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光伏行业:国泰君安-光伏行业迎接2022年光风大年:能源革命,风光共舞-211130

研报作者:庞钧文,石岩,李子豪 来自:国泰君安 时间:2021-11-30 18:20:36
  • 股票名称
    光伏行业
  • 股票代码
  • 研报类型
    (PDF)
  • 发布者
    th***ei
  • 研报出处
    国泰君安
  • 研报页数
    52 页
  • 推荐评级
    增持
  • 研报大小
    7,576 KB
研究报告内容

能源革命,光风共舞 迎接2022年光风大年 证券研究报告 2021年11月23日 行业评级:增持 姓名:庞钧文(分析师) 邮箱:pangjunwen@gtjas.com 电话:021-38674703 证书编号:S0880517120001 姓名:石岩(分析师) 邮箱:shiyan019020@gtjas.com 电话:0755-23976068 证书编号:S0880519080001 姓名:牟俊宇(分析师) 邮箱:moujunyu@gtjas.com 电话:0755-23976610 证书编号:S0880521080003 姓名:李子豪(分析师) 邮箱:lizihao@gtjas.com 电话:021-38038293 证书编号:S0880521030002 姓名:周淼顺(分析师) 邮箱:zhoumiaoshun@gtjas.com 电话:021-38038264 证书编号:S0880521040003 投资要点(行业评级:增持) 01 光伏持续提效降本,平价时代持续增长 光伏发电原理为光生伏特效应,光伏成本下降的空间很大,无补贴平价上网需求呈现持续性和全球性 02 03 硅料投产释放供给,迎接2022年光伏大年 产业链自身供给节奏与技术升级,踏准步点享受超额收益 无补贴拖欠无限电风险,风电运营商“永续增长” 风电运营商资产重估,通过持续建设电站实现稳健增长 04 风机大型化降成本,海上风电迎来大时代 海上风电优势众多,将是未来风电发展的主要方式 目录 提效降本,持续增长01 瓶颈打开,迎接大年02 平价时代,运营为王03 海上风电,扬帆起航04 光生伏特效应降本空间大01 晶硅路线一枝独秀02 补贴时代需求波动性大03 无补贴平价需求空间大04 疫情后行业重启高增长05 基本原理:光生伏特效应,隐含光伏降本空间 光伏发电原理为光生伏特效应。

源自半导体,当光线照射在半导体的PN结上,会产生电压。

光伏发电原理迥异于其他所有发电形式,成本下降潜力巨大。

光伏发电仅需要产生PN结, 工作环境受力极小,对于产品厚度、刚度、强度要求小,因此可以持续降低原材料用量。

同时理论效率天花板确定,提高转换效率的思路也十分清楚,降成本的空间大。

传统发电 形式普遍是动能转化为电能,对材料的刚度、强度都有很高的要求,这就导致原材料的用 量相对刚性,成本下降潜力有限。

数据来源:国泰君安证券研究 图:PN结能够产生光生伏特效应 数据来源:NREL、国泰君安证券研究 图:效率的持续提升是降低成本的关键 材料体系选择:晶硅路线一枝独秀 单晶硅太阳电池 晶体硅太阳电池 多晶硅太阳电池(被单晶替代) 按基体材料分类 非晶硅薄膜太阳电池 微晶硅薄膜太阳电池 非晶/微晶硅薄膜太阳电池 硅薄膜太阳电池 铜铟镓硒太阳电池 碲化镉太阳电池 砷化镓太阳电池 磷化铟太阳电池 染料敏化太阳电池 有机薄膜太阳电池 化合物太阳电池 光伏的本质:一种发电形式,需要与其他电源竞争 下游投建光伏电站主要目的是取得合理回报。

光伏电站的收入就是发电收益,成本主要是 折旧、财务费用以及少量的管理费用,获取 合理的投资回报是业主投建光伏的根本原因。

光伏发电需要通过持续降低成本来扩大份额。

光伏发电的第一大痛点是成本,必须解决成 本过高的问题才能与其他能源竞争。

光伏发电需要解决发电与用电不匹配的问题。

由于电能有瞬时特性,需要发电与用电同时 进行,光伏发电跟随太阳光线强弱变化,出 力集中在正午前后,与负荷不符,需要进行 调节。

数据来源:国际能源署、国泰君安证券研究 图:2020年光伏和风电都来到了化石能源成本区间 光伏的需求:补贴时代各国轮动,呈现剧烈波动性 图:光伏全球新增装机增速经历了4轮景气(纵坐标为新增装机同比增速) 数据来源:国际能源署、能源局、国泰君安证券研究 第一阶段:日本和德国是主力。

日本1994年“新阳光计划”,按照一定电价收购电力,2003年推出可再生能源配额制 德国2000年出台《可再生能源法》,明确可再生能源按照固定电价收购,行业开始启动 第二阶段:西班牙出台补贴政策。

2005年执行0.44欧元/kWh(25年)的固定电价政策,并在2006、2007年保持不变, 迅速激发了装机需求 但政策从2009年退坡,同时有了装机限额,导致装机量大幅下滑 0% 50% 100% 150% 200% 200020012002200320042005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020 1 日本德国市场开始崛起 2 受益西班牙的电价补贴 3 意大利市场爆发 4 中美日市场崛起 意大利大幅削减补贴 光伏的需求:补贴时代各国轮动,呈现剧烈波动性 第三阶段:意大利推出补贴政策 2007年起意大利取消了每年的限额,装机爆发; 随后组件价格大幅下降,补贴下调慢成本下降快导 致装机量爆发,并多次出现抢装,与中国类似,最 终导致财政不堪重负,激发民众对于光伏的矛盾 (涨电费) 2011年意大利政府被迫重新开启限额,导致2012 年意大利装机量大幅下滑 第四阶段: 为了应对欧洲双反等导致的国内产能过剩,中国 2013年明确标杆电价,发力本土市场 日本2012年7月推出清洁能源激励计划 美国采用税收抵免机制ITC,通过安装太阳能发电 来抵税,原计划2016年退出,后目前延期至2022 年 数据来源:国际能源署、国泰君安证券研究 图:风电和光伏成为全球可再生能源投资主要形式 光伏的需求:平价时代无需补贴,空间足够可持续增长 图:全球平准化度电成本平均已至0.05美元/kWh以下 数据来源:国际能源署、国泰君安证券研究 光伏在很多地方都已经成为最便宜的能源。

