请务必阅读末页的免责条款和声明2022年6月30日储能行业之抽水蓄能专题研究报告中信证券研究部新能源汽车组袁健聪/汪浩行业红利，规划加速2核心观点抽水蓄能：目前最成熟且装机量最大的储能技术未来空间：“十四五”装机目标翻倍增长截至2021年底，我国抽水累计装机36.39GW。2025/2030年装机目标62/120GW，累计装机量提升3倍。此前政策协调性和价格激励不足为主要影响因素，当前政策面改善推动抽水蓄能加速发展。产业链：机电设备价值量最大，整体格局集中上游：机电设备占电站总投资的26%，市场集中度高。中游：中国电建为行业龙头。下游：国网新源、南网双调为电网主要运营商。风险因素：规划投资规模落实不及预期；储能配套需求不及预期；电价机制执行不及预期；其他储能技术路径发展超预期。投资建议：建议关注重点环节：抽水蓄能电站设计龙头中国电建等，水轮发电机组供应商东方电气、哈尔滨电气、浙富控股等。目录CONTENTS3抽水蓄能：目前最成熟且装机量最大的储能技术未来空间：预计“十四五”装机目标翻倍增长产业链：机电设备价值量最大，整体格局集中4抽水蓄能：目前最成熟且装机量最大的储能技术原理：电能与水的重力势能之间的相互转换规模：2021年全球新增装机1300MW，占储能装机规模的86.2%对比：优在安全+低成本，劣在地理受限+建设周期长5抽水蓄能：电能与水的重力势能之间的相互转换抽水蓄能工作原理•抽水蓄能电站由上下水库、引水系统、电厂和机组等构成。•在电力负荷低谷时，利用多余电能将下水库中的水抽到上水库储存起来，将电能转化为水的重力势能；在电力负荷高峰时放水发电，将势能转化为电能。资料来源：HydroTasmania抽水蓄能电站示意图宁海抽水蓄能电站三维示意图资料来源：广东省水力发电工程学会6规模：2021年全球新增装机1300MW，占储能装机规模的86.2%资料来源：IRENA（左图），《2021年中国抽水蓄能发展现状与展望》（韩冬，2022；中图），CNESA（右图），中信证券研究部国内外抽水蓄能电站发展现状•2021年，我国已有在运抽水蓄能电站项目40座，装机容量达36.39GW；在建项目48座，装机容量达61.53GW，已建和在建装机规模均为世界第一。从装机区域分布看，目前我国抽水蓄能电站主要分布在华东、南方、华北地区，未来建设重点将在华东、华北和华南地区。•2021年，抽水蓄能新增装机占储能装机规模的86.2%，仍然占据主导地位。另外储能装机规模的12.2%由新型储能贡献，主要包括电池、飞轮、压缩空气等。抽水蓄能电站装机容量（MW）抽水蓄能装机规模占比我国已建/在建抽水蓄能区域情况（万KW）0%5%10%15%20%25%30%0200400600800100012001400中国全球占比86.2%12.2%1.6%抽水蓄能新型储能熔融盐储热7对比：优在安全+低成本，劣在地理受限+建设周期长资料来源：风电头条，中信证券研究部抽水蓄能容量大、安全性高、度电成本低•相对于其他储能技术而言，抽水蓄能的单体项目容量最大，能够担任大规模储能主力，应用于削峰填谷、黑启动等。同时抽水蓄能的单体项目寿命最长，一般在50年以上，较长的寿命摊薄了项目的度电成本。•根据我们模型测算，在初始投资6000元/kW、运营年限50年的基本假设下，辅以折现率7.3%的假设，抽水蓄能的度电成本为0.27元/kWh，是现阶段度电成本最低的储能解决方案。电化学储能机械储能电磁储能抽水蓄能压缩空气飞轮储能超级电容超导储能寿命5-20年>50年>25年20年左右10年左右循环数百万次优点能量密度大、应用灵活容量大、技术成熟、性价比高、寿命长容量大、寿命长功率密度大、寿命长功率密度大响应速度快缺点成本高、安全性问题响应速度慢、建设周期长、选址要求高转换效率低、响应速度慢、选址十分有限容量小、放电时间短容量小、自放电损耗容量小、技术不成熟、成本高应用分布式、削峰填谷、调频削峰填谷、调频、黑启动削峰填谷UPS、调频调频试验性阶段抽水蓄能与其他储能技术特点对比不同储能技术度电成本对比资料来源：何颖源等《储能的度电成本和里程成本分析》（2019），中信证券研究部8未来空间：预计“十四五”装机目标翻倍增长规模：我国抽水累计装机36.39GW空间：2025/2030年装机目标62/120GW，累计装机量提升3倍复盘：此前政策协调性和价格激励不足为主要制约催化：政策面改善推动抽水蓄能加速发展9截至2021年底，我国抽水蓄能装机容量达36.39GW。