海通能源转型研究院吴杰（公用事业首席分析师）S0850515120001傅逸帆S0850519100001于鸿光S0850521020001戴元灿S08505170700072021年12月22日《澳大利亚：从容脱碳之路》证券研究报告（优于大市，维持）----电力市场化交易的研究与启示请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明21.资源与需求：资源条件优越，转型稳步推进2.电价机制：市场电机制灵活，考验电厂交易能力3.绿证：澳大利亚的绿证机制及中美澳对比4.澳大利亚对中国电力市场的启示5.投资建议6.风险提示引言及目录2020年以来，受到疫情影响能源生产、脱碳进程激进、极端天气频发等因素影响，海外石油、天然气价格高企，美国、英国、德国多地面临天价电费或电力供不应求的局面。而于此同时，澳大利亚在新能源转型过程中资源供给充足，电价逐步走低，零电价或负电价时有发生。本篇报告将从资源禀赋、装机结构及电力市场交易机制等维度出发，剖析澳大利亚能源清洁化转型给我们的启示。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明1.资源条件优越，转型稳步推进3请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明图：2020年澳大利亚能源储量结构(%)图：澳大利亚各类资源分布图澳大利亚资源种类丰富且优质，2020年煤炭、天然气储量分别排名世界第3、13；同时，澳大利亚位于大洋洲、四周环海，风能及光能资源丰富，全年平均每日日照12小时，南部海岸沿线离地面50米处，数百个站点的平均风速超过8-9m/s（风速与我国福建省相当）。1.1资源禀赋好，能源转型先天条件优越资料来源：Worlddata,ga.gov.au,Worldometers，BPstatistic，百度百科，能者说公众号，朱光华《福建省风速变化的趋势分析及可能原因探讨》，海通证券研究所4请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明5图：澳大利亚一次能源消费结构（亿吨标准煤）澳大利亚自2001年起开启去煤化进程，过去10年煤炭消费量CAGR-3%，2020年煤炭消费量占一次能源比例由2010年的45%下降至34%。可再生能源与天然气消费量逐年上升，10年CAGR分别为4%/3%，占比分别由2010年的6%/25%上升至2020年的8%/33%。1.2去煤化下天然气与可再生能源消费量上升资料来源：energy.gov.au，cleanenergyregulator.gov.au，海通证券研究所请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明1.3疫情影响下澳大利亚用电量增速下降图：澳大利亚用电量增速下降过去5年澳大利亚用电需求缓慢上升，近2年受疫情影响，增速下滑。2020年澳大利亚用电量2562亿度，YOY+0.4%，5年CAGR1%，需求与福建省相近（根据中电联，福建2020年用电量2483亿度）。我们认为需求下行叠加新能源供给上行，使得整体电力供需格局较为宽松。资料来源：energy.gov.au，中电联，海通证券研究所6-1.5%-1.0%-0.5%0.0%0.5%1.0%1.5%2.0%2.5%23502400245025002550260026502700200920102011201220132014201520162017201820192020用电量（亿度，左轴）YOY（%，右轴）请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明71.4可再生能源发电量快速增长，化石能源下降图：澳大利亚各能源发电量占比（%）澳大利亚煤炭发电量占比已经由2000年的82.9%降至2020年的53.9%，pct-29；同时，天然气发电量占比已经由2000年的7.7%升至2020年的20%，pct+12.3；可再生能源发电量占比由2000年的8.5%上升至2020年的24.4%，其中风电、光伏、水电占比分别为9%、9%、6%。资料来源：energy.gov.au，海通证券研究所请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明81.4可再生能源发电量快速增长，化石能源下降2020年，澳大利亚可再生能源发电量达到599亿度，YOY+15.2%，5年CAGR+12%；测算化石能源发电量5年CAGR-1%。整体来看，澳大利亚总装机持续上升，但高峰需求较为平稳。