分析师及联系人[Table_Author]●张韦华●司旗●宋尚骞●于倩(8621)61118722(8621)61118722(8621)61118722(8621)61118722zhangwh1@cjsc.com.cnsiqi1@cjsc.com.cnsongsq@cjsc.com.cnyuqian3@cjsc.com.cn执业证书编号：执业证书编号：执业证书编号：执业证书编号：S0490517080003S0490520120001S0490520110001S0490520080024请阅读最后评级说明和重要声明13654请阅读最后评级说明和重要声明2/25[Table_Title1]公用事业[Table_Invest]报告日期2021-11-26行业研究深度报告评级看好｜维持行业内重点公司推荐公司代码公司名称投资评级600483福能股份买入600905三峡能源买入600011华能国际买入601985中国核电买入600900长江电力买入600025华能水电买入[Table_PicQuote]市场表现对比图(近12个月)资料来源：Wind相关研究•《省间电力现货交易规则发布，新能源再迎政策利好》2021-11-24•《江苏政策赋予风光市场选择权，运营侧资产收益进可攻退可守》2021-11-22•《格拉斯哥气候大会落幕，国际碳减排共识得到强化》2021-11-22[Table_Title]拥抱“碳中和”系列：轻风拂海，时至运来[Table_Summary]⚫“双碳”时代，海上风电空间广阔“碳中和”的时代号召下，清洁能源走向舞台中央。在“碳中和”的远景规划下，我国能源行业正在经历一轮“供给清洁化，需求低碳化”的转型，未来的能源发展方向势必将明确以绿色低碳作为首要目标。与陆上风电相比，海上风电靠近负荷中心，便于就地消纳，且沿海地区充足的海上风电项目资源储备，也保障了海上风电的发展空间。2021年“两会”上，国家已经将沿海省份海上风电基地的建设规划纳入到“十四五”的总体建设目标之中。《“十四五”规划和2035年远景目标》中提出建设大型清洁能源基地，其中包括广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。在国家和地方层面政策护航之下，“十四五”海上风电将保持滚动开发态势，清洁能源运营商有望迎来确定性成长。⚫海上风电成本高在哪？当前在建或刚投产的海风项目来看，整体的单位千瓦造价仍然处于较高水平，2019年我国海风风电造价3012美元/千瓦，按照当年平均汇率6.9折算的人民币造价仍高达20783元/千瓦。海上风电造价高昂的原因在于：与陆上风电机组不同，海上环境气候恶劣、水文条件复杂、空气湿度大，盐雾腐蚀严重，对电气设备的要求更为严苛，海上风电机组成本也相应提升；虽然我国部分整机厂商已具备大容量海上机组的研制能力，但如主轴承、电控系统等海上风电关键零部件仍依赖进口，核心技术的相对匮乏使得海上风电成本高于陆上风电；海上风电施工作业面包含陆上区域和海上区域，作业范围广、协调难度大、施工窗口期短，且海上风电的施工装备存在较大市场缺口，装备数量和技术能力不足，使得施工建设费用居高不下。⚫海上风电平价上网还有多远？基于海上风电单位造价、利用小时等核心假设和4.5%的融资成本，可以建立海上风电项目收益率测算模型。根据测算，福建省受益于风能资源禀赋，广东省受益于较高的煤电基准电价，两省有望率先实现海上风电平价上网，浙江省和江苏省要想实现海上风电平价上网，必须进一步压降成本，需要产业链中上游协同降费。此外，在随着近年新能源风电补贴的逐步退坡和陆上风电、光伏项目脱离国家补贴，以及国家相关政策向绿证、绿电和CCER等“市场化补贴”方式引导，在当前“双碳”目标的要求下，低碳能源的价值有望得到凸显，“市场化补贴”预计将使得海上风电平价条件明显放宽。⚫风机价格骤降，看好海风平价机遇近期新招标海上风电机组报价显著下降，沿海省份海上风电项目的整体造价水平有望得到明显降低，随着海上风电规模效益的进一步体现，整体造价有望延续下降趋势。考虑海上风电平价渐近，推荐全国性布局且资源储备丰富的三峡能源，以及沿海地区参与海上风电开发的省属能源平台福能股份、中闽能源、粤电力A和浙江新能等。[Table_Risk]风险提示：1.成本造价下降不及预期风险；2.项目建设进度不及预期风险。-19%-6%7%20%33%46%2020-112021-22021-52021-82021-11公用事业沪深300指数请阅读最后评级说明和重要声明3/25行业研究丨深度报告目录引言：江苏竞配启动，拉开海风平价帷幕.....................................................................................5“双碳”时代，海上风电空间广阔....................................................................................................7陆风瓶颈显现，海风资源丰富........................................................................................................................7靠近负荷中心，便于就地消纳........................................................................................................................9政策规划加码，海风开发提速......................................................................................................................10海上风电成本高在哪？...............................................................................................................13成本快速下降，价格仍处高位......................................................................................................................13拆分结构，探海风高成本根源......................................................................................................................14海上风电平价上网还有多远？....................................................................................................16海上风电平价曲线：闵粤有望率先平价.......................................................................................................16融资成本优化下平价门槛稍有放宽...............................................................................................................19额外收益有望显著放宽造价约束..................................