•根据中电联《中国电力行业年度发展报告》，截至2021年底，我国抽水蓄能装机容量达36.39GW，未达到“十三五”规划的40GW目标。理论上，远期装机规模可达1600GW，实际是否可行尚待观察。•在2020年12月启动的新一轮抽水蓄能中长期规划资源站点普查中，综合考虑地理位置、地形地质、水源条件、水库淹没、环境影响、工程技术条件等因素，共普查筛选出资源站点1500余个，总装机规模达1600GW，目前装机仅为36GW，纳入规划的站点资源总量814GW，未来空间充足。资料来源：CNESA（左图、右图），IRENA（中图），中信证券研究部中国抽水蓄能装机容量与增速2020年我国储能累计装机量分类占比规模：我国抽水累计装机36.39GW中国与全球新增抽水蓄能装机量(GW)0%20%40%60%80%100%120%140%012345672012201320142015201620172018201920202021中国全球占比0%5%10%15%20%25%051015202530354020112012201320142015201620172018201920202021中国装机量（GW）YoY86.3%1.2%11.2%0.7%0.1%0.4%12.5%抽水储能其他锂离子电池铅酸电池液流电池其他102025/2030年装机目标62/120GW，“十四五”规模将达亿千瓦级，装机规模加快。•根据国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》，到2025年投产总规模达62GW+，2030年达～120GW，对应2020-2025年5年CAGR15.4%，料抽水蓄能将迎来快速发展阶段。根据目前选址，“十四五”项目基本已开工，目标完成确定性较强。•按照水电总院、中国水力发电工程学会抽水蓄能行业分会发布的《抽水蓄能产业发展报告2021》报告，预计2022年投产9GW，至2022年底，总装机容量达到45GW。“十四五”期间建设数量超过200个，规模跃升至亿千瓦级。•根据每千瓦造价6000元计算，“十四五”“十五五”投资额分别为1900亿、3480亿元，合2021-2025年平均每年380亿元。•国家电网、南方电网规划2025年投产25GW，2030年投产128GW，高于国家目标。资料来源：国家能源局，中信证券研究部抽水蓄能“十四五”“十五五”装机目标《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》空间：2025/2030年装机目标62/120GW，累计装机量提升3倍•发展规模滞后于电力系统需求•是资源储备与发展需求不匹配•开发与保护协调有待加强•市场化程度不高•2025年：投产62GW以上•2030年：投产20GW左右•2035年：形成抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业•储备项目247个，总装机规模约3.05亿千瓦。•中长期规划布局重点实施项目340个，总装机容量约4.21亿千瓦。•装机规模显著增长：投产32.49GW•技术水平显著提高：机组制造自主化水平明显提高•全产业链体系基本完备发展现状发展目标存在问题规划保证11历史上，抽水蓄能装机规模不及规划，政策协调性不足和价格激励不足是主要制约因素。•根据“十三五”规划，到2020年抽水蓄能装机目标40GW，但截至2020年实际装机量32.49GW，“十二五”规划2015年装机30GW，实际装机量为23.05GW，未完成装机目标。政策协调性：抽水蓄能电站建设周期为6-8年，刚性建设周期下，5年一次的大型规划灵活性不足，抽水蓄能建设与电力系统规划缺乏协调，部分项目等待核准时间拖长，导致实际难以符合规划。