发电行业容量电价加速新型电力系统建设

正文目录高峰电力保供压力激增，亟须煤电投资加速 4火电容量电价：维持高比例备用的代价是冗余投资 4两维度量化测算容量电价：0.3-0.4元/瓦 8目前最接近容量电价的样本——云南 9风光消纳矛盾凸显，煤电灵活性改造期待更进一步电改政策 10风光电量占比接近15%阈值，消纳面临阶段性天花板 10缓解消纳需要源网荷储多方配合，煤电灵活性改造capex最低 当前辅助服务市场的激励性，尚不足以支撑煤电灵活性改造 13风光加速入市，一/二次能源价格共振 16容量电价出台或将加速可再生能源低价上网 16新能源入市比例增加，定价权在电量上“供给过剩”的火电 17一次二次能源价格的平衡 18煤价维持在合理水平，是新能源渗透率提升的前提 19风险提示 22图表目录图表1：最大负荷增速低于整体装机增速，但高于可用装机增速 4图表2：按照中电联的预测，可用装机增速持续低于最大负荷增速 4图表3：倘若火电新建不提速，我国电力系统备用率或持续下行 4图表4：电规总院预测2023年中国各省份缺电情况 5图表5：电规总院预测2024年中国各省份缺电情况 5图表6：2010-2022年年度火电投资完成额 5图表7：1Q10-2Q23各季度火电投资完成额 5图表8：截止2023/9/8，处于不同状态下的火电装机容量 6图表9：截至2023/9/8，60%待投产火电处于开工招标状态下 6图表10：截止2023/9/8，不同省份位于不同状态下的火电装机容量 6图表2006-2018年德国火电利用小时（风光比例右轴） 7图表12：年加州火电机组利用小时（风光比例右轴） 7图表13：浙江、上海、广东、江苏、福建天然气定价机制 7图表14：利用小时4400，煤价770情境下6%ROE煤电模型 8图表15：利用小时4100，煤价770情境下6%ROE煤电模型 8图表16：参考抽水蓄能的两部制定价模式，容量覆盖6.5%的IRR 8图表17：利用小时3600，煤价770情境下6%ROE煤电模型 8图表：仅考虑初始投资（折旧财务费用，容量电价-2元千瓦，对应覆盖资本金IRR5%- 9图表19：我国灵活性资源比例较低 10图表20：我国灵活性资源分布 10图表21：光伏发电出力曲线与负荷曲线 10图表22：风电出力曲线与负荷曲线 10图表23：美国加州弃光率&光伏发电量（TWh） 图表24：美国加州弃风率&风电发电量（TWh） 图表25：全国弃风、弃光率2022有掉头向上趋势 图表26：节能风电分省弃电率情况 图表27：缓解消纳的手段及相关收入端政策 图表28：2022年中美国德发电量结构 12图表29：丹麦火电出力跟随电价水平调整 12图表30：各地现货市场和辅助服务市场推进进度 13图表31：东北辅助服务市场细则 13图表32：东北及全国煤电灵活性改造静态投资回收期测算 14图表33：吉电股份煤耗/利用小时和辅助服务收入 15图表34：2020-2022年河南/新疆/江苏/上海供电煤耗率均有上升 15图表35：2021-2022年吉电股份调峰损失测算 15图表36：电力交易中边际成本最高的供给商作为出清价格，通常可以保障可再生能源优先消纳 16图表37：容量电价与调峰调频共振，煤电市场化电价或将下降 16图表38：全国分电源市场化交易比例（示意性） 17图表39：只要点火价差稳定为正，火电市场化报价让利是必然 17图表40：2022年新能源参与现货省份分电源结算电价（包括中长期和现货） 17图表41：欧美各国光伏装机与一次能源价格 18图表42：年全球煤电发电量增速与一次能源价格增速 18图表43：一次能源与二次能源的平衡 18图表44：2016-2030电力需求预测 19图表45：2016-2030电力供给预测 19图表46：2024E煤电增量敏感性分析（按照光伏装机） 20图表47：动力煤需求拆分 20图表48：发电量增量拆分（单位：亿度） 20图表49：煤电电量变化（单位：亿度） 20图表50：重点推荐公司一览表 20图表51：重点推荐公司最新观点 21高峰电力保供压力激增，亟须煤电投资加速自11年全国煤电新增产能仅15积极性，我们认为火电容量电价政策的出台有很大必要性，帮助火电从发电向调峰转型，同时稳定火电的盈利预期。火电容量电价：维持高比例备用的代价是冗余投资2021-2022最高负荷同比增速显著高于可用装机增速6%8%，但是考虑到水/风/光的不可靠性，可用装机增速“十三五”4.5%，202234%。迈入“十四五”20224.5-5%速。其中，可用容量为装机容量扣除计划期的受阻容量、备用和退役容量。图表1：最大负荷增速低于整体装机增速但高于可用装机增速 图表2：按照中电联的预测，可用装机增持续低于最大负荷增速(%)1286420

全国最大用电负荷增速用电量增速装机增速可用装机增速全国最大用电负荷增速用电量增速装机增速可用装机增速十三五CAGR 2021YOY 2022YOY

(%) 全国最大用电负荷增速 用电量增速 装机增速 可用装机增速109876543210十三五CAGR 十四五CAGR 十五五CAGR资料来源：中电联、统计局、 资料来源：中电联、统计局、2030年电力装机与负荷的供需矛盾或更加突出36GW，46GW，202128GW15年历史最低。根据中电联1期1.5亿千瓦、0.3亿千瓦，2025年、2030年全国煤电装机分别达到12.312.62025（备用率=可用装机最大负荷-1）下15%以下，2030备用率为负数。图表3：倘若火电新建不提速，我国电力系统备用率或持续下行(亿千瓦) 全国最大用电负荷（亿千瓦） 装机（亿千瓦） 可用装机容量（亿千瓦） 备用504540353025201510502015 2019 2020 2021 2022 2025E 2030E