资料来源：energy.gov.au，海通证券研究所图：澳大利亚可再生能源发电量及YOY变化图：澳大利亚装机及负荷变化（兆瓦）010000200003000040000500006000019982001200420072010201320162019装机容量高峰需求请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明91.5未来30年风光储装机占比有望快速上升图：澳大利亚2021及2050年（预测）各能源装机占比（%）根据Statista预测，到2050年，煤电装机占比或将由2021年的40%下降至1.4%，风电、光伏、水电装机占比或将分别达到22%、42.9%、8.1%，其中抽水蓄能占比3.7%。同时澳大利亚将大力发展储能用于光伏调峰，储能装机占比或将达到12.6%。资料来源：Statista，海通证券研究所请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明10根据Statista预测，到2050年，煤电装机容量或将下降至170万千瓦，测算30年CAGR-8%，装机减少将降低国内煤炭需求；天然气装机容量基本与现在持平；风电、光伏、储能装机容量或将分别达到2590万千瓦、5050万千瓦1490万千瓦，测算30年CAGR3.7%、7.9%、14.4%。同时，抽水蓄能电站装机容量或将达到430万千瓦。1.5未来30年风光储装机占比有望快速上升表：澳大利亚2021及2050年（预测）各能源装机容量（万千瓦）资料来源：Statista，海通证券研究所装机种类2021占比2050占比30年CAGR煤电232040%1701%-8%风电88215%259022%4%光伏5209%505043%8%水电79914%5204%-1%其中：抽水蓄能--4304%-储能260%149013%14%天然气100817%11109%0%生物质621%---其他2314%4204%2%合计5848100%11780100%2%请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明111.5未来30年风光储装机占比有望快速上升图：澳大利亚风电、光伏装机容量及增速截至2020年，风电、光伏装机容量分别达到945.7/1852.6万千瓦，YOY33%/15%，10年CAGR分别为18%/33%。澳大利亚地广人稀，风电装机主要以风电农场为主，光伏以集中式光伏装机为主，预计储能技术进步将推动分布式光伏快速发展。根据Statista及PVmagazine，澳大利亚风电、光伏装机容量或将在2030年分别达到1500万千瓦、8020万千瓦，10年CAGR分别为5%/16%。资料来源：PVmagazine,Statista，海通证券研究所请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明121.6利用小时优势显著，消纳仍有提升空间2006年至2008年，澳大利亚风电、光伏利用小时较高，过去10年风电、光伏平均利用小时分别为2803小时、1059小时（中国2020年利用小时分别为2073、1281小时）。但在2005-08年，澳大利亚光伏利用小时曾达到1557小时。其后，由于新能源装机快速增长，而用电需求平稳，导致风光资源不能完全消纳，2012年光伏利用小时下降至634小时。我们认为随着去煤化的推进和储能的技术进步，风电、光伏利用小时仍有上升空间。图：澳大利亚风电、光伏装机利用小时资料来源：PVmagazine,Statista，海通证券研究所050010001500200025002005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020光伏利用小时风电利用小时中国2020年风电利用小时中国2020年光伏利用小时请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明13由于澳大利亚各州的经济基础、人口数量及分布差异较大，导致各州零售电价差异较大，其中南澳的平均电价高达1.54元/度。2020年澳大利亚全国平均电价达到1.13元/度，分别比中国、美国平均电价高出102%、53%。我们认为澳大利亚的高电价主要由其地广人稀的地理特性和寡头垄断的市场格局决定。1.7澳大利亚平均售电价较中国高102%地区澳大利亚平均电价美国平均电价中国平均电价维多利亚州0.91昆士兰州0.96新南威尔士州1.10南澳1.54平均电价1.130.740.56表：2020年澳大利亚各州平均零售电价及中美对比（元/度）注：澳元汇率4.8,美元汇率7，中国电价为2018年数据，美国、澳大利亚数据为2020年数据中国国家能源局自2018年后未再披露《全国电力价格情况监管通报》，且2018年后我国基准电价及销售电价均未出现重大调整，因此我们认为2018年数据可以作为当前电价的参考依据资料来源：中国国家能源局，EIA，canstarblue，海通证券研究所请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明141.7澳大利亚输配电费是中国的2.5倍表：中、美、澳居民及普通商户电力账单费用构成（元/度）电力输送行业作为澳洲能源网络中最重要的一环，受到政府高度监管。