................................................................................20风机价格骤降，看好海风平价机遇.............................................................................................23图表目录图1：政策并网时点明晰，行业加速抢装趋势明确......................................................................................................5图2：不同情景下我国能源消费结构预期.....................................................................................................................7图3：2008-2020年风电装机规模及增速（单位：万千瓦）........................................................................................7图4：2008-2020年风电装机容量及发电量占比..........................................................................................................7图5：近海风功率密度分布图.......................................................................................................................................8图6：“十三五”期间我国陆上风电及海上风电装机规模增速.........................................................................................9图7：2014-2020年陆上风电和海上风电装机规模（单位：万千瓦）.........................................................................9图8：2020年末装机与实际可装机量对比（单位：亿千瓦）......................................................................................9图9：“西电东送”工程示意图......................................................................................................................................10图10：2017年至今云南省市场化交易电价...............................................................................................................10图11：2021年东部沿海6个省份和直辖市非水可再生能源消纳考核.......................................................................10图12：“十四五”大型清洁能源基地布局.....................................................................................................................11图13：海上风电平均建设成本情况（单位：美元/千瓦，2020年物价水平）...........................................................13图14：陆上风电成本构成..........................................................................................................................................15图15：海上风电成本构成..........................................................................................................................................15图16：2019年海上风电单位造价（元/千瓦）..........................................................................................................16图17：各省海上风电利用小时区间............................................................................................................................16图18：7%资本金IRR目标下的电价边界（单位：元/千瓦，小时）.........................................................................17图19：各省份海上风电平价边界...............................................................................................................................18图20：主要新能源运营商综合资金成本....................................................................................................................19请阅读最后评级说明和重要声明4/25行业研究丨深度报告图21：绿证核发及交易机制......................................................................................................................................20图22：CCER项目开发流程......................................................................................................................................20图23：绿电需求提升有望形成价格支撑....................................................................................................................21图24：7%收益率要求下的平价上网造价边界水平变化（单位：元/千瓦）...............................................