50%40%30%20%10%0%-10%-20%资料来源：中电联、统计局、南方能源观察、2022年8月电规总院统计，未来三年新增煤电装机仅1.4亿千瓦左右，考虑到受阻比例较低的核电/水电建设周期往往在4-5年以上，短期内我国电力保障基础仍不牢固，电力供需紧张的地区未来三年不断增多，可见我国当前火电装机建设速度仍有提升潜力。图表4：电规总院预测2023年中国各省份缺电情况 图表5：电规总院预测2024年中国各省份缺电情况 资料来源：电规总院、 资料来源：电规总院、4Q21核电机组新增核准数量显著提速；20228源局对已开始要求按照“适度超前”原则做好调整工作，我们判断煤电的审批速度会进一度上新建机组更多是为了应对尖峰负荷或配套大基地风光送出，并不必然意味着煤电电量的绝对值还会有非常大的增长。图表6：2010-2022年年度火电投资完成额 图表7：1Q10-2Q23各季度火电投资完成额)火电投资完成额)火电投资完成额yoy8006004002000

40%火电投资完成额yoy火电投资完成额yoy20%10%0%-10%-20%201020112010201120122013201420152016201720182019202020212022

(亿元6002Q102Q112Q102Q11

100%80%60%40%20%0%-20%-40%2Q202Q212Q222Q202Q212Q222Q23资料来源：、 资料来源：、最高负荷的快速增长促使发电稳定的基荷电源火电的核准/2021年/2022火18%/35%4Q22/1Q23/2Q23火电投资完成额20%/3%/18%。图表8：截止2023/9/8，处于不同状态下的火电装机容量 图表9：截至2023/9/8，60%待投产火电处于开工招标状态下（MW)

主机采购招

其他设备采120,000

标完成 购招标完成100,00080,00060,00040,00020,0000规划建设

核 主 准 体 工程招

主 其 烟 投机 他 气 产采 设 脱购 备 硫标招 成采 中脱标

6%开工34%

规划建设15%核准25%

11%标2%标 标 购 完 完 招 成 成 标 完

主体工程招标完成7%资料来源：北极星电力网、各省能源局/发改委官网、 资料来源：北极星电力网、各省能源局/发改委官网、2022年初-202398313GW，其中处于开工招标（核准投产前）60%。分集团/上市公司看，拥有煤炭资源的主体更积极，显示出电力集团对未来煤价波动导致的盈利不可预测性是制约火电建设积极性的重要因素。图表10：截止2023/9/8，不同省份位于不同状态下的火电装机容量（MW）规划建设开工规划建设开工烟气脱硫脱硝工程招中标核准主机采购招标完成投产主体工程招标完成其他设备采购招标完成60,00050,00040,00030,00020,00010,0000广内江安新陕浙山湖湖四河江山贵广重甘河福宁上黑海青辽云天东蒙苏徽疆西江东北南川北西西州西庆肃南建夏海龙南海宁南津古 江资料来源：北极星电力网、各省能源局/发改委官网、203010%4.5亿千瓦火电。但是这么庞大的煤电上马，并不意味着电量的增长，火电发电量取决于全社会用电量与可再生能源发电量之差，在风光水核等电源优先上网的前提下，火电产能增加也意味着利用小时的必然走低（2022459420303500左右。当然，我国电力系统是10-15%备用率底线是个更值得商榷的问题7%-8%最低/15%以上备用率难度是很高的，不过短期内我国下调电力系统安全的底线的概率不大。火电产能利用率下滑不可避免。观察欧美的经验，我们也可以得出结论：德国风光电量占8%-13%2012-14年(12%)2021年风电光伏发电量占比12%，哪怕我们牺牲部分的系统冗余度，随着火电越来越多为新能源调峰让道，火电产能利用率的下滑也不可避免。图表11：2006-2018年德国火电利用小时（风光比例右轴） 图表12：2011-2020年加州火电机组利用小时（风光比例右轴）小时4,500

燃气硬煤 风光比例燃气硬煤 风光比例

小时7,000

煤炭天然气 风光比例煤炭天然气 风光比例4,0003,5003,0002,5002,0001,500

25%20%15%10%5%

6,0005,0004,0003,0002,000

20%15%10%5%1,000

0%2006200720082009201020112012201320142015201620172018

1,000

0%2011201220132014201520162017201820192020注:德国配合风、光波动开展调节主要为硬煤/燃气发电，不包括褐煤和生物钟资料来源：环球印象德国事业部《2022-2026年后疫情时代德国投资环境及发展潜力报告》、

资料来源：IEA、随着新型电力系统的建设，火电从发电向调峰转变辅助可再生能源维持系统稳定已经是必然的趋势，但是尖端负荷的不足可能会导致火电盈利模式转变早于预期。当前高企的煤价50%2022-25新上的火电机组在利用小时即将加速下滑的前夕还有信心收回成本，容量电价和现货市场交易可以说是为数不多的的政策手段。在两部制电价的背景下，火电企业收入等于容量电价与电量电价之和，参考抽水蓄能与部分省份天然气发电的定价机制，容量电价应该保障机组的固定投资（包括本金偿还和利息支出）获得合理（6-7%左右）回报率，而电量电价应当与边际成本有较为灵活的联动机制。图表13：浙江、上海、广东、江苏、福建天然气定价机制省市容量电价 电量电价 气电联动机制 定价机制 市场化交易方式浙江9F/9E302.4元/瓦·571.2元

9F/6F机组0.4335元/千瓦时，9E/6B机组9F/6F机组电量电价=天然气到厂价（含管输0.4650/千瓦时元，分布式发电机组每千瓦时费电源增值税气源增值税

20229H

直接交易千瓦·年，6B元/千瓦·年上海调峰机组37.01元/千

0.65元执行0.5687元/度，9E

机组电量电价=天然气到厂价税气源增值税）联动后电量电价=现行电价+天然气平均调价

组全电量参与电力市场，分布式0.65元/度两部制+

差价传导瓦·月，热电联产机组

元/

幅度×税收调整因子/气耗，税收调整1.0367；电价阶梯制，分布式36.5元/千瓦·

以内0.5929元/度，2500-5000小时以内0.5125元/度，5000以上等于煤电基准价

5.27度/5.11度立方米

机组单一制电价0.8783元/千瓦时广东 2017年后新投产机组0.715元/度；使用澳大利亚进口合约0.484元/度；余下的：9F型及以上机组小时内0.655元/度型机组4000以内0.68元/度；6F型及以下机组50000.69元/5000电价0.463元/度

单一制，电量电价阶梯制

差价传导江苏调峰机组28元/千瓦·月，调峰机组0.436元/千瓦时，40/20/10万级热P△=C△×0.9×T×Ci；C△天然气价格变动值，两部制 直接交易热电联产机组40/20/10万千瓦分别为28/32/42元/千瓦·月