由于电缆造价成本较高以及过去政府制定的最高许可收入较高，澳洲电力传输费用高。输送电费约占澳洲居民及普通商户用电总费用的50%，约为0.51元/度，分别是我国、美国的输送费用的2.5倍、5倍。注：中国数据为2018年，澳大利亚、美国数据为2020年中国国家能源局自2018年后未再披露《全国电力价格情况监管通报》，且2018年后我国基准电价及销售电价均未出现重大调整，因此我们认为2018年数据可以作为当前电价的参考依据资料来源：中国国家能源局，EIAAnnualEnergyOutlook2020，aemc.gov.au,海通证券研究所费用种类澳大利亚中国美国批发电价0.400.370.40输送费用0.510.210.10环境费用0.110.03零售服务及其他费用0.110.22合计1.130.610.72请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明152.市场电机制灵活，考验电厂交易能力请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明162005年，澳大利亚开始了新一轮的电力市场化改革，全国的电力监管职能整合到两个新的机构—澳大利亚能源市场委员会(AEMC)和澳大利亚能源监管会(AER)。2009年，澳大利亚能源市场运营公司(AEMO)成立，统一负责国家电力市场范围内电力和天然气市场运营。表：澳大利亚电力市场监管机构的主要职责2.1澳大利亚的电力监管机构机构澳大利亚能源市场委员会(AEMC)澳大利亚能源监管会(AER)澳大利亚能源市场运营公司(AEMO)职责根据澳大利亚相关法规规定，制定电力和天然气市场规则，并向政府提供相应的咨询服务。对输配电、趸售电、电力市场和天然气市场进行监管。管理国家电力市场范围内电力和天然气市场运营资料来源：中国国家能源局，aemc.gov.au，王一《澳大利亚电力零售市场运行及其监管模式借鉴》，海通证券研究所请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明17澳大利亚的电力市场包括批发市场和零售市场，发电公司在批发市场中卖电给零售商，零售商在零售市场中卖电给终端客户，用户可以从多个零售商中选择。输配电公司提供电网服务，其价格由监管部门根据市场规章核准。监管部门在发电和售电环节引入竞争，输配电环节严格监管，建立统一的电力市场，形成了“多买多卖”的全面竞争格局。澳大利亚国家电力市场目前已成为世界上最成熟的自由竞价电力市场之一。图：澳大利亚电力市场构成2.2澳大利亚的电价形成机制资料来源：aemc.gov.au，国家能源局，海通证券研究所请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明182.3短期及长期电价通过不同市场体现图：澳大利亚两种电力市场的作用与特点资料来源：aemc.gov.au，何时有《澳大利亚国家电力市场负电价现象及启示》，冷媛《澳大利亚电力金融市场运营机制及对中国电力市场建设的启示》，海通证券研究所国家电力市场•实时电力交易市场，产生电力现货价格•参与人为发电厂•结算价格：电厂向交易中心报价，每半小时内6个五分钟出清价格的平均值（价格上下限为-1000~1500澳元/兆瓦时）•所有发电厂都需要在该市场竞价上网•体现整个市场的电力供需关系电力金融市场•长期合同交易市场，最长交割期限可达5年•参与人为发电厂、售电公司以及金融机构•结算价格：由双方协商决定，进行差价合约交易•发电和售电商可自主选择在该市场进行交易，锁定远期电价•体现长期电力供需，规避现货市场价格浮动的风险请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明19国家电力市场电力金融市场零售市场交易主体发电厂与售电商售电商与小型用户市场作用体现整个市场的电力供需关系：明确需求及供应的电量、以及电力价格是否反映供需关系。发电商和售电商进行差价合约交易，规避价格风险。由监管部门制定了标准售电合同，保障无议价能力的小型用户的利益。由电力监管部门给市场合同设立市场售电合同，一般为大型工商用户。交易价格结算价格：每半小时内六个五分钟出清价格的平均值；合同差价：约定的协议价格和实时市场的结算电价之间的差额；市场合同（即为非标准合同）一般比标准合同价格低5%到20%；市场交易方式所有发电厂都需在该电力市场竞价上网；双向差价合同：双方都可规避实时电力价格风险。单向差价合同：售电商可规避因调峰导致的电价过高的风险；价格体现调峰电厂的市场价值。市场售电合同：大型工商用户自行选择售电商，并签订合同；标准售电合同：由售电商提供服务给小型居民用户。2.4澳大利亚三类电力市场的作用与特点表：澳大利亚三类电力市场的作用与特点：资料来源：王一《澳大利亚电力零售市场运行及其监管模式借鉴》,何时有《澳大利亚国家电力市场负电价现象及启示》，冷媛《澳大利亚电力金融市场运营机制及对中国电力市场建设的启示》，海通证券研究所请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明20图：澳大利亚季度批发电价（元/度）澳大利亚国家Q1批发电价总体高于其他季度，我们认为或与Q1（夏季）的高温天气有关。