光伏的资源禀赋容易拉平,安装简便,可供安装的区域大,1%的沙漠面积可满足全人类用能 需求。

电网会构成约束,但光伏低廉的成本能够解决。

光伏作为一种电能,受到能源特性的约束:调 峰能力、接入容量。

光伏现阶段的门槛主要来自接入容量和调峰的刚性限制,如果光伏能够给 予火电0.1元/kWh的调峰补偿,火电会有意愿让出力给光伏(让火电给光伏调峰),理论上装 机天花板可达50%-100%。

定量测算:新增用电量、替代老电量。

在不考虑存量电力替代的情况下,仅凭新增用电需求可 支持700GW以上的年装机。

数据来源:CPIA、国泰君安证券研究 图:2013-2020年光伏最低中标电价连续下降 0 1 2 3 4 5 6 7 8 9美分/kWh 光伏的需求:平价带来持续性,预计复合增速超20% 光伏已经脱离补贴,逐渐进入市场化阶段。

①海外市场以无补贴项目为主、国内也已出现无补贴项目; 2020年光伏全球平均LOCE5.7美分/kWh,已经大范围低于 煤电等火电成本。

②2021年国内平价项目脱离补贴,2019年约7分钱/kWh、 2020年约为3分钱/kWh。

行业空间十分巨大,需求具有持续性,新增装机复合增速有望 超20%。

测算方法:仅新增用电量由光伏提供,2019年全球用电量约 27.7万亿度,假设用电量增长3%,则新增8310亿度电,如 果按照太阳能1000小时/年的日照时间,70%的新增为太阳 能,大概每年需要新增700GW的光伏。

目前全球太阳能新增 装机容量为160GW左右,仍然有巨大的成长空间。

如果考虑 存量替代,则空间更大。

隆基股份总裁李振国先生预计, 2030年光伏新增装机可达1000GW,是目前6倍的体量。

国内补贴政策开始退出,平价市场打开,户用市场快速发展。

①补贴缺口:采取新老划断的方式,存量项目承接补贴缺口, 新增项目采取以收定支。

②2021年平价政策:新备案项目不再进行补贴,保障收购小 时数内的发电量,上网电价继续按照“指导价+竞争性配置” 方式形成。

③户用光伏仍有3分钱/kWh补贴,预计贡献占比将继续增大。

数据来源:中国光伏协会、国泰君安证券研究 数据来源:中国光伏业协会、国泰君安证券研究 图:全球新增装机量持续增长 图:2021年国内装机量有望超过60GW 30.23238.4 4353 70 102106 115 130 150 180 210 240 270 130 170 225 270 300 330 0 50 100 150 200 250 300 350 201120122013201420152016201720182019202020212022202320242025 GW 保守情况乐观情况 2.74.5 10.910.6 15.13 34.5 53 44.26 30.1 48.2 55 60 70 80 90 48.2 65 75 90 100 110 0 20 40 60 80 100 120 201120122013201420152016201720182019202020212022202320242025 GW 保守情况乐观情况 光伏的需求:疫情后迎爆发,2021年将超过160GW 疫情压制行业需求。

新冠疫情始料未及,对全球经济产生很大冲击,疫情冲击脉络由欧美发达国家向发展中国家蔓 延,由于新冠肺炎传染性较强,世界各国普遍采用限制出行等方式来应对,客观上影响了经济活 动,光伏从项目开发到项目建设,均需要大量人员参与,对人员流动的限制会压缩行业装机量。

国内疫情控制得力,供给较快恢复,而需求依赖外需,导致阶段性供过于求产业链价格大幅走低。

得益于国内有力有效的应对,新冠疫情在很短时间内就得到控制,国民经济快速恢复,光伏行业 开工率在二月底约50%,三月底即基本恢复,而外需受损开始显现,导致产业链出现供过于求, 价格持续走低,压制企业盈利。

疫情终将过去,后续需求将爆发。

新冠肺炎对经济的影响呈现逐渐递减的趋势,一般国家采取一定的防控后,在2-3个月内往往能 够看到疫情的拐点出现,经济运行得以恢复,欧洲疫情3月以来爆发,5-6月基本进入平稳状态, 根据企业调研显示,大型地面电站项目基本没有受到影响,分布式电站也在恢复,结合产业链调 研看,目前全球需求大约在正常情况下的80%。

如果后续疫情影响消退,全球装机会迎来快速反 弹,单季度需求很可能超过40GW,进而拉动产业链价格回升。

目录 提效降本,持续增长01 瓶颈打开,迎接大年02 平价时代,运营为王03 海上风电,扬帆起航04 硅料打开瓶颈开2022大年01 硅片竞争加剧新入者涌现02 N型电池片TOPCON技术领衔03 组件集中度提升剩者为王04 玻璃胶膜盈利见底待回升05 屋顶分布式成装机亮点06 主材链:硅料新增释放25%~30%,打开2022年光伏瓶颈 2022年新增硅料产量15~20万吨,带来装机量25%~30%的增长,确立2022年光伏大年。

硅料2018- 2019年多晶硅价格持续下跌,且国内多晶硅企业的产能逐步扩大,在价格和市场份额的双重挤压下,海外 高成本多晶硅加速退出。

国内硅料行业C5格局渐稳固,2020年年底国内在产多晶硅企业数量减少至11家, 合计产能约为42万吨,前5家企业产能占提升至86%。

2021年国内计划新增产能约19.3万吨,实际贡献产 量约仅为6万吨左右,测算2021/2022国内多晶硅产能约为48/66万吨,年进口量约为10吨。

供需紧平衡延续,高品质硅料稀缺,价格维持高位。

综合来看,2021-2022年硅料供需仍将维持紧平衡状 态,光伏装机需求乐观,下游硅片积极扩产,单晶占比不断抬升,高品质硅料需求提升,多晶硅供需仍将 维持紧平衡态势,价格持续维持高位。

