证券研究报告行投资建议：2023年12月23日业上次建议：报强于大市（维持）强于大市告电力设备│行相对大盘走势业专电改背景下储能经济性提升潜力有多大？电力设备沪深300题20%研国内储能项目经济性差，以及由此引发的供给端价格战、格局分散、需求究端依赖政策强制的持续性等问题或是市场最主要的担忧。我们认为，建设0%成本的大幅下降、容量补偿在更多地区的推广、现货交易能力提升带来的-20%调用次数提高等多重边际改善形成的合力，或已将独立储能项目全投资IRR-40%2023/42023/82023/12的预期，由23年初的0.59%-2.62%提升至24年的5.69%。2022/12➢电改加速推进，储能多元收益雏形已形成23年9月以来，国家发改委、能源局持续推动电力现货市场加速建设；23作者年11月国家出台煤电容量电价政策，我们认为后续容量政策有望覆盖更多分析师：贺朝晖发电侧主体和包括新型储能在内的灵活性资源提供者；23年8-9月，山东执业证书编号：S0590521100002省和广东省接连发布政策推动独立储能同时参与电力现货和辅助服务市邮箱：hezh@glsc.com.cn场；量变积聚质变，国内容量租赁+现货市场+辅助服务+容量补偿的独立储分析师：梁丰铄能多元收益模式逐渐建立。执业证书编号：S0590523040002➢电量价值的改善长期更重要邮箱：liangfs@glsc.com.cn电量价值主要通过电力现货市场实现，参考海外经验，对储能长期经济性改善是最重要的因素。现货价差的扩大受风光发电占比提升、充电桩渗透率提升、报价上下限的要求放宽等影响，存在改善预期，但仍是需要随电改推进逐渐积聚的长期变化。而年度调用次数有望随电价预测能力提升和交易经验的积累在较短期内有明显提升，由200次/年提升至240次/年，在0.3元/kWh套利价差不变的情况下可推动项目IRR由4.2%提升至5.3%。➢容量价值的改善短期更容易容量价值通过容量租赁和容量补偿两方面共同实现，我们预计对新能源电站收取的租金价格随着未来储能项目进一步降本而下降，不过随着锂价的逐渐触底，降幅空间或有限；容量补偿目前仅少数地区储能项目可享有，无补偿地区的从0到1推广对当地储能具备初步的经济性有较大的提升，而成熟地区的补偿价格提升亦有望在短期增厚储能项目收益。➢对优质并网点的争夺及更长期的降本预期支撑储能超前建设储能项目的位置对项目利用率有较大影响，我们认为对于有限优质并网点的争夺部分解释了当前储能业主和设备厂商大范围“跑马圈地”，进行超前建设的情况。由于储能电池的寿命预期约为光伏设备的一半，考虑到在10年左右的第一批电池生命周期结束后，在原站址换装价格显著下降后的新电池继续参与彼时更成熟的电力市场交易，则在20年生命周期的尺度考虑储能项目的经济性或将大幅提升。➢投资建议我们看好交易难度提升对于行业集中度的优化，以及格局相对较优的PCS和温控环节；建议关注低估值龙头阳光电源；产品快速迭代，客户持续拓展的PCS龙头上能电气；格局较优，客户黏性较强的温控厂商同飞股份、高澜股份；在手订单充足，受益海外电网更新周期的金盘科技；布局上游锂资源回收，打造储能一体化闭环具备成本优势，海外优质订单丰富的南都电源；持续获得海外优质订单，资金压力边际大幅改善的科陆电子。风险提示：1）测算过程包含较多假设条件，存在假设不当影响测算结果的风险；2）电改政策落地不及预期；3）储能降本不及预期。相关报告1、《电力设备：风光消纳难题下氢电解槽潜力有多大？》2023.12.172、《电力设备：全球首台四代核电商运意义重大》2023.12.101请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业专题研究正文目录1.电改加速推进，储能盈利预期向好....................................32.类比海外的多元市场化收益雏形建立..................................43.多重边际改善下的收益率敏感性分析..................................63.1电量价值的改善长期更重要....................................63.2容量价值的改善短期更容易....................................73.3降本的落地打造储能经济性基础................................94.投资建议：关注交易难度提升下的行业集中度提升.....................115.