打造风电千亿级产业集群

海南日报客户端7月17日消息，按照省委省政府关于“拉长产业链，形成产业集群”的目标要求，省发展改革委超前谋划，积极统筹，全力推进海上风电项目和风电装备制造产业，努力培育和打造千亿级产业集群，目前千亿级产业集群已初现雏形。

根据国家能源局批复，“十四五”期间我省海上风电项目建设规模为1230万千瓦，我省正在全力谋划和推进项目开发建设，目前已确定6个海上风电示范、试验项目，总投资约968亿元。我省海上风电项目配套建设的装备制造产业项目共3个，总投资约165亿元。

省发展改革委积极会同省工信厅、相关市县政府，在配套引进3个海上风电装备制造产业项目的基础上，谋划拉长海上风电全产业链。推动上海申能引进钢结构制作、海缆施工运维等相关联企业；推动明阳集团在三亚崖州湾科技城成立深远海海洋能源技术研究院和明阳国际业务总部，建设大功率风力发电技术研发、绿氢制造储存、海洋牧场研发、海洋综合能源系统研发、海洋能源技术试验和国际科技合作交流六大平台；推动中电建集团引进漂浮式海上风电研发、制造、安装、运维等产业，打造漂浮式海上风电全产业链。

一、永清环保

公司主营业务是大气治理、新能源发电、土壤污染修复以及环评咨询服务等业务，主要产品是重金属综合治理、大气净化、环评服务、运营、咨询服务及危废。在风电领域，子公司曾中标风电并网发电项目，具体为：公司控股子公司深圳永清爱能森新能源工程技术有限公司与内蒙古第一电力建设工程有限责任公司被确定为深圳中科蓝天达茂旗100MW风电并网发电项目EPC总承包工程的联合中标人，中标金额约6.5亿元。

二、金杯电工

公司是集研发、生产、销售于一体的电线电缆专业生产企业，专业从事电线电缆产品的研发、生产和销售，是中部地区电线电缆行业龙头企业。产品覆盖电磁线、电力电缆、裸导线、电气装备用电线、特种电线电缆等五大类别，能够生产数百个品种近10,000个规格的产品。在风力发电领域，公司是湘电风能、中车风能、运达风电等多年供应商。

三、华润材料

司主要从事聚酯材料及新材料的研发、生产和销售，是全球聚酯材料的领军企业。公司聚酯瓶片产品主要用于生产饮用水瓶、热灌装饮料瓶、碳酸饮料瓶、食用油瓶以及医用采血管、膜、片材等领域。公司可应用于风电领域的为PET泡沫材料，目前尚处产业化阶段，公司生产的样品已送下游客户进行测试并进行行业准入认证，目前已完成风电领域DNV GL认证,实现风电行业销售许可。

四、时代新材

公司主营从事风力发电、轨道交通、高性能高分子材料、汽车等产业领域系列产品的研制、生产与销售。主要产品为风力发电、轨道交通、高分子新材料、汽车、特种装备及其它。在风力发电领域成为风电叶片规模国内第二的风电叶片制造商,率先研发生产了海陆两用风力发电叶片。公司目前在风力发电领域成为风电叶片规模国内第二的风电叶片制造商，率先研发生产了海陆两用风力发电叶片。

五、佳电股份

公司主营业务为电机、屏蔽电机电泵制造与维修；电机、防爆电气技术开发、技术服务。在风电领域，公司风力发电机的试制和生产主要由其全资子公司成都佳电完成。公司的客户华锐风电对自身发展规划进行调整，并对佳电股份部分现有库存的1.5MW双馈式风力发电机产品提出了升级扩容要求，提出设计生产3MW双馈式风力发电机产品。双方协商一致后，重新签署了销售合同。公司样机的型式试验已得到华锐风电认可。

六、兴业股份

公司主营业务是研发、生产、销售功能新材料，包括铸造工艺材料和丙烯酸等其他化工新材料、特种酚醛树脂和金属变质剂系列新材料及相关技术的设计、咨询、投资与服务。公司主要产品分为铸造工艺材料主要有铸造用树脂和固化剂（自硬呋喃树脂、冷芯盒树脂、碱性酚醛树脂等）、涂料、冒口、过滤器和辅助材料。在风电领域，公司主要产品为砂型铸造用树脂，包括自硬呋喃树脂、冷芯盒树脂等产品。其主要产品呋喃树脂多用于风电、核电等大型铸件领域，公司持续新产品的迭代及研发，其中公司所生产的风电专用呋喃树脂拥有气味小，硬化快，强度高，加入量低，环保性能好，砂型高温退让性好等特点。公司在互动平台表示，目前呋喃树脂合计产能11.8万吨。

