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1.系统成本的不断下降推动回报率上升，分布式光伏快速发展。分布式光伏系统成本在过去一年中不断下降，其中组件从4.3元/W下降至3元/W；在此背景下，光伏度电成本下降至0.5-0.6元/kWh，用户侧基本实现平价。而另一方面分布式补贴保持0.42元/kWh，在未来补贴不变的情况下，居民分布式和工商业分布式回报率可观，发展速度进入加速阶段。 2.分布式发展空间巨大。国家加大分布式的支持力度，各企业纷纷转向分布式电站投资建设；与其他发达国家相比，我国分布式累计占比仅有7%，远低于德国73%和美国35%分布式占比。同时，分布式光伏以工商业为主，居民为辅，中国的工业园区模式为分布式光伏的建设奠定了坚实的屋顶基础。 3.在目前的补贴与融资模式下，运营商格局分散，商业模式难创新。在美国ITC与MACRS的补贴模式下，Solarcity成功进行售后回租、合资、转租商业模式的创新，并成为分布式龙头；然而在中国FIT为主的补贴模式下，这种商业模式难以复制，渠道建设与销售模式是扩张的关键，经销商模式逐渐成为主流。目前国内分布式竞争格局分散，而分布式项目进入壁垒低，未来企业或因为区位优势而成为区域龙头。 4.投资建议：单晶产业链及高效组件受益明显，强烈推荐隆基股份、晶盛机电、中来股份、通威股份，关注中环股份。 风险提示：屋顶资源受限；电网接入限制行业发展 一、成本下降推动分布式光伏快速发展 1.1系统成本不断下降 组件成本下降导致系统投资成本快速下降：分布式光伏的成本中间超过50%为组件，组件在过去的1年经历了大幅下降，从4.3元/瓦下降至3元/瓦；同时由于系统效率不断上升，非组件成本（BOS）成本也实现了一定程度的下降，目前系统投资成本仅为5.5元/瓦，如果考虑到总包方的利润系统成本将达到7元/瓦。 1.2成本下降带动用户侧平价 系统成本的持续下降将带动发电侧成本的下降，由此光伏标杆电价也不断下调。发改委2016年12月6日发文表明，2017年1月1日之后，一至三类资源分别调整为0.65元/0.75元/0.85元，同时表示今后光伏标杆电价根据成本变化情况每年调整一次。从2015年到2017年光伏标杆电价共下调0.25元/0.2元/0.15元。 随着光伏标杆电价的下调，发电侧将进一步平价。能源局发布的太阳能“十三五”规划表明到2020要分别实现发电侧、用户侧目标，即光伏用户侧平价上网，发电侧成本也要进一步下降30%、40%。 用户侧基本实现平价。当发电侧上网电价与各种附加费之和等于用电侧电价时，即可实现平价上网。目前光伏电站度电成本已经下降至0.5-0.6元/度，用户侧基本实现平价。未来随着系统成本的进一步下降，光伏上网标杆电价的下调将会使用户侧实现全面平价。 1.3伴随系统成本下降，分布式项目回报率继续升高 我国目前分布式光伏发电有两种模式： 全额上网：不需要备案，投资成本低，目前中东部地区电价高，对用户的要求较低； 自发自用，余电上网：投资成本低，总体电价高，回报率极好，但对用户的要求比较高。 相比之下，自发自用、余额上网的模式具有更高的上网电价，此种模式更受青睐。 分布式光伏项目的核心是业主，而最能吸引业主的就是项目的高回报性。据国家能源局公布数据，2015年我国光伏发电全年平均利用小时数为1133小时，即使在弃光较为严重的新疆光伏发电利用小时数也达到1042小时。2016年大型地面电站的成本为7.3元，而分布式光伏系统可在此基础上减去一次性土地成本、前期开发等成本，2017年分布式系统成本为5.5元/W。 随着系统成本的下降，项目回报率可观：在现有补贴不变的情况下，测算结果显示，系统成本越低，项目IRR上升的速度越快。保守估计下（发电小时数为1000，系统成本为6元/W），户用分布式的IRR在10%以上，工商业分布式的IRR在20%以上。 二、我国分布式空间巨大 2.1 国际借鉴，工商业分布式地位重要 美国：分布式率先发展，集中式后起赶超占比超60% 从其光伏发展历程看，美国2007年首次出现集中式电站（即公共事业），从2010年以后光伏集中电站才开始爆发快速增长。 