0.449/0.484/0.469元/度

本期天然气成交价格较基准门站价格（2.04元/立方米气耗，400.1882立方米/度，200.2026立方米/度，100.1975立方米/度福建 莆田、晋江、厦门三家燃气电厂上网电价为0.5683元/度资料来源：自然资金保护协会(NRDC)MonaYew2019年10月27日在清华能源互联网沙龙第五期的演讲、

单一制，转让替代电价为0.3元/度两维度量化测算容量电价：0.3-0.4元/瓦0.372元/度，假设下水煤煤价就在0元（kc（发改委要求区间上限港杂损耗费用。一个煤电厂从发电转为调峰利用小时从0下降至（2补偿为1元瓦才能维持%的O6（00.24元/6%ROE式去考虑煤电容量电价，也就是在不考虑发电边际盈利为正的情况下容量电价要覆盖6%-6.5%IRR，这种情形下的容量补贴会更高（0.35元/瓦左右。图表14：利用小时4400，煤价770情境下6%ROE煤电模型 图表15：利用小时4100，煤价770情境下6%ROE煤电模型只有电能量电价容量电价（含税） 元/瓦0.11基准电价（含税）元/度0.37基准电价（含税） 元/度0.37电价涨幅20%电价涨幅20%实际电价（含税）元/度0.446电量电价（含税） 元/度0.446度电收入元/度0.37度电收入 元/度0.39入厂煤价（含税）-5500kcal元/吨770入厂煤价（含税）-5500kcal 元/吨770入炉标煤价格-不含税元/吨867入炉标煤价格-不含税 元/吨867发电煤耗克/度289发电煤耗 克/度300度电燃料成本元/度0.25度电燃料成本 元/度0.26点火价差元/度0.12点火价差 元/度0.13利用小时4400利用小时4100度电折旧元/度0.04度电折旧 元/度0.04度电人工元/度0.03度电人工 元/度0.03度电维修元/度0.01度电维修 元/度0.02度电财务费用元/度0.01度电财务费用 元/度0.01度电其他元/度0.01度电其他 元/度0.01固定成本元/度0.10固定成本 元/度0.11净利率4%净利率4%ROE6%ROE6%资料来源： 资料来源：图表16：参考抽水蓄能的两部制定价模式容量覆盖的IRR 图表17：利用小时3600，煤价770情境下6%ROE煤电模型单位综合成本元/瓦3.0容量电价（含税）元/瓦0.24折旧年限年20基准电价（含税）元/度0.37固定资产残值5%电价涨幅20%运营费用比例元/瓦0.06电量电价（含税）元/度0.446所得税率25%度电收入元/度0.44贷款比率%70%入厂煤价（含税）-5500kcal元/吨770还款方式等本还款入炉标煤价格-不含税元/吨867贷款年限年20发电煤耗克/度320基准利率4.5%度电燃料成本元/度0.28上浮比例-10%点火价差元/度0.16容量电价元/瓦0.354利用小时3600资本金IRR6.5%度电折旧元/度0.05全投资IRR4.8%度电人工元/度0.03回收期年11度电维修元/度0.02运营期NPV元/瓦1.0度电财务费用元/度0.01度电固定成本元/度0.09度电其他元/度0.015500kcal入炉煤价元/吨770固定成本元/度0.13标煤煤耗克/度320净利率4%度电调峰成本元/度0.37ROE6%资料来源：华泰研究资料来源：华泰研究3013%、25%3.7元/W15年，贷款比率达80%，实际贷款利率较基准利率浮动-20%。在不考虑进项税额抵扣的情况下，325元5%IRR8%IRR水平，容量补贴会更高（382元千瓦图表：仅考虑初始投资（折旧财务费用，容量电价2元千瓦，对应覆盖资本金容量电价收入元/W0.3250.3440.3640.382税后度电收入元/W0.2830.3000.3160.332单位造价元/W3.6583.6583.6583.658机组寿命年30303030贷款比例80%80%80%80%实际贷款利率3.9%3.9%3.9%3.9%贷款年限年15151515机组寿命年30303030IRR5%6%7%8%资料来源：华泰研究根据我们的测算，如果对所有煤电进行容量补贴且不考虑已经运行的时间，每年额外的供2000-3000亿元（2026年之后。和抽水蓄能类似，如果煤电可以参与现货市容量电价的出处一直是非常模糊的灰色地带，除了抽水蓄能在发改委的政策中有明确通过输配电价疏导，燃气发电的容量电价各省规定不一，有通过现货市场回收的，也有含糊表所以煤电容量电价的出台核心还在于钱从哪里来。目前最接近容量电价的样本——云南202212（试行10%（含已建成项目40%（暂不参与220元/千瓦每年上下浮动。未自建储能、未购买共享90%结算差额资金纳入电力成本分担机制。此次出台的2元（相当于3分度恐怕不够。事实上，因为省内基准电价低且交易规则特殊，高比例清洁能源挤压火电利用（2017（国电宣威。2020年来云南电力供需形势发生逆转，2021省内煤电厂利用小时甚至有超月重启煤电建设，本次政策的出台也是为了吸引火电投资。IRR1-2pct，90%/租赁共享购买煤电容量，15GW4.8GW80GW绿电项目，与省内规86GW吻合，加上新型储能的建设，储能资源是足够的，只是对风光电站（包括存量机组）盈利确实带来较大的冲击。考虑到云南省新增光伏目前平价上+风光消纳矛盾凸显，煤电灵活性改造期待更进一步电改政策容量电价的出台可以加速煤电新机组投产，在利用小时走低的同时稳定煤电的盈利能力；但是，新型电力系统不仅需要更多煤电，还需要灵活性调节能力更强的煤电，辅助服务市场的完善和现货市场的加速推进，值得期待。图表19：我国灵活性资源比例较低 图表20：我国灵活性资源分布49%34%18%6%3%水电 气电 煤电 燃油 核电49%34%18%6%3%60%50%40%30%20%10%0%

中国-三北 中国 德国 西班牙 美国

90%80%70%60%50%40%30%20%10%

其他 电网侧 新型储能 需求侧响应需求侧响应新型储能需求侧响应新型储能需求侧响应需求侧响应电网侧电网侧新型储能新型储能电网侧电网侧发电侧中国-2018 中国-2025 中国-2035 中国-2050资料来源：中电联、 资料来源：国网研究院、IEA、风光电量占比接近15%阈值，消纳面临阶段性天花板风光发电与用电负荷的时空错配导致消纳问题的发生具有一定必然性。2012（（（（1年初暴风雪0系统平衡202214%；20231-8月随着第一批大基地投产和组件价格下降带动光伏装机加速，今年开始风光消纳问题越来越严峻。图表21：光伏发电出力曲线与负荷曲线 图表22：风电出力曲线与负荷曲线0.500.450.400.350.30