近日三峡能源大手笔斥资412亿投建三大海上风电场项目。这是全国首批开工建设的超大规模深水海上风电平价项目，建成之后，三峡将成为全球最大的海上风电企业。

而深海风电，需要用到的就是系泊链，而今天看的这家公司已经是三峡能源风电平台的合格供应商了。

而这家公司的股价，仍然在4元至5元的区间徘徊。

---

先来看看这家公司的行业地位和竞争优势，

来听听公司自己会怎么说吧，

各位朋友，大家好！

三峡能源老大哥作为海上风电的龙头，正大力发展深水风电，

“三峡引领号”，大家都知道吧，它是我国首台漂浮式海上风电试验样机，

而我则是“引领号”项目的合格供应商之一。

我研制的深远海永久系泊索是针对南海地域台风等极端海况的考验以及海水侵蚀，能够有效地控制住浮式风机基础平台的极端运动响应，

能够满足特定设计使用寿命并且在最初安装后不再干预的系泊索，适应海水中26年连续、不间断的使用要求。

另外，我立项研发的《长期锚泊用单捻螺旋股钢丝绳系泊索项目》已经河北省科技厅组织的专家验收，并成为国内首家通过该类钢丝绳DNV·GL工厂认可的厂家，

这标志着公司深海工程用单股钢丝绳产品技术实现了巨大跨越，填补了国内空白，增强了市场竞争力，为国产系泊品牌进军深海系泊领域奠定了坚实基础。

另外在传统的索具行业，我也是作为细分市场的索具龙头，我是国内一家大型、专业化、综合的索具生产、制造、销售企业，

我已主编完成12项、参编完成19项索具行业标准和国家标准，正在主编2项、参编3项索具行业标准和国家标准，多项产品填补了国际或国内空白，

请大家为我加油点赞！

---

听完了这家公司的自我介绍，我们大致了解到，这家公司现在属于通用机械行业，在新能源风电的细分领域处于重要地位，产品供应行业龙头，那么公司现在的质地如何呢？

先看公司的成长性情况，

这一块的数据来自于公司财报中的的主要财务数据，

从公司的营业收入来看，

公司2016年至2020年，营收呈逐年增长态势，

平均每年营收增长速度为10.87%。

而从主营利润来看，

2016年以来，

公司除了2017年出现主营亏损之外，2018至2020年，利润都是逐年提升的。

2016年至2020年平均每年利润增长速度为18.35%。

公司2021年3季度，营收增长速度为17.07%，而利润增长速度为6.05%。

---

那么公司目前的财务状况如何，流动性怎样呢，

这一块的数据来自于公司的偿债能力指标，

从公司的负债率来看，

公司的资产负债率从2016年的40%，上升到了2021年3季度的41%，最近五年大致就在40%附近震荡，波动不大。

而从流动性来看，

公司最新的2021年3季度，每有1元的流动负债，就有1.54元的流动资产相对应。

相当于公司目前的流动资产能够覆盖154%的流动负债。

---

最后，来看看公司的现金流情况，源源不断的现金流，是一家公司持续发展的基石，

这一块的数据来自于公司财报中的现金流量表，

从经营现金流来看，

公司从2016年至2021年3季度，经营现金流每年都持续为正，

这表明公司能够从主营业务中，持续赚取正的现金流入。

公司是有实实在在的钱到账的，而不是只有账面上的利润。

---

那么，公司的不利之处是什么呢？

让我们来看看公司的收益性，这一块的数据来自于公司的盈利能力指标，

从公司的净资产收益率来看，

从2016年至今，公司的净资产收益率，都只有个位数，表明公司当前的盈利能力还不太强。

关注后续在碳中和大力发展海上风电的背景之下，公司能否从中受益。

---

这家公司就是在A股上市的002342，巨力索具。

智通财经APP获悉，1月30日，广西发布《广西壮族自治区碳达峰实施方案》。其中提出，大力发展新能源。全面推进风电、光伏发电大规模开发和高质量发展，坚持集中式与分布式并举，建设一批百万千瓦级风电和光伏发电基地。2022年初至今，国内风电招标达到96GW(包含中国电建16GW集采)，同比+79%。太平洋证券认为，2022年高招标量为2023年风电装机快速增长打下坚实基础，风电即将开启新的高增长周期，预计2023年风电新增装机规模有望达到80GW以上。相关标的：明阳智能(601615.SH)、金风科技(002202.SZ)、大金重工(002487.SZ)、大连重工(002204.SZ)、长源电力(000966.SZ)。

《方案》指出，坚持陆海并重，推进桂北、桂西、桂中等风能资源密集区陆上集中式风电建设，因地制宜发展分散式风电，规模化、集约化发展海上风电，打造广西北部湾海上风电基地。加快智能光伏产业创新升级和特色应用，创新“光伏+”模式，推进光伏发电多元布局。因地制宜发展农林生物质发电，加快构建以发电为主的生活垃圾无害化处理体系，积极开展生物天然气示范应用。

《方案》还指出，统筹推进氢能“制储输用”全产业链，推动氢能在工业、交通等领域应用。积极与能源资源富集省份合作，大力争取青海、西藏、甘肃等清洁能源基地送电广西。进一步完善可再生能源电力消纳保障机制。到2030年，风电、太阳能发电总装机容量达到7000万千瓦左右。

2022年，多个国家和地区上调了海上风电的中长期规划，根据美国国家可再生能源实验室的统计，2027年全球海上风电建设项目有望达到177GW，大幅带动全球海上风电产业链需求。

据国家能源局最新统计数据，截至2022年12月底，全国累计发电装机容量约25.6亿千瓦，同比增长7.8%。其中，风电装机容量约3.7亿千瓦，同比增长11.2%；太阳能发电装机容量约3.9亿千瓦，同比增长28.1%。

国家能源局2023年全国能源工作会议上设立目标，2023年，风电装机规模达4.3亿千瓦左右、太阳能发电装机规模达4.9亿千瓦左右，两者累计装机达9.2亿千瓦。其中新增装机将达1.6亿千瓦，同比增长超33%。

需求方面，据不完全统计，2022年初至今，国内风电招标达到96GW(包含中国电建16GW集采)，同比+79%;其中，陆风招标81GW，同比+52%，海风招标15GW，同比+420%。根据目前的招标情况，预计2022年风电招标将达到100GW左右，其中陆风85GW左右，海风15-20GW。

太平洋证券认为，2022年高招标量为2023年风电装机快速增长打下坚实基础，风电即将开启新的高增长周期，预计2023年风电新增装机规模有望达到80GW以上，同比增长57%。

国海证券指出，2023年风电板块的催化核心要来自于对2024年的展望。从周期角度来看，经历了2020年陆风抢装大潮、2021年海风抢装大潮之后，风电机组大型化带来的主机价格下降，有望在2023年继续催化招投标市场，并在十四五最后两年完成装机。风电整机加速出海，新兴市场提供中短期核心增量，国内风机出口迎快速增长。

相关概念股：

明阳智能(601615.SH)：率先拿到出口欧洲海风订单的整机企业，并计划在英国建厂，预计其海外出口也将延续国内海风竞争优势；

金风科技(002202.SZ)：风机出口起步较早，累计出口规模最多的整机企业，预计其凭借经验、品牌等优势，将持续发力海外市场；

大金重工(002487.SZ)：公司产品主要供应于风力发电场，用于承载风力发电主机舱、叶片等大型部件。公司作为全球风电装备制造产业第一梯队企业，是SGRE、GE、金风科技、上海电气等知名主机厂商的全球战略合作伙伴，并与国家能源集团、国家电投、中广核、华能、华润、三峡新能源、华电、大唐、中国电建、中国能建等大型电力投资公司建立了长期合作关系。

大连重工(002204.SZ)：公司于2004年便开始研制兆瓦级风力发电核心部件，拥有增速机、电控系统、偏航和变桨驱动器、主机架、轮毂等风电关键部件的批量化、规模化、专业化生产线，是目前国内最大的兆瓦级风力发电设备核心部件研制基地。

长源电力(000966.SZ)：风力发电为公司的主营业务之一，公司所属风电装机容量合计为19.3万千瓦。

 

投资要点

风电装机转移趋势下，分散式成为必然选择。风电行业周期与弃风限电紧密相关，2016年弃风率高企，为确保消纳缓解限电，政策敦促装机向中东部区域转移。而中东部低风速区，资源分布不连续，土地资源稀缺，充分利用风资源的需求下，分散式在中东部地区将成为集中式的重要补充。截至2017年底，我国分散式装机占比不足2%，而我国18省市适合分散式开发模式，市场空间广阔。