2010年前分布式发展为主：2000年以后以石油为代表的化石能源价格不断上涨，同时美国加州2000-2001年发生电力危机导致其电价出现意外上涨，以加州（加州光伏累计装机2009年以前占比达60%以上）为代表的部分州开始出台补贴、回扣等能源激励政策，随后2005年国会通过了“能源政策法”，该法为住宅光伏系统采购商提供30％的投资税收抵免（ITC），并将工商业光伏系统的信贷额度从10％（自1988年以来）提高到30％，该政策持续至今；同年美国税务局发布的纳税指引规定光伏系统可以采用成本加速折旧法。但由于住宅光伏最初补贴上限是2000美元，因此对住宅光伏分布式的影响较小，反而是工商业分布式增长相对较快。到2010年底美国分布式光伏累计装机1.74GW，占光伏总装机80%，其中商用光伏占比47%。 2010年后集中式光伏电站爆发增长：2008年公用事业光伏系统的ITC补贴通过，同时光伏不同规模系统高达20%-30%的成本差使规模经济凸显，08年的经济危机造成的补贴缩减，使住宅和工商业分布式光伏建设的融资变得困难，因此集中式光伏电站在2008年以后加速爆发增长，并且占比迅速超过住宅和商用光伏，这另一方面也得益于美国地广人稀、土地资源丰富的地理特征。 住宅光伏依旧快速增长，商用光伏增长放缓：由于2008年ITC对集中光伏电站的开放、光伏系统成本的进一步下降使投资者更偏好大型光伏系统投资，融资和开发中小型项目通常比较困难，且激励政策少，商用光伏发展减缓。相反由于比如净各州对住宅光伏的激励政策较多，电价计量等，同时PPA租赁等商业模式逐渐成熟，使得住宅光伏装机快速增长。 到2016年底美国累计光伏装机容量39.37GW，其中住宅7.89GW，商用6.3GW，两者合计占比36.11%，集中式电站为25.15GW、占比63.89%。据BNEF预测，住宅与商用光伏新增装机在未来三年仍将保持超过10%的增长率，仍在持续增长。
德国：住宅分布式先行起步，商用分布式后发快速增长 1999年前住宅光伏起步：1970s能源危机使整个欧洲开始新能源计划，德国1990年推出光伏FIT（Feed-in Tariff），1991年推出带有补贴的“1000屋顶计划”，1999年推出提供免息贷款的“100000 屋顶计划”，推动住宅光伏发展，到1999年德国光伏累计装机69.4MW，全为住宅类。 商用分布式开始发展，并超过住宅类（2000-2009年）：2000年推出可再生能源法案（EEG），规定屋顶项目规模上限为5MW、独立电站上限为100KW，2002年光伏项目容量上限上调至1000MW，商用分布式开始快速发展，大型电站（公用事业）开始起步，至此光伏FIT年下调速度5%-7.5%调整变动。 各分部装机快速增长（2010-2012年）：从2009年开始光伏系统价格下降速度远快于FIT下调速度，各分部尤其是商用光伏装机快速爆发增长。 装机速度下降（2013年至今）：2011年将光伏FIT下调幅度调整为0-15%的区间，前期新增装机越多、FIT下降速度越快，可以看出2010-2012三年新增光伏装机大幅上升的同时FIT加速下降，而FIT的大幅下降导致投资回报降低，光伏装机迅速降温。 到2016年底德国光伏累计装机40.39GW，其中大型（公用事业）光伏占比27.26%，商用占比48.8%成为主流。由于德国地貌多山、人口密度高，因此其大型光伏电站增长空间有限，而居民户用分布式得益于早年的推广激励普及程度较高，未来分布式主要是商用类型将会保持较快增长。
日本：政策带动光伏发展，分布式是主体 2004年之前补贴推动住宅分布式增长：1970年代石油危机冲击后，日本政府开始光伏发电研发，并推出“阳光计划”，1990年推出“新阳光计划”并实施净电量计价，1994年开始对住宅光伏系统给予50%的初装补贴、后逐渐降至33%，住宅分布式稳步增长，2004年该补贴计划取消。 2004年到2008年日本光伏市场并没有成体系的政策，增长缓慢。 商用与公用事业光伏装机大幅增长（2009年至2015年）：2009年日本政府重启补贴政策，并且提出“新光伏采购计划”（FiT前身），2012年日本正式开始实施FiT，当时的情景测算下住宅项目IRR仅有3.2%、非住宅项目（包括商用和公用事业）回报率高达6%，因此2012年以后日本的商用和公用事业光伏装机迅速上升。 2015年至今，光伏装机增速有所回落。2015年日本公布可再生能源的收购价格方案，其中输出在10kW以上的产业用大规模光伏发电的收购价格将自32日元下降至27日元。截至2016年底，日本光伏装机总量45.68GW。一方面15年政策影响，另一方面由于日本人口密集，公用事业未来受到征地的限制，在2017年及以后日本光伏年装机量将会逐步下降。