过去5年平均电价为0.4元/度，呈先升后降趋势；受疫情影响，商业用电需求下降，年度平均批发电价由2019年的0.48元/度下降至2020年的0.26元/度。我们认为由于疫情尚未完全消除，2021年电价波动幅度加大。2.5批发电价前高后低，随需求波动较大资料来源：aer.gov.au，海通证券研究所注：澳元汇率4.8请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明212.6期货价格发现功能指导运营商长期投资图：澳大利亚季度批发电价与合同电价（元/度）电力金融市场的未来5年合同电价走势与现货趋同，波动较小，价格稳定。截至2021Q3，未来5年平均合同价格为0.27元/度，较过去5年平均电价下降0.13元/度，与2020年平均电价0.26元/度持平。发电厂可在该市场有效规避现货价格波动带来的风险，为电力投资提供稳定的电价预期。资料来源：aer.gov.au，海通证券研究所请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明222.72019年来，负电价出现频率显著上升表：澳大利亚现货市场负电价频率显著上升（次）资料来源：aer.gov.au，海通证券研究所昆士兰新南威尔士维多利亚南澳塔斯马尼亚合计200310113200410304200560100720062069638020071402476962008422375811852009138886150265201033414177542822011170141201232742012321140781201320618109135201415128154932912015117228840402201620118298416834201715081398624820182406627537073520193912731711874162338202074244128122845804931202142319794310818553499请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明232.7储能未匹配可再生能源发展是重要原因图：澳大利亚负电价分布时段图（次）根据《澳大利亚国家电力市场负电价现象及启示》，负电价的形成主要由以下因素导致：1.储能未能匹配可再生能源大幅增长，导致白天新能源挤兑上网。2.疫情影响下用电需求收缩，而新能源装机持续增加导致供需错配。3.电厂报价策略变化，通过辅助调峰及电力金融市场实现盈利。资料来源：aer.gov.au，何时有《澳大利亚国家电力市场负电价现象及启示》，海通证券研究所请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明242.7负电价并不意味着电厂亏钱发电图：昆士兰州分电源正/负报价装机容量竞价电力市场的边际价格取决于市场中所有发电商的报价策略，当前占比最高的煤电机组为市场主力电源，决定了电价走势。（1）成本考量。煤电单次启停直接成本达10万澳元以上，且频繁启停可能降低机组性能。（2）辅助服务收入。煤电机组通过在负电价时段报高辅助服务价格，从而优化整体收益。（3）电力金融市场收入。发电商通过金融市场锁定售电价格，通过报低电价增加售电量。（4）绿证收入。可再生能源发电（风电、光伏、水电）可通过绿证交易增加营业收入。图：辅助服务费用变化（元/兆瓦）资料来源：aer.gov.au，何时有《澳大利亚国家电力市场负电价现象及启示》，海通证券研究所(mw)020406080100合计燃煤燃气水电光伏风电燃油占比(%)请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明252.7负电价机制对电力市场的影响资料来源：NicholasJ.Cutler《HighpenetrationwindgenerationimpactsonspotpricesintheAustraliannationalelectricitymarket》，ZsuzsannaCsereklyei《TheeffectofwindandsolarpowergenerationonwholesaleelectricitypricesinAustralia》，海通证券研究所在由供需关系决定价格的电力市场中，由于新能源发电的边际成本低、调节能力弱，风电、光伏的渗透率上升会导致批发电价下降，而负电价就是该现象的一种极端情况。在澳大利亚国家电力市场中，监管机构在交易制度设计时就引入了负电价（批发电价报价下限为-1000澳元每兆瓦时），以此体现市场供给过剩情况，让发电商在短时间内及时做出发电决策。（1）由于配套了完善的辅助服务、电力金融市场及绿证交易体系，在负电价环境下发电商仍可盈利。