价格激励：2014年发改委提出两部制电价，但由于电力辅助服务市场并不完善，受制于抽水效率，电量电价激励不足，实际中两部制电价难以落实，2016和2019年发改委两次发文规定抽水蓄能电站成本不纳入输配电成本，抽蓄成本疏导不畅、利润空间不足，建设速度大幅减慢。资料来源：国家发改委，国家能源局，中信证券研究部发改委633号文《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》复盘：此前政策协调性和价格激励不足为主要影响因素容量电价电量电价•体现提供调峰服务的价值•回收抽水、发电的运行成本•体现提供调频、调压、系统备用和黑启动等辅助服务的价值•回收其他成本并获得合理收益完善容量电价核定机制•电站经营期按40年核定，经营期内资本金内部收益率按6.5%核定。•建立容量电费纳入输配电价回收的机制。政府核定的抽水蓄能容量电价对应的容量电费由电网企业支付，纳入省级电网输配电价回收。以竞争性方式形成电量电价•在电力现货市场运行的地方，抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算。•在电力现货市场尚未运行的地方，抽水蓄能电站抽水电量可由电网企业提供，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行。鼓励委托电网企业通过竞争性招标方式采购，抽水电价按中标电价执行。12政策推动选点规划加快，两部制电价实施方案落地，抽水蓄能利润空间打开。•2022年4月，国家发改委、能源局发布通知，要求各省发改委、能源局按照能核尽核、能开尽开的原则，加快推进2022年抽水蓄能项目核准工作，确保2022年底前核准一批项目，并做好与“十四五”后续年度核准工作的衔接。•2021年4月，国家发改委发布《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》，明确两部制价格机制的执行，容量电费回收的多种途径。此举打开抽水蓄能电站的利润空间，调动了社会资本参与建设的积极性。抽水蓄能相关政策梳理催化：政策面改善推动抽水蓄能加速发展资料来源：国家发改委，国家能源局，北极星储能网，中信证券研究部摘要时间政策内容建设进度2022年4月国家发展改革委、国家能源局部署加快”十四五”时期抽水蓄能项目开发建设按照能核尽核、能开尽开的原则，加快推进2022年抽水蓄能项目核准工作，确保2022年底前核准一批项目，并做好与“十四五”后续年度核准工作的衔接，促进抽水蓄能又好又快大规模高质量发展。建设规划2022年1月“十四五”现代能源体系规划加快推进抽水蓄能电站建设，实施全国新一轮抽水蓄能中长期发展规划，推动已纳入规划、条件成熟的大型抽水蓄能电站开工建设。力争到2025年，抽水蓄能装机容量达到6200万千瓦以上、在建装机容量达到6000万千瓦左右。建设规划2021年9月抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）到2025年，抽水蓄能投产总规模6200万千瓦以上；到2030年，投产总规模1.2亿千瓦左右；到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。价格机制2021年7月国家发展改革委《关于进一步完善抽水蓄能价格形成机制的意见》完善容量电价核定机制。抽水蓄能电站通过容量电价回收抽发运行成本外的其他成本并获得合理收益。以竞争性方式形成电量电价。在电力现货市场运行的地方，抽水蓄能电站抽水电价、上网电价按现货市场价格及规则结算，在电力现货市场尚未运行的地方，抽水电价按燃煤发电基准价的75%执行。建立容量电费纳入输配电价回收的机制。建立相关收益分享机制。收益20%由抽水蓄能电站分享，80%在下一监管周期核定电站容量电价时相应扣减。调峰服务2021年7月国家发展改革委国家能源局《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》鼓励可再生能源发电企业与新增抽水蓄能和储能电站等签订新增消纳能力的协议或合同，明确市场化调峰资源的建设、运营等责任义务。