2.2 相比之下我国分布式仍有较大发展空间 我国分布式光伏发展虽快，但占光伏装机总量比例小：国内分布式光伏累计装机容量从2011年的0.5GW到2016年10.32GW，其复合增长率高达270%，在各项政策的支持下经历了飞速发展；截至2016年底我国光伏累计装机容量为77.42GW，分布式累计装机占比13%，其中真正属于居民户用分布式的项目仅有0.33%，属于工商业分布式的项目为6.56%。
我国未来用电和装机潜力较大：从人均用电量来看，美国、德国与日本作为发达国家已经基本稳定，相比之下我国还有较大的增长空间，而另一方面全球发展对环保、可持续的诉求使我国光伏、风电等新能源发电未来还有较大空间。从住宅和商用的人均装机量对比也可看出我国分布式装机较低。
测算显示相比发达国家，我国未来分布式有巨大的空间：从人均土地面积看，我国虽然整体高于日本与德国，但中东地区经济发达、人口密度高于德国和日本，而西北地区经济相对落后人口密度低于美国，综合考虑我国与美国更具有可比性，而中东部地区与德国和日本可比性更强。 根据彭博新能源数据，我国2016年居民分布式装机仅有271MW，工商业分布式仅有5.2GW。选取不同的参照国对我国分布式装机容量进行测算，以美国为参照国测算得出我国居民分布式光伏装机容量应达到7.9GW，工商业分布式光伏装机容量应达到6.3GW；以德国和日本为参照国，测算得出我国分布式装机累计应至少达到204GW。无论选取哪国为参照，我国分布式光伏装机量未来都有非常大的增长空间。
三、分布式运营商格局分散 3.1美国住宅光伏以SolarCity为龙头，商业模式成熟 SolarCity是美国一家专门发展家用光伏发电项目的公司，提供从系统设计、安装以及融资、施工监督等全面的太阳能服务。截至2016年9月，Solarcity住宅光伏累计装机总量达2337MW，遥遥领先同业开发商。
Solarcity模式成熟基础：ITC、MACRS等政策成为打通各方利益的基石。 投资税负优惠（Investment TaxCredit ,ITC）是政府为了鼓励绿色能源投资而出台的税收减免政策，2016 年底前的光伏项目可按照光伏项目投资额30% 的抵扣应纳税。 成本加速折旧Modified AcceleratedCost Recovery System (MACRS)，美国税务局发布的纳税指引规定，2005年12月31日以后的光伏系统可以采用成本加速折旧法，即固定资产折旧额按照设备年限逐步递减。 普通美国家庭没有那么高可抵扣税款，ITC 政策带来税收抵扣无法被家庭充分利用；光伏系统的MACRS无法给普通家庭带来税项资产（Tax Assets），但资产以光伏系统为主的开发商可充分利用ITC 和MACRS 带来的税收抵扣和税项资产，为了充分利用上述两项政策，光伏系统以租代售的模式便应运而生 基于ITC、MACRS，光伏开发商通过设计特定的项目公司股权结构及合同结构，使政策变现吸引投资建设资金解决融资问题，并与投资机构共享PPA租赁收益。 针对以上政策优惠，Solarcity形成以下三种针对分布式的商业模式： 模式一，售后回租：在售后回租模式下，投资机构一次性购买开发商建造的光伏电站所有权，然后返祖给开发商，开发商再租给用户。 模式二，合资模式：合资模式即开发商（Solarcity）和投资机构共同出资成立合资公司，购买开发商建造的光伏电站，并与用户签订PPA/租赁协议。投资收益由用户电费或租金、税收抵免、加速折旧避税和电价补贴构成。