图:2021-2022年多晶硅新增实际产能较为有限,供需紧张格局延续(单位:万吨) 区域企业名称2020年年底产能2021年新增产能2021年预计产量2022年预计产量备注 国内多晶硅 保利协鑫8.52+0.5911棒状硅2万吨、颗粒硅0.5万吨 通威股份9109.516预计21Q4投产 新特能源7.21.3810优化新增 新疆大全71811优化新增 东方希望4358预计逐渐爬坡至7万吨 亚洲硅业2 / 23 / 鄂尔多斯1.2 / 22 / 内蒙东立1.2 / 22 / 其他1.91.52.53盾安复产1.5万吨 合计4219.34866预计新增产能实际贡献产量5万吨 海外多晶硅 德国瓦克6 / 6 / / 马来OCI 2.7 / 2.7 / / 美国瓦克2 / 2 / / 韩国OCI 0.5 / 0.5 /已转电子级硅料 其他3 / 3 / / 合计14.214.2预计总进口量9-10万吨 数据来源:硅业分会,国泰君安证券研究 主材链:硅片扩产加速竞争加剧,关注行业新入者 硅片环节扩产加速,供需迎来反转,边际角度建议关注新入者。

2019/2020年硅片环节较为紧缺,主要原 因为硅片环节格局较好,产能扩张较为有序,因此2019—2020单晶硅片始终处于供不应求的状态,头部 单晶硅片企业保持30%+的毛利率水平,整个光伏产业链利润向单晶硅片环节集中。

但这也导致相关企业 再次启动产能扩张,同时行业新进入者增加,预计2022年供需格局将会发生反转,硅片端利润或迎快速下降。

技术进步出现,硅片进入大型化时代,182、210型大硅片将提升盈利能力。

虽然硅片环节供需格局会反 转,但2020年硅片也迎来重大技术更新,就是大硅片技术,成本更低,售价更高能够提升企业盈利能力。

隆基主推182型大硅片,中环主推210型大硅片。

图:硅片厂商扩产加速,供需反转竞争加剧 (GW) 数据来源:PVInfoLink,国泰君安证券研究 图:M10/G12大尺寸硅片占比预计将快速提升 公司2018201920202021E 2022E 隆基28428095120 中环25335095135 晶科511202740 晶澳3.511.5183045 环太/ 251530 京运通/ 382030 上机数控/ 5203050 美科/ 131015 高景/ / / 1030 锦州阳光/ 3.75925 通威/ / / 715 双良节能/ / / 1020 其他7.27.261010 合计70114.3215368568 数据来源:硅业分会,国泰君安证券研究 主材链:电池片盈利触底,大尺寸+新技术已成趋势 PERC产能2019年大幅扩张,电池片盈利触底。

2018年Q4-2019年Q2,PERC电池由于 供不应求享受超额利润,头部企业毛利率高达25%-30%,因此PERC产线迎来大幅扩张。

在2019年Q3供需逐渐反转,PERC电池价格快速下降,头部企业毛利率下行。

现阶段受 上游涨价影响,电池片盈利受到挤压,盈利低谷已至。

大硅片为电池企业打开了成本降低空间,盈利能力有望提升。

以210为例,大硅片原 5.3W/片提升为10W/片,使得产线产能大幅增长,而投入资本增加有限,大幅降低了电 池产线的单位投资,提升了投资回报水平。

新型电池技术快速发展,头部企业加速布局。

当前PERC电池技术已至效率瓶颈,各大头 部企业如隆基股份、通威股份、爱旭股份等积极布局新型电池技术,预计TOPCon、HJT、 IBC和HBC等新型电池技术将迎快速发展。

图:大尺寸电池产能快速提升(单位:GW)图:新型电池技术预计将迎快速发展(单位:GW) 数据来源:PVInfoLink,国泰君安证券研究数据来源:PVInfoLink,国泰君安证券研究 主材链:组件格局大幅改善,集中度提升 单晶组件端盈利势微,原材料和辅材有望降价让利。

当前组件端盈利能力较弱,主要受 上游主产业链和辅材涨价影响,下游需求暂时回落,组件端盈利承压。

未来,组件端有 望受益于上游及辅材端让利,盈利能力有所企稳。

而从技术进步的角度看,未来两年降 本增效的思路主要靠硅片大型化和电池片新技术发展。

组件集中度快速提升。

海外市场主导后,组件品牌效应愈发突出,叠加疫情对行业弱势 企业的清退,2020年组件环节集中度大幅度提升,TOP7的市占率有望从58%提升至 78%,预计2021年将进一步提高至80%以上。

晶科 12% 晶澳 9% 天合 9% 隆基 8% 阿特斯 7% 韩华QCELLS 7% 东方日升 6% 其他 42% 2019 数据来源:各公司公告、国泰君安证券研究 图:2019年组件环节TOP7为58% 数据来源:各公司公告、国泰君安证券研究 图:2020年TOP7为78% 隆基 17% 晶科 15% 天合 12% 晶澳 12% 阿特斯 9% 韩华QCELLS 7% 东方日升 6% 其他 22% 2020 辅材组:玻璃、胶膜受益行业技术变革 光伏玻璃龙头企业受益产能升级及产品升级。

光伏玻璃不同于浮法玻璃,相互产能独立不影响,自称一 体。

光伏玻璃受益两大趋势,①窑炉升级,从600t/d升级为1000t/d,能够实现升级的企业成本下降; ②双面趋势,玻璃用量面积加倍。

光伏胶膜是格局最好的环节,单一企业市占率最高,也受益双面趋势。

光伏胶膜龙头是绝对寡头,市占 率超过60%。

同时由于双面发电趋势,采用高克重的POE,单价、用量都有提升。

EVA颗粒料供给持续紧缺,高景气有望延续。

受益下游EVA胶膜的快速增长,EVA颗粒料供给紧缺, 2020Q4开启快速涨价行情。

由于21H1供应增量有限,预计行业高景气仍将延续。

单位: 亿平米 201820192020 出货量占比出货量占比出货量占比 福斯特5.8160% 7.4962% 8.762% 斯威克1.3414% 1.6514% 1.914% 海优新材0.919% 1.3611% 1.611% 其他1.6417% 1.513% 1.813% 总量9.7100% 12100% 14100% 信义光能 32% 福莱特 20% 南玻 6% 中建材/洛阳玻璃 9% 彩虹 11% 金信 8% 中航三鑫 3% 安彩高科 1% 其他 10% 数据来源:各公司公告、国泰君安证券研究 图:光伏玻璃环节集中度还有提升空间,TOP2市占率略超50% 数据来源:各公司公告、国泰君安证券研究 表:行业龙头是胶膜行业绝对寡头 终端及配套:逆变器多轮洗牌,龙头格局稳定,穿越周期 逆变器是将光伏直流电转换为可并网的交流电的 设备。