政策催化技术蓄力，奠定分散式高增长基础。2011年分散式概念提出，但因其定义、技术界定不清晰，开发积极性有限。2017年年中，分散式政策发布，明确分散式不占用指标，并理顺分散式与集中式差异，规范建设开发思路。同时，随着技术的进步，低风速利用效率提升，开发范围拓宽。在国家积极号召下，2017年至今多省筹备分散式项目，已有3省下发建设规划，预计其他省市亦将陆续出台配套政策，贡献行业装机增量。

投资主体多元化，民间资本入场注入新活力。分散式因单体规模小，投资门槛低，叠加不占指标、审批并网流程简单，益于引入民间资本，调动市场积极性。16年我国前十大传统开发企业装机占比60%，而在河南省分散式规划中占比不足35%，且呈现投资主体数目增多、国企比例降低趋势。

经济性价值凸显，市场化交易再添增长动力。分散式风电系统成本与低风速区集中式差异不大，又因无弃风限电，显著高于位于限电区域的西北部集中式项目。同时市场化交易面向分散式项目，有助于提升项目收益率。

产业链加速分化，优质龙头提升市场集中度。分散式快速发展，将带动产业链各环节的变革。EPC环节，企业因地制宜、优化设计是决定项目收益率的关键。整机环节，风机大型化、定制化，同时需确保低故障率，看好直驱技术路线，叶片大趋于大型化轻量化。风塔环节，塔筒高度增加，对高质量及轻量化的需求加强。龙头企业技术及品质领先，有望提升集中度。

投资建议：风电行业筑底完成，18年行业复苏，分散式成为重要增量，推动18-20年风电装机逐年增长。同时，行业结构性增长将凸显行业龙头先进技术、品质品牌能力，带动产品出货量增加，提升市场集中度。建议关注：全球风机龙头，金风科技，全球风塔龙头，天顺风能，叶片龙头，中材科技（建材组覆盖）。

风险提示：风电装机不及预期；弃风限电改善不持续；分散式配套政策延迟发布；上游原材料价格大幅波动；行业恶性竞争形成价格战。

正文

核心逻辑：弃风尚未完全改善的情况下，风电行业装机向中东部转移，因资源分布特性，在低风速区分散式将成为增长主力。2017年中分散式政策推出，明确分散式风电不占指标，突出其与集中式的差异化，理顺发展思路及机制。技术拓宽资源开发范围，民间资本入场激活市场动力，分散式蓄势待发。我们认为，当前阶段分散式具备开发价值，行业处于爆发临界点，市场化交易也将推动其加速增长。进一步地，带动产业链向定制化、大型化、轻量化、高端化转型，有技术、品牌、品质优势的龙头企业有望充分受益于行业结构变革。建议关注：金风科技、天顺风能、中材科技（建材组覆盖）。

1.行业趋势：觅分散式发展机遇，添风电复苏装机增量

1.1、行业结构性调整，分散式成为必然选择

作为周期性兼成长性行业，风电装机受政策和成本双重因素驱动。回顾2008年至今，2015年行业达到增长高点，但弃风限电矛盾突出，随后产业进行结构性转型。15年装机高点过后，2016年随即呈现出限电问题，全年平均弃风率达到17%，西北部分省市弃风率40%以上，风电项目盈利能力大打折扣，建设积极性下滑。

为应对行业结构性矛盾，能源局提出2020年我国弃风率降至5%以下的目标。在装机上，政策引导行业进行以下调整：（1）限电率超过20%地区，作为红色预警区域，着重于消纳而不再核准和新建项目；（2）“十三五”风电建设规模主要集中于中东部及南部地区，西北地区基本无新增指标；（3）推动分散式风电及海上风电项目，由于适合中东部地区，增量将主要体现在非限电区域。

从2017年装机来看，西北部地区集中式建设放缓，大量项目向中东部及南部地区转移。但由于不同于中东部地区风资源分散，风况条件复杂，近半地区连片集中开发模式难以适用，分散式开发更可行。因此，低风速区发展离不开分散式项目的加速建设。

1.2、技术蓄力政策催化，分散式箭在弦上

技术拓宽开发范围，开辟低风速区市场

根据可再生能源局的定义，风功率密度低于300W/㎡或年平均风速低于7m/s即属于低风速区域。中国气象局2017年数据显示，我国全国平均风速在5.5m/s。其中，平均风速大于6m/s的地区主要分布在东北、华北及西北部地区，内蒙、新疆、甘肃等地平均风速在7m/s上。而华东、华南、华中及西南等地区平均风速在5m/s，风资源富集区域集中在山区，分布相对不连续。整体看来，我国低风速资源较为丰富，可利用的低风速资源面积占全国比例达到68%，主要集中在III类和IV类地区。

在装机区位转移的趋势下，充分利用中东部地区的低风速资源，成为分散式项目增长的充分条件。

随着技术创新的驱动，2016年全国80米高度风资源技术开发从3500GW增加到4200GW。其中中东部和南方19省（区、市）低风速资源技术开发量由300GW增加到1000GW。而截至2017年，19省市并网规模仅为可开发量的7%，市场潜在空间广阔。

现有成熟技术下，5-7m/s的风速区已经具备开发价值，II类、III类地区普遍采用1.5MW风机叠加82米风轮，而IV类地区主要采用2MW风机叠加100米风轮。如，采用金风2.0MW的江苏高邮协合风场，和远景1.8MW风机的江苏泗洪协合风场，年平均风速仅有5m/s，并网一年内实现等效满发小时数2000小时。通过机组控制技术和可靠性提升，显著扩大了我国风资源可开发范围，提升了低风速项目经济性。

契合低风速区资源特性，分散式晋升为重要构成

低风速区域依照资源禀赋可分为两类：（1）复杂地区，一般为山地，风资源较为集中。山区修路、运输及建设费用提升，需规模化开发摊薄成本，因此，适合集中式项目；（2）平原地区，一般临近生活工作区域，风资源零散。因政策、环评及征地等原因，更加适合分散式项目。

不同于西北部区域，低风速区项目开发更加注重因地制宜的精细化开发，合理且充分利用风资源，因此，开辟低风速主场必然需引入分散式模式。

数据显示，2018年除新疆、甘肃、吉林红色预警区域，及内蒙古、黑龙江橙色预警区域无新增规模外，其他地区中18个省市适合于分散式的开发，其中，10个区域风资源分布不适用于集中式开发，仅适宜建设分散式项目。在装机结构性调整的过程中，分散式在低风速资源开发的重要性提升，也成为增量装机的重要构成。

1.3、风电全局拐点向上，底部复苏增长放量

17年装机下滑系弃风限制与装机结构调整。2017年西北部风电大省因红色预警限制，新增规模大幅收缩，增量项目向中东部转移，又因低风速区项目建设周期拉长，致使2017年全国新增装机15.02GW，同比下滑36%。

