【华创环保公用】三峡能源:风光三峡,无限风光

（以下内容从华创证券《【华创环保公用】三峡能源:风光三峡,无限风光》研报附件原文摘录）
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4.盈利预测、估值及投资评级。我们预计公司2021-2023年归母净利润分别将达57.0/74.6/91.6亿，同比增长57.9%/30.8%/22.8%，对应EPS为0.20/0.26/0.32元。估值方面：选取风光运营商太阳能、节能风电、中闽能源及龙源电力作为可比公司。由于太阳能及节能风电体量较小，项目的竞配能力稍弱于三峡；而中闽能源新能源装机主要集中于福建，为区域性的新能源运营商；龙源电力此前主要在港股上市，流动性稍弱于A股。因此作为全国性的新能源运营商龙头，且有三峡集团的背景加持，公司在未来的发展中将继续保持极大优势，作为龙头应享有溢价。基于PEG估值法，在可比公司PEG均值0.7的基础上上调至1，公司21-23年CAGR预计约35%，对应2022年35倍PE，2022年目标市值2610亿元，目标价9.13元，首次覆盖，给予“强推”评级。 5.风险提示：产业政策发生重大变化；风电及光伏装机不如预期；应收账款风险。 报告亮点 从政策、空间、成本、平价四维度解读行业，再通过不同维度的比较寻找行业不断景气的Beta之下兼具Alpha的优质标的。 投资逻辑 行业景气度不断提升，打开成长天花板。为落实“碳中和”和“碳达峰”目标，今年政策密集落地，在“大基地”、“分布光伏”、“海风”的不断催化之下，风光发展驶入快车道。 公司质地优良，装机、资金、运营三方面优势加持。装机方面，公司背靠三峡集团，且顺应大基地与海风发展潮流；资金方面，公司自有资本优势显著，融资能力居于行业前列，此外当前公司资产负债率处于较低水平，为后期的风光扩张提供了更大的杠杆空间；运营方面，坐拥优质资源区，有较强的运营优势，当前机组盈利能力良好。 关键假设、估值与盈利预测 关键假设：预计2021-2023年装机容量分别将达24GW/32GW/42GW。成本层面，主要成本来自风光装机的折旧，近来年风光度电成本均呈现明显的下降趋势，按照单位千瓦的风光装机进行预测，预计2021-2023年的风光的单位千瓦折旧分别为280/260/240元及220/210/190元。财务费用方面，未来大规模的风光投资也会导致财务费用上涨，预计21-23年财务费用将达31/45/61亿。 盈利预测：我们预计公司2021-2023年归母净利润分别将达57.0/74.6/91.6亿，同比增长57.9%/30.8%/22.8%；对应EPS分别为0.20/0.26/0.32元；对应PE为36/27/22倍；对应PB为3.6/3.2/2.8。 一、风光三峡的新能源巨无霸 （一）公司发展历程及股权结构 1、“新能源巨无霸”，碳中和赛道领先企业 公司聚焦新能源发电领域，围绕“风光三峡”和“海上风电引领者”的战略目标，积极发展风电及光伏发电项目，同时推进中小水电、地热能、潮汐能、风电制氢等业务。截至2020年12月底，公司新能源业务已覆盖全国30个省、自治区和直辖市，已并网风电、光伏以及中小水电装机规模超1500万千瓦，装机规模、盈利能力均居国内新能源企业第一梯队。 公司成立于1985年，前身为中国水利实业开发总公司，是水利电力部直属的全民所有制企业；1999年，公司完成了国有产权变动登记，出资单位变更为国务院；2008年，公司与三峡总公司完成重组，成为三峡总公司全资子企业。2015年，经改制成为中国三峡新能源有限责任公司，并于2017、2018年完成两次增资。2019年，公司变更为中国三峡新能源股份有限公司。 2、公司背靠央企，直接控股股东为三峡集团 2017年9月，公司提出增资扩股引入战略投资者，并最终确定都城伟业、水电建咨询、三峡资本、珠海融朗、浙能资本、金石新能源、川投能源、招银成长8家投资方。2021年上市之后三峡集团直接持有公司49%的股权，间接通过三峡资本持有公司3.49%的股权。 （二）主营风电及太阳能，营收、获利双增长 1、风电及光伏收入占营收比重不断扩大 公司主营风力及光伏发电，风光发电占比不断提升。