光伏逆变器价值量虽然很低,但作用十分 关键,是并网的关键设备,影响发电量。

逆变器环节轻资产、重研发,多年竞争格局改 善。

光伏逆变器10年前全球超过200家企业,经 过数轮洗牌,多数非专业逆变器企业已经淘汰出 局,主要原因是逆变器需要持续的研发投入,产 品更新快,研发管理跟不上的企业很容易掉队。

重要参与者华为对行业格局影响很大。

中国明星 企业华为2011年进入逆变器行业,随即快速成长 为行业老大,但受制于美国对华为的限制,未来 前景尚不明朗,根据我们预测,2020年阳光电源 份额或超越华为重回第一。

分布式光伏快速增长,组串式逆变器已成趋势。

随着光伏成本的持续下降,平价上网区域扩大, 分布式光伏已经进入快速增长阶段。

分布式光伏 一般采用组串式逆变器,带动组串式逆变器持续 增长,随着组串式逆变器大型化,成本接近集中 式逆变器,目前在大型地面电站也呈现出利用组 串式逆变器的趋势。

数据来源:伍德麦肯兹、国泰君安证券研究 图:逆变器环节格局较为稳定,龙头为华为和阳光电源 华为 23% 阳光电源 19% SMA 7% Power Electronics 5% 古瑞瓦特 5% 锦浪科技 5% 上能电气 4% 固德威 4% Fimer 4% TMEIC 4% SolarEdge 3% 其他 17% 终端及配套:整县推进加速,BIPV市场空间巨大 整县推进超预期,试点政策下增量空间巨大。

国家能源局综合司正式下发《整县推进方 案》,拟在全国组织开展整县(市、区)推进屋顶分布式光伏开发试点工作。

我们测算, 在该试点政策支持下,我国屋顶分布式光伏市场规模将超600GW。

首批开发试点名单约 占全国范围25%,预计将提供分布式光伏150GW市场。

BIPV有望成为普适的新型板材,市场规模快速增长。

一方面,光伏技术不断进步推动成 本持续下降,BIPV能够发电收回建筑物投资;另一方面,建筑强制安装政策有望出台, 进一步刺激市场增长。

中性预测下,到2025年,BIPV渗透率将达到15%,行业年新增市 场规模将超1000亿元。

龙头企业加速布局,行业启动在即。

特斯拉、隆基等光伏龙头企业,积极布局BIPV市场, 推出“Solar Roof”和“隆顶”等产品,参与行业标准制定,产业链积极联动,行业有 望快速启动。

数据来源:国泰君安证券研究 终端及配套:能耗双控背景下,绿电交易试点展开,环境价值溢价属性得以突显 《完善能源双控制度方案》出炉,可再生 能源价值进一步凸显。

整体思想:“能耗 强度优先,辅以总量限制”;政策目的: 1)实行能源消费强度和总量双控;2)坚 持节约优先、效率优先,严格能耗强度控 制,引导提高发展的质量和效益。

电站环节就是最终端环节,通过发电获取 收入。

光伏电站环节收入是电价*发电 量,这两者相对固定,成本是折旧,也相 对固定,费用是财务费用,电站主要采用 70%or80%的杠杆资金建设,因此融资成 本是电站企业竞争的核心。

绿电交易背景下,电力迎来差异化定价, 可再生能源的环境溢价属性得以突显。

可 再生能源可以满足双碳追求、碳足迹要求 以及在双控框架内的企业提供增量电力赚 取超额利润。

这将促进可再生能源电力交 易、继续扩大绿电溢价、增加企业及地方 自建清洁能源电站的需求。

企业名称企业性质竞、平价项目规模(2020) 国电投国有4.88 大唐国有4.21 中广核国有2.91 阳光电源民营2.36 中国华能国有2.19 中核国有2.19 中国华电国有1.76 通威民营1.65 国顺民营1.55 隆基股份民营1.37 三峡新能源国有1.29 晶科民营1.17 中国电建国有1.15 中国能建国有1.11 特变电工民营1.11 正泰民营1.10 天合光能民营0.98 国家能源集团国有0.74 华润国有0.7 晶澳民营0.63 林洋能源民营0.61 图:电站环节比拼资金成本,国企优势明显 数据来源:北极星电力、国泰君安证券研究 目录 提效降本,持续增长01 瓶颈打开,迎接大年02 平价时代,运营为王03 海上风电,扬帆起航04 补贴时代,电站模型破坏01 平价时代,资产彻底重估02 能耗双控,绿电助力发展03 发展为王,优选成长标的04 运营电站的本质,是依靠投资资产实现永续增长 新能源电站运营是一种理想的商业模式,企业可通过投资新能源电站,获取每年稳定 的现金流作为收益,又依靠融资性和经营性现金流不断开发、建设与投资,取得近似 真正的永续增长。

2013年8月,国家发改委首次发布光伏标杆电价补贴政策,将全国分为三类资源区, 分别执行0.9/0.95/1.0元/kWh的标杆电价,电价水平超出市场预期,在此价格下,测 算大部分地区光伏电站投资IRR普遍可达10%以上,部分地区可达15%甚至以上,收 益率十分可观。

在此背景下,一些现金流充裕的和亟待业绩转型的上市公司,开启了新能源电站运营 的快速扩张,以期对业绩带来提振,代表企业如爱康科技、旷达科技、林洋能源、华 北高速等。