模式三，转租模式：在转租模式下，投资机构与开发商（Solarcity）签订主租赁合同，租赁开发商承建的电站，然后投资机构再将光伏电站转租给用户。在这一模式下，投资机构收益的主要来源为用户租金，30%的投资税收减免以及加速折旧避税绝大部分；开发商（Solarcity）的来源则主要为投资机构支付的租赁费、电价补贴、加速折旧避税的小部分。
Solarcity模式为用户带来的价值：净电量计量法则Net Metering发挥作用 美国有多个州的法律都允许用户将余量光伏电力按照零售电价传送上电网，用户和电网公司的结算按照净下载电量计算（Net Metering），由于在加州等地区屋顶光伏发电成本已低于电网零售电价，向电网上传光伏电力能给用户带来收益。这种政策在公用电费较高的发达国家来说对于用户来说很有吸引力。
3.2壁垒低，格局分散，销售能力是核心 FIT+银行信贷的背景，分布式光伏模式难以创新：在FIT（Feed in Tarff）的模式下，如果经济性十分诱人，则业主会自己投资建设，而如果经济性不佳，则很难有人愿意以EMC模式进行投资，这样就导致了这种商业模式很难做大。 德国信用体系完善，基本已经对组件建立起了相应的贷款体系，所以资金来源也不是核心痛点；日本则是信贷审核极其严格，但一旦具备贷款资质，则能以接近100%的贷款比例进行贷款； 开发商融资难度大：国内的分布式光伏商业模式仍然延续地面电站开发的模式，项目业主依托自有资本金+银行融资的模式，对银行贷款的依赖性较强。对于光伏开发商特别是中小型开发商而言，长期稳定低成本的融资方式难以实现。 信誉资质良好的大型企业具有融资优势，但需要灵活的体制进行项目开发。 国内目前竞争格局分散，未来或出现区域龙头：国内分布式去年开始快速增长，多数是EPC和BT的公司，并未出现类似美国Solarcity的分布式龙头企业。但考虑到国内屋顶资源获取的难度及不同企业的区位优势，未来有可能出现区域内的分布式空头企业。 由国内目前各企业分布式的扩张模式来看，分布式推广类大家电与理财产品，正由B2B向B2C转变：各企业目前布局的战略大多都是经销商模式，且基本都处于计划阶段，并未形成成熟的体系与商业模式。未来住宅和工商业屋顶开发进入成熟期，经销商模式是必然趋势。 Vivint Solar的成长启示 – 分布式的经销商模式：Vivint Solar 2011年成立、2014年上市，目前是美国仅次于Solarcity的第二大住宅光伏建设商；该公司的迅速成长来自于“door-to-door”的销售模式和“direct-to-home”的销售战略，其母公司是安保公司及智能家居公司，具备极强的渠道开发能力，为Vivint Solar提供了完整的销售渠道。
四、分布式光伏受益标的分析 考虑到分布式电站的投资属性，其投资者对电站后期的收益更为敏感，因此单位面积发电量高的组件受到投资者青睐。组件效率越高，单位面积收益越大，未来高效组件将明显受益，重点推荐隆基股份、晶盛机电和通威股份，推荐关注中环股份、中来股份。 4.1隆基股份（601012）：单晶硅片龙头企业 隆基股份是全球单晶硅片生产龙头，2015年开始高效单晶组件的生产与销售。其单晶硅片成本长期领先于行业，2016年实现全面金刚线改造并做到量产，同时通过长晶环节产能的不断提升，已经实现单多晶硅片非硅环节的零差价；在电池片环节，隆基致力于提升电池效率，目前其60片P型PERC单晶电池组件最高功率已达到316.6W，转换效率达到22.17%，处于行业领先地位。目前隆基股份的单晶产品性价比已全面超越多晶。 一方面公司通过不断扩产保持在单晶硅片的龙头地位，截至2016年底单晶硅片产能为7.5GW，计划到2020年产能扩张至25GW，未来市占率将进一步提升；另一方面隆基研发投入不断提升，致力于单晶硅片成本的降低与组件各方面性能的提升。
4.2晶盛机电（300316）：单晶硅片上游设备企业 晶盛机电是国内单晶设备龙头企业，以晶体硅生长设备及控制系统的研发、制造与销售为主，拥有完全自主知识产权的直拉式全自动晶体生长炉、铸锭多晶炉等产品；同时公司也是蓝宝石晶体材料供应商。众所周知在半导体装备领域中，单晶生长炉和抛光环节壁垒较高，公司已掌握半导体级大直径硅单晶生长设备设计、制造的先进技术，成功研制直拉区熔法（直拉法+区熔法结合）晶体新型专用单晶炉，为客户解决进口昂贵的多晶棒料问题。对核心技术的掌握以及不断的研发投入使公司未来市场份额有望持续上升。