弃风限电与新增装机整体呈负相关关系。风电行业的历史情况显示，弃风限电高点之后两年会出现新增装机高点，而新增装机高点的出现意味着弃风限电率又会进入上行通道，两者互成反向增长，并不断反复循环。

火电灵活性改造有望突破历史规律，实现中长期健康发展。根据能源局电力司相关负责人的公开发言，本次灵活性改造在2020年总量将达到2.1亿千瓦，实际火电调峰能力达20%。以弃风限电率5%，火电灵活性改造空间20%，改造装机2.1亿千瓦为2020年的假设前提，以当前三北地区火电利用小时数为基准，我们计算得到2017-20年火电可分别腾出72，432，936和1512亿千瓦时。假设全国风电弃风限电率2020年下降到5%，装机达到能源局规划的2.6亿千瓦，需要新增消纳风电空间4年合计数为1491亿千瓦时。可见火电灵活性改造腾出的空间足够覆盖新增风电消纳的需求，有望实现行业中长期稳健发展。

火电的灵活性改造是能够对三北区域弃风限电改善起到立杆见影和决定性作用的，是国家电网工具箱中最具有确定性的选项，这是行业出现的新变化，能够帮助风电行业走出此前的产业循环，即便在其他边际条件不出现变化的情况下。

十三五规划招标高位，保障弃风限电可持续发展。国家能源局《风电发展“十三五”规划》指出，到2020年底风电累计并网装机容量确保达到2.1亿千瓦以上，其中海上风电并网装机容量达到500万千瓦以上。风电年发电量确保达到4200亿千瓦时，约占全国总发电量的6%，并有效解决弃风问题，“三北”地区全面达到最低保障性收购利用小时数的要求。

红六省解禁，打开行业增量空间。2017年全国风电弃风电量同比减少78亿千瓦时，弃风率同比下降5.2个百分点，实现弃风量与弃风率“双降”。其中红六省弃风限电情况改善显著，2017年宁夏弃风率下降8个百分点，转为绿色区域，可恢复核准及新增建设；内蒙古/黑龙江弃风率分别下降6/5个百分点，转为橙色区域，可恢复核准和建设已纳入年度实施方案项目；尽管甘肃、新疆、吉林三省虽仍为红色区域，但17年平均弃风率下降10个百分点，其中吉林弃风率下降9个百分点至21%，有望率先突破20%的红色警戒线，解禁在即。同时此三省约束条件明显改善：1）平价上网示范项目、已核准纳入指标且升压汇集站完工项目允许并网；2）新疆淮东、酒泉二期风电基地解除禁建。

解禁三省核准未建规模8.1GW，短期内贡献增量。对比2017年底红六省累计并网规模与累计核准规模，预计红六省核准未建规模超过20GW，其中解禁三省8.1GW，待解禁三省12.7GW。此次解禁三省中，宁夏和内蒙古均位于西北地区，风电项目建设周期较短，预计短期内将贡献风电并网增量。

准东、酒泉二期风电基地禁建解除，将于近两年贡献增量。《2018年度风电投资监测预警结果的通知》指出，新疆准东、酒泉二期风电基地项目应在受端地区电网企业确认保障消纳的前提下有序建设。其中，新疆准东风电基地总建设规模为5.2GW，甘肃酒泉二期风电基地总建设规模3GW，于2015年核准批复，2017年年初暂停建设，大部分尚未并网。启动后将集中于近两年贡献增量。

海上风电规模、价格、储备三重优势利好行业龙头。1）海上风场由于无空间限制单体规模可达到200-300MW，处于理论最优区间，其经济效益远高于单体50MW的低风速项目。另一方面，海风湍流强度低，风场使用寿命延长。陆上设计寿命20年的风电机组在海上可运营25~30年。2）16年电价调整政策中，对光伏、陆上风电的标杆电价均做下调，但海上风电标杆电价未作调整。电价调整顾虑打消后，各大厂商积极性不断提振。3）14年发布的海上风电开发方案涉及44个项目，规模超过10GW。经过2年多的审批手续后，于16年起陆续开工建设。我们预计本批海上项目储备将在2020年前完成并网，未来持续高增长，复合增速可达57%。与此同时，海上风电项目对风机质量及大型化要求越来越严，产业链集中度将向龙头企业提升，利好拥有质量、品牌优势且能提供运维服务的风电制造商。

分散式风电从无到有，助力行业加速增长。根据国家相关政策导向判断，我们预计2018年将有分散式鼓励政策出台，中国分散式风电建设将从2018年开启帷幕，2018年1月，中国首个分散式风电在辽宁落地，装机规模为7.5MW，而在此之前中国分散式风电装机规模为0。根据能源局的最新政策，分散式风电具备不占核准指标的优势。目前，河北、河南、山西三省已规划2018-2020年分散式建设规模超过7GW，预计2020年前累计装机20GW。

我们认为，西北限电情况下，项目向中东部转移，而中东部风资源富集区域多为山地，建设难度加大，建设周期拉长。作为在中东部地区集中式的有效补充，分散式风电成为重要选项。随着技术进步，扩大风资源利用范围，更多低风速+平坦+临近负荷中心的风资源可以被“分散式”的形式充分利用。政策密集加码，行业趋势结构性转变、技术进步叠加观念转变，分散式风电蓄势待发。且因不占指标、投资门槛低、具备经济性、政策扶持（简政+市场化交易）等，分散式风电的开发价值逐步体现。预计2018年在分散式的助力下，全年风电装机有望达到25GW。

2.市场变化：沐分散式政策春风，敞民间化资本窗口

2.1、推进政策陆续出台，理顺分散式差异性

自2010年“十二五”规划中提出“集中式与分布式能源并重”理念后，分散式风电概念便逐步形成。在2011年《关于印发分散式接入风电项目开发建设指导意见的通知》首次确定了分散式风电的明确定义及技术要求。从定义上看，分散式风电为临近用电中心，就近接入电网，并于当地消纳，单个风场规模不超过50MW的风电项目。其重点在于就地消纳，因此要求分散式项目于低压侧接入、不新建输送线路、鼓励多点接入。

差异化不显著，定义不清晰是前期掣肘因素。早期分散式风电界定不明晰，集中式与分散式项目缺乏差异化。如，标杆电价、审批流程周期与集中式相同，且分散式定义及技术标准不明确，地方能源部门审批不积极。相比之下，集中式具备规模效应成本更低，盈利能力更佳，分散式项目吸引力不足。因此，我国分散式风电未见起色，截至2017年占比不足2%。

17年文件明确界定分散式边界，奠定发展基础。2017年为鼓励并明确分散式风电项目，能源局发布《加快推进分散式接入风电项目建设有关要求》。其明确提出，分散式项目不占用风电建设年度指导规模。并对分散式风电做出了更加严格的定义及技术要求，确保分散式风电消纳，且严禁向高压侧倒送电。理顺发展机制为分散式发展奠定了基础。