然而,看似风光的电站建设和华丽的收益率模型背后,却也暗藏着风险。

风险一:补贴拖欠致使利润只存于报表,现金流压力巨大 电站补贴申报及拨付时间较长 集中式电站存在补贴申报流程多, 拨付时间长等问题,对企业现金流 影响较大。

集中式光伏项目规模通常较大,从 项目申请、建设开工、申请补贴到 后续运营退出,生命周期跨度大, 除了对专业运营能力要求高外,对 融资能力同样提出了高要求(低资 金成本),尤其考虑到政府补贴获 取周期长(通 常3-4年时间)的现实条件,能力 弱的投资运营方在项目现金流上将 面临巨大的压力。

数据来源:普华永道 风险二:弃风弃光进一步降低理论收益率 早期,新能源开发和电力系统的消纳能力不匹配,弃风弃光现象突出,进一步降低电站收益率。

以2017年数据作为观察,西北五省弃光率高居不下,占据了全国弃光量90%以上,其中新疆和甘肃两 个省份就占据全国63.97%,弃光率分别为21.6%和20.8%。

数据来源:国家能源局,国泰君安证券研究 结果:行业波动与补贴拖欠,企业经营压力陡增 现金流紧张造血能力不足,重资产扩产依赖杠杆。

光伏电站作为最终下游,其收入需要与电网和补贴资金 结算,补贴资金往往是滞后的,导致全行业整体现金流紧张,往往只有账面利润。

在企业难得有盈利的情 况下,也因为补贴拖欠而现金流不足,因此哪怕是龙头企业扩产也往往需要巨量融资,导致杠杆率越来越 高,资产负债表越来越难看。

需求的巨大波动导致盈利的巨大波动,一旦盈利恶化会面临债务偿还、银行抽贷、上下游催款的风险。

需 求的巨大波动导致产业链价格波动剧烈,盈利能力波动较大,一旦行业景气低估盈利较差,行业信用将发 生危机。

某电站企业应收账款高企 数据来源:wind、国泰君安证券研究 某电站企业负债率持续攀升 数据来源:wind、国泰君安证券研究 0% 20% 40% 60% 80% 100% 201120122013201420152016201720182019 应收帐款/收入资产负债率 0% 50% 100% 150% 200% 20152016201720182019 应收帐款/收入资产负债率 光伏风电度电成本快速下行,平价时代到来 0 2 4 6 8 10 12 美分/kWh 光伏装机成本持续下行,平价市场逐步打开。

近年来,光伏技术进步使得装机成本不断下行,带动光伏发 电性价比提升,全球平价市场正在逐步扩大,光伏发电已经成为越来越多国家成本最低的能源发电方式。

全球风电迎接平价,成本有望进一步下降。

近十年来全球陆上和海上风电成本分别下降了40%和29%,在 2019年分别降至0.053美元/千瓦时和0.115美元/千瓦时。

未来风电的成本还有望进一步下降。

各地区光伏最低中标价格屡创新低预测陆上风电成本未来将稳步下降 海上风电度电成本和欧洲最近竞价中的 成交价下行 数据来源:CPIA,国泰君安证券研究数据来源:IEA数据来源:IEA 平价时代迎来根本改变,彻底摆脱补贴困扰 光伏平价项目快速增长,国内范围显著扩大。

2020年中国平价项目申报中,有19省纳入平价项目超 33GW,相较2019年12省14.8GW大幅增长。

随着光伏发电效率的快速提升和成本的稳步下降,国内光伏平 价范围显著扩大。

陆风抢装结束,平价时代开启;海风抢装末年,装机热潮延续。

2021以来,风电项目集中招标采购价格快 速下降,上半年实现国内风电招标量超32GW,实现大幅增长,陆上风电平价时代正式开启。

平价时代下,行业需求将不再依赖于补贴,转而由市场经济主导,制造端和运营端的可持续性和可预见性 将会大大提升。

数据来源:国家能源局,国泰君安证券研究 238 34 1311199167 204 165 27 100109 193 1,089 350 275 214194186160 110 716035 132120108 6950412020 0 200 400 600 800 1,000 1,200 万千瓦20192020 数据来源:明阳智能,国泰君安证券研究 2019/2020年国内光伏平价项目纳入范围显著扩大2021上半年国内风电招标量超32GW,实现大幅增长 弃风弃光持续改善,储能规划箭在弦上 弃风弃光现象持续改善。

2018年开始“清洁能源消纳三年行动计划”,从2018年到2020年弃风弃光逐年好 转,风电光伏利用率大幅度上升,到2020年风电利用率已经达到97%,光伏利用率达到98%,甘肃、新疆 等地区弃光率持续下降。

抽水蓄能将为新能源发展保驾护航。

新能源的随机性、波动性,决定了新能源并网规模越大,协调平衡调 节需求越大。

抽水蓄能作为目前成本最低,技术最成熟的储能方式,此次规划提速,将进一步保障新能源 大规模发展。

数据来源:国家能源局,国泰君安证券研究 数据来源:中关村储能产业技术联盟,国家 能源局,国泰君安证券研究 甘肃和新疆地区弃光率持续 下降 新一轮抽水蓄能规划提速 0% 5% 10% 15% 20% 25% 30% 35% 0 5 10 15 20 25 2016H12017H12018H120182019H12019Q1-Q320192020Q1-Q3 弃光电量(亿千瓦时)甘肃弃光电量(亿千瓦时)新疆弃光率(甘肃)弃光率(新疆) 0 50 100 150 200 250 300 2018201920202025规划2030规划2035预测 GW 抽水蓄能累计装机量 “碳达峰”强化能源目标,新能源发电进入加速期 习总书记在气候雄心峰会上强调,到2030年,我国非化石能源占一次能源消费比重将达到25%左右,结合 此前关于2030年“碳达峰”和2060年“碳中和”的重要讲话,标志着我国非化石能源尤其是以光伏、风 电为代表的新能源将成为未来能源增长的中坚力量。

我们测算,中性预期下,到2050年,光伏和风电年均新增装机规模将达到192.88GW和103.86GW,总装 机量将达到4396.06GW和2648.46GW,新能源发展有望进入加速期。