2018-2020年风力发电收入分别为46.5、54.8及71.4亿元，占总营收比重分别为63%、61%、63%。光伏发电收入分别为25.7、33.2及42.8亿元，占总营收比重分别为35%、37%、35%。风力及光伏发电收入合计占总营收比重达98%。 公司2017-2020年风电累计并网装机容量由486万千瓦增加至886万千瓦，年均复合增长率22%；光伏累计并网装机容量由252.4万千瓦增加至651万千瓦，年均复合增速37%。截止2021H1，公司实现光伏累计并网装机容量679.8万千瓦，风电累计并网装机容量941.1万千瓦，其中海上风电项目已投运规模148.7万千瓦、在建规模522.8万千瓦，其中风电项目450万千瓦(海上风电项目为293.6万千瓦)、光伏发电项目72.2万千瓦，海上风电引领趋势显现。 2、弃风弃光改善、度电成本下降带动毛利增长 风电、光伏业务毛利率呈上升趋势。2021H1，公司主营业务毛利率为59.8%，毛利润为16.3亿元，其中风电业务毛利率为66%，毛利润35.4亿元，光伏业务毛利率58.8%，毛利润14.3亿元。2017-2021H1，公司主营业务毛利率由54.0%增长至59.8%， 一方面是由于毛利率较高的风电及光伏业务占比不断提高，而中小水电及风电设备制造等业务占比下降；另一方面则是受益于国家积极推行新能源发电消纳政策，弃风弃光率逐年下降，带动风电和光伏业务毛利率提升。风电业务毛利率提升较为显著，主要得益于单位成本下降及海上风电项目占比提高。2018年以来，受新能源消纳政策影响，公司风电设备利用小时数及单位装机容量的年发电量均有所增加，风电业务单位成本下降；同时由于海上风电项目陆续投产，毛利率较高的海上风电业务占比提升，带动风电业务毛利率提升。 光伏业务度电折旧及度电人工成本逐年下降。2017-2020Q1，公司光伏发电单位成本由0.35元/kWh下降至0.29元/kWh。随着光伏发电的技术进步，光伏组件价格持续下降，2017年至今多晶组件单价从3元/W降至1.3元/W，公司度电折旧由0.28元下降至0.24元；同时公司积极提升运维效率，度电人工成本由0.04元下降至0.02元。 （三）优化产业布局，创新业务模式 坚持“海上风电引领者”战略，不断巩固海上风电规模化和技术化优势。在海上风电规模化开发优势的基础上，公司积极探索海上风电技术创新。已并网项目中，响水海上风电项目建成了亚洲首座220千伏海上升压站，敷设了国内首条220千伏三芯海缆；大连庄河300MW海上风电项目为国内首个应用抗冰锥设计项目，解决了世界级抗冰锥基础设计与施工技术难题；公司在建的昌邑市海洋牧场与三峡300MW海上风电融合试验示范项目积极响应国家重点研发计划，为国内首个海上风电融合海洋牧场项目。 创新光伏开发模式，领跑光伏平价时代。2017年，公司在安徽淮南建成了全球最大采煤沉陷区水面漂浮式光伏项目，利用采煤沉陷区闲置水面作为绿色能源基地，引领国家新能源发展模式。2018年，公司在青海格尔木建成国内首个平价上网光伏发电项目，项目总装机容量50万千瓦，平均上网单价为0.316元/kWh，低于当地脱硫燃煤标杆上网电价(0.328元/kWh)。 二、行业：政策、空间、成本、平价四维度加持 （一） 政策：吃定风电政策红利，竞价推动转型升级 政策密集落地，风光发展步入快车道。为落实“碳中和”和“碳达峰”目标，近期国家出台一系列政策，大力发展风电等可再生能源，同时着手解决可再生能源消纳和风电光伏企业资金等问题。政策加持下，风电光伏大规模并网时代即将到来。 （二） 空间：“大基地”、“分布光伏”、“海风”三重优势 1、十四五期间增长空间广阔 风电方面，预计至2025年，风电装机将达5.4亿千瓦，较目前实现翻番，复合增速13.8%；至2050年，风机装机将达到19.7亿千瓦，复合增速6.7%。光伏方面，2021年国内新增装机预计达55-65GW，十四五期间光伏年均新增装机或将在70-90GW之间，到2025年国内光伏新增装机最高可达110GW，乐观情况下光伏新增装机较当前水平有望实现倍增。 2、三个驱动：“大基地”、“分布光伏”、“海风” 1）大基地项目 首批风光大基地项目落地，总规模近100GW。