1 4 7 10 13 16 19 22

0.85 用电负荷（pu，左） 光伏出力（pu，右）0.750.700.650.60

0.850.800.750.700.650.600.550.50

用电负荷（pu，左） 风电出力（pu，右1 4 7 10 13 16 19 22

0.460.440.420.400.380.360.340.320.30资料来源：国能日新招股书， 资料来源：《新能源消纳关键因素分析及解决措施研究》舒印彪（2017），以美国加州为例，2018-202214%2018-20226-8%图表23：美国加州弃光率光伏发电量（TWh） 图表24：美国加州弃风率风电发电量（TWh）发电量（右轴） 2018 2019

发电量（右轴） 2018 20192020 2021 2022 2020 2021 20222023 202325%

5 2.0% 320%15%10%5%

41.5%231.0%210.5%10% 01月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月

0.0%

01月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月注：发电量为2022年数据资料来源：CAISO，

注：发电量为2022年数据资料来源：CAISO，20%2022光伏有1618个省份出现类似情况（2022第一次出现的广东。光伏202214东北新疆8个，集中在甘肃陕西湖南吉林蒙西等。这里我们还要额外考虑到，2022221改委、能源局联合发布《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》的通知，对由于报价原因未中标电量已经不纳入新能源弃电量统计。图表25：全国弃风、弃光率2022有掉头向上趋势 图表26：节能风电分省弃电率情况18%16%14%12%10%8%6%4%2%0%

弃风率 弃光率2015 2016 2017 2018 2019 2020 2021 2022资料来源：国家能源局，全国新能源消纳监测预警中心， 资料来源：公司公告，缓解消纳需要源网荷储多方配合，煤电灵活性改造capex最低电化学储能等手段解决。而在空间错配方面，目前特高压是远距离电力输送的重要手段。缓解手段规模单位投资成本相关电改政策缓解手段规模单位投资成本相关电改政策电源侧气电“十四五”新增50GW4-5元/W现货加速推广，新能源入市，加大现货市场价差波动电源侧煤电灵活性改造“十四五”30-40GW0.5-1.5元/W现货加速推广，新能源入市，加大现货市场价差波动，拉长低电价甚至负电价时间；容量电价政策出台，辅助服务市场逐步完善电网侧特高压“十四五”预计开工10直8交200-300亿元/条；特高压交流50-100亿元/条发改委核定的输配电价负荷侧需求响应2025年达到81.5GW1-3元/瓦·年现货加速推广，新能源入市，加大现货市场价差波动；虚拟电厂参与现货/辅助服务等市场交易储能侧抽水蓄能“十四五”开工40GW+5.5元/W两部制电价政策已经出台，后续电量交易可能参与现货电化学储能1-2元/WH容量补贴；现货加速推广，新能源入市，加大现货市场价差波动储能参与现货市场逃离，资料来源：中电联，抽水蓄能行业分会，上海电力结算中心，中国石油规划总院，vs50～60%，供热机75～85%1.5%～2%/min；而丹麦硬煤机组最小出力可达20％～254％～6％/min丹麦煤电灵活性改造非常重要的刺激因素就是新能源快速发展后的长期低电价，加入北欧电力交易10年市场低电价持续时间冗长，才逐步促使当地煤电开始大规模投资改造。图表28：2022年中美国德发电量结构 图表29：丹麦火电出力跟随电价水平调整

燃油 天然气 燃煤 核能 水 可再生能源 其他64%64%中美火电占比接近61%中国 美国 德国

4003002001000(100)(200)(300)

电价/[丹麦克朗·1/（MW·h）]负荷率（右）负荷率（右）0 8 121620242832364044

100%80%60%40%20%0%资料来源：BP， 资料来源：《火电灵活性改造的现状、关键问题与发展前景》潘尔生等（2020），通过丹麦的经验我们可以知道，要促进煤电更积极去做灵活性改造，容量电价本身的力度是不够的，频繁波动的电价和新能源发电时长期的负电价是最好的经济刺激。在我们电改还难以承受电价大范围波动的情况下，辅助服务市场是相对柔和的机制。目前来看，国内20239月18日发改委、能源局联合印发中国首个电力现货市场基本规则，剩余省份的现货市场也在加速推进。图表30：各地现货市场和辅助服务市场推进进度

现货交易市场 辅助服务市场是否存在现货交易市场新能源是否参与现货市场是否存在辅助服务市场山东√√√山西√√√广东√√√蒙西√√√甘肃√√√浙江×××福建√×√四川√×√海南××√贵州××√广西××√云南××√河北南网××√宁夏√×（2024年）√安徽××√辽宁√×√河南√×√陕西××√青海××√新疆××（2024年）√吉林××√黑龙江××√湖北√×√湖南××√江西××√江苏√×√重庆××√上海××√河北北网××√资料来源：各地区发改委，各地区能源局，华泰研究当前辅助服务市场的激励性，尚不足以支撑煤电灵活性改造2781.9%167亿元/54亿元/45亿60%/19%/16%254亿元，91%PJM20152.5%，20158%1，我国辅助服务市场规模还远远不足。图表31：东北辅助服务市场细则资料来源：1《新一轮电改下电力辅助服务市场机制及储能参与辅助服务的经济性研究》（李明，焦丰顺，任畅翔，赵瑞）煤电灵活性改造成本相对于抽水蓄能、气电、储能电站等其他系统调节手段更低，具有最高性价比。根据调峰成本和补贴收入测算结果，可得出年度调峰利润。经测算，若对东北火电机组进行灵活性改造并提供调峰服务，收益或较好，反之对全国所有火电机组进行灵活性改造并提供调峰服务，将面临亏损。500-1500元/千瓦。假设煤电机40%/30%的灵活性改造单位调峰容量1000/1500元/长年份，即使进行灵活性改造，也并不能够增加机组寿命，同时不考虑残值，我们假设灵10年。300MW600MW40%、30%时静态投资回收期均小于10年（152年，故可回收成本；负荷率为%时，即使不产生灵活性改造成本，由于调峰补助不足以覆盖调峰成本，调峰将亏损。我们通过对各省调峰补贴进行平均，得出全国平均调峰30%时静态投资回收期均大于报废年限（假设0年，故不可获利；负荷率为%、%时，调峰补助则不足以覆盖调峰成本。图表32