多省积极筹划申报，地方规划加速出台。此外，在全局性能源政策上，要求加快分布式能源发展，集散并重。分散式配套政策陆续推出，2017年年中能源局鼓励各省市尽快出台本地分散式建设规划。截至2018年3月中旬，已有多省积极响应号召，内蒙、陕西省展开分散式申报工作，河北、河南及山西三省下发建设规划，2018-2020年期间仅此三省，分散式规划规模已超过7GW。

临近电力受端，消纳无忧线损减少

位于消纳中心，无弃风保证收益率。不同于西北部20%以上的弃风率，中东部为我国电力负荷中心，消纳能力较强，无限电顾虑。分散式风电鼓励就近消纳，无弃风无线损，利于提升项目资本收益率。同时，分散式接近受端，也能够减少能源损耗和输送成本，提高项目收益率。

示范项目盈利良好，调动项目建设积极性。2011年分散式风电示范项目建设启动，截至2017年17个示范项目中已有15个项目并网发电。

据统计，示范项目平均等效负荷小时数为1970小时，其中，未配套建设升压站的项目（即就近消纳项目）等效满负荷小时数高达2442小时。项目中绝大部分弃风率低于5%，仅有新疆弃风严重区域弃风率较高。我们认为，位于中东部及南部地区的项目利用小时数较高，资本回报率提升调动风场建设积极性。

发展思路转变，各省积极规划

河北省2020年分散式规划4.3GW，2025年力争7GW。以河北省为例，河北省风资源分布不均匀，各市区风速差距显著。西北部张家口、承德市多市平均风速9m/s，而东南部唐山、沧州等地区属于低风速区域。此前，河北省多以集中式电站开发为主，着重于开发风资源富集地区，但也带来限电压力。2018年风电监测通知中，将张家口和承德市纳入橙色地区予以管理。

基于此，河北省开发思路发生转变，2018年1月《河北省2018-2020年分散式接入风电发展规划》发布，规划2018-2020年实现分散式项目开发接入规模4.3GW，到2025年力争累计达7GW。

河北省分散式项目贡献新增装机的30%以上。截至2017年，河北省累计并网规模11.8GW，“十三五”建设规模方案规划指标2018-2020年合计9GW。由于分散式风电不占用指标，4.3GW分散式将贡献“十三五”期间近35%的增量，成为未来三年的重要增长点。

多省积极响应，分散式规划密集发布。除河北省外，河南、山西、内蒙、贵州等多省也发布分散式规划政策，目前仅已发布具体建设规模的省（河北、河南、山西）项目合计达7.3GW。

2.2、益于民间资本进场，注入市场新活力

相比于集中式，分散式项目投资门槛显著降低。（1）项目单体规模小，投资规模降低，加之常规项目自有资金占比20%-30%，投资门槛大幅降低；（2）不占用年度管理指标，省去招标环节，弱化获取路条的软实力，节省路条费用；（3）审批流程简化，有效降低前期成本，缩短筹建周期。

资金门槛降低，投资主体多元化

相比于集中式，分散式风电初始投资下降一个量级。通过梳理河南省、山西省下发分别124和105个项目规模，看出分散式风电项目规模普遍落入5-20MW区间。当前阶段，分散式风电单位成本位7.5-8.5元/W，高于西北集中式建设成本。但从绝对值看，以10MW分散式风电项目为例，总投资约合8000万元，假设20%自有资金，则初始投资约合2000万，远低于百兆瓦级集中式项目，动辄投资上亿的投资金额。进入风电市场的资金体量下降了一个量级，有益于民间资本进场，为行业注入新动力。

开发主体数目增加，五大集团占比大幅下降。2017年11月，河南省公布分散式风电开发方案，总计123个项目，总规模达到2.1GW。通过对项目梳理，我们发现显著投资主体多元化的变化趋势：（1）开发商数目较多，123个分散式风电项目，由53家开发企业负责；（2）以县为单位打捆开发，集中规划，批量核准。除中广核、大唐等企业，多数企业负责开发的项目集中于1-2个县、市范围内；（3）传统风电企业项目占比下滑，方案中五大集团项目占比仅为13%，其他TOP10的大型开发企业占比19%，合计不足35%，远低于全国开发TOP10企业60%-70%的市占率水平。

不占用指标备案并网，节省高额路条费用

2017年国家正式明确分散式风电不占用年度建设实施方案，即不与集中式共同竞争招标，挤占“十三五”规划合计110.4GW的建设指标，成为行业纯增量。对于集中式，路条是决定能否及时并网、领取补贴的关键流程。目前，风电经济性逐步凸显，路条价格攀升。分散式无需高价购买指标，仅需备案并网，预计节省7%-8%的单位建设成本，保障项目收益率。

简政放权加快审批，缩短资金周转期

分散式单体规模小，但前期因政策不明确，审批、环评、电网接入流程与集中式无差异，尤其在土地稀缺、注重环保的中东部地区，前期冗长项目批复、文件审批都是导致建设周期加长的重要原因。产业链制造环节应收账款积压，运营商因建设周期拉长，加大资金周转及财务费用压力，均不利于无规模效应的分散式项目推进。

随着对分散式项目的定位清晰，各省下放审批权力，单体规模较小，不受指标规模限制的分散式多由市（州）级核准审批，有效加快前期批复周期。

另一方面，在并网环节也予以多重优惠政策，如接入方案由电网企业承担，免费提供设计及审查服务，并网验收、公共电网及相关表计（关口表和发电量计量表）均由电网承担。在并网流程上，分布式电源并网周期大幅缩减，项目业主仅需提出两次申请，其他均由电网受理制定及调试，前后周期在50-60天，效率远高于集中式项目。

“审批+并网”流程简化，有利于分散式风电项目建设周期缩短至6-8月，远低于低风速集中式12-18月的工期，有效缓解产业链资金周期问题，进一步降低进入门槛，并提前进入项目收益期，向更多投资主体敞开窗口。

我们相信，越来越多的民营企业及民间资本，将以分散式项目为契机，进入风电产业中，激活行业市场化机制，平抑单一群体阶段性投资下滑的系统性风险，为风电行业增添新动力。

2.3、一触即发，2020年前累计装机20GW

参照分布式光伏、天然气装机规模发展规律，我们预计到2020年，中国分散式风电装机将达到20GW，每年新增分散式风电装机规模增速为100%以上，2018-2020年分散式风电新增装机规模依次为3GW、5GW、10GW。

3.增长动力：显经济性投资价值，遇市场化交易良机

风电产业终端电力产品仍属于商品属性，决定行业发展的决定性变量仍是项目经济性。政策、技术及配套制度已为分散式铺平发展道路，相较于西北部弃风限电严重、中东部山区开发难度加大，分散式项目已经具备较好的收益率。