（2）负电价的出现或能说明风电光伏的装机投资过剩，可作为未来装机投资指引。（3）负电价的产生原因之一是由于风光的不可预测、不可调节，负电价可激励发电商通过储能提升电量的稳定性，从而提升度电收入。同时，虽然负电价的频率大幅上升，但2015至2019年（不考虑疫情影响）澳大利亚的批发电价总体仍维持波动上行趋势，我们认为主要是由于辅助调峰需求及调峰电厂成本（天然气价格）上升带来的。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明263.澳大利亚的绿证交易机制请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明27为减少温室气体排放，并鼓励可再生能源行业发展，2011年澳大利亚政府将可再生能源计划(RET)分为大规模、小规模可再生能源两个计划，该计划包括风电、光伏以及水电行业，分别鼓励大型可再生能源电站及小规模居民发电系统（如：太阳能屋顶）的发展。大规模电站及小规模发电系统分别通过发电获得由监管机构颁布的发电证书(以下简称LGC)以及技术证书(以下简称STC)，电力零售商通过购买LGC和STC以此完成可再生能源目标的相关义务（类似国内的绿证）。每兆瓦时的可再生能源电力对应一个LGC或STC证书，对于大规模发电站，通过交易LGC获得的收入也作为可再生能源电站的一部分收入，以此来鼓励可再生能源行业的发展。小规模居民发电系统能够获得的STC证书数量，也与其地理位臵、安装日期以及发电量有关。3.1STC及LGC证书制度鼓励新能源发展资料来源：cleanenergyregulator.gov.au，海通证券研究所请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明3.2过度投资导致LGC价格下降由于可再生能源装机过度投资，以及LGC可延后使用的特性，导致LGC的供大于求，从而价格逐年下降，但仍高于我国碳价。2020、2021年LGC远期价格分别下降至113.3元和70.8元，折合碳价分别为113元/吨和70.6元/吨（中国碳价约30元/吨）。图：澳洲LGC及其远期价格（澳元）28资料来源：cleanenergyregulator.gov.au，海通证券研究所注：澳元汇率4.8请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明29澳大利亚中国美国名称可再生能源计划(RET)中国核证自愿减排量（CCER）可再生能源配额制（RPS)运作机制通过发电分别获得LGC及STC，电力零售商通过购买LGC和STC以此完成可再生能源计划的相关义务自愿碳市场开发的CCER主要用于区域碳市场抵消碳配额，抵消比例限定在5%以内，且项目类型限定在可再生能源、碳汇、甲烷等特定领域要求电力销售企业在特定时间段内需要采购或达到一定比例的可再生能源发电量，很多州以零售电量百分比作为配额标准价格2020年LGC远期价格113元，折合碳价113元/吨2020年CCER折合碳价约30元/吨，2021年碳排放权交易价格约49元/吨2018年碳排放成本约126元/吨3.3中、美、澳绿证政策对比表：中、美、澳绿证政策运作机制及价格资料来源：cleanenergyregulator.gov.au,碳交易网，广州碳排放权交易所，海通证券研究所注：澳元汇率4.8，美元汇率7请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明334.澳大利亚对中国电力市场的启示和中国相比，澳大利亚电力市场规模较小，结构简单，可预测性强，但其转型过程和市场运作机制仍能给我们以下启示：（1）习主席在11月24日的中央全面深化改革委员会提出，健全多层次统一电力市场体系，实现电力资源在全国更大范围内共享互济和优化配臵，有序推动新能源参与市场交易。参考海外的电力市场，我们认为中国应加快电力市场建设，形成批发市场、零售市场、辅助服务市场的价格机制。成熟全面的市场交易机制有利于形成明确的价格信号，成为指导发电商、输电配电商、零售商及投资人资源配臵的“指挥棒”和“信号灯”；同时鼓励电力用户主动采取需求侧响应措施，错峰用电，节约用电。（2）电力市场建设过程中，短期现货市场、中长期协议市场及电力金融市场相辅相成；中长期协议市场及金融市场为发电侧的投资提供长期收益率参考。根据发改委公众号《绿色电力交易试点工作方案》解读，鼓励发电侧和购电侧签订5-10年的长期购电合同；但电力金融市场建设尚未展开。澳大利亚长期协议市场的差价合约机制对降低不确定性有借鉴意义（双向价差合约中，等同于购售电双方直接约定了电力交易价格，双方均可规避现货价格风险。单向价差合约中，购售电双方约定调峰电量的最高交易电价）。请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明344.澳大利亚对中国电力市场的启示（3）对电力运营商而言，在自由竞价电力市场中，各类发电机组的灵活响应能力是决定其市场价值的关键因素。