东北调峰测算300MW亚临界机组 600MW超临界机组深度调峰负荷率50%40%30%50%40%30%年度调峰利润（万元/年）-43617924415-69038549347煤电灵活性改造单位调峰容量成本（元/千瓦）-10001500-10001500灵活性改造成本（万元）-30009000-600018000静态投资回收期（年）-1.672.04-1.561.93全国调峰测算300MW亚临界机组300MW亚临界机组深度调峰负荷率50%40%30%50%40%30%年度调峰利润（万元/年）-261-167194-339-64905煤电灵活性改造单位调峰容量成本（元/千瓦）-10001500-10001500灵活性改造成本（万元）-30009000-600018000静态投资回收期（年）--17.9846.35--93.5519.90注：1）因假设原最低运行负荷为50%，故深度调峰负荷50%时不需灵活性改造；2）灵活性改造成本=煤电灵活性改造单位调峰容量成本*（原最低运行负荷率-改造后最运行低负荷率）*额定功率；3）静态投资回收期=灵活性改造成本/年度调峰利润资料来源：中国电力企业联合会、估算火电机组参与调峰调频后，单位成本增加，同时产能利用率下降，火电机组收入将受到拖累。一方面，火电机组通过灵活性改造参与调峰调频后，为了配合新能源的不稳定发电，火电自身的负荷率也随之波动，带来火电单位煤耗量增加，推升火电发电的单位燃料成本。根据公开数据统计，近几年河南、新疆、江苏、上海等地区平均供电煤耗均为上升趋势，2020/2022年河南/新疆/江苏/上海供电煤耗分别为272/273/263/264克/千瓦时以及276/277/265/272克/千瓦时。需要说明的是，煤耗增加也可能来源于近几年煤价高企导致入炉煤种变化等其他因素。另一方面，参与调峰调频后，火电机组的平均负荷率下降，使得利用小时数降低，最终火电机组的产能利用率滑坡。我们以吉电股份为例，对公司参与调峰调频后的火电煤耗、辅吉电股份供电煤耗上升而利用小时数下降，2023-23年Q1的火电煤耗分别为242.4/243.74/245.3克/4134/4101/3820小时。需要说明的是，利用小时下降也可能来源于近几年需求和用电量波动等其他因素。图表33：吉电股份煤耗利用小时和辅助服务收入 图表34：2020-2022年河南/新疆江苏/上海供电煤耗率均有上升辅助服务收入（亿元，左）Q1辅助服务收入（亿元，左）Q1火电煤耗（百克/千瓦时，右） 利用小时（千小时，右）4.03

(克/千瓦时280Y2020Y2021Y2020Y2021Y20223.523.012.5

27026526002020

2021

2022

2.0

255河南 新疆

江苏 上海资料来源：，公司公告， 资料来源：，依据吉电股份公告披露的电量/标煤采购单价2021/2022年公司燃煤0.13/0.16亿元。依据公司披露的火电装机容量火电机组利用小时数电2021/20220.59/5.4亿元。假设这两者主要2021/2022年公司参与调峰调频后仅燃煤成本增加和发电量0.72/5.56亿元的损失，当年辅助服务收入并不一定都可以覆盖。考虑到参与调峰调频后，公司还将承担更高的机组损耗、启停成本以及额外的环保开支，即便在辅助服务收入最高的东北，当前收入是否可以覆盖公司参与调峰所将面临的损失还值得商榷。图表35：2021-2022年吉电股份调峰损失测算20212022发电量亿度135.4126.1煤价元/吨736.3815.8煤耗增加克/度1.341.56（1）燃煤成本增加亿元0.130.16装机容量GW3.33.3利用小时数下降小时33303电价（不含税）元/度0.540.54（2）损失的电量收入亿元0.595.40（1）+（2）调峰损失亿元 0.725.56辅助服务收入亿元 2.493.57资料来源：公司公告，估算煤电从发电主力逐渐转变为电力系统压舱石。这一转变对火电提出了相矛盾的要求：既要求火电装机量提升，以更好发挥稳定性价值；但又要给新能源电量“让路”并为此调峰，火电负荷率又将下降。考虑到火电项投入较大，运营期煤价确定性低，参与调峰调频后火望解决新型电力系统对火电角色的矛盾要求。风光加速入市，一/二次能源价格共振0，市场中核电/水电/风光总能以比火电更低的价格获得消纳，因此火电是市场化交易中的边际价格出清者。煤电在点火价差为正（电价高于单位可变成本也就是燃料成本）的情况下，和所有大宗商品一样，都有降价换量的动力。在中长期交易中，随着煤电产能利用率逐渐走低（电量越来（不包括现货）中的定价权会逐步减弱，当然前提是必须高于边际成本。同时，随着容量电价逐步覆盖固定投资成本，火电电力电价有了下降空间，煤电报价逐步降低成为必然。图表36：电力交易中边际成本最高的供给商作为出清价格，通常可以保障可再生能源优先消纳负荷曲线燃油机组负荷曲线燃油机组天然气硬煤硬煤可再生能源热电联产褐煤核电发电量资料来源：现货电价更多反应的是电力价值中长期更偏向于带时间曲线的电量价值所以现货价格和中长期的报价策略并不一致；但是中长期交易是决定火电收入的压舱石，对新能源并不一定是。容量电价出台或将加速可再生能源低价上网0.4元/度。参考典型纯火电浙能15%15%，燃料及其他可变70%。图表37：容量电价与调峰调频共振，煤电市场化电价或将下降资料来源：wind，容量电价政策推出后，火电的总电价被拆分为容量电价和电力电价，其中容量电价有望对部分固定成本（折旧和财务费用）进行覆盖。根据我们测算，330元（总成本中的%15%*0.4=0.06我们认为容量电价的出台使得煤电在电力市场中的报价不再需要分摊建设成本，市场化交易电价有了下降空间。同时，为适应新型电力系统要求，火电负荷率将会持续降低，尤其在中长期电量报价的考虑上，供给侧过剩是必然趋势；火电机组为增加收入，有降价促销的动力。不考虑煤价波动，容量电价政策出台后，煤电在市场报价上的退让，会带动其他和煤电一起交易的可再生能源市场化交易价格一起走低。新能源入市比例增加，定价权在电量上“供给过剩”的火电50%进入市场40%（龙源电力交易比例已达%，而水电市场化交易比例约-%图表38：全国分电源市场化交易比例（示性） 图表39：只要点火价差稳定为正，火电市化报价让利是必然60%水电 风电光伏 核电 气电 煤电资料来源：公司公告， 资料来源：2022年煤价较高，火电仍有足够的定价权，电价呈现远高于基准电价的态势。2022419/405/409/505元/MWh，超过基准价87/108/127/130元/MWh。相较而言同期同省份光伏、风电结算价格更低。山西光伏发电/101/83元/MWh188/170元/MWh；甘肃光伏发电/风力发电分别低于基准价格55/17元/MWh，低于火电结算价格162/124元/MWh16%图表402022（包括中长期和现货