................22图25：海风整体造价有望明显下降（单位：元/千瓦）..............................................................................................23表1：沿海地区海上风电发展规划情况......................................................................................................................11表2：不同国别的海风造价对比和下降情况（单位：单位：美元/千瓦，2020年物价水平）....................................13表3：三峡能源募投海风项目情况..............................................................................................................................14表4：海上风电与陆上风电机组特点对比...................................................................................................................14表5：海上风电与陆上风电运维特点对比...................................................................................................................15表6：海上风电与陆上风电施工特点对比...................................................................................................................15表7：各省不同造价与利用小时下的海上风电资本金收益率测算（造价单位：元/千瓦）.........................................16表8：不同融资成本下的平价边界条件（8%资本金IRR）对应的单位造价（单位：元/千瓦）................................19表9：海上风电资本金收益率矩阵（单位：元/千瓦，小时）.....................................................................................23表10：主要上市公司海上风电装机情况（单位：万千瓦）.......................................................................................24请阅读最后评级说明和重要声明5/25行业研究丨深度报告引言：江苏竞配启动，拉开海风平价帷幕近年来，随着风电光伏成本的持续下降，国家对于风电光伏的电价政策也在持续发生变化。海上风电也由标杆电价改为了指导价，再到各省价格主管部门制定，再到部分省份开始进行平价上网竞争配置。➢《国家发展改革委关于完善风电上网电价政策的通知》（发改价格〔2019〕882号）中提出，对2018年底前已核准的海上风电项目，如在2021年底前全部机组完成并网的，执行核准时的上网电价；2022年及以后全部机组完成并网的，执行并网年份的指导价。2019年符合规划、纳入财政补贴年度规模管理的新核准近海风电指导价调整为每千瓦时0.8元，2020年调整为每千瓦时0.75元。新核准近海风电项目通过竞争方式确定的上网电价，不得高于上述指导价。➢《国家发展改革委关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》（发改价格〔2021〕833号）明确，2021年起新核准（备案）海上风电项目、光热发电项目上网电价由当地省级价格主管部门制定，具备条件的可通过竞争性配置方式形成。图1：政策并网时点明晰，行业加速抢装趋势明确资料来源：国家发改委，长江证券研究所国家政策明确后，广东省率先行动，制定出台了《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》，方案中明确：2022年起，省财政对省管海域未能享受国家补贴的项目进行投资补贴，项目并网价格执行我省燃煤发电基准价（平价），推动项目开发由补贴向平价平稳过渡。其中：补贴范围为2018年底前已完成核准、在2022年至2024年全容量并网的省管海域项目，对2025年起并网的项目不再补贴；补贴标准为2022年、2023年、2024年全容量并网项目每千瓦分别补贴1500元、1000元、500元。广东省的海风补贴使得当时“省补”接棒“国补”预期增强，但广东的政策主要适用于2018年前已核准的项目，对新增项目并不适用。11月4日，江苏省发改委印发《江苏省2021年度海上风电项目竞争性配置工作细则》，文件明确提出江苏海上风电竞争性配置电价执行当地燃煤发电基准价，标志着海上风电平价的帷幕正式拉开。海上风电核准时间2018年之前2019年2020年2021年0.80元/千瓦时0.75元/千瓦时0.85元/千瓦时并网年份指导价2021年底前投产2021年底后投产当地政府制定指导价指导价请阅读最后评级说明和重要声明6/25行业研究丨深度报告沿海不同省份的资源禀赋差异较大，平价上网是否真正具备广泛的可行性？实现平价的难点主要在哪些方面？哪些地区具备更好的平价条件？这些问题是我们亟需研究和探索的问题。请阅读最后评级说明和重要声明7/25行业研究丨深度报告“双碳”时代，海上风电空间广阔“碳中和”的时代号召下，清洁能源走向舞台中央。在“碳中和”的远景规划下，我国能源行业正在经历一轮“供给清洁化，需求低碳化”的转型，未来的能源发展方向势必将明确以绿色低碳作为首要目标。图2：不同情景下我国能源消费结构预期资料来源：国家统计局，长江证券研究所风电获得长足发展，供给占比持续提升。我国风电行业发展最早可以追溯至1986年山东荣成的马兰风电场，此后至今的35年时间里行业经历了多个阶段，其中尤其是2008年以后的大规模发展阶段，基于风电上网标杆电价政策和《可再生能源法》，行业整体迎来了长足发展：截至2020年，我国风电装机规模达到2.82亿千瓦，同比新增7148万千瓦，同比增长34.03%，占全社会发电总装机的12.79%；2020年，风电发电量达到4665亿千瓦时，同比增长15.10%，占全社会总发电量的6.29%。图3：2008-2020年风电装机规模及增速（单位：万千瓦）图4：2008-2020年风电装机容量及发电量占比资料来源：Wind，长江证券研究所资料来源：Wind，长江证券研究所陆风瓶颈显现，海风资源丰富行业发展瓶颈显现，风电增长重心迁移海上。经历了超过10年的风能资源积极挖掘后，目前在我国风力资源较为丰富的“三北”地区风电运营商项目资源的竞争已经日益激烈，陆上风电开发逐步进入一个资源“瓶颈期”。除了自身的资源瓶颈外，国土保护、环保审批等诸多原因也同样困扰着陆上风电的进一步发展，行业发展的目光开始向海上转移。