13产业链：机电设备价值量最大，整体格局集中上游：机电设备占电站总投资的26%，市场集中度高中游：中国电建为绝对龙头下游：国网新源、南网双调为电网主要运营商14抽水蓄能产业链包括上游设备商、中游运营商、下游电网系统。机电设备及安装工程约占总投资的26%。•上游：设备包括水泵水轮机和发电电动机组成的水轮发电机组、电气一次设备、电气二次设备和金属结构设备。主要供应机组的公司包括哈尔滨电气、东方电气、浙富控股等。•中游：抽水蓄能电站建设主要采用EPC工程总承包模式。中国电建在规划设计方面的份额占比约90%，承担建设项目份额占比约80%。•下游：下游电网运营主要包括国网新源、南网双调。资料来源：水电水利规划设计总院，各公司公告，中信证券研究部抽水蓄能产业链拆解抽水蓄能电站投资成本构成产业链：机电设备价值量最大，整体格局集中上游：设备制造中游：电站设计建设下游：电网运营水轮发电机组辅助设备、电气设备东方电气、哈尔滨电气、浙富控股国电南瑞、保变电气、中国西电等•中国电建•中国能建•粤水电•安徽建工•国网新源•南网双调25%26%12%14%8%14%建筑工程机电设备及安装工程独立费用建设期利息预备费其他投资15按照机电设备占电站总投资的约26%测算，“十四五”期间抽水蓄能设备市场规模将达到494亿元。•2025年装机目标为62GW，2020-2025年新增装机32GW，按照每千瓦造价6000元，机电设备成本占比约26%计算，“十四五”期间机械设备市场规模将达到494亿元。上游设备中水轮发电机组是核心，哈尔滨电气、东方电气占据主要市场份额，市场集中度高。•依据产量口径统计，2021年水轮发电机组产量最高的是哈尔滨电气，市占率约为47%，东方电气、浙富控股市占率为40%和4%。三家厂商市场份额合计超过90%，市场高度集中。资料来源：《抽水蓄能电站主要机电设备选用配置导则》（2019），各公司年报，机械工业发电设备中心，中信证券研究部抽水蓄能机电设备构成2021年水轮发电机组竞争格局（按产量）上游：机电设备占电站总投资的26%，市场集中度高47%40%4%哈尔滨电气东方电气浙富控股水泵水轮机及其主要附属设备水轮发电机组发电电动机及其主要附属设备电气一次设备电气二次设备水泵水轮机、进水阀、调速系统、压缩空气系统、仪表及监测系统、技术供排水系统直流系统、发电电动机和主变压器继电保护、监控系统尾水事故紧急闸门、进出水口拦污栅、进出水口闸门与启闭机、防汛及泄洪机电设备主变压器、高压电缆、气体绝缘金属封闭开关设备(GS)、机组电压母线设备、静止变频器、厂用电系统、出线场设备金属结构设备发电电动机、励磁系统16中游电站设计建设市场高度集中，竞争格局稳定，中国电建为绝对龙头。•在“十四五”重点实施项目中，中国电建已经承担了85%以上项目的勘测设计工作，目前在国内抽水蓄能规划设计方面的份额占比约90%，承担建设项目份额占比约80%。•中国能建、安徽建工参与区域抽水蓄能工程建设，受益于于行业整体规模扩张。抽水蓄能设计建设竞争格局中国电建抽水蓄能合同额中游：中国电建为无可争议的龙头资料来源：中国电建公司年报，中信证券研究部80%20%项目建设90%10%规划设计中国电建其他96.0045.70202.400.0050.00100.00150.00200.00250.00201920202021合同额（亿元）17下游电网系统市场份额集中。国网新源、南网双调为抽水蓄能电站主要运营商，2021年二者合计占比88%。•2021年国网新源在运电站装机23.41GW，占比64%，南网双调装机8.58GW，占比24%。文山电力拟筹划置入南网双调100%股权，目前证监会已受理，若重组成功，文山电力将实现抽水蓄能业务和储能业务的整体上市。•2021年10月，文山电力发布重大资产置换、发行股份购买资产及募集配套资金交易方案，拟将原有业务相关资产负债与南网双调100%股权的等值部分进行置换，二者同属南方电网。若重组成功，文山电力将成为南网旗下唯一储能上市平台，公司业务由事购售电、发电、电力设计及配售电转变为抽水蓄能、调峰水电和电网侧独立储能业务的开发、投资、建设和运营。