结算价格（元/MWh）省份/地区火电较基准价光伏较基准价风电较基准价基准价格山西418.886.84230.6-101248.7-83.3332甘肃405.4107.6243-54.8281.2-16.6297.8蒙西(6-12月)409.4126.5204.9-78189-93.9282.9参与中长期 242.7-13239318.18山东（含容量补偿)未参与中长期504.71 129.91355.3-19.5360.9374.8-13.93资料来源：各地政府官方网站，一次/二次能源价格的平衡0，市场中核电/水电/风光总能以比火电更低的价格获得消纳，因此火电是市场化交易中的边际价格出清者。倘（这个几乎是必然的，2）（这个有不确定性润会被压缩，新增装机投资会受到抑制，新能源消纳压力又得到了减轻，电力供求关系会得到缓解，从而实现动态平衡。图表41：欧美各国光伏装机与一次能源价格 图表42：2011-2022年全球煤电发电量增速与一次能源价格增速（GW）8642200620072011201220062007201120122013201420152016

西班牙德国澳大利亚世界银行欧洲天然气现货价（右）纽卡斯尔NEWC动力煤现货价（右

（十美元/吨）54321202020212022202020212022

10%5%0%-5%-10%-15%-20%

全球煤电发电量增速 美国天然气价格增速(右）

120%100%80%60%40%20%0%-20%-40%-60%资料来源：世界银行 资料来源：IEA从欧美各国成熟电力市场的情况来看，光伏装机量的变化与一次能源价格具有较强的相关性：当煤价上行带动现货/期货价格上行时，PPA等长期合约市场可以锁定更高回报率，新能源装机会加速。根据IEA、等数据来看，随着纽卡斯尔动力煤现货价以及欧洲天然气现货价走高，西班牙、德国、澳大利亚等国的光伏装机量呈现同步上升趋势。2014年-2022年，纽卡斯尔动力煤现货价/欧洲天然气现货价CAGR分别为19%/20%，同期西班牙/德国/澳大利亚光伏装机量CAGR分别为124%/19%/2%。42能源价格上涨，并传导到电价上涨，光伏装机量随之提升，新能源发电量增加，又将降低煤电发电量，带动煤价下行。最终，电价、能源价格、新能源装机量会在市场力量的作用下形成一个微妙的平衡。图表43：一次能源与二次能源的平衡资料来源：煤价维持在合理水平，是新能源渗透率提升的前提我们预计，2023年全社会用电量有望突破9万亿度，到2030年十五五末全社会用电量或达到12.6万亿度，用电量负荷增速在9.5%。图表44：2016-2030电力需求预测TWh20162017201820192020202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E全社会用电总量592063086916722675118313863791169618101161060711102115991210412617各行业用电量合计51145440592862566416713973017712815285909028946899081035410806第一产业10811612213386102115126138151163177191205220第二产业421044434722493751225613570059796296661469317250757078908208第三产业7978811084118612091423148616071717182519342041214722582377城乡居民用电量合计807869970102510951174133714031467152515791634169117501812资料来源：国家能源局，预测结合中电联/能源局公开数据，十三五以来我国电力总装机稳步增加，而发电量增速相对较缓。根据我们的预测，2025/30年火电电量会下滑至58%/44%，煤电利用小时会从2022年的4620下滑至2025/30的4018/3165.图表45：2016-2030电力供给预测电源类型20162017201820192020202120222023E装机量/GW2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E合计165117771900201122012378256428973240360839314241455448675180火力106111051144119012461297133213971457152715541572157215731574水力332344353358370391414423432447460467491518544核3436454950535658606570788796104风147163184209282329365430501579657735813891969光伏7612917420425330739359079099011901390159017901990其他000001500000000分布式光伏装机1030516378107158201发电量/TWh259319383459528608649合计602364176995732776268396866391439647101461063811135116341214012655火力432745564925504751775666585360055918585257625755571556535603水力117511931232130213551340120211861358148115081520155016101672核213248295349366408418438458484521572640706768风2413033664054676567629131069124014191598177819572136光伏67117177224261327428601844108814281690195222142476资料来源：中电联预测20232024年对动力煤的需求之间的关系来说明一次能源和二次能源价格的平衡。我国电力系统耗煤需求占动力煤总需求60以上，并且占比在近年仍有提升趋势。2019/2020/2021/2022/2023M761%/61%/62%/63%/64%，五年内占比提升3pct。可见，电量对煤价的影响至关重要。20232024年煤电的发电量会有2023200-300GW2024年煤电发电量将会减884-1801图表46：2024E煤电增量敏感性分析（按照光伏装机） 图表47：动力煤需求拆分(2024E煤电增量，亿度)-400(200,-884)

100%90%80%

电力行业 冶金行业 化工行业-800-1,200-1,600-2,000

(230,-1067)(260,-1250)(290,-1434)(320,-1617)(350,-1801)(2023E光伏装机容量，GW)200 230 260 290 320 350

70%60%50%40%30%20%10%0%

11%8%9%6%5%11%6%5%10%9%9%6%5%10%8%8%6%5%10%9%7%6%5%61%61%62%63%64%9%8%

2020

2021

2022

2023M7资料来源：，预测 资料来源：，预测假设3年起年均新增光伏W风电W4年开始出现负增长；即使假设未来新能源建设不加速，2024-300.3亿吨/年。图表48：发电量增量拆分（单位：亿度） 图表49：煤电电量变化（单位：亿度）水电 核电 新能源 煤电 气电等