3.1、技术进步消纳无忧，分散式经济性凸显

系统成本：高于西北部集中式，与中东部集中式持平或略低

分散式与集中式（低风速区）系统成本差异主要体现在以下几方面：（1）审批流程简化，撰写审批报告等前期费用低；（2）无需建设升压站，变电设备投资较低；（3）建于平原，建设难度及运输费用较低；（4）临近负荷中心，土地费用略高；（5）单体规模小，难以摊薄部分固定投资，如，安装费用等。其他方面，风机、风塔、基建费用大体相同。

对比来看，分散式单位成本较西北集中式高10%。而相较于低风速区集中式，并无显著前期投资成本差异。因此，下文收益率测算模型以8.3元/W系统建设成本作为基础假设。

利用小时数：等效满发小时数达2000小时

比如南方以前5.5m/s风速的电站，利用小时数只有1700-1800，随着技术改造可利用小时数可以达到2000以上。而因无弃风限电情况，技术推动风机对风资源的捕捉，能够完全体现在发电量及企业业绩上，是提升分散式风电经济性的关键因素。

内部收益率：8%-12%

我们以10MW典型IV类资源区分散式风场为例。假设：标杆电价为0.57元/kWh，补贴年限20年。单位投资成本8.3元/W，利用小时数2000小时，自有资金比例20%，贷款比例80%，贷款利率4.9%，贷款偿还期8年，则项目IRR达到9%，资本金IRR达12%。

考虑到系统成本的不断下降，以及利用小时数提升，IV类资源区分散式风电项目经济性将进一步提升，内部收益率处于8%-12%区间。预计利用小时数每增加10%，或系统成本每下降10%，IRR增加1-1.5个百分点。

与限电较为严重的集中式风电不同，以“就地消纳”为建设目的的分散式风电无弃风问题，项目收益率即为运营企业实际收益率。

3.2、市场化交易在即，拓宽电力销售渠道

市场化交易试点启动，推荐三种交易模式。2017年10月31日国家发展改革委和国家能源局共同发布了《关于开展分布式发电市场化交易试点的通知（发改能源[2017]1901号）》，对分布式发电交易的项目规模、交易模式、交易组织等进行了明确，“隔墙售电”终于实现有据可依。《通知》明确分布式发电市场化交易的机制是发电方与配网内的电力用户进行交易，而电网只承担电力输送责任并按政府核定的标准收取“过网费”。同时《通知》中提出根据各地区推进电力市场化交易的阶段性差别，可采取以下其中之一或多种模式结合：

模式一：直接交易。分布式发电项目与就近的电力用户进行电力直接交易，向电网企业支付“过网费”。

模式二：委托代售。分布式发电项目单位委托电网企业代售电，电网企业对代售电量按综合售电价格，扣除“过网费”（含网损电）后将其余售电收入转付给分布式发电项目单位。相对于“直接交易”模式，这种模式不需要供电方寻找符合交易条件的电力用户，降低了寻找客户的成本，且电费由电网公司结算，不需要担心用户违约问题。

模式三：电网收购。电网企业按国家核定的各类发电的标杆上网电价收购电量，但国家对电网企业的度电补贴要扣减配电网区域最高电压等级用户对应的输配电价。

市场化交易下，分散式风电项目收益率提升，对于补贴依赖减少。假设在市场化交易模式下，补贴折扣下降为80%，根据测算，市场化交易模式下，交易对象为一般工商业企业的直接交易模式项目IRR最大为12.76%，相对传统模式的“自发自用”和“全额上网”模式分别提升1.13和8.90个百分点，收益率有所提升。当补贴完全取消降低为0时，直接交易模式下分散式风电发电商的项目IRR为8.91%，仍能实现盈利。同时注意到，若采用自发自用的传统模式，项目IRR将达到9.85%，相对市场化交易高出0.94个百分点。

4.产业变革：促品质化精益化转型，聚龙头市场份额

分散式风电蓄势待发，经济性打开装机增长空间，预计2020年前装机规模达到20GW以上。因需因地制宜、定制化开发，分散式也将带动产业链制造环节转型。

4.1、EPC：因地制宜，优化设计

中东部地区地势复杂、风资源分布不均匀，各省气候、环境千差万别，因此分散式无法完全复制现有集中式风电项目经验。分散式电站一方面，需要根据资源区特性，以最大化利用风资源为目的，进行实地考察及可研，对开发主体的微观选址、选型方案及项目回报评估有更高要求。若设计单位套用已有模板，一旦项目确定，该范围内的风场项目将不可再更改，或有增加投资不确定性及资源利用不充分增加成本的风险。

优质风资源日益稀少，需要更加精益化的项目设计和流程，以保证对自然资源获取的价值。加深对资源形式的理解，以资源顶规模，最终以对资源的最优利用、提供的发电经济有效为标尺。根据行业测算，以50MW项目为例，在风资源评估和风机选型方面，随着设计经验的成熟，初始投资能够节省9%-13%，总成本下降贡献度达24%-30%。折算成度电成本，可以下降0.05元/kWh，对于复杂地形，预计可节省0.07元/kWh。

4.2、整机：大型化定制化，强调安全可靠

中东部和南方地区地形复杂，风资源差异较大，风场设计成为项目收益率的重要影响因素。为了更好地利用风场风能资源，最大限度发挥机组性能，风机大型化、定制化趋势显著。风机整机技术不断进步，从外部部件集成，到现在掌握核心设计能力（如，变频器）深度整合关键部件的趋势显著。我们认为，风机环节龙头优势更加明显，能够提供多品类机型、具备设计经验、掌握核心技术的厂商将在分散式爆发增长的趋势下提升集中度。

风机：大型化、直驱式

直驱技术稳定性及可靠性更高。目前主流的风机技术有双馈式与直驱式，两者的主要区别在于双馈风机通过多级齿轮箱驱动，而直驱风机通过风轮直接驱动。由于直驱式风机在传动链中免去了齿轮箱，将风轮直接与同步发电机相连，可有效降低机械故障率，减少运维次数与成本。同时还可使同步电机更加平稳地发电，提高了运行可靠性及风电转换效率，在大功率机型中效果更佳。双馈式风电机组采用多级齿轮箱驱动异步发电机，其电机重量轻、体积小、转速高、转矩小，但齿轮箱的运行维护成本较高且存在机械损耗。目前，两种机型技术特点各异，共存于市场之中。