目前国内单晶替代趋势已经确立，公司位于产业链上游，2017年以来晶体生长设备订单数量大幅增加，截至目前为止公司未交付合同金额（包括中标合同未签订）占2016年全年营收比达到159.95%，其中单晶生长设备合同占比达到91.75%，合同大多将在2017年执行。
4.3通威股份（600438）：光伏业务成本优势明显 通威股份2015年并购永祥股份，切入多晶硅生产业务，永祥股份是国内多晶硅料生产主要企业之一，拥有1.5万吨产能，2017年公司技改项目竣工后产能将达到2万吨/年；2016年吸收合并合肥太阳能（现更名为通威太阳能），进入太阳能电池生产领域，合肥太阳能是全球最大的太阳能电池生产商，分别在合肥、成都有2.4G多晶电池和1GW单晶电池产能，未来3-5年，通威太阳能电池环节规划完成总计10GW产能。 公司优化和提升还原沉积速率和冷氢化技术，还原电耗、蒸汽消耗、冷氢化转化率等技术指标大幅提升，单吨产品现金成本已降至4.5万元以下，生产成本已降至6万元以下，多晶硅生产技术已处于领先位置，未来。2016年公司多晶电池生产成本已降至1.2元/W以下，非硅成本降低至0.3元/W左右，低于平均水平，未来智能化生产的打造将使公司成本持续下降。无论在多晶硅料生产方面还是在电池生产方面公司都有较为显著的成本优势，毛利率显著高于同行业其他企业。
4.4中环股份（002129）：单晶研发水平全球领先 公司专注单晶硅的研发和生产，形成半导体材料—节能型半导体器件”和“新能源光伏材料—高效光伏电站”双产业链商业模式。 公司光伏硅单晶研发水平全球领先，先后开发了具有自主知识产权的转换效率大于23%的高效N型DW硅片，转换效率25%、“零衰减”的CFZ-DW(直拉区熔)硅片。公司2002年规模化应用砂浆线切割、2012年规模化应用金刚石线切片产线，2016年实现170微米单晶硅片的大规模生产，下一步公司的太阳能级单晶硅片厚度将进一步减薄到140-150微米。 同时公司积极布局单晶硅片产能，2017年预期产能为10GW，目标产能15GW。
4.5中来股份（300393）：高效电池未来将放量 中来股份是全球太阳能电池背膜产业的龙头，凭借涂覆型背膜技术对传统背膜的替代，业绩实现快速增长，收入复合增速达到59.7%，净利润复合增速达到32%。 公司经过多年研发积累掌握了N型单晶双面电池的相关生产技术和工艺，2016年公司非公开发行募资13.67亿元用于全资子公司泰州中来光电“2.1GW N型单晶双面电池项目”，进入太阳能电池生产领域。 N 型单晶双面电池是面向下一代的高效电池技术，具有双面发电、效率高（其中正面量产效率 21.5%；背面效率 19%，根据不同场景能提高额外10%-20%的发电量）、衰减率低、综合度电成本低、未来提升空间大的优异性质。根据公告，2016 年 9 月份其中两条产线（300MW）已经投产，预计 2017 年上半年将具备 1GW 产能，到 2017 年年底之前全部 2.1GW 产能将全部建成投产，公司将具备全球最大的 N 型单晶双面电池产能。 另外公司将在衢州建设年产10GW N型单晶IBC双面太阳能电池生产基地，其中一期建设3GW。 附：分布式光伏在中国发展历史 1.国内分布式光伏的定义 国家电网定义（2013）：位于用户附近，所发电能就地利用，以10千伏及以下电压等级接入电网，且单个并网点总装机容量不超过6兆瓦的光伏发电项目。 能源局定义（2014）：在用户所在场地或附近建设安装、运行方式以用户端自发自用为主、多余电量上网，且在配电网系统平衡调节为特征的光伏发电设施；在地面或利用农业大棚等无电力消费设施建设、以35千伏及以下电压等级接入电网、单个项目容量不超过2万千瓦且所发电量主要在并网点变电台区消纳的光伏电站项目，纳入分布式光伏发电规模指标管理。 分布式光伏两种模式： 全额上网：不需要备案，投资成本低，目前中东部地区电价高，对用户的要求较低；电价下降以后，全额上网的经济性将快速下降，同时第一批挖掘出来的项目往往是最优质的，所以现在是全额上网的黄金时期。全国分为三类电价区，光伏标杆电价分别为0.65元/kWh、0.75元/kWh、0.85元/kWh。 自发自用，余电上网：投资成本低，总体电价高，回报率极好，但对用户的要求比较高。自发自用部分电价 = 用户电价+0.42 +地方补贴，余电上网部分电价 =当地脱硫煤电价+0.42 +地方补贴。其中，0.42元/kWh为国家补贴，连续补贴20年。