风险提示........................................................12图表目录图表1：我国储能日等效充放电次数仍较低...............................3图表2：储能利用率较低的情况是全国普遍的.............................3图表3：国内各地区电力现货市场试运行时间表...........................4图表4：容量补偿机制有望向发电侧主体和新型储能扩散....................4图表5：英国大储22年8月-23年7月运行模式...........................5图表6：加州大储2021-2022年运行模式.................................5图表7：英国大型储能2023年月度收入情况..............................5图表8：美国加州电池储能平均收入情况.................................5图表9：我国独立储能电站收益来源.....................................6图表10：英国2023年日前电力批发市场价差.............................7图表11：聚类分析结果下山东日前价格（元/MWh）........................7图表12：基于现货价差和年调用次数的独立储能IRR敏感性分析（纵轴单位：元/kWh；横轴单位：次）.................................................7图表13：储能相关容量电价及容量补偿政策梳理..........................8图表14：基于容量补偿价格和租赁价格的独立储能IRR敏感性分析（单位：元/kW/年）.................................................................8图表15：国内储能电芯价格大幅下降....................................9图表16：国内储能EPC及系统采购中标价明显下降........................9图表17：独立储能IRR测算关键假设条件变化情况.......................10图表18：独立储能IRR测算结果变化...................................10图表19：储能项目的位置对调度率有较大影响...........................11图表20：加州每小时平均的日前电池投标和节点价格.....................12图表21：加州每小时平均的实时电池投标和节点价格.....................12图表22：Fluence投标软件可提升储能项目收益..........................122请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业专题研究1.电改加速推进，储能盈利预期向好低储能利用率是我国储能项目经济性弱的主要原因。根据中电联披露的《电化学储能电站行业统计数据》，2023年上半年我国电化学储能电站平均日等效充放电次数仅为0.58次，相当于每年仅能完成约212次满功率充放电循环；独立储能和新能源配储电站日等效充放电次数仅为0.3-0.4次左右，并且除江苏和广东储能项目利用率较高以外，绝大多数省份的储能项目日充放次数均在全国平均水平以下。我国储能项目“建而不用”的现象依然普遍且较严重，项目价值较难体现。图表1：我国储能日等效充放电次数仍较低图表2：储能利用率较低的情况是全国普遍的20222023H1以2h系统估算的日充放次数0.90.820.81.40.71.20.61.20.61.00.50.40.80.960.40.36全国平均0.580.310.60.220.3新能源配储0.20.40.420.420.30.10.20.00.0用户侧储能独立储能江苏广东甘肃宁夏青海资料来源：中电联，国联证券研究所资料来源：中电联，国联证券研究所电力现货和容量电价相关政策的出台加速电改进程，储能项目的盈利预期有望向好。23年9月，国家发展改革委、国家能源局正式印发我国首个国家级电力现货市场交易规则，提出稳妥有序推动新能源参与电力市场，推动分布式发电、负荷聚合商、储能和虚拟电厂等新型经营主体参与交易。23年10月，国家发改委、能源局发布《关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》，针对不同的电力交易市场给出了各自的试运行结算时间；提出加强现货交易与辅助服务衔接，现货市场连续运行地区，调频辅助服务费用可向用户侧疏导；探索建立容量补偿机制。3请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业专题研究图表3：国内各地区电力现货市场试运行时间表资料来源：国家发改委、国家能源局、各政府官网，国联证券研究所电力市场化加速推进后，容量政策有望覆盖更多发电侧主体和灵活性资源提供者。23年11月，国家发改委、国家能源局发布《关于建立煤电容量电价机制的通知》，本次通知明确煤电容量电价机制适用于合规在运的公用煤电机组，也提到“电力现货市场连续运行的地方，可参考本通知明确的煤电容量电价机制，研究建立适应当地电力市场运行情况的发电侧容量电价机制”。依据国家能源局数据，2023H1全国各电力交易中心累计组织完成市场化交易电量为26501亿千瓦时，占全社会用电量比重为61.5%，目前煤电机组电价实现100%市场化，提供容量补偿先决条件。