凭借大功率优势，直驱式风机扩大市场份额。2015年我国新装风电机组中，双馈式风电机组占据主流，市占率约68%。但从发展趋势看，直驱式风机的占比正逐步提高。首先，风机功率大型化正成未来的发展趋势。目前我国风机的主要功率机型为1.5MW与2MW，市场份额合计达78.7%。2016年，我国新增风电机组中，2MW风电机组装机占全国新增装机容量的60.9%，同比上升11%，1.5MW机组的市占率同比下降16%至17.8%，功率大型化趋势越发明显。其次，直驱技术在大功率风机中运用更加广泛。2015年我国新增大型风电机组中，永磁直驱式风电机组占比30%以上。而在3MW以上的大功率风电机组中，直驱式机型的占比已超过双馈式机型。预计“十三五”期间，2MW-3MW风电机组将成为中国陆上风电场装机的主要选择，市场份额将达到70%以上。根据中国产业信息网的估计，永磁直驱风电机组的市场份额还将进一步增长，到2020年其在新增装机容量中占比可达到40%以上，基本与双馈式新增装机容量旗鼓相当。

直驱技术在分散式领域具备发电效率优势。分散式风电多应用在风速相对较低的中东部区域，而直驱式风电机组由于采用了多极发电机与风轮直接相连进行驱动，减少了齿轮箱部件后，可显著降低传动损耗，提高发电效率，特别在低风速环境下，效果更加显著。与此同时，分散式风电站因为单体规模小，采用多点方式接入电网，难以集中运维，因此故障率较低的直驱式风电机组可有效减少运维压力，更适合应用于分散式风电场景。此外，由于直驱风机采用全功率变流控制，具备良好的低电压穿越优势，当电网电压跌落时，直驱风机可在一定的电压跌落范围内持续并网运行，具备较高的可靠性。

叶片：大型化、轻量化

延长风轮直径、叶片轻型化提高风能利用率。由于部分西部红色区域新增风电装机的限制尚未解除，风能开发利用不断向中东部的低风速区转移，因此延长风轮直径、叶片轻型化成为近年来越发明显的发展趋势。过去十年，国内主流风电机型的叶片直径从68米延长至116米，增加了70%，单个风机的额定功率也提升了50%-100%。从技术上看，延长风轮直径可增大单个风机的扫风面积，从而可捕获更多的风能。叶片材质的轻型化，有助于降低叶片对传动链的荷载，同时其对结构应力的影响也更加均匀，从而可以提高风能利用率。我们预计，轻型化风机叶片、延长风轮长度、提升风机轮毂高度等技术趋势仍将持续，预测到2025年中国主流风机的平均风轮长度可达160米，扫风面积20125平方米，相比目前提升100%，年发电能力提高100%，LOCE下降30%。

4.3、塔筒：高风塔品质优先，趋于高端化精益化

塔筒为风场基础而又关键的零部件，是风力发电的塔杆，支撑风电整机工作、吸收机组震动。一般情况下，高度越高，风资源越好。在低风速区，充分利用风资源的有效手段之一，即是提高风塔高度。风塔加高对其品质及建设工艺提出更高要求。

风塔工艺相对简单，但产业发展趋势对塔筒的提出更高要求：（1）风机大型化、叶片大型化，对应的塔筒能够有更强的支撑力；（2）低风速区地势复杂，风塔设计及建设需因地制宜；（3）塔筒高度增加，则塔筒厚度、运输高度、重量及制作成本增加，轻量化设计、高端化产品和精益化管理是关键。

5.投资建议

5.1、金风科技：风电整机龙头厂商，迎行业拐点顺势向上

国内风机绝对龙头，持续聚拢下游需求

低成本高品质产品，扬帆出海加速出口

风场运营业务加速，提供优质持续业绩收入

国内风机绝对龙头，品质保障市场占有率。公司深耕风电行业，自2001年起成为第一批风机制造商，历经几轮行业周期，品牌形象及产品品质经过时间检验。公司在国内风机市场占有率连年领先，2016年新增市场公司风机占比27%，超过第2-4名的份额总和，存量市场公司风机占比达到22%，大幅高于其他竞争厂商。截至2017年三季度，公司在手订单接近历史高位，达到15.4GW。

顺应行业增量趋势，市场集中度加速提升。经过2年的蛰伏期，风电行业在2018年将迎来确定性复苏，其中中东部低风速区及海上项目成为增长主力。因新增项目需要更大的机型和更长的叶片捕捉更多风资源，对风机和叶片需求更加大型化。另一方面，低风速区及海上风电临近负荷中心，无消纳问题，因此风机效率成为影响收益率的重要因素。公司坚持直驱风机技术，风机更加高效且故障率更低，更加适合于增量市场项目。同时，公司凭借品牌优势，提供配套前后期服务，如，检修、运维及运营监控服务，大大提高产品附加值，有望在未来的市场进一步提升市场份额。

低本高质拓展海外，风机出口贡献业绩增量。公司产品在技术不断突破、质量管理强化的背景下，进一步实现成本下降，逐步具备国际竞争力。截至2017年第三季度，公司已成功开发了美国Rattle Snake、澳洲Stockyard等、阿根廷Loma Blanca海外项目，待开发和储备项目合计容量1.77GW。公司在海外市场布局步入收获期，预计未来海外出口业务将贡献增量业绩。

布局风场运营业务，产业一体化贡献现金流。公司基于风机优势，向产业链下游延伸，截至2017年9月30日，公司已经并网的自营风场容量达到3.7GW，在建733MW。由于增量主要位于华东及南方地区，华东及南部地区项目占比已经接近一半。风场运营业务有效平抑近两年风电行业装机下滑的负面冲击，作为稳定器业务，为公司提供稳定且优质的现金流。

投资建议：公司为全球风机龙头，国内市占率遥遥领先，在手订单充足，驱动业绩高增长，且业务向下游延伸，自持风电场贡献持续稳定现金流。预计公司17-19年EPS分别为0.95、1.1、1.29元,对应估值（以2018年3月17日股价为基准）分别为20、17、15倍，予以审慎增持评级。

风险提示：1、风电装机规模不及预期；2、弃风限电改善不及预期；3、海外业务拓展不及预期；

5.2、天顺风能：全球优质风塔龙头，产能增加业务延伸

公司为全球风塔龙头企业，海外客户为Vestas、GE等全球风机龙头

产能持续扩充，市场向需求高增长且精益化的国内市场转移

业务领域多元化，协同布局叶片及风电场运营

全球风塔龙头，深度绑定风机龙头企业：公司为全球风塔龙头，市场主要在对质量要求较高的海外市场。与国内不同，海外风塔招标由整机厂商负责，公司深度绑定Vestas、GE等海外风机龙头，优先挑选支付能力较强、资质较好的公司。从全球市场角度看，公司为全球风塔第一梯队，全球市占率约为6%。在同等质量下成本显著低于行业平均水平。优良品质+优质客户+低成本，三大优势相互促进印证，淘汰落后产能，强者恒强，公司市场集中度有望进一步提升。