2021年12月发改委和国家能源局联合发布《关于印发第一批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设项目清单的通知》，通知涉及内蒙古、青海、甘肃等多个省份的风电大基地项目的建设，全国建设规模总计97GW，其中内蒙、山西、青海的大基地项目建设位于全国前三，规模均在10GW以上（内蒙20.2GW/陕西12.5GW/青海10.9GW）。 2）分布式光伏：分布式拐点已至，后期大有可为 消纳优势加持，分布式新增装机首次超过集中式。与集中式光伏项目不同，分布式光伏项目可以建设在用电需求旺盛的地区，实现“自发自用，就地消纳”，优势凸显。截至目前，从装机总量上来看，集中式光伏大幅领先分布式光伏。2020年集中式光伏总装机174.4GW，占总装机的69%；分布式光伏总装机为78.3GW，占仅总装机容量的31%；但从新增装机结构来看，分布式占比逐渐提升。近五年，集中式光伏新增装机占总装机的比例呈现下降趋势。2021年一季度，分布式光伏新增装机首次超过集中式光伏。 两成县区纳入试点项目，试点推进超预期。在分布式光伏的消纳优势加持下，分布光伏推进逐渐加快。中央政策出台后，多地也陆续出台分布式光伏建设的相关政策。据北极星统计，截至9月，已经敲定整县光伏开发的市、县、区已达193个。9月13日，国家能源局发布了《国家能源局综合司关于报送整县（市、区）屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》，通知公布了全国整县光伏推进试点县市的最终名单，最终共有33个省份的676个县（市、区）被列入光伏整县的试点区域，超过此前预计的22个省份。按照全国约2853个县级行政区计算，约有23.7%的区域列入该次整县光伏试点。 3）海风：静待平价到来 海上风电增长空间巨大，平价节点或将迎来装机潮。海上风电“十四五”期间预计新增装机200GW，20-25年CAGR约25%，高于十四五期间风电整体13.5%的增速。随着海风伙伴计划首次提出海风将于2024年实现平价，海风或将于平价节点迎来装机潮，海风未来发展可期。 （三） 成本：制造及运营技术提升，推动发电成本不断下降 1、风光成本不断下行 风光度电成本均不断下行。近年来，我国风光市场装机规模及发电量显著增长，风机与光伏组件制造与电场运营技术持续提升，风光发电成本呈下降趋势。风电方面：2010-2019年，我国风电平准化度电成本由0.07美元/kWh下降至0.05美元/kWh；海上风电平均装机成本由4424美元/kW下降为3012美元/kW，平准化度电成本由0.18美元/kWh下降至0.11美元/kWh。光伏方面：相较于2010年的0.381美元/kWh，光伏平均LCOE已于2015年下降至火电平均LCOE波动范围（低于0.15美元/kWh），到2020年实现0.057美元/kWh的经济性优势，过去十年降幅约85.0%，远高于海上风电48.1%和陆上风电56.2%的降幅。相较全球，中国光伏度电成本较低，光伏发电性价比更优，2020年已实现0.044美元/kWh，较2010年的0.305美元/kWh，降幅高达85.6%。 2、风电方面：大型化、规模化推动成本下行 大型化、规模化是主要趋势，风机下降空间仍存。风电机组装机容量与风轮直径是影响发电效率的重要因素，近年来我国新增装机中大容量风机占比不断提高、平均风轮直径显著增长，风电机组的发电效率显著提升，进一步推动风电成本下降。从风电新增装机平均单机容量由2010年的1.5MW增长至2018年的2.1MW，风轮直径也由2010年的78m增长至2018年的120m。 3、光伏方面：上游硅料产能释放加快，组件价格拐点有望加速到来 组件成为推动LCOE下行的主要原因。2020年我国初始投资成本为约651美元/kW，同比2019年实现降幅19%。2021年受多晶硅料、玻璃、胶膜等原材料价格上涨影响，硅片、电池片、组件价格及光伏发电系统投资成本均有所上涨，项目经济性降低，部分企业新增装机计划受到相应影响。