随着各类机组进入市场化比例提升，我们认为发电侧主体（风电、光伏）+灵活性资源提供者（电化学储能、压缩空气储能、其他新型储能等）均有望获取容量收益。图表4：容量补偿机制有望向发电侧主体和新型储能扩散资料来源：国家发改委、国家能源局、各政府官网，国联证券研究所2.类比海外的多元市场化收益雏形建立4请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业专题研究全球各地区大型储能系统典型运行模式趋同。英国、美国加州及澳洲的大型储能系统，基本呈现出类似的充放电策略，即以相对较少的一部分容量响应实时发生、短期波动性大、但在较长时间周期上呈现出较稳定需求的调频等辅助服务调度；满足电能量调峰需求占用储能系统的多数容量，各地均以每天“一充一放”到“两充两放”的运行模式为主。图表5：英国大储22年8月-23年7月运行模式图表6：加州大储2021-2022年运行模式资料来源：ModoEnergy，国联证券研究所资料来源：CAISO，国联证券研究所丰富的市场化收益模式、更大的价差、特殊环境下的超额收益，构成海外储能项目较好的经济效益来源。海外储能项目普遍同时通过电能量交易、调频、备用等模式获得市场化收益；而国内项目同时参与现货交易和辅助服务的机制仍在完善过程中，大量收益来源于容量租赁等市场化程度较低的模式；此外，海外项目在极端天气等特殊情况下，由于高度市场化机制，有望获得丰厚超额收益。图表7：英国大型储能2023年月度收入情况图表8：美国加州电池储能平均收入情况资料来源：ModoEnergy，国联证券研究所资料来源：CAISO，国联证券研究所目前国内储能项目实际参与的收益模式仍较单调。我国独立储能电站在获取容量租赁以及部分地区可获得的容量补偿收益后，对于电力现货和辅助服务市场往往只能选择其中一种参加；根据此前山东省电力现货市场规则，独立储能项目虽然可参与调频辅助市场，但是提供调频辅助服务的独立储能设施不参与电能量市场出清。5请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业专题研究图表9：我国独立储能电站收益来源资料来源：国联证券研究所整理量变积聚质变，独立储能多元收益模式逐渐建立。2023年8月，山东省发布的《山东电力爬坡辅助服务市场交易规则(征求意见稿)》指出，独立储能可提供爬坡辅助服务，并且爬坡辅助服务市场交易组织时间和出清流程与现货市场实时电能量市场相同，与实时电能量市场联合出清。2023年9月，广东省发布的《广东省独立储能参与电能量市场交易细则（试行）》指出，在起步阶段独立储能分时参与现货电能量市场和辅助服务市场，具备条件后推动独立储能同时参与现货电能量市场和辅助服务市场。3.多重边际改善下的收益率敏感性分析3.1电量价值的改善长期更重要山东电力现货市场“峰谷特性”较明显，但仍明显小于海外。根据山东电力市场2022.9.1-2023.8.31连续一年的日前价格数据的聚类分析结果，价格曲线形状可大体分为“单峰单谷类”、“双峰双谷类”、“平滑类”3类，占比分别为32.05%/37.26%/30.68%；年均曲线基本呈现“单峰单谷”形状，每两小时有序最大峰谷差为356.81元/MWh。海外可套利价差明显高于国内，英国23年9月平均价差约合0.69元/kWh；美国现货报价上限约合7.28元/kWh，国内普遍为1.5元/kWh以下。6请务必阅读报告末页的重要声明图表10：英国2023年日前电力批发市场价差行业报告│行业专题研究图表11：聚类分析结果下山东日前价格（元/MWh）资料来源：ModoEnergy，国联证券研究所资料来源：兰木达电力现货，国联证券研究所年度调用次数的影响和价差的扩大同样重要，且可能更容易边际改善。现货价差的扩大受发电侧风光发电量占比提升、用电侧充电桩渗透率提升、报价上下限的政策要求放宽等影响，存在改善预期，但仍是需要随电改推进逐渐积聚的长期变化。而年度调用次数的提升对储能项目IRR经济性的影响同样较大，且有望随电价预测能力提升和交易经验的积累在较短期内有明显提升；参考山东聚类分析结果下的价格曲线分布，刨除占比30.68%的“平滑类”曲线，理论上年内剩余253天均可进行至少一次满充满放操作，而23H1国内独立储能平均等效调用次数仅为约131天/年。图表12：基于现货价差和年调用次数的独立储能IRR敏感性分析（纵轴单位：元/kWh；横轴单位：次）1201401601802002202402602803001.4%0.10-0.4%-0.2%0.0%0.2%0.4%0.6%0.8%1.0%1.2%2.8%4.2%0.150.2%0.5%0.8%1.1%1.4%1.7%1.9%2.2%2.5%5.6%6.9%0.200.8%1.2%1.6%1.9%2.3%2.7%3.1%3.5%3.8%8.2%0.251.4%1.8%2.3%2.8%3.3%3.7%4.2%4.7%5.1%9.5%0.301.9%2.5%3.1%3.7%4.2%4.8%5.3%5.9%6.4%10.8%0.352.5%3.2%3.8%4.5%5.1%5.8%6.4%7.0%7.6%12.1%0.403.1%3.8%4.6%5.3%6.0%6.8%7.5%8.2%8.9%0.453.7%4.5%5.3%6.1%6.9%7.7%8.5%9.3%10.0%0.504.2%5.1%6.0%6.9%7.8%8.7%9.5%10.4%11.2%资料来源：国联证券研究所测算在基础假设条件下，我们测算当前国内独立储能全投资IRR为4.2%；若价差扩大至0.35元/kWh，且每年全功率调用260次，IRR可达7%。