路线技术原理调峰深度投资成本（万元）运行成本增加10%-15%额定容量调峰空间2000-3000较高汽轮机旁路（部分容量）供一般分为汽轮机高低压旁路联合抽汽供热和低压旁路抽汽供热两种技术方案，联合旁路抽汽是指利用高压旁路将部1000-2000较低热分主蒸汽减温减压后送至高压缸排汽，经锅炉再热器加热后，从低压旁路（中压缸进口）抽汽对外供热；低压旁路增加20%-30%额定容量调峰空间5000-10000最低抽汽是利用低压旁路管道，直接引出部分再热蒸汽对外供热。5000-10000高低压缸零出力增加15%-20%额定容量调峰空间高在调峰期间，切除低压缸全部进汽用于供热，仅通入少量的冷却蒸汽，使低压缸在高真空条件下“空转”，实现低增加30%以上额定容量调峰空间10000-20000较低低压缸高背压循环水供热压缸“零出力”运行，从而降低汽轮发电机组强迫出力水平，增加机组的调峰能力；并且由于排汽全部用于供热，3000-6000电极锅炉供热消除了冷源损失，具有良好的供热经济性。可以实现100%调峰容量在采暖季，将低压缸转子用动静叶片相对较少的高背压低压转子代替，凝汽器高背压运行，对应排汽温度提高到增加20%-30%额定容量调峰空间，取电锅炉固体储热70℃~80℃左右，加热循环水对外供暖；在非采暖季，将原纯凝低压缸转子换回，排汽背压完全恢复至原纯凝工况运行。决于储能容量热水罐储热电极锅炉采用高压三相电极直接在锅炉内的导电盐水中放电发热，使得电能以较高的转换效率转换成热能，然后再通过换热器将炉内的热量传递给热网，具有功率大、可快速平滑调节等优势。利用电锅炉将电能转化为高温固体的热能，并利用高温固体显热存储热能，在需要热能时，将储热体热能转化为热水、水蒸汽等多种用热形式。储热介质一般采用固体金属氧化物等耐高温材料，具有储热温度高，储能密度高，操作安全简便的优势。利用汽轮机抽汽，将热网回水加热至供热温度，存储在大型热水罐中，使机组在用电负荷高而供暖负荷低的白天进行热水储能，夜间用电负荷低而供热负荷高时由储能系统进行供热，在满足供热要求的基础上提高机组运行的灵活度，可以使热电联产机组参与调峰，这也是目前北欧地区普遍采用的热电解耦技术。资料来源：北极星电力网，长江证券研究所%%33%%%research.95579.com%%03快速爬坡改造涉及煤种预处理、制供粉系统优化等为提升机组爬坡速率，通常采用燃烧煤种预处理、优化制供粉系统、新型材料减薄壁厚、优化运行操作过程等方式。在22个试点项目中，仅有2个涉及纯凝机组改造，其余均为供热机组改造，热储能技术（热水+电热储能）占比达到65%。图：火电快速启停/爬坡改造路径图：火电灵活性改造试点项目技术路线情况资料来源：《中国电力系统灵活性的多元提升路径研究》袁家海等著，长江证券研究所高背压改造,5%磨煤机改造,5%低压缸零出力,10%热水储能,35%稳燃脱销改造,15%电热储能,30%资料来源：北极星电力网，长江证券研究所%%34%%%%research.95579.com%%03总结在新能源装机规模快速增长的背景下，提升电力系统调节能力是保障安全运行的关键举措。在各类灵活性电源中，气电运行成本高昂，抽水蓄能建设周期长，新型储能处于初级发展阶段，而火电灵活性改造投资成本较低且挖掘潜力巨大，因此推进火电灵活性改造将成为当前促进新能源消纳的重要手段。与“十三五”相比，“十四五”期间的火电灵活性改造进度明显加快。一方面，国家和地方出台了为新增调峰能力配套新能源的政策，有效调动了发电企业进行灵活性改造的积极性；另一方面，电力市场化改革加速推进，特别是辅助服务市场规则逐步完善，补偿力度持续加大，有助于提升火电灵活性改造的经济性。随着容量电价机制出台，火电企业的盈利稳定性将得到进一步增强，有利于提升火电灵活性改造的积极性。经初步测算，2023年及以后的火电灵活性改造市场空间在438-769亿元，预计该产业链相关上市公司将会受益。%%35%%%%research.95579.com%%风险提示风险提示1、政策风险：火电灵活性改造受到国家和地方政策影响，若未来调峰资源配套新能源比例降低，或相关支持政策未能有效落地，将会影响火电企业改造的积极性。2、市场风险：目前电力调峰辅助服务补偿费用主要在发电侧分摊，随着越来越多的火电厂开展灵活性改造，火电厂获得的调峰收益面临下降风险，从而影响到灵活性改造的经济性。3、技术风险：随着新型储能技术快速发展，火电灵活性改造的优势可能逐步缩小，甚至被新技术反超，因此面临被淘汰的风险。