随着未来上游产能释放，维持高位的硅料等原材料价格将有所下跌，硅片、电池、组件等价格也将回归合理水平，在能源政策和技术发展的双重驱动下，电站初始投资成本也将进一步下探。 硅料扩产周期较下游扩产周期长是硅料供需不平衡的重要原因。近年我国光伏装机规模增速较大，全产业链均处于大幅扩张阶段。相较于硅片、电池片，多晶硅料扩产周期显著较长，建设周期约12-18个月，产能爬坡周期约3-6个月。据CPIA数据统计，2021年上半年多晶硅产量23.8万吨，同比增长16.1%，而硅片、电池片、组件扩产增速快，分别同比增长40%、56.6%、50.5%，远远高于硅料的扩产进程，硅料供需不平衡的问题随之显露，价格开始上扬。同时，部分企业为保证硅片扩产计划的原料供应，会与硅料供应商签订长期硅料供给合同，进一步加剧了市场硅料供应紧张，硅料价格也持续走高，从2021年5月起，硅料市场价一直稳定在每千克200元以上的高位。 上游硅料产能释放加快叠加经济会议释放积极信号，组件价格拐点有望加速到来。随着硅料产能的进一步释放，硅料供需紧张的情况将逐步缓解，组件价格有望稳步回落。此外，2021年12月中央经济会议还明确表示新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制指标，创造条件尽早实现能耗“双控”向碳排放总量和强度“双控”转变。受今年能耗双控影响，光伏原料及组件等各环节均不同程度受到限电、限产的影响，产业链各环节的价格也随之有所上浮。新增可再生能源和原料用能不纳入能源消费总量控制后，风电、光伏产业链价格均有望得到改善，光伏组件价格拐点有望加速到来。新能源再迎利好，光伏组件价格拐点有望加速到来。 （四）平价：平价时代到来，现金流加速理顺 新能源电价主要有标杆电价和上网电价两部分，补贴部分以国家信用为基础，不可收回风险小，但其回收周期通常要数年，补贴拖欠已成为新能源发电公司面临的常态化问题，补贴拖欠形成大量应收账款导致现金流承压成为市场看弱行业的重要因素。应收账款增多导致难以扩张，影响行业成长性；因应收账款坏账准备而计提的减值损失影响净利润，同时也影响估值水平，平价后盈利与成长性均将迎来改善，行业将迎来内生增长。 三、公司：多重优势加持，公司Alpha凸显 （一）装机优势 国企跑马圈地正当时，竞争逐渐加剧。五大四小均加速入局新能源行业，当前竞争逐渐加剧。从各家企业公布的十四五装机规划来看，在各家的大规模争抢之下，后期风光项目的获取难度将逐渐加大。当前企业公布的十四五装机数据大多为框架性的意向协议，框架协议到最终核准之间的流程较多，不确定性因素也随之提升，最终能否核准开建仍有待验证。 风光大基地项目与公司当前装机分布基本一致，地域优势凸显。新一轮百万GW级别的风光大基地项目与公司当前风光新能源项目的全国分布基本一致，预计后期公司将依托于在所处地域的项目运营优势，因地制宜开展后续项目的拓展工作。 背靠三峡，获取项目优势显著。从各省风电项目竞争配置评选标准来看，除申报电价外，企业能力占据相当一部分比例。以广东省为例，申报企业打分标准中申报电价、企业能力的评分权重最大，分别为40%、20%，其次是已开展的前期工作情况，权重为18%。江苏省评分标准中未加入申报电价评分，更倾向于综合能力较强的企业；陕西省和天津市的打分机制中则看重已开展前期工作表现。 在建项目数量处于前列，海风优势愈发凸显。截至2021H1，公司在建项目规模5.23GW，其中风电项目4.5GW(海上风电项目为2.94GW)、光伏发电项目0.72GW，在建项目在新能源运营商中处于前列。公司发展海风信心坚决，作为国内最早布局海上风电的企业之一，先发优势明显。公司海上风电资源储备居国内前列，海风项目在建规模2.94GW，占全国全部海上风电在建规模的比例约20%。公司建成我国首个漂浮式、全球首台抗台风型浮式海上风电机组，不断取得多项重大突破，集中连片规模化开发格局成型。 （二）财务优势 新能源运营商扩张的“不可能三角”能反映公司的财务优势。一方面，融资能力和自有资金决定了公司的扩张幅度和扩张节奏；另一方面，资产负债率则扮演了“一条红线”的角色，一定程度上限制了杠杆空间。基于此“不可能三角”，我们将从自有资本、融资优势、资产负债率三个方面来衡量公司是否有财务优势。 