我们根据11月国内储能项目EPC中标价假设项目初始投资成本为1.4元/Wh，每年充放200次，每次套利价差0.3元/kWh；容量租赁价格参考23年各发电集团招标结果，假设为220元/kW/年，租赁比例为90%，容量补偿参考山东运行情况假设为60元/kW/年。3.2容量价值的改善短期更容易储能获得容量补偿存在价格提升和覆盖面提高的可能。目前国内4个省区已明7请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业专题研究确给予储能容量补偿或容量电价政策，其中根据山东实际运行结果，我们估算可获得补偿收益约合68元/kW/年；按照储能EPC成本1.4元/Wh，2.8元/W估算，参考煤电机组政策，给予10年期回收30%-50%固定成本，对应的容量电价应为84-140元/kW/年，存在提升空间。图表13：储能相关容量电价及容量补偿政策梳理机组类型地区补偿标准资金来源其他发电侧电源企业按放电量补偿上限0.35元/kWh，纳入示范项目的电网侧独立储能电站享用户侧受容量补偿，发电侧储能不享受内蒙古补偿期10年；约合105元/kW/年纳入输配电价回收容量补偿存在分时峰谷系数(满充放150次)纳入系统运行费独立储能按其额定容量参与调峰容量市山东按实际运行情况约合68元/kW/年用，由工商业分摊场交易调峰容量市场交易，申报和补偿24-25年逐年递减20%新型储能甘肃标准上限为0.3元/(kW·日)；按研究建立容量补偿机制，补偿标准根据350天约合105元/kW/年机组投资建设成本及市场运行情况进行测算；后续研究建立容量市场机制新疆按放电量0.2元/kWh；约合60元按照资本金内部收益率（6.5%）对电站/kW/年(满充放150次)经营期内年度净现金流进行折现，以实现整个经营期现金流收支平衡为目标，广东核定电站容量电价抽水蓄能290-722元/kW/年全国成本基准330元/kW/年，按30%-煤电50%系数对应100-165元/kW/年资料来源：国家发改委，北极星储能网，储能网，国联证券研究所容量租赁价格随电芯降本下降。2023年至今，我们统计到国家能源集团、中核集团、大唐集团、浙能集团、中节能集团、金开新能等集团及下属单位共发布储能容量租赁项目10个，总规模230.5MW/461MWh，租赁时长在6个月至3年；中标价区间为0.102-0.160元/Wh/年，平均中标价约0.114元/Wh/年，按照2h储能系统换算单位约为228元/kW/年，较2022年底300元/kW/年左右的租金明显下降。图表14：基于容量补偿价格和租赁价格的独立储能IRR敏感性分析（单位：元/kW/年）1001201401601802002202402602803.2%4.0%0-3.9%-2.9%-2.0%-1.1%-0.2%0.7%1.5%2.3%4.0%4.8%4.9%5.7%20-2.8%-1.9%-1.0%-0.1%0.8%1.6%2.4%3.2%5.8%6.5%6.6%7.3%40-1.8%-0.9%0.0%0.9%1.7%2.5%3.3%4.1%7.4%8.1%8.2%8.9%60-0.8%0.1%1.0%1.8%2.6%3.4%4.2%5.0%9.0%9.7%9.8%10.5%800.2%1.1%1.9%2.7%3.5%4.3%5.1%5.8%1001.1%2.0%2.8%3.6%4.4%5.2%5.9%6.7%1202.1%2.9%3.7%4.5%5.2%6.0%6.8%7.5%1403.0%3.8%4.6%5.3%6.1%6.8%7.6%8.3%1603.9%4.6%5.4%6.2%6.9%7.7%8.4%9.1%资料来源：国联证券研究所测算8请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业专题研究预计容量租金稳中有降，容量补偿价格有望提升，容量补偿覆盖地区的扩大可释放较大弹性。我们认为对新能源电站收取的租金价格随着未来储能项目进一步降本而下降，不过随着锂价的逐渐触底，降幅空间或有限。容量补偿目前仅少数地区储能项目可享有，无补偿地区的从0到1推广对当地储能具备初步的经济性有较大的提升，而成熟地区的补偿价格提升亦有望在短期增厚储能项目收益。3.3降本的落地打造储能经济性基础电芯降本推动储能项目初始投资成本明显下降。据SMM，280Ah储能电芯价格由2023年年初的0.97元/Wh下降至23年12月的0.47元/Wh，推动2h储能EPC中标均价由1.9元/Wh下降至1.4元/Wh，我们认为随着锂价的进一步传导，EPC价格或将在2024年落至1.3元/Wh。