能源消费20192025E 2030E 2040E 2050E 一次能源消费总量(亿吨标准煤) 48.758.1567.4190.60121.75 非化石能源占比15.3% 20% 25% 35% 45% 非化石能源消费总量(亿吨标准煤) 7.4511.6316.8531.7154.79 供电标准煤耗(g/kwh) 290278269269269 非化石能源消费总量(亿千瓦时) 256914186262735118034203950 消费中发电占比93.1% 94% 95% 96% 98% 非化石能源发电量(亿千瓦时) 239123935059598113313199871 光伏+风电6295162363042266319117617 预计未来10年,光伏、风电新增装机比例为65%:35% 光伏 总装机量(万千瓦) 2046866461127664272069439606 年均新增装机(万千瓦) 30357665122371395519288 风电 总装机量(万千瓦) 210054570078715153857264846 年均新增装机(万千瓦) 257841286589751410386 数据来源:国家能源局、国泰君安证券研究 能耗双控趋紧,限电措施打开电价上浮阀门 碳中和背景下,能耗“双控”目标对我国传统能源新增产能的强力 约束进一步加剧了煤炭供应的压力。

5月13日,国家发改委对一季度能耗强度不降反升的浙江、广东、 广西、云南、青海、宁夏、新疆等省区节能主管部门负责同志进行 谈话提醒,确保各省完成本地区年度能耗双控目标任务;8月12日, 国家发改委要求对上半年能耗强度不降反升的地区(青海、宁夏、 广西、广东、福建、新疆、云南、陕西、江苏),2021年暂停“两 高”项目节能审查。

目前亮起红灯的省份中,宁夏、新疆、云南、 陕西是我国的产煤大省,预计接下来“双控”政策对于煤炭产能的 压降具有持续性。

电力供需矛盾激化,限电与电价上涨大势所趋。

1)多个省份出现大规模的电荒,多地开始出台相应的限电措施; 2)进一步完善分时电价机制,本质上是上调电价中枢实现限电的 目的。

3)市场电价上浮限制也逐步被打开,已有多省份允许电力交易价 格可以上浮。

数据来源:发改委 《完善能源双控制度方案》出炉,可再生能源价值进一步凸显一 能耗强度是政策执行的基准;能耗强度是第一优先级,超标者免除考核。

将能耗强度降低作为国民经济和社会发展五年规划的约束性指标,合理设置能源消费总量指标, 并向各省分解下达能耗双控五年目标;对能耗强度降低达到国家下达激励目标的省,其能源消费 总量,在五年规划当期能耗双控考核中免予考核; 二 能耗强度合格,可购买总量指标。

建立能源消费总量指标跨地区交易机制,总量指标不足的,在确保完成能耗强度降低基本目标的 情况下,可向能耗强度降低进展顺利、总量指标富余的省有偿购买总量指标。

三 可再生消纳超额部分,免除总量考核。

对超额完成激励性可再生能源电力消纳责任权重的地区,超出最低可再生能源电力消纳责任权重 的消纳量不纳入该地区年度和五年规划当期能源消费总量考核。

整体思想:“能耗强度优先,辅以总量限制”; 政策目的:1)实行能源消费强度和总量双控;2)坚持节约优先、效率优先,严格能耗强度控制,引导提 高发展的质量和效益。

绿电交易试点展开,环境价值溢价属性得以突显 近期,国家发改委、国家能源局正式复函国家电网公司、南方电网公司,推动开展绿色电力交易试点工作。

首个交易日,成交绿色电力9.1亿千瓦时,其中,风电、光伏分别为3.0亿千瓦时、6.1亿千瓦时,体现环境价值的交易价格在风电、光伏现价 基础上平均提高了2.7分/千瓦时。

我们测算,以此次参与绿电交易的宁夏光伏项目为例,按初始投资成本3.8元/w,年有效利用小时数1500h,平价电价为宁夏燃煤发电标杆上 网电价0.2595元/千瓦时计算,2.7分/千瓦时的绿电溢价,将带动光伏电站投资irr从3.5%提升至8.1%,显著提升新能源运营商的投资收益率。

电力迎来差异化定价,可再生能源的环境溢价属性得以突显,可再生能源可以满足双碳追求、碳足迹要求以及在双控框架内的企业提供增量电 力赚取超额利润。

这将促进可再生能源电力交易、继续扩大绿电溢价、增加企业及地方自建清洁能源电站的需求! 属性要点 绿电产品类别 绿色电力交易特指绿色电力的电力中长期交易,产品主要为风电和光伏发电企业上网电量,条件成熟时,可逐步扩 大至符合条件的水电。

市场主体 参与绿电交易的市场主体主要包括电网企业、风电和光伏发电企业、电力用户和售电公司。

初期,售电方优先组织 平价风电和光伏发电企业,或通过代理的方式跨区跨省购买符合条件的绿电,或由部分带补贴的新能源项目参与绿 电交易,交易电量不再领取补贴。

绿色电力交易机制 一是通过电力直接交易方式购买绿电产品; 二是向电网企业购买绿电产品,以集中竞价、挂牌交易等方式进行。

附加收益的归属 完全市场化绿电产生的附加收益归发电企业;享有补贴的绿电产生的附加收益用于对冲政府补贴;其他保障上网的 绿电,产生的附加收益专款用于新型电力系统建设工作。

可支配现金流为王,优选可持续成长的新能源运营商 有稳健现金流入,能够持续建设平价电站的才是真正优质的新能源运营商。

①我们引入新概念“可支配现金流”来定义运营商的投资价值:考虑电站建设往往采用杠杆建设,选取 “经营性现金流—财务费用”来表征企业可实际支配的现金流(a),选取企业市值为(b),b/a越小,意 味着该企业未来的新能源拓展能力相对更被低估。