17.418.418.918.418.418.417.017.017.04.05.88.411.011.011.012.512.512.59.412.015.920.021.022.025.026.528.069.263.856.850.649.648.645.544.042.50%10%20%30%40%50%60%70%80%90%100%201020152020完成目标略超目标快速推进完成目标略超目标快速推进原油天然气非化石能源原煤2025E2030E><><><><0%20%40%60%80%100%120%140%05,00010,00015,00020,00025,00030,0002008200920102011201220132014201520162017201820192020风电装机容量同比0%2%4%6%8%10%12%14%2008200920102011201220132014201520162017201820192020风电装机占比风电电量占比请阅读最后评级说明和重要声明8/25行业研究丨深度报告根据数据观测显示，我国近海70米高度年平均风速分布各有不同，浙江中部至广东东部近海海域年平均风速达8米/秒以上，其中台湾海峡中部达9米/秒以上；江苏近海和渤海西部风速为6.5米/秒至7.5米/秒；而广东西部、海南岛西部和广西近海也都在6.0米/秒至7.5米/秒之间。图5：近海风功率密度分布图资料来源：《中国风能资源的详查和评估》（中国气象局风能太阳能资源评估中心），长江证券研究所从近些年的产业发展趋势来看，海上风电持续保持较快增长：“十三五”期间，全国海上风电装机复合增速高达74.29%，显著领先于陆上风电同期16.36%的增长水平。请阅读最后评级说明和重要声明9/25行业研究丨深度报告图6：“十三五”期间我国陆上风电及海上风电装机规模增速资料来源：Wind，IRENA，长江证券研究所从资源潜力方面来看，我国陆上3级及以上风能技术开发量（70m高度）在26亿kW以上，现有技术条件下实际可装机容量可以达到10亿kW以上；在水深不超过50m的近海海域，风电实际可装机容量约为5亿kW1。根据国家能源局2021年四季度网上新闻发布会，到2021年9月底，全国风电累计装机2.97亿千瓦，其中陆上风电累计装机2.84亿千瓦、海上风电累计装机1319万千瓦。已开发的陆风占实际可装机容量的比例约为28.40%，而已开发的海风装机仅占近海可装机容量的2.64%，如果考虑远海地区则海风发展空间还将再上一个台阶。图7：2014-2020年陆上风电和海上风电装机规模（单位：万千瓦）图8：2020年末装机与实际可装机量对比（单位：亿千瓦）资料来源：Wind，IRENA，长江证券研究所资料来源：国家能源局，《中国中长期风电发展路线图》，长江证券研究所靠近负荷中心，便于就地消纳资源禀赋与需求负荷的错配，一直是能源供应的难题。长期以来，我国始终面临着自然资源禀赋和经济活动发展存在地理分布错配的现实挑战，例如北方地区和西部地区的煤炭资源占全国总量超过70%、西南地区的水能资源占据全国总量超过80%、绝大部分陆地风能和太阳能也聚集在西北部地区等，而经济更具活力的东部沿海6个省份和直辖市的负荷需求占据接近40%，能源基地大多远离负荷中心达到1000-2000公里以上。为了解决这一问题，自2000年开始我国持续大力建设“西电东送”工程，2020年南方区域西电东送电量便高达2305亿千瓦时。1《中国中长期风电发展路线图》，作者王仲颖，赵勇强，时璟丽。0%20%40%60%80%100%120%140%160%180%20162017201820192020海上风电陆上风电5614827945959389912,77414,71616,08817,96720,41227,254050001000015000200002500030000201520162017201820192020海上风电陆上风电0.135.002.8410.00024681012现有海风近海实际可装机量现有陆风陆风实际可装机量请阅读最后评级说明和重要声明10/25行业研究丨深度报告图9：“西电东送”工程示意图资料来源：星球研究所，长江证券研究所资源供给临近负荷中心，就地消纳促成最优解。相较于其他电源而言，海上风电最为显著的优点便在于其难得地满足了资源供给与负荷需求的地理匹配。随着我国西部地区产业升级和经济发展，“西电东送”工程中的部分送电省份近年来已经出现电力紧缺的情况，例如云南省紧张的供需环境已经直观地反应在省内市场化交易电价中枢上，侧面表明以“西电东送”的形式满足东部地区的经济活力和用电需求已经开始面临持续性问题。同时，“西电东送”工程中的送电电源仍以火电、水电为主，而目前全国各省、直辖市均有严格的可再生能源电力消纳和非水电可再生能源消纳考核机制，考虑到东部沿海地区土地资源稀缺，因此就地建设输电距离短、不占用土地、适合大规模开发的海上风电便成为东部沿海地区提升非水可再生能源消纳责任权重的自然选择。图10：2017年至今云南省市场化交易电价图11：2021年东部沿海6个省份和直辖市非水可再生能源消纳考核资料来源：昆明电力交易中心，长江证券研究所资料来源：国家发改委、能源局，长江证券研究所政策规划加码，海风开发提速0.100.120.140.160.180.200.220.240.261月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月202120202019201820170%2%4%6%8%10%12%14%0%5%10%15%广东江苏浙江福建上海山东20182019202020212022全国平均（2021）请阅读最后评级说明和重要声明11/25行业研究丨深度报告2021年“两会”上，国家已经将沿海省份海上风电基地的建设规划纳入到“十四五”的总体建设目标之中。在《“十四五”规划和2035年远景目标》中，文件特别提出需要推进现代能源体系建设工程，其中大型清洁能源基地包括建设广东、福建、浙江、江苏、山东等海上风电基地。在国家和地方层面政策护航之下，“十四五”海上风电将保持滚动开发态势，清洁能源运营商有望迎来确定性成长。图12：“十四五”大型清洁能源基地布局资料来源：新华社，长江证券研究所截至目前，东部沿海6个省份和直辖市中，已有浙江省、江苏省、广东省、山东省明确出台“十四五”期间海上风电发展规划目标；目前上海市和福建省尚未明确出台“十四五”海上风电发展规划，未来相关政策或有望加速推出。表1：沿海地区海上风电发展规划情况省市时间文件主要内容浙江省2021年2月《浙江省能源发展“十四五”规划》到2025年，力争全省风电装机容量达到630万千瓦，其中海上风电500万千瓦2021年5月《浙江省重大建设项目“十四五”规划》围绕打造若干百万千瓦级海上风电基地目标，有序发展海上风电，重点推进浙能嘉兴1号、华电玉环1号等项目。到2025年，海上风电装机达到400万千瓦2021年6月《浙江省循环经济发展“十四五”规划》科学推进海上风电布局建设，打造若干个百万千瓦级海上风电基地，探索海上风电制氢、深远海碳封存、海上能源岛等新技术、新模式2021年6月《浙江省可再生能源发展“十四五”规划》“十四五”期间，全省海上风电力争新增装机容量450万千瓦以上，累计装机容量达到500万千瓦以上江苏省2021年1月《江苏省“十四五”可再生能源发展专项规划（征求意见稿》）到2025年，江苏省风电新增约1100万千瓦.新增投资约1200亿元，其中海上风电新增约800万千瓦，新增投资约1000亿元2021年2月《江苏省国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》有序推进海上风电集中连片、规模化开发和可持续发展，加快建设陆上风电平价项目，打造国家级海上千万千瓦级风电基地2021年8月《江苏省“十四五”制造业高质量发展规划》落实碳达峰碳中和发展要求，以高端化、智能化、清洁化为方向，大力发展特高压设备、智能安全电网设备、绿色高效新能源装备等，支持建设光伏、海上风电等清洁能源基地，打造综合实力国际领先的新型电力和新能源装备集群广东省2021年4月《广东省国民经济和社会发展第十四个五年规划和加快实施海上风电领跑工程，争取至2035年累计投产海上风电1500万千瓦请阅读最后评级说明和重要声明12/25行业研究丨深度报告2035年远景目标纲要》2021年6月《促进海上风电有序开发和相关产业可持续发展的实施方案》到2021年底，全省海上风电累计建成投产装机容量达到400万千瓦；到2025年底，力争达到1800万千瓦，在全国率先实现平价并网。