图表15：国内储能电芯价格大幅下降图表16：国内储能EPC及系统采购中标价明显下降方形磷酸铁锂动力电芯（元/Wh）储能系统采购中标均价（元/Wh）储能EPC中标均价（元/Wh）1.2方形磷酸铁锂280Ah储能电芯（元/Wh）12.52.12.11.82.11.91.81.81.81.91.81.90.821.51.61.61.61.51.51.41.61.41.41.50.60.410.20.502021-01-0402021-03-042021-05-042021-07-042021-09-042021-11-042022-01-042022-03-042022-05-042022-07-042022-09-042022-11-042023-01-042023-03-042023-05-042023-07-042023-09-042023-11-04资料来源：SMM，国联证券研究所资料来源：储能头条、储能与电力市场，国联证券研究所应重视多重边际变化对储能项目经济性改善形成的合力。初始投资成本的显著回落、充放次数的提升、容量补偿从0到1的激励，我们认为有望推动对2024年商业模式相对成熟地区的独立储能全投资IRR预期提升至5.69%，较2023年年初的水平有望明显改善。9请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业专题研究图表17：独立储能IRR测算关键假设条件变化情况图表18：独立储能IRR测算结果变化6%2023年初2023年底2024预期5%EPC造价1.91.41.34%（元/Wh）容量租赁价格3%5.69%（元/kW/年）2%现货交易满充放3002202001%4.21%次数（次/年）容量补偿价格0.59%2.62%（元/kW/年）0%2002002400/606060资料来源：国联证券研究所资料来源：国联证券研究所测算储能项目的位置对项目利用率有较大影响，对优质并网点的争夺导致了“跑马圈地”般的储能超前建设。英国电池储能项目分散在14个电网供应点（GridSupplyPoint，GSP）集群中，由于项目位置不同，GSP响应平衡机制（BalancingMechanism）辅助服务的调度率存在较明显的差异。调度率高的GSP往往靠近关键输电线路、大型风电站以及容易产生电网约束的区域。对于储能项目而言，可获得更高收益的优质并网点是有限的，我们认为对于优质并网点的争夺部分解释了当前储能业主和设备厂商大范围“跑马圈地”，进行超前建设的情况。由于储能电池的寿命预期约为光伏设备的一半，考虑到在10年左右的第一批电池生命周期结束后，在原站址换装价格显著下降后的新电池继续参与彼时更成熟的电力市场交易，则在20年生命周期的尺度考虑储能项目的经济性或将大幅改善。10请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业专题研究图表19：储能项目的位置对调度率有较大影响资料来源：ModoEnergy，国联证券研究所4.投资建议：关注交易难度提升下的行业集中度提升储能参与现货市场的方式一般有“报量报价”与“报量不报价”两种方式。“报量报价”方式下，储能需自主决策充放电的量价曲线，一般3-10段不等；“报量不报价”方式下，需申报运行日96点（每15min一段）的自调度曲线。“报量报价”可主动参与实时市场，“报量不报价”可理解为仅参与日前市场，不可参与实时市场（当前山东市场的模式）。参与实时市场有望获得更高收益，但需要具备更精准的价格预测能力、更精细的策略制定能力，同时对设备运行性能的了解程度要求更高。随着电力交易市场的进一步发展，“报量报价”模式下的交易难度或将进一步提升。当前国内储能普遍以“报量不报价”的模式参与现货市场，而根据海外经验以及近期国内各地的政策方向，我们认为“报量报价”的模式或将是未来主流。“报量报价”的模式下，储能需要在预期的电价低点投标较高的充电价格（买入），并在预期的电价高点投标较低的放电价格（卖出）；对于机会成本的考量，以及与市场其他参与者之间的博弈使得交易难度进一步提升。11请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业专题研究图表20：加州每小时平均的日前电池投标和节点价格图表21：加州每小时平均的实时电池投标和节点价格资料来源：CAISO，国联证券研究所资料来源：CAISO，国联证券研究所基于算法的交易能力或将进一步拉大储能集成商之间的差距。当前多数集成商均可提供配套硬件使用的储能电站运维软件，其主要功能体现在对电站状态的识别和监控，差异性体现在监控的细化程度（如对单颗电芯状态的性能评估、热失控特征的提前识别等）。下一阶段的竞争或将体现在通过对电价的预测，自动执行收益最大化的运行控制策略。届时各厂商产品差别或将体现得更为直观，提前在海外市场经历过市场化交易沉淀，以及在运项目体量更大的厂商的竞争优势或将更加明显。图表22：Fluence投标软件可提升储能项目收益资料来源：Fluence，国联证券研究所我们看好头部集成商的份额提升，以及格局相对较优的PCS和温控环节；建议关注低估值龙头阳光电源；产品快速迭代，客户持续拓展的PCS龙头上能电气；格局较优，客户黏性较强的温控厂商同飞股份、高澜股份；在手订单充足，受益海外电网更新周期的金盘科技；布局上游锂资源回收，打造储能一体化闭环具备成本优势，海外优质订单丰富的南都电源；持续获得海外优质订单，资金压力边际大幅改善的科陆电子。