1、自有资金 2015年后陆续进行了三次增资扩股，资金优势明显。公司于2017年增加了一次注册资本，由100亿元增长至131亿元；2018年又增加了一次注册资本，引入了都城伟业、水电建咨询、三峡资本、珠海融朗、浙 能资本、金石新能源、川投能源、招银成长8家战略投资者，注册资本增加至186亿元；公司2021年于A股成功上市，最新注册资本约286亿元，资金优势明显。 现金流连年增加，占营收比重不断提升。不断增长的现金流为公司装机扩张提供有力的资金支持。另一方面，公司现金流占营收的比重不断提升，现金流情况不断改善。 2、资产负债率 当前公司资产负债率处于较低水平，为后期的风光扩张提供了更大的杠杆空间。虽在2018年资产负债率有上升趋势，2021年上市之后资产负债率有所下降，目前来看仍然处在中游水平。风光运营商目前处于大规模扩张过程中，资本开支处于加速上升过程中，资产负债率承压，较低的资产负债率将在后续扩张过程中具备优势。 3、融资优势 融资优势显著。公司2021年发行多个债券，债券利率在3.3%-3.97%之间，多元的募资手段为风光扩张所需的较大资本开支提供了有力支撑。我们通过利息收入与有息负债的比值反映其融资的平均成本，从公司来看：公司融资平均成本由2016年的3.8%降至2020年的3.1%，下降趋势显著；从横向对比来看，三峡能源处于行业较低水平，在融资方面有较大优势。 （三）运营优势 优质资源区装机较多，运营优势显著。公司风电机组主要分布在三北地区，处于第一资源区，风况较好因此对应较高的利用小时数。弃风率逐渐降低，风电利用小时数处于行业前列。2015年抢装潮过后风电弃风率高企，弃风率由2014年的8%上升至2016年的19%，风电平均利用小时也因此大幅下滑。2017年国家出台政策严格控制弃风限电严重地区新增并网项目的审批，弃风率再次回落，利用小时数逐渐改善。在此背景下，2016年至今公司利用小时数也连年上升，由2016年的1717小时上升至2020年的2276小时，上升幅度32.6%。与其他风电运营商相比，公司利用小时数处于前列，优势较为明显。 度电营收与度电利润均处于中游水平，项目运营能力良好。由于三峡能源未披露2020年年报，其2017至2019年的风电度电营收为0.44/0.41/0.44元/千瓦时，风电度电净利润为0.25/0.25/0.26元/千瓦时。华润电力及吉电股份并未单独披露风光的营收及其利润占比，考虑到其装机主要为风电，因此在下面的比较中用整体新能源板块作为风电部分的近似参考。通过不同公司之间的横向比较，三峡能源在风电度电营收与度电净利润方面均处于行业中游水平，项目运营能力良好。 度电营收及利润受资源区影响，度电利润率反应更真实的运营水平。公司三北地区机组较多，由于处在第一资源区，因而电价存在天然劣势，在度电营收及利润方面不及高电价地区。但从度电利润率来看，17/18/19年公司风电度电利润率分别为54.9%/58%/57.9%，处于行业领先水平，反映出公司更高质量的运营水平。 四、盈利预测及估值分析 碳中和承诺下风光装机将实现快速增长。收入方面：预计2021-2023年装机容量分别将达24GW/32GW/42GW，对应2021-2023年营业收入174/232/290亿元。成本方面：新能源运营由于不存在燃料成本，主要成本来自风光装机的折旧，近来年风光度电成本均呈现明显的下降趋势，按照单位千瓦的风光装机进行预测，预计2021-2023年的风光的单位千瓦折旧分别为280/260/240元及220/210/190元，对应21-23年营业成本分别为73/93/112亿。财务费用方面：未来大规模的风光投资也会导致财务费用上涨，预计21-23年财务费用将达31/45/61亿，增速49%/45%/36%。 基于上述主要假设，21-23年归母净利润分别将达57.0/74.6/91.6亿，同比增长57.9%/30.8%/22.8%。 估值方面：选取风光运营商太阳能、节能风电、中闽能源及龙源电力作为可比公司。由于太阳能及节能风电体量较小，项目的竞配能力稍弱于三峡；而中闽能源新能源装机主要集中于福建，为区域性的新能源运营商；龙源电力此前主要在港股上市，流动性稍弱于A股。