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“碳”路者:中国电力生产行业—顶层设计,逐日追风

惠誉博华 / 企业 / 中国 / Fri, 2022年03月18日

压舱电量刚性需求与当前系统重要性使得中国火电装机于“十四五”期间存在1.5亿千瓦~1.8亿千瓦的增量空间。中国抽水蓄能电站规划增量五年翻一番,“十四五”期间核电核准面临提速。集中式新能源电站以基地发展为特色,装机向三北省区逐步聚集;分布式电站占比高是前四大光伏装机省份的共同特点,在政策推动下,分布式光伏将巩固并逐步强化其在新增装机中的地位。“十四五”期间中国新能源装机增幅或不低于7亿千瓦,2025年末风光装机权重将达39%,基本可与火电装机平分秋色。
伴随经济增长减速,全社会用电增速面临放缓;电气化率提高为用电需求注入长期动能,用电量增速较经济增长更具韧性,而政策设计将推动电力需求向新能源端倾斜。
双碳目标将加快“计划电”向“市场电”的转型步伐,交易价格在用户可承担基础上的溢价是电力行业在新形势下保持健康、可持续发展的必要前提。市场化改革举措推动煤电中长期交易价格几近顶格上涨,基础电源价格向其价值进一步靠拢是还原煤电商品属性、以供需关系决定市场价格进而降低“煤电压抑”的重要标志。陆上风电与光伏电站成本控制已适应平价要求,绿电中长期交易予以新能源运营商更高回报。现货交易实现全网余缺互济,能源资源动态调配,有助于提升火电保供能力与调峰服务经济性,进一步促进新能源电力全局消纳。
2021年火电与新能源电力盈利冰火两重天。2022年火电资产负债表将获得修复,大型综合能源供应商得益于其资源、资金与技术优势将成为中国新能源装机拓展的中坚力量。

火电装机占主导地位,在电量结构中执牛耳优势稳固;新能源装机增量主体角色明确,容量权重进一步提升


2021年,中国电力累计装机容量23.8亿千瓦,同比增长7.9%。其中,火电在装机结构中占据近55%的主导权重,水电装机占比次之达16%。“碳达峰”、“碳中和”承诺促使新能源新增装机主体角色更加明确。2021年,中国风电、光伏分别实现新增装机4,757万千瓦、5,493万千瓦,合计增量占比58%,累计装机增速各达16.6%、20.9%,新能源装机容量权重升至27%,较2020年增加2.4个百分点。

资料来源:Wind,惠誉博华整理

2021年,中国发电量合计83,768亿千瓦时 ,同比增长9.8%。其中,火电、水电、核电、风电、光伏发电量分别为56,463亿千瓦时、13,401亿千瓦时、4,075亿千瓦时、6,556亿千瓦时、3,270亿千瓦时,火电占全电源电量比重67.4%,较2020年微降0.5个百分点,电量结构执牛耳优势稳固。因水电出力不足电量同比下滑1.1%、核电与新能源电量基数相对较小而出力有限,火电于2021年承担了绝大部分增量供电任务,发电量同比增速达9.1%,与全电源发电量一道,增速创近九年新高。

资料来源:Wind,惠誉博华整理

中国电力装机结构向实现双碳目标迈进,“十四五”末新能源装机容量基本可与火电平分秋色


压舱电量刚性需求与当前系统重要性使得中国火电装机于“十四五”期间存在1.5亿千瓦~1.8亿千瓦的增量空间
中国承诺将对煤电项目实施严控,但并未剥夺其增量空间。立足以煤为主的国情,火电及时、充分出力牵涉国家能源安全。2021年,中国多省因电力供需矛盾而被迫实施有序用电,经济发展遭受电力供给冲击。在水电、新能源电力受自然条件制约出力不足或难以提供稳定输出情境下,火电厂因煤价高企导致生产意愿消极是引发本轮供给冲击的关键原因。
除确保能源稳供给外,火电为电网提供了庞大的低成本灵活性资源,这对构建以新能源为主体的新型电力系统至关重要,特别是在其他储能技术存在经济性瓶颈或规模缺乏的现状下。2021年10月,国家发展改革委与国家能源局发布《关于开展全国煤电机组改造升级的通知》,要求对煤电进行节煤降耗改造、供热改造与灵活性改造制造,“十四五”期间改造机组规模不低于6.0亿千瓦,灵活性制造规模达到1.5亿千瓦,进一步扩展火电辅助服务提供能力。因此,基于压舱电量刚性需求与当前系统重要性,惠誉博华预期,即使增速有所下滑,火电于“十四五”期间仍存1.5亿千瓦~1.8亿千瓦的增量空间。