资料来源：北极星储能网，中信证券研究部2021年我国抽水蓄能电站格局（按装机量）文山电力股权结构图（括号内为重组后）下游：国网新源、南网双调为电网主要运营商64.33%23.58%12.09%国网新源南网双调其他国务院国资委广东省人民政府中国人寿保险（集团）公司海南省人民政府南方电网公司南方电网调峰调频公司云南电网公司文山电力51%25.57%21.3%2.13%30.66%（4.4%）100%100%（62.56%）资料来源：文山电力公司公告，中信证券研究部18风险因素规划投资规模落实不及预期；储能配套需求不及预期；电价机制执行不及预期；其他储能技术路径发展超预期；相关政策执行力度或进展不及预期。19投资建议•抽水蓄能是目前最成熟且装机量最大的储能技术，具有项目容量大、安全性好、度电成本低等优势。•原有政策匹配性不足、电价机制不清的障碍得到解决，抽水蓄能发展具备良好环境。《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》提出2025年达62GW、2030年达120GW的目标，对应2020-2025年5年CAGR15.4%。抽水蓄能预计将迎来快速发展。•建议关注重点环节：抽水蓄能电站设计龙头中国电建（中信证券建材组覆盖）等，水轮发电机组供应商东方电气（中信证券电新组覆盖）、哈尔滨电气、浙富控股等。感谢您的信任与支持！THANKYOU20汪浩（新能源汽车分析师）执业证书编号：S1010518080005袁健聪（新能源汽车首席分析师）执业证书编号：S1010517080005免责声明21分析师声明主要负责撰写本研究报告全部或部分内容的分析师在此声明：（i）本研究报告所表述的任何观点均精准地反映了上述每位分析师个人对标的证券和发行人的看法；（ii）该分析师所得报酬的任何组成部分无论是在过去、现在及将来均不会直接或间接地与研究报告所表述的具体建议或观点相联系。一般性声明本研究报告由中信证券股份有限公司或其附属机构制作。中信证券股份有限公司及其全球的附属机构、分支机构及联营机构（仅就本研究报告免责条款而言，不含CLSAgroupofcompanies），统称为“中信证券”。本研究报告对于收件人而言属高度机密，只有收件人才能使用。本研究报告并非意图发送、发布给在当地法律或监管规则下不允许向其发送、发布该研究报告的人员。本研究报告仅为参考之用，在任何地区均不应被视为买卖任何证券、金融工具的要约或要约邀请。中信证券并不因收件人收到本报告而视其为中信证券的客户。本报告所包含的观点及建议并未考虑个别客户的特殊状况、目标或需要，不应被视为对特定客户关于特定证券或金融工具的建议或策略。对于本报告中提及的任何证券或金融工具，本报告的收件人须保持自身的独立判断并自行承担投资风险。本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但中信证券不保证其准确性或完整性。中信证券并不对使用本报告或其所包含的内容产生的任何直接或间接损失或与此有关的其他损失承担任何责任。本报告提及的任何证券或金融工具均可能含有重大的风险，可能不易变卖以及不适合所有投资者。本报告所提及的证券或金融工具的价格、价值及收益可跌可升。过往的业绩并不能代表未来的表现。本报告所载的资料、观点及预测均反映了中信证券在最初发布该报告日期当日分析师的判断，可以在不发出通知的情况下做出更改，亦可因使用不同假设和标准、采用不同观点和分析方法而与中信证券其它业务部门、单位或附属机构在制作类似的其他材料时所给出的意见不同或者相反。中信证券并不承担提示本报告的收件人注意该等材料的责任。中信证券通过信息隔离墙控制中信证券内部一个或多个领域的信息向中信证券其他领域、单位、集团及其他附属机构的流动。负责撰写本报告的分析师的薪酬由研究部门管理层和中信证券高级管理层全权决定。分析师的薪酬不是基于中信证券投资银行收入而定，但是，分析师的薪酬可能与投行整体收入有关，其中包括投资银行、销售与交易业务。若中信证券以外的金融机构发送本报告，则由该金融机构为此发送行为承担全部责任。