5,0000

2020 2021 2022 2023E2024E2025E2026E

02020202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2020202120222023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E资料来源：，预测 资料来源：，预测图表50收盘价目标价市值(百万)EPS(元)PE(倍)股票名称股票代码投资评级(当地币种)(当地币种)(当地币种)20222023E2024E2025E20222023E2024E2025E华润电力836HK买入15.0229.3972,2531.463.113.343.7810.294.834.503.97华能国际600011CH买入8.0411.55126,213-0.470.900.991.09-17.118.938.127.38国投电力600886CH买入11.9714.5889,2270.550.890.961.0121.7613.4512.4711.85建投能源000600CH增持5.896.7110,5530.060.180.270.4298.1732.7221.8114.02国电电力600795CH买入3.724.9466,3490.160.360.420.5023.2510.338.867.44华能国际电力902HK买入3.885.2360,909-0.510.890.991.08-6.984.003.603.30股份华电国际600027CH买入5.387.0055,0240.010.630.700.82538.008.547.696.56华电国际电力1071HK买入3.273.6433,4440.000.620.700.81NA4.844.293.70股份浙能电力600023CH买入4.335.7558,060-0.140.520.550.57-30.938.337.877.60京能电力600578CH增持3.134.0620,9520.2426.0819.5614.2313.0420230922日资料来源：Bloomberg，预测图表51：重点推荐公司最新观点股票名称 最新观点华润电力(836HK)华能国际(600011CH)国投电力(600886CH)建投能源(000600CH)国电电力(600795CH)华能国际电力股份(902HK)

抗住人民币汇率波动压力，1H23归母净利同比+54%1H23，公司营收/归母净利同比+2%/+54%至515/67亿港币，核心利润中可再生能源/火电贡献分别为59.54/7.26亿港币，同比增长13%/151%，若剔除港币/人民币汇率同比-6.4%的负面影响，同比增速更高。考虑风电利用小时同比大幅增长和煤价快速下行，我们上调23-25年公司归母净利至150/161/182亿港币（前值：132/146/172亿港币）。参考火电/可再生能源2023EPB/PE一致预期0.8/15.8x，给予公司火电/可再生能源0.5/18.5x2023EPB/PE（归母权益/净利润：177/97亿港币），火电折价考虑可比公司中有新能源预期，新能源溢价考虑公司盈利能力较可比公司更优，总市值折价25%以反映新能源分拆上市的潜在影响，目标市值1414亿港币，目标价29.39港币（前值：25.44港币），维持“买入”。风险提示：1）煤价涨幅超预期；2）利用小时数低于预期；3）市场化电价低于预期；4）分拆上市落地情况与预期不符。报告发布日期：2023年08月22日点击下载全文：华润电力(836HK,买入):1H23绿电表现优异，火电实现扭亏2Q23境内煤电开始兑现盈利，1H23新加坡业务利润贡献亮眼公司1H23营收/归母净利为1260.32/63.08亿元，同比+7.8%/+309.7%，其中归母净利位于业绩预告57.5-67.5亿元的上区间；2Q23营收/归母净利为607.63/40.58亿元,同比+17.7%/+297.7%；1H23业绩大增主要系境内煤电开始盈利以及新加坡贡献利润总额28.9亿元。考虑公司境外业务利润高增，上调公司2023-25年归母净利至142/156/171亿元（前值：117/129/141亿元）。预计公司23年新能源归母净利80.02亿元和火电板块归母权益568.06亿元，分别给予23EPE25.5x和PB1x（可比公司一致预期23EPE/PB15.6x/1.02x，公司溢价考虑新能源盈利能力更强及火风光一体化优势更佳；火电仍有一定燃煤成本压力），扣除永续债后预计公司总市值1813亿元，对应股价11.55元（前值：11.29元），“买入”。风险提示：煤价高于预期；市场化电价上涨/利用小时/风光新项目投产不及预期；计提资产减值风险。报告发布日期：2023年07月26日点击下载全文：华能国际(600011CH,买入):煤电盈利开始兑现，新加坡贡献亮眼1H23火电盈利改善显著，水电电量同比下滑公司1H23营业收入/归母净利263.7/33.4亿元，同比+16.2%/+42.1%（yoy均为调整后口径）；2Q23公司实现营收/归母净利131.1/17.2亿元，同比+12.5%/+31.5%。谨慎考虑雅砻江全年发电量，我们下调公司23-25年归母净利预测至66.2/71.4/75.2亿元（前值：69.3/72.1/77.2亿元）。基于23E火电归母净资产/清洁能源归母净利51.77/61.19亿元，参考火电/清洁能源可比公司23EPB/PE一致预期1.0/15.9x，考虑火电可比公司拥有新能源资产估值预期但公司1H23火电度电盈利改善较优及雅砻江水电未来水风光一体成长性，给予公司火电/清洁能源0.9/17x23EPB/PE，目标市值1087亿，目标价14.58元（前值16.42元），“买入”。风险提示：来水/两杨发电量/市场化电价上涨不及预期；煤价增长超预期。报告发布日期：2023年08月29日点击下载全文：国投电力(600886CH,买入):水电电量下滑，但火电盈利改善显著1H23归母净利扭亏为盈，小幅下调目标价建投能源发布业绩：1H23年实现营收89.4亿元（同比+1.1%），归母净利0.8亿元，同比扭亏为盈，扣非后-0.3亿元（同比+78.1%），与业绩快报基本一致。煤炭市场价格高位回落，火电行业盈利能力逐步恢复，公司2023年全年业绩有望大幅改善。上调煤价和利用小时数预测，下调盈利预测，预计23-25年归母净利润3.21/4.79/7.59亿元（前值4.74/6.49/9.51亿元），BPS5.59/5.77/6.05元（前值5.68/5.90/6.24元）。参考可比23年PB均值1.2x（一致预期），给予公司23年1.2x目标PB，目标价6.71元（前值6.82元基于1.2x23EPB），维持“增持”评级。风险提示：煤价涨幅超预期、利用小时数下滑、在建项目进度不及预期。报告发布日期：2023年08月25日点击下载全文：建投能源(000600CH,增持):火电盈利有望逐步修复1H23归母净利同比+28.2%，中期派息率29.85%公司1H23营收/归母净利883.52/29.88亿元，同比-3.1%/+28.2%；2Q23营收/归母净利430.19/20.23亿元，同比-3.1%/+58.9%。公司拟派发1H23中期现金红利0.05元（含税），派息率29.85%。考虑煤价下行背景下，公司火电盈利显著提升，上调公司23-25E归母净利至65/75/90亿元（前值：58/64/73亿元）。根据公司23年新能源归母净利29.18亿元，水电/火电归母净资产184/256亿元，参考可比公司一致预期23EPE/PB/PB均值16.0/2.00/0.90x，考虑火电可比公司含新能源估值，公司新能源/水电的装机规模/盈利较可比公司有差距但23年新增风光装机目标（8GW）高于可比公司，给予公司23EPE/PB/PB14/1.45/0.8x，目标价4.94元（前值：5.19元），维持“买入”评级。风险提示：煤价超预期及长协煤保障不及预期；煤电电价上涨/新能源发展/大渡河水能利用/大渡河电价不及预期；资产减值额度高于预期。报告发布日期：2023年08月31日点击下载全文：国电电力(600795CH,买入):煤电盈利水平优异，派发中期股息2Q23境内煤电开始兑现盈利，1H23新加坡业务利润贡献亮眼1H23营收/1260.32/64.90亿元，同比+7.84%/+301.53%57.5-67.5亿元的上区间；1H23业绩大增主28.92023-25140/155/170（前值：89/109/114亿元）23BPS3.191.5x2023EPB3.65.23港币（前值：5.00港币）。“买入”评级。风险提示：煤价高于预期；市场化电价上涨/利用小时/风光新项目投产不及预期；计提资产减值风险。报告发布日期：2023年07月26日点击下载全文：华能国际电力股份(902HK,买入):煤电盈利开始兑现，新加坡贡献亮眼股票名称 最新观点华电国际(600027CH)华电国际电力股份(1071HK)浙能电力(600023CH)京能电力(600578CH)