随着市场化交易的成熟以及现货市场的推进，装机的调峰调频能力将成为市场化交易中的核心竞争力。运营商通过电力市场营销人才的储备，在未来的市场竞价、辅助服务交易中，有望获得超额收益。（4）澳大利亚电力供给充裕，其优越的资源禀赋（燃气储量、风光利用小时）和稳定的下游需求缺一不可；但同时也存在过度投资的风险。整体来看，能源清洁化转型的过程必须符合当地的资源禀赋、用能特点和技术发展规律。32请务必阅读正文之后的信息披露和法律声明我们认为：电力市场化改革或显著提速，电价市场化将是必然，已经市场化的海外电力龙头PB普遍在1.5-2倍，国内0.5-1.5倍或被低估。长期看，我国电力需求还有上涨空间，我们认为行业理应取得更好的估值。个股建议关注：转型：华能国际、华润电力、华电国际、国电电力、大唐发电水电：国投电力、华能水电、川投能源、长江电力、黔源电力、桂东电力火电：内蒙华电、皖能电力、建投能源，浙能电力、赣能股份清洁能源：龙源电力、三峡能源、大唐新能源、福能股份、中闽能源、上海电力、吉电股份、节能风电、核电：中国核电、中国广核5.投资建议6.风险提示36疫情增加宏观经济不确定性;电力市场化改革带来政策不确定性;燃料成本上升;储能技术进步及成本下降时间点不确定。分析师声明吴杰、傅逸帆、于鸿光、戴元灿本人具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格，以勤勉的职业态度，独立、客观地出具本报告。本报告所采用的数据和信息均来自市场公开信息，本人不保证该等信息的准确性或完整性。分析逻辑基于作者的职业理解，清晰准确地反映了作者的研究观点，结论不受任何第三方的授意或影响，特此声明。公用事业研究团队：吴杰SAC执业证书编号：S0850515120001电话：021-23154113Email：wj10521@htsec.com傅逸帆SAC执业证书编号：S0850519100001电话：021-23154398Email：fyf11758@htsec.com分析师声明和研究团队37于鸿光SAC执业证书编号：S0850521020001电话：021-23219646Email：yhg13617@htsec.com戴元灿SAC执业证书编号：S0850517070007电话：021-23154146Email：dyc10422@htsec.com信息披露和法律声明投资评级说明法律声明本报告仅供海通证券股份有限公司（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。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。在任何情况下，本公司不对任何人因使用本报告中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。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、价值及投资收入可能会波动。在不同时期，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告。市场有风险，投资需谨慎。本报告所载的信息、材料及结论只提供特定客户作参考，不构成投资建议，也没有考虑到个别客户特殊的投资目标、财务状况或需要。客户应考虑本报告中的任何意见或建议是否符合其特定状况。在法律许可的情况下，海通证券及其所属关联机构可能会持有报告中提到的公司所发行的证券并进行交易，还可能为这些公司提供投资银行服务或其他服务。本报告仅向特定客户传送，未经海通证券研究所书面授权，本研究报告的任何部分均不得以任何方式制作任何形式的拷贝、复印件或复制品，或再次分发给任何其他人，或以任何侵犯本公司版权的其他方式使用。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。如欲引用或转载本文内容，务必联络海通证券研究所并获得许可，并需注明出处为海通证券研究所，且不得对本文进行有悖原意的引用和删改。根据中国证监会核发的经营证券业务许可，海通证券股份有限公司的经营范围包括证券投资咨询业务。381.投资评级的比较和评级标准：以报告发布后的6个月内的市场表现为比较标准，报告发布日后6个月内的公司股价（或行业指数）的涨跌幅相对同期市场基准指数的涨跌幅；2.市场基准指数的比较标准：A股市场以海通综指为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普500或纳斯达克综合指数为基准。类别评级说明股票投资评级优于大市预期个股相对基准指数涨幅在10%以上；中性预期个股相对基准指数涨幅介于-10%与10%之间；弱于大市预期个股相对基准指数涨幅低于-10%及以下；无评级对于个股未来6个月市场表现与基准指数相比无明确观点。行业投资评级优于大市预期行业整体回报高于基准指数整体水平10%以上；中性预期行业整体回报介于基准指数整体水平-10%与10%之间；弱于大市预期行业整体回报低于基准指数整体水平-10%以下。