产品供不应求，扩充海内外产能消化无忧：公司在手订单充足，优质客户择优选取，产品供不应求，短期限制在于产能。公司内生外延加速扩产，一方面，通过精细化管理，标准化生产，内生性提升产能。另一方面，在海内外加速建设生产基地，并部分通过外延并购和联营生产形式，保障产品供应和交付。公司现拥有5大生产基地，产能合计41.4万吨。预计随着海内外产能不断扩张，产能释放带动收益增长。同时，国内市场结构性变革，对风塔的招标理念由低价竞争向质量保证转变，公司逐步回归国内市场，凭借海外积累的丰富经验，有望快速打开中国市场，充分受益于风电回暖高增长。

协同布局产业，加码电站运营及风电叶片：公司在夯实风塔制造的基础上，布局风场建设，自持运营300MW新疆哈密风场。截至2017年新疆地区弃风率29%，同比下行9个百分点，但仍有较大改善空间。能源局规划2020年我国弃风率需下降到5%，预计弃风限电缓解将为公司存量电站增加业绩弹性。同时，公司定增合计330MW山东、河南风电项目，中东部地区无限电影响，预计17年底新建风场投产，18年带来显著业绩增量。另一方面，公司收购风电叶片业务，拓宽营业收入来源，并协同风塔业务，与客户形成战略合作关系，增加客户粘性。叶片产能基本完工，投放在即，二期项目择时启动，为公司带来新增长点。

风险提示：原材料价格波动过大；人民币升值汇兑损益增加；产能扩张不及预期；风场运营弃风率居高不下。

6.风险提示

1、风电行业装机不及预期的风险；2、弃风限电率恶化；3、行业恶性竞争设备招标价格大幅下滑；4、各省市风电建设规划制度推出延迟；5、可再生能源补贴拖欠周期延长；6、配额制、绿证等制度落实不到位；7、钢材等原材料价格大幅波动；8、装机增量地区气候恶劣装机进度不及预期。

注：文中内容依据兴业证券研究所已公开发布研究报告，具体报告内容及相关风险提示等详见完整版报告。

证券研究报告：《分布式能源系列报告：分散式风电崛起，助力行业复苏增长》

对外发布时间：2018年3月18日

报告发布机构：兴业证券股份有限公司 （已获中国证监会许可的证券投资咨询业务资格）

本报告分析师： 苏晨 ，S04；

使用本研究报告的风险提示及法律声明

兴业证券股份有限公司经中国证券监督管理委员会批准，已具备证券投资咨询业务资格。

本报告仅供兴业证券股份有限公司（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。本报告中的信息、意见等均仅供客户参考，不构成所述证券买卖的出价或征价邀请或要约。该等信息、意见并未考虑到获取本报告人员的具体投资目的、财务状况以及特定需求，在任何时候均不构成对任何人的个人推荐。客户应当对本报告中的信息和意见进行独立评估，并应同时考量各自的投资目的、财务状况和特定需求，必要时就法律、商业、财务、税收等方面咨询专家的意见。对依据或者使用本报告所造成的一切后果，本公司及/或其关联人员均不承担任何法律责任。

本报告所载资料的来源被认为是可靠的，但本公司不保证其准确性或完整性，也不保证所包含的信息和建议不会发生任何变更。本公司并不对使用本报告所包含的材料产生的任何直接或间接损失或与此相关的其他任何损失承担任何责任。

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，本公司可发出与本报告所载资料、意见及推测不一致的报告；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。

除非另行说明，本报告中所引用的关于业绩的数据代表过往表现。过往的业绩表现亦不应作为日后回报的预示。我们不承诺也不保证，任何所预示的回报会得以实现。分析中所做的回报预测可能是基于相应的假设。任何假设的变化可能会显著地影响所预测的回报。

本公司的销售人员、交易人员以及其他专业人士可能会依据不同假设和标准、采用不同的分析方法而口头或书面发表与本报告意见及建议不一致的市场评论和/或交易观点。本公司没有将此意见及建议向报告所有接收者进行更新的义务。本公司的资产管理部门、自营部门以及其他投资业务部门可能独立做出与本报告中的意见或建议不一致的投资决策。

本报告的版权归本公司所有。本公司对本报告保留一切权利。除非另有书面显示，否则本报告中的所有材料的版权均属本公司。未经本公司事先书面授权，本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。未经授权的转载，本公司不承担任何转载责任。

在法律许可的情况下，兴业证券股份有限公司可能会持有本报告中提及公司所发行的证券头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。因此，投资者应当考虑到兴业证券股份有限公司及/或其相关人员可能存在影响本报告观点客观性的潜在利益冲突。投资者请勿将本报告视为投资或其他决定的唯一信赖依据。

投资评级说明

报告中投资建议所涉及的评级分为股票评级和行业评级（另有说明的除外）。评级标准为报告发布日后的12个月内公司股价（或行业指数）相对同期相关证券市场代表性指数的涨跌幅，A股市场以上证综指或深圳成指为基准。

行业评级：推荐-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；回避-相对表现弱于同期相关证券市场代表性指数。

股票评级：买入-相对同期相关证券市场代表性指数涨幅大于15%；审慎增持-相对同期相关证券市场代表性指数涨幅在5%～15%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。

免责声明

市场有风险，投资需谨慎。本平台所载内容和意见仅供参考，不构成对任何人的投资建议（专家、嘉宾或其他兴业证券股份有限公司以外的人士的演讲、交流或会议纪要等仅代表其本人或其所在机构之观点），亦不构成任何保证，接收人不应单纯依靠本资料的信息而取代自身的独立判断，应自主做出投资决策并自行承担风险。根据《证券期货投资者适当性管理办法》，本平台内容仅供兴业证券股份有限公司客户中的专业投资者使用，若您并非专业投资者，为保证服务质量、控制投资风险，请勿订阅或转载本平台中的信息，本资料难以设置访问权限，若给您造成不便，还请见谅。在任何情况下，作者及作者所在团队、兴业证券股份有限公司不对任何人因使用本平台中的任何内容所引致的任何损失负任何责任。

本平台旨在沟通研究信息，交流研究经验，不是兴业证券股份有限公司研究报告的发布平台，所发布观点不代表兴业证券股份有限公司观点。任何完整的研究观点应以兴业证券股份有限公司正式发布的报告为准。本平台所载内容仅反映作者于发出完整报告当日或发布本平台内容当日的判断，可随时更改且不予通告。

本平台所载内容不构成对具体证券在具体价位、具体时点、具体市场表现的判断或投资建议，不能够等同于指导具体投资的操作性意见。

 

上一篇：股票(600773诊股)

下一篇：宽指基金国运基金(宽指基金组合)