到2025年，全省海上风电整机制造年产能达到900台（套），基本建成集装备研发制造、工程设计、施工安装、运营维护于一体的具有国际竞争力的风电全产业链体系2021年10月《广东省生态文明建设“十四五”规划》完善海上风电产业链，加快建设粤西海上风电高端装备制造基地、粤东海上风电运维和整机组装基地，支持潮汐能、波浪能、海流能、海洋生物质能、海水制氢等示范工程。到2025年，全省建成海上风电装机容量约1800万千瓦山东省2021年6月《关于促进全省可再生能源高质量发展的意见》加快开发建设海上风电基地，编制实施《山东海上风电发展规划（2021-2030年）》，研究出台支持海上风电发展的配套政策，2021年建成投运两个海上风电试点项目，实现我省海上风电“零突破”。“十四五”期间，我省海上风电争取启动1000万千瓦2021年8月《山东省能源发展“十四五”规划》建成半岛南首批海上风电与海洋牧场融合发展试点示范项目,打造千万千瓦级海上风电基地.2021年9月《山东省“十四五”制造强省建设规划》到2025年，海上风电产业链产值达到500亿元。上海市2021年1月《上海市国民经济和社会发展第十四个五年规划和二〇三五年远景目标纲要》分行业、分领域实施光伏专项工程，稳步推进海上风电开发，到2025年本地可再生能源占全社会用电量比重提高到8%左右2021年7月《上海市2021年节能减排和应对气候变化重点工作安排》积极发展海上风电，持续扩大光伏发电规模，年内新增海上风电装机24万千瓦，光伏装机30万千瓦。加大市外水电、风电、光伏等非化石能源消纳力度。确保非化石能源占一次能源消费比重稳步提高。2021年8月《上海市生态环境保护“十四五”规划》进一步发展太阳能、风电、氢能等非化石能源，非化石能源占一次能源消费比重完成国家下达目标。加快开发建设奉贤、南汇、金山海上风电基地，探索建设深远海海上风电，推进陆上风电建设，进一步扩大风电装机规模资料来源：各地方政府部门官方网站，长江证券研究所请阅读最后评级说明和重要声明13/25行业研究丨深度报告海上风电成本高在哪？成本快速下降，价格仍处高位2007年，我国首个海上风电试验机组在绥中油田正式建设，采用1台金风科技1.5MW风电机组进行试验示范，标志着我国海上风电发展取得实质性突破。该项目受规模小、离岸距离远、前沿科技成本高等因素影响，单位造价达26667元/kW。经过产业规模的发展，全球海上风电成本明显下降，欧洲整体从2010年的4713美元/千瓦下降到了2020年的3394美元/千瓦，中国的海风造价下降更为明显，从2010年的4476美元/千瓦下降到了2020年的2968美元/千瓦。图13：海上风电平均建设成本情况（单位：美元/千瓦，2020年物价水平）资料来源：IRENA，长江证券研究所表2：不同国别的海风造价对比和下降情况（单位：单位：美元/千瓦，2020年物价水平）国家或地区201020195th百分点加权平均95th百分点5th百分点加权平均95th百分点亚洲287745175058270730014675其中：中国28104476497226912968欧洲355547136504269633945840其中：比利时611361136113325434223741丹麦330333033303296329632963请阅读最后评级说明和重要声明14/25行业研究丨深度报告德国650465046504352341434336英国407845884895455245524552资料来源：IRENA，长江证券研究所从当前在建或刚投产的海风项目来看，整体的单位千瓦造价仍然处于较高水平，2020年的2968美元/千瓦按照当年平均汇率7.02折算，对应的人民币造价仍高达20835元/千瓦。以三峡能源上市募投的海风项目来看，相关项目分布在江苏、广东、福建、山东等地区，其中除了江苏地区成本相对较低以外，山东、广东地区海风造价在17000-19000元/千瓦，福建地区海风造价超过23000元/千瓦。表3：三峡能源募投海风项目情况项目地区装机（万千瓦）动态投资（万元）单位投资（元/千瓦）项目投资IRR资本金IRR（税后）阳西沙扒海上风电广东30541,98217,9177.5%（税后）12.40%阳西沙扒二期海上风电广东40761,84018,9756.6%（税后）9.06%昌邑市海洋牧场与三峡海上风电山东30.03512,78117,0767.72%（税后）11.44%漳浦六鳌海上风电场D区福建40.2926,42823,0457.25%（税后）12.00%长乐外海海上风电场A区福建30705,20623,5077.04%（税后）11.53%江苏如东H6海上风电江苏40556,60813,91511.27%（税前）16.09%江苏如东H10海上风电江苏40563,39414,08512.53%（税前）19.95%资料来源：Wind，长江证券研究所拆分结构，探海风高成本根源风机成本更高：从陆上风电和海上风电的成本构成中，我们发现风电机组是风电工程成本的主要构成部分，风电机组选型的好坏对项目收益率也起着关键作用。海上风电机组的设计要求与陆上风电机组有很大不同，海上环境气候恶劣、水文条件复杂、空气湿度大，盐雾腐蚀严重，因此对电气设备的要求更为严苛，成本也相应提升。表4：海上风电与陆上风电机组特点对比风电类型设计要求风电机组可靠性设计主流机型容量风电机组成本基础成本工程成本陆上风电防雷较高2-4MW约3400元/千瓦50-150万元6000-8000元/千瓦海上风电密封性好，防盐雾、海水腐蚀，防雷，抗台风等非常高4-6MW约7000元/千瓦1000-2000万元15000-20000元/千瓦资料来源：《海上风电与陆上风电差异性分析（上）》（崔东岭，摆念宗），长江证券研究所运维、安装等成本高于陆风：2005年，我国发布了《关于风电建设管理有关要求的通知》，规定风电设备国产化率要达到70%以上，这一政策扶持我国风电整机厂商快速成长，陆上风电国产化率达95%；而后于2009年取消了“70%以上”这一限制，使外资企业进入，通过市场竞争进一步推动我国风电整机制造能力提升。与陆上风电相比，我国海上风电起步较晚，同时与陆上风电呈现出不同的产业格局，故无法完全复制陆风的发展经验。我国海上风电关键零部件依赖进口。虽然我国部分整机厂商已具备大容量海上机组的研制能力，但如主轴承、电控系统等仍依赖进口，核心技术的相对匮乏使得海上风电成本高于陆上风电。另一方面，海上风电的本质是“风电+海洋工程”，技术难度更大。请阅读最后评级说明和重要声明15/25行业研究丨深度报告陆上风电70%的成本来自机组，而海上风电的机组成本只占32%，主要是海上环境复杂，防腐维护要求更高，且海底电缆、桩基和吊装等都需借鉴海洋工程技术加以支撑，这使得安装、运维等成本大幅增加。图14：陆上风电成本构成图15：海上风电成本构成资料来源：《后疫情时代我国海上风电发展对策探究》（刘超），长江证券研究所资料来源：《后疫情时代我国海上风电发展对策探究》（刘超），长江证券研究所表5：海上风电与陆上风电运维特点对比风电类型风电机组故障率天气影响情况作业窗口期交通工具、大部件更换装备防腐工作运维成本陆上风电低一般长车辆、吊车无特殊要求较低海上风电高非常大短直升机、运维船等、吊装船要求高高资料来源：《海上风电与陆上风电差异性分析（下）》（崔东岭，摆念宗），长江证券研究所此外，施工能力的不足也使得海上风电施工建设费用居高不下：目前国内装备市场已完全能够满足陆上风电的建设要求，陆上风电一般采用大型车辆运输叶片、塔筒等设备，在机位点就地完成各部分的安装。