资料来源:国家发展改革委,国家能源局,惠誉博华整理

中国抽水蓄能电站规划增量五年翻一番,“十四五”期间核电核准面临提速

水电是符合减碳承诺且具备调峰能力的传统零碳电源。中国水电开发程度不足40%,但环境保护、移民安置、上游电站建设成本抬升等因素对大规模水电开发构成挑战,现阶段可开发水电资源并不充裕。在减碳路径下,抽水蓄能将成为减轻火电辅助服务提供压力的重要选项。截至2021年8月,中国抽水蓄能电站已投产3,249万千瓦,在建5,513万千瓦。根据国家能源局发布的《抽水蓄能中长期发展规划(2021~2035年)》,中国抽水蓄能电站2025年投产总规模6,200 万千瓦以上,至2030年投产总规模约1.2 亿千瓦,规划增量每五年翻一番,是水电在减碳承诺下发展的首要方向。

资料来源:国家能源局,中国核能行业协会,惠誉博华整理

安全有序是另一大传统零碳电源核电在减碳时代的发展原则。中国政府已于2019年重启核准新增核电项目。截至2022年初,中国已并网核电机组53台,总装机容量5,464万千瓦;在建核电机组16台,总装机容量1,751万千瓦。根据中国核能行业协会2021年4月发布的《中国核能发展报告(2021)》蓝皮书,中国核电至2025年在运装机约7,000万千瓦,在建约5,000万千瓦;至2030年在运装机达1.2亿千瓦。核电已有在建项目投产即达成“十四五”在运发展目标,而直接关联2030年“碳达峰”的“十五五”装机目标则预示着中国核电核准在未来五年将有所提速。


集中式新能源电站以基地发展为特色,装机向三北省区逐步聚集


风电与光伏是构建以新能源为主体的新型电力系统的主角,集中式电站于“十四五”期间将以基地化发展为特色。充分利用沙漠、戈壁、荒漠及其他土地资源,融合区域火电资产打造多能互补的一体化基地是集中式新能源电站在减碳时代发展的明确方向。集中式供给将向具备资源禀赋、土地条件并配套低成本火电的三北省区 逐步聚集。
2021年11月以来,国家发展改革委与国家能源局先后发布两批以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地目录。内蒙古因区内沙漠、戈壁、荒漠资源丰富,电站规划量一骑绝尘。陕西、山西、宁夏综合利用采煤沉陷区亦收获大量电站规划。中国将于“十四五”时期建设风光基地总装机约2亿千瓦,其中外送1.5亿千瓦、本地自用0.5亿千瓦;“十五五”时期规划建设风光基地总装机约2.55亿千瓦,其中外送1.65亿千瓦、本地自用0.9亿千瓦。外送功率接近总规划的70%,这与绝大部分基地处于风光资源丰富但远离负荷中心的三北省区密切相关。

注:各省风光基地装机规模根据公开资料整理,系不完全统计                                      

资料来源:公开资料,国家发展改革委,国家能源局,惠誉博华整理    

               
分布式电站占比高是前四大光伏装机省份的共同特点。在政策推动下,分布式光伏将巩固并逐步强化其在新增装机中的地位


截至2021年9月末,风电装机前五省份内蒙古、新疆、河北、山西、山东风电总装机占全国比重为42%,风资源是影响装机地理结构的决定性因素;而光伏装机前五省份山东、河北、江苏、浙江、青海光伏总装机占全国比重为38%,分布式电站占比高是前四大光伏装机省份的共同特点。其中,山东、浙江分布式光伏装机权重接近70%。因此,相较光照强度,消纳条件对光伏装机分布更具支配性,这也正是分布式光伏电站在经济发达地区大规模投运的关键驱动因素。

资料来源:全国新能源消纳监测预警中心,惠誉博华整理

资料来源:Wind,惠誉博华整理


2030年实现“碳达峰”前,分布式电站对中国新能源装机扩容影响举足轻重。因地处负荷中心无需长距离输电,分布式装机于屋顶资源丰富且经济发达的东部省份推广迅速,助力山东、江苏、浙江光伏总装机规模暂跻身全国前列,尽管其集中式电站容量并不突出。2019年以来,中国新增分布式光伏电站规模逐年扩增,至2021年已达2,928万千瓦,占当年光伏增量装机比重53%,首度超过集中式电站,成为新增光伏容量的主要贡献方。

资料来源:公开资料,Wind,国家能源局,惠誉博华整理


2021年6月,国家能源局发布《关于报送整县(市、区)屋顶分布式光伏开发试点方案的通知》,推动开展整县(市、区)分布式光伏项目申报工作,明确党政机关、公共建筑、工商业厂房、农村居民(建筑)屋顶总面积可安装光伏发电比例分别不低于50%、40%、30%、20%。至申报截止日,共676个县(市、区)报送试点意愿。其中,山东、河南、江苏各申报70个、66个、59个试点区域,申报数量居各省区前三位。整县分布式光伏在降低电网调度压力的同时,可实现集约开发降低成本,预计政策推动将促使分布式电站巩固并逐步强化其在新增光伏装机中的地位。