2.中国分布式光伏的发展历史 2009年至今，分布式光伏在中国历经了三个发展阶段： 金太阳阶段（2009年-2012年）：2009年财政部、科技部、国家能源局共同启动“金太阳示范工程”，率先启动国内光伏应用市场，到2012年以前的光伏发展以大型光伏电站为主，分布式只是初步发展。“金太阳工程项目”实施50%的初始投资补贴，高初装补贴在带动大型光伏电站的同时也带动分布式光伏增长，2011新增分布式装机同比增长245.8%，2012年同比增长79.7%。 度电补贴阶段（2013年-2015年）：“金太阳示范工程”期间多家企业骗取光伏补贴， 2013年8月发改委出台《关于发挥价格杠杆作用促进光伏产业健康发展的通知》，确定分布式光伏按每度含税0.42元全电量补贴，开启光伏度电补贴时代；2012年9月推出的《太阳能发电发展“十二五”规划》将国内的光伏发展之路首次引向“分布式”电站。按照这一规划，“十二五”期间中国光伏的装机容量目标为21GW，其中分布式发电为10GW，与大型光伏电站相当。 迅速增长阶段（2016年至今）：2016年国家继续鼓励自发自用分布式、屋顶分布式，同时由于“三北地区”的弃光限电问题，对大型电站的建设进行限制，因此分布式光伏爆发式增长，2016年分布式光伏新增装机量达4240MW，同比增长205%。
负责本研究报告的每一位证券分析师，在此申明，本报告清晰、准确地反映了分析师本人的研究观点。本人薪酬的任何部分过去不曾与、现在不与，未来也将不会与本报告中的具体推荐或观点直接或间接相关。 ?游家训：浙江大学硕士，曾就职于国家电网公司上海市电力公司、中银国际证券，2015 年加入招商证券，现为招商证券电气设备新能源行业首席分析师。 ?赵智勇：曾就职于艾默生、GE，2015 年加入招商证券，现为招商证券电气设备新能源行业分析师，研究工控自动化与信息化产业。 ?陈术子：上海交通大学硕士，曾就职于光大证券，2015 年加入招商证券，研究新能源发电产业。 ?公司短期评级 以报告日起6个月内，公司股价相对同期市场基准（沪深300指数）的表现为标准： 强烈推荐：公司股价涨幅超基准指数20%以上 审慎推荐：公司股价涨幅超基准指数5-20%之间 中性： 公司股价变动幅度相对基准指数介于±5%之间 回避： 公司股价表现弱于基准指数5%以上 ?公司长期评级 A：公司长期竞争力高于行业平均水平 B：公司长期竞争力与行业平均水平一致 C：公司长期竞争力低于行业平均水平 ?行业投资评级 以报告日起6个月内，行业指数相对于同期市场基准（沪深300指数）的表现为标准： 推荐：行业基本面向好，行业指数将跑赢基准指数 中性：行业基本面稳定，行业指数跟随基准指数 回避：行业基本面向淡，行业指数将跑输基准指数 本报告由招商证券股份有限公司（以下简称“本公司”）编制。本公司具有中国证监会许可的证券投资咨询业务资格。本报告基于合法取得的信息，但本公司对这些信息的准确性和完整性不作任何保证。本报告所包含的分析基于各种假设，不同假设可能导致分析结果出现重大不同。报告中的内容和意见仅供参考，并不构成对所述证券买卖的出价，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。除法律或规则规定必须承担的责任外，本公司及其雇员不对使用本报告及其内容所引发的任何直接或间接损失负任何责任。本公司或关联机构可能会持有报告中所提到的公司所发行的证券头寸并进行交易，还可能为这些公司提供或争取提供投资银行业务服务。客户应当考虑到本公司可能存在可能影响本报告客观性的利益冲突。 |
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