海上风电的施工建设与陆上风电不同，施工作业面包含陆上区域和海上区域，作业范围广、协调难度大。受天气因素影响，海上风电的施工窗口期较短。随着海上风电的发展，施工装备存在较大市场缺口，装备数量和技术能力不足。表6：海上风电与陆上风电施工特点对比风电类型天气影响情况作业面施工窗口期集电线路类型升压站类型吊装设备陆上风电一般陆上长架空线或直埋电缆陆上升压站汽车吊、履带吊海上风电非常大陆上和海上短海底电缆海上升压站起重船（浮吊）资料来源：《海上风电与陆上风电差异性分析（下）》（崔东岭，摆念宗），长江证券研究所传动系统风电叶片塔筒电力设施安装工程场地设施工程管理勘察设计预备支出管理费用传动系统风电叶片塔筒电力设施安装工程场地设施工程管理勘察设计海上桩基预备支出管理费用保险费用除役费用请阅读最后评级说明和重要声明16/25行业研究丨深度报告海上风电平价上网还有多远？海上风电平价上网是未来的趋势，但是目前在运和在建项目的高额造价使得海上风电项目仍然对电价补贴存在较强的依赖性，因此量化测算海上风电项目平价上网所对应的造价和利用小时要求，是评估各省海上风电实现平价上网难易程度的重要参考。2019年的海上风电造价仍处于较高水平，其中平均造价相对较低的江苏省也高于14500元/千瓦；各省海上风电利用小时也存在较大差异，其中福建省优势明显。图16：2019年海上风电单位造价（元/千瓦）图17：各省海上风电利用小时区间资料来源：《"十四五"中国海上风电发展关键问题》（时智勇等），长江证券研究所资料来源：《"十四五"中国海上风电发展关键问题》（时智勇等），长江证券研究所海上风电平价曲线：闵粤有望率先平价基于海上风电单位造价、利用小时等核心假设和4.5%的融资成本，可以建立海上风电项目收益率测算模型，对标各省煤电基准电价可以得到平价项目的收益率。其中根据已投产项目运营情况，预计各省份海上风电实际利用小时能够高于《"十四五"中国海上风电发展关键问题》中给出的区间上限，因此考虑更宽的利用小时变动区间。表7：各省不同造价与利用小时下的海上风电资本金收益率测算（造价单位：元/千瓦）省份单位造价利用小时100001100012000130001400015000160001700018000福建350012.02%9.40%7.12%5.22%3.55%2.01%0.59%-0.74%-2.05%375014.34%11.48%9.03%7.00%5.25%3.69%2.25%0.92%-0.34%400016.88%13.80%11.20%9.03%7.17%5.54%4.09%2.74%1.48%425019.19%15.86%13.07%10.75%8.76%7.03%5.50%4.13%2.85%450021.49%17.91%14.92%12.43%10.30%8.47%6.85%5.42%4.13%省份单位造价利用小时100001100012000130001400015000160001700018000广东25006.30%4.22%2.18%0.42%-1.23%-2.82%-4.30%-5.70%-7.02%27508.94%6.62%4.52%2.73%1.09%-0.42%-1.89%-3.29%-4.61%300011.69%9.12%6.88%5.01%3.36%1.84%0.43%-0.90%-2.21%325014.40%11.58%9.15%7.14%5.40%3.86%2.43%1.11%-0.14%350016.97%13.84%11.19%8.99%7.11%5.47%4.01%2.65%1.39%省份单位造价利用小时1000011000120001300014000150001600017000180001750016500155001500014500185001750016500165001650013000140001500016000170001800019000福建广东浙江上海江苏350028002500280026004000300030002800200025003000350040004500福建上海江苏广东浙江请阅读最后评级说明和重要声明17/25行业研究丨深度报告浙江25004.07%2.08%0.04%-1.77%-3.48%-5.06%-6.56%-7.98%-9.35%27506.51%4.41%2.36%0.60%-1.04%-2.63%-4.12%-5.52%-6.85%30009.07%6.76%4.68%2.89%1.27%-0.24%-1.69%-3.06%-4.34%325011.56%9.02%6.80%4.95%3.30%1.79%0.38%-0.96%-2.25%350013.84%11.03%8.62%6.62%4.89%3.34%1.91%0.57%-0.68%省份单位造价利用小时100001100012000130001400015000160001700018000江苏25002.54%0.61%-1.50%-3.35%-5.05%-6.65%-8.16%-9.63%-11.07%27504.94%2.91%0.88%-0.89%-2.60%-4.19%-5.68%-7.09%-8.45%30007.38%5.23%3.20%1.44%-0.18%-1.73%-3.19%-4.54%-5.82%32509.74%7.39%5.28%3.49%1.87%0.36%-1.07%-2.44%-3.72%350011.84%9.24%6.97%5.08%3.41%1.88%0.46%-0.87%-2.19%资料来源：Wind，长江证券研究所从另一角度出发，基于构建的模型我们可以通过“规划求解”等方式倒推得到在某个利用小时和单位造价的组合下，为了获得一定的必要收益率所需要的电价水平。在7%的资本金收益率要求和4.5%的融资成本下，暂不考虑CCER、绿证和绿电交易的潜在额外收益，结合各省海上风能禀赋决定的利用小时区间，可以倒推得到不同利用小时和单位造价的组合下的必要电价边界。位于必要电价变价右上侧的项目，对应造价与利用小时下的海上风电项目能够实现平价上网。图18：7%资本金IRR目标下的电价边界（单位：元/千瓦，小时）资料来源：Wind，长江证券研究所100000.33180.32080.31040.30470.29530.28620.28220.27400.26610.26350.2562110000.36070.34880.33760.33130.32110.31150.30680.29800.28950.28640.2786120000.39150.37880.36680.35970.34880.33840.33320.32370.31460.31090.3026130000.42130.40780.39500.38720.37560.36450.35860.34850.33890.33470.3258140000.45110.43680.42320.41460.40230.39060.38410.37340.36320.35840.3490150000.48100.46580.45150.44210.42910.41670.40950.39820.38750.38210.3722160000.51080.49480.47970.46960.45590.44280.43500.42310.41180.40580.3954100000.46490.44460.42870.41410.40100.38550.37450.36080.35160.33940.3318110000.50520.48340.46600.45020.43580.41910.40700.39230.38220.36900.3607120000.54840.52490.50600.48870.47300.45510.44180.42600