该机构的客户应联系该机构以交易本报告中提及的证券或要求获悉更详细信息。本报告不构成中信证券向发送本报告金融机构之客户提供的投资建议，中信证券以及中信证券的各个高级职员、董事和员工亦不为（前述金融机构之客户）因使用本报告或报告载明的内容产生的直接或间接损失承担任何责任。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（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后6到12个月内的相对市场表现，也即：以报告发布日后的6到12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；香港市场以摩根士丹利中国指数为基准；美国市场以纳斯达克综合指数或标普500指数为基准；韩国市场以科斯达克指数或韩国综合股价指数为基准。股票评级买入相对同期相关证券市场代表性指数涨幅20%以上增持相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于5%～20%之间持有相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～5%之间卖出相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上行业评级强于大市相对同期相关证券市场代表性指数涨幅10%以上中性相对同期相关证券市场代表性指数涨幅介于-10%～10%之间弱于大市相对同期相关证券市场代表性指数跌幅10%以上证券研究报告2022年6月30日免责声明22特别声明在法律许可的情况下，中信证券可能（1）与本研究报告所提到的公司建立或保持顾问、投资银行或证券服务关系，（2）参与或投资本报告所提到的公司的金融交易，及/或持有其证券或其衍生品或进行证券或其衍生品交易。本研究报告涉及具体公司的披露信息，请访问https://research.citicsinfo.com/disclosure。法律主体声明本研究报告在中华人民共和国（香港、澳门、台湾除外）由中信证券股份有限公司（受中国证券监督管理委员会监管，经营证券业务许可证编号：Z20374000）分发。本研究报告由下列机构代表中信证券在相应地区分发：在中国香港由CLSALimited（于中国香港注册成立的有限公司）分发；在中国台湾由CLSecuritiesTaiwanCo.,Ltd.分发；在澳大利亚由CLSAAustraliaPtyLtd.（商业编号：53139992331/金融服务牌照编号：350159）分发；在美国由CLSA（CLSAAmericas,LLC除外）分发；在新加坡由CLSASingaporePteLtd.（公司注册编号：198703750W）分发；在欧洲经济区由CLSAEuropeBV分发；在英国由CLSA（UK）分发；在印度由CLSAIndiaPrivateLimited分发（地址：8/F,DalamalHouse,NarimanPoint,Mumbai400021；电话：+91-22-66505050；传真：+91-22-22840271；公司识别号：U67120MH1994PLC083118）；在印度尼西亚由PTCLSASekuritasIndonesia分发；在日本由CLSASecuritiesJapanCo.,Ltd.分发；在韩国由CLSASecuritiesKoreaLtd.分发；在马来西亚由CLSASecuritiesMalaysiaSdnBhd分发；在菲律宾由CLSAPhilippinesInc.（菲律宾证券交易所及证券投资者保护基金会员）分发；在泰国由CLSASecurities(Thailand)Limited分发。针对不同司法管辖区的声明中国大陆：根据中国证券监督管理委员会核发的经营证券业务许可，中信证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。中国香港：本研究报告由CLSALimited分发。