②融资成本低,最好是国企央企; ③获取资源能力要强,最好是五大四小等发电集团以及地方国有发电集团。

需特别关注水电、核电、高速公路等公用事业的企业,他们往往具备十分庞大的现金流,但苦于没有新建 资产的能力,而失去发展能力,市场估值较低。

然而,清洁能源运营给了他们新的机会,可以将庞大的现 金流投入清洁能源电站建设,重新获得增长空间,有望迎来估值和业绩双击。

新能源运营商的估值方法:DCF贴现 运营商是确定性的生意,风险可控3-5年内无需考虑。

运营商收入为电价*发电小时,这两者均为确定性; 成本端由折旧和财务费用够成,也是确定,因此运营商的IRR、ROE等从一开始就确定。

因此完全试用 DCF估值法。

潜在的风险主要是限电、电价变动,但由于电力紧缺、清洁能源国策、绿电涨价等,风险3-5 年内无需考虑。

建设的发电项目可以直接贴现现金流,进而折算成当前的资产价值,也就是从1到N的金融魔术。

根据测算, 1GW风电权益价值为47.5亿、1GW光伏权益价值为14.4亿,风电项目收益显著好于光伏。

以深高速为例, 可支配现金流每年可以建设1~2GW风电电站,假设为1.5GW,则深高速市值每年可以增加71.25亿元。

平价风电项目收益率测算平价光伏项目收益率测算 测算结果数值备注 IRR 6.4% 静态回收期14.4 22%前3年50% 25%第4-6年49% 35%第7-15年47% 38%第16-20年45% ROE 17%平均值 ROA 3%平均值 静态LCOE 0.31前三年均值 动态LCOE 0.35 毛利率净利率 测算结果数值备注 IRR 11.9% 静态回收期11.8 39%前3年 34%第4-6年 44%第7-15年 53%第16-20年 ROE 28%平均值 ROA 6%平均值 毛利率65%平均值 净利率 数据来源:国泰君安证券研究数据来源:国泰君安证券研究 目录 提效降本,持续增长01 瓶颈打开,迎接大年02 平价时代,运营为王03 海上风电,扬帆起航04 全球共振,海上风电空间广阔01 降本增量,努力实现评价上网02 三大趋势,书写行业未来方向03 全球海上风电将迎来爆发式发展,市场潜力巨大 2019年全球海上风电新增首次突破7.7GW,累计装机容量达29.8GW。

过去十年,全球海上风电装机容量年均复合增速约32%; 据BNEF预测,至2025年全球海上风电累计装机容量将达约85.9GW,较2019年29.8GW,年均增长9GW 全球海上风电累计装机容量及预测(MW) 0 10 20 30 40 50 60 70 80 90 100 2005200620072008200920102011201220132014201520162017201820192020E2021E2022E2023E2024E2025E 美国中国中国台湾越南法国德国荷兰英国其他亚洲国家其他欧洲国家 数据来源:BNEF 英、德、中主导全球海上风电市场,中国发展态势强劲 全球海上风电装机主要集中在英国、德国、中国三个国家,中国展现出强劲的发展态势 2019年,全球海上风电累计装机前三依次为英国(33%),德国(25%),中国(25%) 预计到2025年,全球海上风电累计装机前三依次为中国(29%),英国(23%),德国(13%) 2019全球海上风电累计装机容量占比 英国,33% 德国,25% 中国,25% 丹麦,6% 比利时,5% 荷兰,4% 其他国家,2% 中国,29% 英国,23%德国,13% 美国,8% 中国台湾,7% 荷兰,6% 法国,3% 丹麦,3% 比利时,3% 越南,2%其他国家,3% 2025年全球海上风电累计装机容量占比 数据来源:BNEF数据来源:BNEF 广东初步规划率先出台:“十四五“省内海上风电实现15GW装机 51.5 102.5 0 20 40 60 80 100 120 20192025 广东省可再生能源装机规划(GW) 光伏+风 能+生物 天然气增 长87% 核电增长 15% 光伏+风能+生物质 合计增长226% 广东省发改委、能源局、科技厅等六部门下发《广东省培 育新能源战略性新兴产业集群行动计划(2021-2025 年)》,文件提出: 1)到2025年,全省非化石能源消费约占全省能源消费总 量的30%,形成国内领先、世界一流的新能源产业集群; 2)到2025年,新能源发电装机规模约10250万千瓦(其 中核电装机约1850万千瓦,气电装机约4200万千瓦,风 电、光伏、生物质发电装机约4200万千瓦),天然气供应 能力超过700亿立方米,制氢规模约8万吨,氢燃料电池约 500万千瓦,储能规模约200万千瓦; 3)全省新能源产业营业收入达到7300亿元,新能源产业 增加值达到1800亿元; 4)出台我省扶持海上风电发展的相关政策,争取2025年 前海上风电项目实现平价上网,到2025年底累计投产海 上风电约1500万千瓦。

数据来源:广东省发改委、广东省能源局 近年来全球海上风电建设成本迅速下降 2010~2019年,全球海上风电建设成本下降了56%,至2019年,全球海上风电建设成本约19808元/千瓦 随着技术进步和规模化发展,中国海上风电建造成本逐步下降。

国内海上风电场平均单位千瓦投资已从2007 年的2.6万元/千瓦下降到2017年的1.4万元/千瓦 2010-2019年全球海上风电建设成本-元/kW 0 10000 20000 30000 40000 50000 60000 2010201120122013201420152016201720182019 中国海上风电建设成本-元/kW 26667 23186 20811 16194 14776 10000 15000 20000 25000 30000 35000 20072009201120152017 数据来源:水规院数据来源:BNEF 全球海上风电度电成本显著下降,中国降本趋势突出 2010年至今全球海上风电度电成本下降了58%,至2020H1,全球海上风电度电成本约0.55元/Kwh 过去六年间,中国海上风电度电成本从1.57元/Kwh下降至0.58元/Kwh,降幅高达63% 2010-2019年全球海上风度电成本各国海上风电度电成本2014 vs.2020 数据来源:BNEF 1.15 1.411.35 1.57 1.46 1.65 1.39 0.460.490.49 0.58 0.670.73 1.20 0.00 0.50 1.00 1.50 2.00 丹麦英国荷兰中国比利时德国法国 2014年20201H 单位:元/Kwh单位:元/Kwh 数据来源:BNEF 海上风电建设成本主要由风电设备与制造施工构成 风场建设成本受水文环境(水深、风、浪、流等)和工程地质条件等因素影响,各沿海省份呈现一定的 差异 以广东为例,风机及塔筒设备占建设成本47%,输电设备占18%,制造施工成本占35% 48% 4% 5% 19% 6% 9% 4% 45% 5%5% 25% 8% 43% 4%10% 24% 7% 220kv海缆 35kv海缆 风机(含安装) 风机基础 用海(地)费用 塔筒 海上升压站 基本预备费 陆上集控中心 剩余费用 省份江苏浙江福建广东 单位千瓦投资(元/kw) 14400-1630015600-1650017300-1850016200-17600 数据来源:水规院 海上风电LCOE下降的有效路径——降低造价 主机及塔筒成本 规模化效应可分摊原有部件研发成本、模具费用、原材料成本、设备厂房 折旧等 产品成熟度可通过小批量验证,在保证机组安全性的条件下优化冗余部件 技术升级使整机控制载荷优化降低,部件承载强度优化提升、部件容量扩 展优化 随着机组偏航变桨轴承、联轴器、滑环、润滑油、电机、传感器、叶片原 材料等零部件的国产化研发 制造施工成本 通过一体化设计平台进行风机、塔筒、基础、控制的耦合优化设计,可在 保障安全性前提下最大程度降低塔筒和基础重量,节约工程建造成本; 在2021年抢装期过后,施工成本会显著下降,同时通过规模化开发,进一 步带动海上工程费用降低; 送出系统成本 分散式柔直系统降本方案可以解决传统柔性直流存在的海上换流站重量、 成本等问题 主机及塔 筒成本 制造施工 送出系统 机组大型化 降本空间约达 24 % *测算以一个100MW、造价16000元 /kw广东海上风电场为例 2% 1% 1% 1% 4% 3… 12% 0% 10% 20% 30% 40% 50% 60% 70% 80% 90% 100% 数据来源:风能协会、国泰君安证券研究 图:通过各种途径降低成本 海上风电LCOE下降的有效路径——技术提高发电量 技术提升 台风利用技术:全年等效满发小时数可提 升100-200h; 风场主动偏航控制技术:通过优化上游风 机偏航角度,减小下游风机的尾流损失, 整场风机发电量提升1-3%。