煤价下行，促使公司1H23归母净利同比+55.91%1H23实现营收/594.5/25.8亿元，同比+19.99%/+55.91%23.5-28.22Q23公司营收/274.7/14.5亿元，同比+32.5%/+40.0%。1H23公司归母净利润同比增长主要系入炉标煤单价同比-7.4%2Q23公司参股煤炭贡献盈23-2564/72/84（前值：68/77/89亿元AH股新能源/火电/17.5/1.0/1.8x10.9/0.5/1.8x23EPE/PB/PB，A/H7.00元/3.64港元（前值：6.70元/3.90港元），“买入”。风险提示：长协煤履约不及预期，煤电电价上涨不及预期，参股新能源平台的股权比例被稀释风险，参股新能源平台发展不及预期。报告发布日期：2023年08月30日点击下载全文：华电国际(1071HK,买入;600027CH,买入):煤电盈利改善显著,参股煤炭贡献减弱2Q23火电度电盈利环比改善显著，2023全年业绩弹性可期1H23公司实现营收/归母净利417.3/27.8亿元，同比+16.2%/+602.8%，归母净利位于业绩预告23.48-31.77亿元的上区间；2Q23公司营收/归母净利分别同比+36.8%/863.6%至240.8/17.7亿元。我们测算公司2Q23火电度电净利1.5分，较1Q23的0.2分改善显著。截至8月29日收盘，公司PB（LF）低于1x，估值性价比高。综合调整公司投资收益及入炉标煤单价，我们预计公司2023-2025年归母净利70.2/73.8/76.2亿元（前值：76.7/80.9/83.9亿元），对应EPS为0.52/0.55/0.57元，参考可比公司一致预期2023EPE均值12x，考虑公司较可比公司虽无控股新能源装机规划但公司2023年火电盈利弹性更大且盈利能力更强，给予公司11x2023EPE，目标价5.75元（前值：5.72元），“买入”。风险提示：煤价下行不及预期，上网电价不及预期。报告发布日期：2023年08月30日点击下载全文：浙能电力(600023CH,买入):Q2火电度电盈利环比改善显著1H23归母净利yoy-28%，下调盈利预测与目标价京能电力发布半年报，1H23实现营收150.07亿元（yoy+7%），归母净利3.68亿元（yoy-28%），扣非净利3.53亿元（yoy-29%）。其中2Q23实现营收64.30亿元（yoy+3%，qoq-25%），归母净利-3919万元（yoy-118%，qoq-110%）。根据在建项目进度、利用小时数和煤价变化下调盈利预测，预计23-25年归母净利润10.9/14.5/15.8亿元（前值13.6/18.3/20.2亿元），BPS3.69/3.74/3.76元（前值3.73/3.80/3.83元）。参考可比23年PB均值1.1x（一致预期），给予公司23年1.1x目标PB，目标价4.06元（前值4.10元基于23年1.1xPB），维持“增持”评级。风险提示：煤价涨幅超预期、利用小时数下滑、在建项目进度不及预期。报告发布日期：2023年08月17日点击下载全文：京能电力(600578CH,增持):2Q23小幅转亏，新机组持续落地资料来源：Bloomberg，预测风险提示布时间仍不确定。对容量电价划分标准，以及对电价浮动范围的建议标准将会对测算结果产生影响。1H23生改变，煤价仍有大幅波动风险，从而导致火电燃料成本过高，测算结果或与实际出现较大差异。免责声明分析师声明以往、现在或未来并无就其研究报告所提供的具体建议或所表迖的意见直接或间接收取任何报酬。一般声明及披露本报告由股份有限公司（已具备中国证监会批准的证券投资咨询业务资格，以下简称“本公司”）制作。本报告所载资料是仅供接收人的严格保密资料。。本公司不因接收人收到本报告而视其为客户。本报告基于本公司认为可靠的、已公开的信息编制，但本公司及其关联机构(以下统称为“华泰”)对该等信息的准确性及完整性不作任何保证。本公司不是FINRA的注册会员，其研究分析师亦没有注册为FINRA的研究分析师/不具有FINRA分析师的注册资格。华泰力求报告内容客观、公正，但本报告所载的观点、结论和建议仅供参考，不构成购买或出售所述证券的要约或招揽。该等观点、建议并未考虑到个别投资者的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对客户私人投资建议。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完解和使用本报告内容，不应视本报告为做出投资决策的唯一因素。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，华泰及作者均不承担任何法律责任。任何形式的分享证券投资收益或者分担证券投资损失的书面或口头承诺均为无效。响所预测的回报。品等相关服务或向该公司招揽业务。报告意见及建议不一致的市场评论和/应当考虑到华泰及给因可得到、使用本报告的行为而使华泰违反或受制于当地法律或监管规则的机构或人员。本报告版权仅为本公司所有。未经本公司书面许可，任何机构或个人不得以翻版、复制、发表、引用或再次分发他人(无论整份或部分)等任何形式侵犯本公司版权。如征得本公司同意进行引用、刊发的，需在