5.风险提示1）测算过程包含较多假设条件，存在假设不当影响测算结果的风险；2）电改政策落地不及预期；12请务必阅读报告末页的重要声明行业报告│行业专题研究3）储能降本不及预期。13请务必阅读报告末页的重要声明分析师声明本报告署名分析师在此声明：我们具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格或相当的专业胜任能力，本报告所表述的所有观点均准确地反映了我们对标的证券和发行人的个人看法。我们所得报酬的任何部分不曾与，不与，也将不会与本报告中的具体投资建议或观点有直接或间接联系。评级说明投资建议的评级标准评级说明报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级买入相对同期相关证券市场代表指数涨幅20%以上（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12个股票评级增持相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于5%~20%之间月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12持有相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%~5%之间个月内的公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅作为基准。其中：A股市场以沪深300卖出相对同期相关证券市场代表指数跌幅10%以上指数为基准，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；香港强于大市相对同期相关证券市场代表指数涨幅10%以上市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达行业评级中性相对同期相关证券市场代表指数涨幅介于-10%~10%之间克综合指数或标普500指数为基准；韩国市场以柯斯达弱于大市相对同期相关证券市场代表指数跌幅10%以上克指数或韩国综合股价指数为基准。一般声明除非另有规定，本报告中的所有材料版权均属国联证券股份有限公司（已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）及其附属机构（以下统称“国联证券”）。未经国联证券事先书面授权，不得以任何方式修改、发送或者复制本报告及其所包含的材料、内容。所有本报告中使用的商标、服务标识及标记均为国联证券的商标、服务标识及标记。本报告是机密的，仅供我们的客户使用，国联证券不因收件人收到本报告而视其为国联证券的客户。本报告中的信息均来源于我们认为可靠的已公开资料，但国联证券对这些信息的准确性及完整性不作任何保证。本报告中的信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，国联证券及/或其关联人员均不承担任何法律责任。本报告所载的意见、评估及预测仅为本报告出具日的观点和判断。该等意见、评估及预测无需通知即可随时更改。过往的表现亦不应作为日后表现的预示和担保。在不同时期，国联证券可能会发出与本报告所载意见、评估及预测不一致的研究报告。国联证券的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。国联证券没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。国联证券的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。特别声明在法律许可的情况下，国联证券可能会持有本报告中提及公司所发行的证券并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行、财务顾问和金融产品等各种金融服务。因此，投资者应当考虑到国联证券及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突，投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一参考依据。版权声明未经国联证券事先书面许可，任何机构或个人不得以任何形式翻版、复制、转载、刊登和引用。否则由此造成的一切不良后果及法律责任有私自翻版、复制、转载、刊登和引用者承担。联系我们上海：上海市浦东新区世纪大道1198号世纪汇二座25楼北京：北京市东城区安定门外大街208号中粮置地广场A塔4楼深圳：广东省深圳市福田区益田路6009号新世界中心大厦45楼无锡：江苏省无锡市金融一街8号国联金融大厦12楼电话：0510-8518758314请务必阅读报告末页的重要声明