叶片气动套件增功:通过叶片气动增功套 件,如扰流器、叶尖小翼、动态尾缘等设 计,可以使风机发电量提升4.7-9%。

可靠性保障:智能化运维系统 数据来源:风能协会、国泰君安证券研究 图:各种途径提升利用小时(单位:小时) 海上风电降本路径——深远海提高发电量 更优的风资源利用 深远海蕴含丰富的风资源,在平均风速、风 功率密度、湍流情况等方面都较近海更有优 势。

布局深远海能直接有效提高发电量。

离岸越远风资源条件相关越好。

以广东为 例,粤东离岸40-50公里处的年平均风速可 达9m/s左右,粤西达到9m/s的风速区域离 岸距离将超过100公里。

其平均风速对应满 发利用小时数3900~4100h 图:深远海普遍风资源更好 数据来源:风能协会、国泰君安证券研究 机组大型化趋势愈发显著 2017年全球海上风机平均功率首次达到5.5MW 过去20年,海上风机功率由1.6MW提升到6.5MW 全球海上风机功率持续提升单位:MW 数据来源:IRENA 机组大型化已成趋势,争霸海风“大”时代 全球风电机组单机容量增长情况 数据来源:GWEC 海上风电风场集约化开发是大势所趋 全球海上风电场呈现集约化、规模化开发趋势,2019年全球海上风场平均规模约为226MW 目前国内最大海上风电项目为国电投如东海上风电项目,该项目规划建设两座400MW海上风电场,总装 机容量800MW,该项目场区中心离岸距离分别为33KM、66KM。

规模化开发有助于降低均摊建设成本以及后期运维成本 单位:MW 数据来源:IRENA 海上风电驶向深远海的未来 过去20年,海上风电逐渐由水深20m向水深30m以上开发,由离岸距离20公里向离岸距离140公里延伸 随着海上风电快速发展,近海资源开发逐渐饱和,海上风电势必走向风能资源更加丰富的深远海 数据来源:IRENA 漂浮式风机——海上风电的进化未来 漂浮式单桩 导管架 多桩 漂浮式风电:从补贴到平价、从近海到深远海、从小规模安装到大规模部署。

明阳智能的10MW级海上漂浮式风机采用全球领先的半直驱超紧凑风机设 计,能够做到相比于国内外其他技术路线尺寸更小、重量更轻,从而在匹配 适应半潜式基础时,漂浮式基础的运动响应如横荡、纵荡及垂荡更小。

这一 极具科技感和未来感的设计使得漂浮式风机从整体上建造单价低,发电稳 定,故障率低,运维成本低,进而大大降低了度电成本,为未来明阳智能占 据漂浮及海上风电市场领先地位提供了显著的竞争优势。

风险提示 光伏海外贸易风险。

由于光伏需求70%来自于海外,全球贸易动荡成为光伏行业的潜在风险。

如果海外出台相关贸易保护封锁 方面的政策,会对光伏行业产品销售以及价格产生不利影响。

风电出现安全事故。

风电机组属于长期运转的大型电力设备,工作环境较为复杂,特别是海上风电,长期承受盐雾的侵扰, 如果出现质量事故,会对产业链造成影响,出现赔偿损失,有可能会延后行业增长的进程。

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本报告不构成本 公司向该机构之客户提供的投资建议,本公司、本公司员工或者关联机构亦不为该机构之客户因使用本报告或报告所载内容引起的任何损失承担任何责任。

评级说明 增持相对沪深300指数涨幅15%以上 谨慎增持相对沪深300指数涨幅介于5%~15%之间 中性相对沪深300指数涨幅介于-5%~5% 减持相对沪深300指数下跌5%以上 增持明显强于沪深300指数 中性基本与沪深300指数持平 减持明显弱于沪深300指数 评级说明 股票投资评级 行业投资评级 1.投资建议的比较标准 投资评级分为股票评级和行业评级。

以报告发布后的12个月内的市场表现为比较标准,报告发布日后的12个月内的 公司股价(或行业指数)的涨跌幅相对同期的沪深300指数涨跌幅为基准。

2.投资建议的评级标准 报告发布日后的12个月内的公司股价(或行业指数)的涨跌幅相对同期的沪深 300指数的涨跌幅。

北京 地址:北京市西城区金融大街甲9 邮编:200032 电话:(010)83939888 电话:(021)38676666 上海 深圳 地址:深圳市福田区益田路6009号 邮编:518026 电话:(0755)23976888 国泰君安证券研究所 E-mail:gtjaresearch@gtjas.com 地址:上海市静安区新闸路669号 邮编:200041 谢谢!

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