因此作为全国性的新能源运营商龙头，且有三峡集团的背景加持，在未来的发展中将继续保持极大优势，作为龙头应享有溢价。基于PEG估值法，在可比公司PEG均值0.7的基础上上调至1，公司21-23年CAGR预计约35%，对应估值35倍，2610亿元，目标价9.13元，首次覆盖，给予“强推”评级。 五、风险提示 产业政策发生重大变化；风电及光伏装机不如预期；应收账款风险。 附录：财务预测表 团队介绍 组长、高级分析师：庞天一 吉林大学工学硕士。2017年加入华创证券研究所。2019年新浪金麒麟环保行业新锐分析师第一名；2020年新浪金麒麟环保行业新锐分析师第二名。 助理研究员：霍鹏浩 阿姆斯特丹大学量化金融硕士，2022年加入华创证券研究所。 助理研究员：刘汉轩 帝国理工学院理学硕士，2022年加入华创证券研究所。 重点报告合集 【电力行业深度报告合集】 华创证券能源革命系列研究（五）：能源发展的三条主线——转型、平衡与安全 新能源运营行业研究工具书（三）——消纳篇 新能源运营行业研究工具书（二）——光伏篇 新能源运营行业研究工具书（一）——风电篇 解码中国电力体系，看电力市场化改革路在何方 【科学服务行业报告合集】 聚光科技：聚仪器之光，育创新之“谱 泰坦科技：托起国内科研创新的巨人 莱伯泰科：科学仪器硬核替代先锋 阿拉丁：点亮国内科学服务的明灯 【碳中和系列报告合集】 碳中和改变中国系列三：碳定价机制回顾及碳交易市场机会挖掘 碳中和改变中国系列二：政策走向、产业影响、个股推荐全景图 碳中和改变中国系列一：低碳中国，能源先行 【环保行业报告合集】 瀚蓝环境：十年百城，行稳致远 首创环保：固废为矛，水务为盾，REITs引领再起航 垃圾焚烧行业深度研究报告系列一：政策风险释放完毕，行业配置时机已至 北控城市资源：底蕴出众，行业新星潜力无限 免责声明 华创证券研究所定位为面向专业投资者的研究团队，本资料仅适用于经认可的专业投资者，仅供在新媒体背景下研究观点的及时交流。华创证券不因任何订阅本资料的行为而将订阅人视为公司的客户。普通投资者若使用本资料，有可能因缺乏解读服务而对报告中的关键假设、评级、目标价等内容产生理解上的歧义，进而造成投资损失。 本资料来自华创证券研究所已经发布的研究报告，若对报告的摘编产生歧义，应以报告发布当日的完整内容为准。须注意的是，本资料仅代表报告发布当日的判断，相关的分析意见及推测可能会根据华创证券研究所后续发布的研究报告在不发出通知的情形下做出更改。华创证券的其他业务部门或附属机构可能独立做出与本资料的意见或建议不一致的投资决策。本资料所指的证券或金融工具的价格、价值及收入可涨可跌，以往的表现不应作为日后表现的显示及担保。本资料仅供订阅人参考之用，不是或不应被视为出售、购买或认购证券或其它金融工具的要约或要约邀请。订阅人不应单纯依靠本资料的信息而取代自身的独立判断，应自主作出投资决策并自行承担投资风险。华创证券不对使用本资料涉及的信息所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。 本资料所载的证券市场研究信息通常基于特定的假设条件，提供中长期的价值判断，或者依据“相对指数表现”给出投资建议，并不涉及对具体证券或金融工具在具体价位、具体时点、具体市场表现的判断，因此不能够等同于带有针对性的、指导具体投资的操作意见。普通个人投资者如需使用本资料，须寻求专业投资顾问的指导及相关的后续解读服务。若因不当使用相关信息而造成任何直接或间接损失，华创证券对此不承担任何形式的责任。 未经华创证券事先书面授权，任何机构或个人不得以任何方式修改、发送或者复制本资料的内容。华创证券未曾对任何网络、平面媒体做出过允许转载的日常授权。除经华创证券认可的媒体约稿等情况外，其他一切转载行为均属违法。如因侵权行为给华创证券造成任何直接或间接的损失，华创证券保留追究相关法律责任的权利。 订阅人若有任何疑问，或欲获得完整报告内容，敬请联系华创证券的机构销售部门，或者发送邮件至jiedu@hcyjs.com。 END

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