“十四五”期间中国新能源装机增幅或不低于7亿千瓦,2025年末风光装机权重将达39%


减碳承诺促使中国集中、分布式电站并举,大规模拓展风光项目。已明确公布“十四五”风电、光伏新增容量规划省份新能源预增装机合计42,730万千瓦 ,2020年新能源装机权重接近65%,具有广泛代表性。惠誉博华基于公布数据并考虑规划保守性,假设各省新能源装机权重于“十四五”期间基本保持稳定,预测2021~2025年中国新能源装机容量增幅或不低于7亿千瓦。结合各电源装机增量预期,中国新能源装机权重至2025年末将达39%,基本可与火电装机平分秋色。

资料来源:Wind,惠誉博华

*新疆“十四五”新增装机含部分水电                                                                                                                  

资料来源:公开资料,各省区发展改革委,惠誉博华整理                                                       

伴随经济增长减速,全社会用电增速面临放缓;电气化率提高为用电需求注入长期动能,用电量增速较经济增长更具韧性,而政策设计将推动电力需求向新能源端倾斜


2021年,中国全社会用电量83,128亿千瓦时,同比增长10.3%。其中,第二产业用电量56,131亿千瓦时,同比增长9.1%,占全社会用电量比重68%。中国自身经济迅速复苏,以美国为代表的发达经济体消费强劲回升、海外订单转移带来的出口超预期为工业用电增长注入了强劲动力,驱使2021年全社会用电量增速创近八年新高。
 

资料来源:Wind,惠誉博华整理


当前,中国经济正面临“需求收缩、供应冲击、预期转弱”三重压力,经济增速将明显放缓;发达经济体为对抗经济过热与高通胀,紧缩政策箭在弦上,耐用品消费增速大概率走低;全球疫苗接种普及率不断提高带来的疫情缓和可能引发部分订单回流至发达国家与东南亚诸国,中国出口高增长难以维系,这将使全社会用电增速面临放缓。2022年1~2月,中国全社会用电量同比增长5.8%,较2021年同比增速10.3%与过去两年复合增速6.8%均有所回落。然而,电气化率持续提高将为用电需求注入长期动能,IDC规模不断扩张、5G基站密度日渐加大、新能源汽车渗透率迅速攀升便是这一趋势的有效例证。2020年,中国电能占终端能源消费比重为26.5%,较2019年提高1.4个百分点。在新兴高耗能负荷不断扩张壮大加持下 ,中国用电量增速较经济增长更具韧性。
政策设计将推动电力需求向新能源端倾斜。2021年12月,中央经济工作会议明确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,防止简单层层分解,新增可再生能源不纳入能源消费总量控制。这推动地方政府在向区域经济发展目标冲刺过程中更多消纳新能源电力,加强需求侧对低碳电源的支撑作用。

顶层设计下的电力市场化交易与价格激励是中国构建新型电力系统以实现双碳目标的重中之重


双碳目标将加快“计划电”向“市场电”的转型步伐,交易价格在用户可承担基础上的溢价是电力部门在新形势下保持健康、可持续发展的必要前提


市场化交易电量规模权重快速增长是中国电力市场化改革的突出成果。2021年,中国各电力交易中心组织完成市场交易电量合计37,787.4亿千瓦时,同比增长19.3%。其中,省内与省间交易电量分别为30,760.3亿千瓦时、7,027.1亿千瓦时,各占81.4%、18.6%。省内直接交易在成交结构中居主导地位,占比逾75%。2021年,中国市场化交易电量占全社会用电量比重为45.5%,较2017年提升约20个百分点,市场化电量几近占据全社会用电量半壁江山。
为适应双碳目标下构建以新能源为主体的新型电力系统发展要求,国家发展改革委与国家能源局于2022年1月发布顶层文件《关于加快建设全国统一电力市场体系的指导意见》,要求健全多层次统一电力市场体系并完善(健全)其功能与交易机制。至2030年,全国统一电力市场体系基本建成,国家市场与省(区、市)/区域市场联合运行,新能源全面参与市场交易,电力资源在全国范围内得到进一步优化配置。“统一市场、两级运作”模式是中国电力部门应对新能源大规模并网引发的电源结构变革与消纳挑战的关键,其必将加快“计划电”向“市场电”的转型步伐。
相较计划电量,低碳理念与供需关系对市场电交易与价格形成具有更为明确的导向作用。在新能源大规模并网、电能质量维系难度加大、调峰储能服务引发电力综合成本抬升的背景下,市场电量较计划电量增长将使得中国电力价格上行预期愈发显著。无论是中长期合约抑或现货交易、传统火电抑或新能源发电,交易价格在电力用户可承担基础上的溢价是中国电力部门在减碳路径下保持健康、可持续发展的必要前提。