.41490.40080.3915130000.59010.56510.54470.52600.50900.48990.47550.45860.44650.43150.4213140000.63190.60530.58330.56330.54500.52470.50920.49130.47820.46220.4511150000.67370.64540.62200.60060.58100.55950.54290.52390.50980.49290.4810160000.71540.68560.66070.63790.61700.59430.57660.55650.54140.52360.5108100000.46490.44460.42870.41410.40100.38550.37450.36080.35160.33940.3318110000.50520.48340.46600.45020.43580.41910.40700.39230.38220.36900.3607120000.54840.52490.50600.48870.47300.45510.44180.42600.41490.40080.3915130000.59010.56510.54470.52600.50900.48990.47550.45860.44650.43150.4213140000.63190.60530.58330.56330.54500.52470.50920.49130.47820.46220.4511150000.67370.64540.62200.60060.58100.55950.54290.52390.50980.49290.4810160000.71540.68560.66070.63790.61700.59430.57660.55650.54140.52360.51083500利用小时单位造价2500260027002800290030003100320033003400利用小时单位造价福建必要电价边界（煤电基准价0.3932）广东必要电价边界（煤电基准价0.4530）浙江必要电价边界（煤电基准价0.4153）江苏必要电价边界（煤电基准价0.3910）35003600370038003900400041004200430044004500利用小时单位造价25002600270028003400350029003000310032003300请阅读最后评级说明和重要声明18/25行业研究丨深度报告此外，也可根据资本金收益率和各省煤电基准电价，得到海上风电实现平价的利用小时和单位造价边际条件，形成海上风电平价条件曲线，曲线的左上侧则具备平价条件，即同等造价下利用小时高于曲线对应值或同等利用小时下造价低于曲线对应值。图19：各省份海上风电平价边界2资料来源：《"十四五"中国海上风电发展关键问题》（时智勇,王彩霞,李琼慧），Wind，长江证券研究所综合沿海4省情况，两种方法下均可得到同样的结论，福建、广东有望率先实现海上风电平价上网：➢福建省受益于风能资源禀赋，海上风电单位造价下降至14000元/千瓦左右时基本具备平价条件，而具备较高利用小时（4500小时）的海上风电项目在16000元/千瓦的造价下即具备平价上网的条件；➢广东省受益于较高的煤电基准电价，不考虑海风容量补贴的情况下，海上风电单位造价下降至12000元/千瓦左右时具备平价条件，具备较高利用小时（3500小时）的海上风电项目在14000元/千瓦的造价下即具备平价上网的条件；➢浙江省和江苏省煤电基准电价低于广东省，风能资源禀赋弱于福建省，因此单位造价需下降至12000-13000元/千瓦时优势资源项目（利用小时达到3500小时）方可具备平价条件，对于3000利用小时或更低的项目造价需要下降至10000-11000元/千瓦。浙江省和江苏省要想实现7%资本金收益率下的海上风电平价上网，尚需进一步压降成本，需要产业链中上游协同降费。2斜纹填充区域为2019年各省海上风电平均单位造价和平均利用小时。250030003500400045005000100001100012000130001400015000160001700018000利用小时单位造价（元/kW）福建最低需降低1595元/千瓦120571590520002500300035004000450090001000011000120001300014000150001600017000利用小时单位造价（元/kW）广东971614062最低需降低2438元/千瓦2000250030003500400045008000900010000110001200013000140001500016000利用小时单位造价（元/kW）浙江最低需降低2702元/千瓦88131279820002500300035004000450050008000900010000110001200013000140001500016000利用小时单位造价（元/kW）江苏最低需降低2516元/千瓦823111984请阅读最后评级说明和重要声明19/25行业研究丨深度报告融资成本优化下平价门槛稍有放宽作为重资产行业，海上风电项目投产运行后利息支出是成本结构中的重要组成部分，平均而言利息费用占营业总成本的比重约为20%。在此前平价曲线的测算中给定的融资成本假设为4.5%，如果融资成本能够得到优化，则海上风电平价上网的门槛将明显降低。而从实际情况看，多方因素表明实际融资成本有望低于此前4.5%的假设值：➢新能源运营商以央企和地方国企为主，资金实力雄厚，银行授信规模相对较高且可以获得一定的利率优惠；➢近年来债券融资成本远低于银行贷款利率，新能源企业可以通过债券进行直接融资，降低综合融资成本。此外随着“双碳”的提出，相关部委也提出了“碳中和债”等金融支持工具，为新能源项目建设融资提供支持。从实际资金成本来看，主要新能源运营商近年来平均资金成本呈现下降趋势，2020年多数主体综合资金成本低于4%。图20：主要新能源运营商综合资金成本资料来源：Wind，长江证券研究所若将此前测算中4.5%的融资成本假设调降至4%，同等利用小时下海上风电平价对成本下降幅度的要求稍有放宽，0.5%的融资成本下降大约等同于单位造价下降150-300元/千瓦。表8：不同融资成本下的平价边界条件（8%资本金IRR）对应的单位造价（单位：元/千瓦）福建利用小时4.5%资金成本4%资金成本广东利用小时4.5%资金成本4%资金成本浙江利用小时4.5%资金成本4%资金成本江苏利用小时4.5%资金成本4%资金成本350012057122912500971699052500881389842500823183913750130001325227501079511004275098029992275091619339400014098143713000119401217130001085611009300010158103554250150161530732501307513328325011901121323250111451136145001590516213350014062143353500127981304635001198412216资料来源：Wind，长江证券研究所2.0%2.5%3.0%3.5%4.0%4.5%5.0%5.5%节能风电三峡能源华能新能源江苏新能浙江新能龙源电力华电福新中闽能源大唐新能源201820192020请阅读最后评级说明和重要声明20/25行业研究丨深度报告额外收益有望显著放宽造价约束在对标煤电基准电价的同时，如果海上风电能够从碳交易、绿证、绿电交易中额外获益，将对项目效益产生显著影响，从而使得达到目标收益率8%的条件明显放宽。绿证：绿色电力证书是国家对发电企业每兆瓦时非水可再生能源上网电量颁发的具有独特标识代码的电子证书，是非水可再生能源发电量的确认和属性证明以及消费绿色电力的唯一凭证。