本研究报告在香港仅分发给专业投资者（《证券及期货条例》（香港法例第571章）及其下颁布的任何规则界定的），不得分发给零售投资者。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，CLSA客户应联系CLSALimited的罗鼎，电话：+85226007233。美国：本研究报告由中信证券制作。本研究报告在美国由CLSA（CLSAAmericas,LLC除外）仅向符合美国《1934年证券交易法》下15a-6规则界定且CLSAAmericas,LLC提供服务的“主要美国机构投资者”分发。对身在美国的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所述任何观点的背书。任何从中信证券与CLSA获得本研究报告的接收者如果希望在美国交易本报告中提及的任何证券应当联系CLSAAmericas,LLC（在美国证券交易委员会注册的经纪交易商），以及CLSA的附属公司。新加坡：本研究报告在新加坡由CLSASingaporePteLtd.，仅向（新加坡《财务顾问规例》界定的）“机构投资者、认可投资者及专业投资者”分发。就分析或报告引起的或与分析或报告有关的任何事宜，新加坡的报告收件人应联系CLSASingaporePteLtd，地址：80RafflesPlace,#18-01,UOBPlaza1,Singapore048624，电话：+6564167888。因您作为机构投资者、认可投资者或专业投资者的身份，就CLSASingaporePteLtd.可能向您提供的任何财务顾问服务，CLSASingaporePteLtd豁免遵守《财务顾问法》（第110章）、《财务顾问规例》以及其下的相关通知和指引（CLSA业务条款的新加坡附件中证券交易服务C部分所披露）的某些要求。MCI（P）085/11/2021。加拿大：本研究报告由中信证券制作。对身在加拿大的任何人士发送本研究报告将不被视为对本报告中所评论的证券进行交易的建议或对本报告中所载任何观点的背书。英国：本研究报告归属于营销文件，其不是按照旨在提升研究报告独立性的法律要件而撰写，亦不受任何禁止在投资研究报告发布前进行交易的限制。本研究报告在英国由CLSA（UK）分发，且针对由相应本地监管规定所界定的在投资方面具有专业经验的人士。涉及到的任何投资活动仅针对此类人士。若您不具备投资的专业经验，请勿依赖本研究报告。欧洲经济区：本研究报告由荷兰金融市场管理局授权并管理的CLSAEuropeBV分发。澳大利亚：CLSAAustraliaPtyLtd(“CAPL”)(商业编号：53139992331/金融服务牌照编号：350159)受澳大利亚证券与投资委员会监管，且为澳大利亚证券交易所及CHI-X的市场参与主体。本研究报告在澳大利亚由CAPL仅向“批发客户”发布及分发。本研究报告未考虑收件人的具体投资目标、财务状况或特定需求。未经CAPL事先书面同意，本研究报告的收件人不得将其分发给任何第三方。本段所称的“批发客户”适用于《公司法（2001）》第761G条的规定。CAPL研究覆盖范围包括研究部门管理层不时认为与投资者相关的ASXAllOrdinaries指数成分股、离岸市场上市证券、未上市发行人及投资产品。CAPL寻求覆盖各个行业中与其国内及国际投资者相关的公司。印度：CLSAIndiaPrivateLimited，成立于1994年11月，为全球机构投资者、养老基金和企业提供股票经纪服务（印度证券交易委员会注册编号：INZ000001735）、研究服务（印度证券交易委员会注册编号：INH000001113）和商人银行服务（印度证券交易委员会注册编号：INM000010619）。CLSA及其关联方可能持有标的公司的债务。此外，CLSA及其关联方在过去12个月内可能已从标的公司收取了非投资银行服务和/或非证券相关服务的报酬。如需了解CLSAIndia“关联方”的更多详情，请联系Compliance-India@clsa.com。未经中信证券事先书面授权，任何人不得以任何目的复制、发送或销售本报告。中信证券2022版权所有。保留一切权利。