%%36%%%research.95579.com%%更多研究服务，请访问长江研究小程序最新研报专题精选线上会议活动报名长江研究小程序深圳电脑端请访问https://research.95579.com/深圳市福田区中心四路1号嘉里建设广场3期36楼办公地址武汉北京（518048）上海武汉市江汉区淮海路88号长江证券大厦37楼西城区金融街33号通泰大厦15层%%浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场一座29（430015）（100032）层（200122）%%37%%research.95579.com%%分析师声明、评级说明及重要声明分析师声明作者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，独立、客观地出具本报告。分析逻辑基于作者的职业理解，本报告清晰准确地反映了作者的研究观点。作者所得报酬的任何部分不曾与，不与，也不将与本报告中的具体推荐意见或观点而有直接或间接联系，特此声明。评级说明行业评级报告发布日后的12个月内行业股票指数的涨跌幅度相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：看好：相对表现优于同期相关证券市场代表性指数中性：相对表现与同期相关证券市场代表性指数持平看淡：相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数公司评级报告发布日后的12个月内公司的涨跌幅相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅为基准，投资建议的评级标准为：买入：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于10%增持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%～10%之间中性：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在-5%～5%之间减持：相对同期相关证券市场代表性指数涨幅小于-5%无投资评级：由于我们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，致使我们无法给出明确的投资评级。相关证券市场代表性指数说明：A股市场以沪深300指数为基准；新三板市场以三板成指（针对协议转让标的）或三板做市指数（针对做市转让标的）为基准；香港市场以恒生指数为基准。重要声明长江证券股份有限公司具有证券投资咨询业务资格，经营证券业务许可证编号：10060000。本报告仅限中国大陆地区发行，仅供长江证券股份有限公司（以下简称：本公司）的客户使用。本公司不会因接收人收到本报告而视其为客户。本报告的信息均来源于公开资料，本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证，也不保证所包含信息和建议不发生任何变更。本公司已力求报告内容的客观、公正，但文中的观点、结论和建议仅供参考，不包含作者对证券价格涨跌或市场走势的确定性判断。报告中的信息或意见并不构成所述证券的买卖出价或征价，投资者据此做出的任何投资决策与本公司和作者无关。本报告所载的资料、意见及推测仅反映本公司于发布本报告当日的判断，本报告所指的证券或投资标的的价格、价值及投资收入可升可跌，过往表现不应作为日后的表现依据；在不同时期，本公司可以发出其他与本报告所载信息不一致及有不同结论的报告；本报告所反映研究人员的不同观点、见解及分析方法，并不代表本公司或其他附属机构的立场；本公司不保证本报告所含信息保持在最新状态。同时，本公司对本报告所含信息可在不发出通知的情形下做出修改，投资者应当自行关注相应的更新或修改。本公司及作者在自身所知情范围内，与本报告中所评价或推荐的证券不存在法律法规要求披露或采取限制、静默措施的利益冲突。本报告版权仅为本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以任何形式翻版、复制和发布。如引用须注明出处为长江证券研究所，且不得对本报告进行有悖原意的引用、删节和修改。刊载或者转发本证券研究报告或者摘要的，应当注明本报告的发布人和发布日期，提示使用证券研究报告的风险。未经授权刊载或者转发本报告的，本公司将保留向其追究法律责任的权利。%%38%%%%research.95579.com%%THANKS感谢倾听%%39%