根据中国绿色电力证书认购交易平台数据，2018年以来（截至2021年8月12日）风电绿证平均价格170.7元/个，根据对应电量可折算为0.1707元/千瓦时。图21：绿证核发及交易机制资料来源：中国绿证认购交易平台，长江证券研究所CCER：国家核证自愿减排量，简称CCER（CertifiedEmissionReduction），是指依据《温室气体自愿减排交易管理暂行办法》的规定，经国家发改委备案并在国家注册登记系统中登记的温室气体自愿减排量，单位为“吨二氧化碳当量”。CCER目前尚未开展全国性交易，其中上海交易规模领先其他区域碳市场，2020年CCER成交量占比约占全国总量的33%，历年累计占比为41%。2020年上海碳市场CCER均价20.35元/吨，按照碳减排因子0.8953tCO2/MWh计算，CCER对应的度电价格为0.0182元。图22：CCER项目开发流程3资料来源：湖北碳排放权交易中心，长江证券研究所绿电：2021年9月，国家发展改革委、国家能源局正式函复《绿色电力交易试点工作方案》，方案明确了绿色电力交易定义和交易框架、强调了绿色电力交易的优先原则、规范了绿色电力产品的交易方式，并且提出购买绿色电力产品的交易价格由发电企业与电力用户、售电公司通过双边协商、集中撮合等市场化方式形成，鼓励交易价格可以高于3图中的CCER项目数为发改委审核的项目数量。国家可再生信息管理中心风电、光伏项目绿证申领绿证核发绿证交易平台申请开户出售绿证政府机关、企事业单位、自然人自愿购入绿证支付绿证价格获得绿证价格每张绿证对应1000千瓦时的绿色电量请阅读最后评级说明和重要声明21/25行业研究丨深度报告发电企业核定的上网价格和电网企业收购的价格，充分体现了电能的绿色价值和环境价值。而在当前能耗双控之下，超出激励性消纳责任权重的可再生能源不纳入能源消费总量考核，国常会进一步提出新增可再生能源一定时间内不纳入能源消费总量，有望从需求端推进绿电交易的开展和形成价格支撑。图23：绿电需求提升有望形成价格支撑资料来源：国家发改委，长江证券研究所分不同情形考虑绿证、绿电和CCER带来的度电效益，可以直观看出如果获得5分/千瓦时的额外收益，各省平价项目达到7%资本金收益率所需要的造价约束条件将明显放宽：能耗双控推进，绿电需求提升，需求曲线向右移动请阅读最后评级说明和重要声明22/25行业研究丨深度报告图24：7%收益率要求下的平价上网造价边界水平变化（单位：元/千瓦）资料来源：Wind，长江证券研究所以福建为例，对4000利用小时的海风项目，无额外收益时需要造价下降至14098元/千瓦才能达到7%收益率；而5分/千瓦时的额外收益将使得造价约束放宽到16014元/千瓦，而当前福建省造价较低的海风项目已经可以达到这一水平，对4000以上利用小时的海风项目，5分/千瓦时的额外收益基本可以实现7%的收益率。对广东、浙江和江苏三省而言，3000利用小时的海风项目若能获得5分/千瓦时的额外收益，7%收益率对应的造价分别为13377、12293和11595元/千瓦。随着近年新能源风电补贴的逐步退坡和陆上风电、光伏项目脱离国家补贴，以及国家相关政策向绿证、绿电和CCER等“市场化补贴”方式引导，在当前“双碳”目标的要求下，低碳能源的价值有望得到凸显，“市场化补贴”预计将使得海上风电平价条件明显放宽。10000120001400016000180002000035003750400042504500无额外收益+5分/千瓦时福建80001000012000140001600025002750300032503500无额外收益+5分/千瓦时广东7000900011000130001500025002750300032503500无额外收益+5分/千瓦时浙江6000800010000120001400025002750300032503500无额外收益+5分/千瓦时江苏请阅读最后评级说明和重要声明23/25行业研究丨深度报告风机价格骤降，看好海风平价机遇根据华润集团守正电子招标采购平台发布的招标和中标公告，9月8日华润电力发布《苍南1#海上风电项目风力发电机组（含塔架）货物及服务招标公告》，项目规模40万千瓦，投标机型单机容量应不低于5MW，要求2022年全年供货总容量不少于300MW，2022年03月20日～09月30日中3月供货不少于20MW，其余每月供货容量不少于50MW，剩余容量2023年上半年完成供货。10月25日中标公告发布，中国船舶重工集团海装风电股份有限公司中标，价格是1624400000.00元，根据装机容量计算单位千瓦价格为4061元/千瓦。单纯考虑风机价格有望下降3000元/千瓦，在其他成本不变的情况下，沿海省份海上风电项目的整体造价水平有望得到明显降低。图25：海风整体造价有望明显下降（单位：元/千瓦）资料来源：《"十四五"中国海上风电发展关键问题》（时智勇等），华润集团，长江证券研究所考虑造价区间和利用小时区间，我们可以得到风机价格降低后的各省海风项目收益率矩阵，在优势资源项目的利用小时支撑下，项目造价接近区间下限的项目能够实现平价上网。考虑到随着海上风电规模效益的进一步体现，整体造价有望延续下降趋势，预计未来海上风电的平价条件还将进一步放宽。表9：海上风电资本金收益率矩阵（单位：元/千瓦，小时）福建广东浙江江苏造价小时1450015500造价小时1350014500造价小时1250013500造价小时115001350035002.76%1.29%2500-0.41%-2.04%2500-0.86%-2.64%2500-0.53%-4.22%40006.33%4.80%30004.17%2.58%30003.77%2.07%30004.15%0.62%45009.35%7.64%35008.02%6.26%35007.58%5.72%35008.03%4.23%资料来源：Wind，长江证券研究所考虑到海上风电平价渐近，具备丰富海上风电资源储备和较强获取项目资源的公司有望脱颖而出，同时具备地域性发展优势的公司也能够实现较高增长，推荐全国性布局且资源储备丰富的三峡能源，以及沿海地区参与海上风电开发的省属能源平台福能股份、中闽能源、粤电力A和浙江新能等。1450013500125001200011500155001450013500135001350010000110001200013000140001500016000福建广东浙江上海江苏请阅读最后评级说明和重要声明24/25行业研究丨深度报告表10：主要上市公司海上风电装机情况（单位：万千瓦）公司在运海风在建海风统计截止时点三峡能源148.70293.602021M6龙源电力158.5340.002021M6福能股份40.0049.802021M7浙江新能13.4846.842021M6华能国际99.70未披露2021M6粤电力A19.80101.112021M6中闽能源21.802.802021M9江苏新能0.0035.002021M6节能风电30，无法区分状态2021M6资料来源：Wind，长江证券研究所行业研究丨深度报告投资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。办公地址:[Table_Contact]上海武汉Add/浦东新区世纪大道1198号世纪汇广场一座29层P.C/（200122）Add/武汉市新华路特8号长江证券大厦11楼P.C/（430015）北京深圳Add/西城区金融街33号通泰大厦15层P.C/（100032）Add/深圳市福田区中心四路1号嘉里建设广场3期36楼P.C/（518048）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。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。