资料来源:公开资料,中国电力企业联合会,惠誉博华整理    

资料来源:公开资料,中国电力企业联合会,惠誉博华整理    


市场化改革举措推动煤电中长期交易价格几近顶格上涨,基础电源价格向其价值进一步靠拢是还原煤电商品属性、以供需关系决定市场价格进而降低“煤电压抑”的重要标志


各省火电所长期执行的具有计划色彩的上网电价较市场煤价反应极不敏感。2021年,短期供需严重失衡及市场非理性情绪引发煤价飙升,火电生产商遭受重大亏损,能源供给安全面临严峻挑战。

为减少电力供给冲击、呵护基础电量压舱角色并发挥市场对资源配置的关键作用,国家发展改革委于2021年10月发布《关于进一步深化燃煤发电上网电价市场化改革的通知》,要求燃煤发电电量原则上全部进入电力市场,将市场交易价格浮动范围由“上浮不超过10%、下浮原则上不超过15%”变更为“上下浮动原则上均不超过20%”,高耗能企业市场交易电价不受上浮20%限制。同时,取消工商业目录销售电价,有序推动工商业用户全部进入电力市场,扩充电力市场化交易参与主体。
保障基础能源价格稳定、降低工商业用电成本一向是中国政府促进经济增长的有效手段之一,但这也促成了煤电价格长期受压、交易较基准价浮动“只下不上”,价格信号完全偏离供需关系的现状。以江苏电力交易中心2021年1月~2022年3月执行的中长期电力交易合约为例。尽管煤价屡创新高,电力市场月度集中竞价与挂牌交易成交价格仍不及省燃煤基准价391元/兆瓦时,下浮比例为1%~10%,直至2021年10月煤电深化改革通知出台,成交价格上浮比例陡然跃升至19%以上,较政策约定的20%浮动上限几近顶格上涨。除月度交易外,已公开数据的江苏、广东、河北三省2022年度交易电价较各省基准分别上浮19.36%、9.72%、19.99%。基础电源价格向其价值进一步靠拢是还原煤电商品属性、以供需关系决定市场价格进而降低“煤电压抑”的重要标志。

资料来源:江苏电力交易中心,惠誉博华整理                                                      

注:2021年10月集中竞价交易未成交;2021年10月后挂牌交易以下旬成交电量与电价为基础

陆上风电与光伏电站成本控制已适应平价要求,绿电中长期交易予以新能源运营商更高回报


2021年,新核准陆上风电、新备案集中式光伏电站与工商业分布式光伏项目中央财政不再予以补贴,实施平价上网。国家发展改革委于2021年6月发布《关于2021年新能源上网电价政策有关事项的通知》,要求新建项目上网电价按当地燃煤发电基准价执行,并可自愿参与市场化交易形成上网电价,以更好体现风电、光伏的绿色电力价值。
得益于风机大型化、光伏电池效率提升及其他科技进步带来的成本削减,中国陆上风电与光伏电站成本控制能力已适应平价要求。陆上风电加权平准化度电成本(LCOE,2020)为0.2552元/千瓦时;光伏电站在1,500利用小时数下平准化度电成本(2021)为0.2500元/千瓦时。按区域煤电基准价执行的平价项目如可达到前述成本控制指标,在几乎所有省份均可实现盈利。而海上风电平准化度电成本仍较高,平价上网尚不具备经济性。

资料来源:国家发展改革委,IRENA,CPIA,惠誉博华整理


顶层设计支持新能源电力参与市场化交易并获得较燃煤基准价更高的绿色溢价电价。2021年9月,国家发展改革委与国家能源局批复《绿色电力交易试点工作方案》,暂针对风电与光伏作为独立绿电交易品种,开展以年度(多月)为周期的中长期交易,鼓励市场主体签订5~10年长期购电协议。绿电在中长期合约交易组织、交易执行与交易结算方面具备优先性。
2021年9月7日,中国启动首次绿电交易。北京电力交易中心与广州电力交易中心分别执行68.98亿千瓦时、10.37亿千瓦时绿电交易,初步预估减少标煤燃烧243.6万吨,减排二氧化碳607.18万吨,成交电量收获0.03元/千瓦时~0.05元/千瓦时的环境溢价。2021年12月,江苏、广东两省2022年度电力交易分别成交绿电9.24亿千瓦时、6.79亿千瓦时,较省燃煤基准价各上浮18.38%、13.44%。绿电中长期交易在满足电力用户减碳诉求并提升用户声誉与市场形象的同时,向风电、光伏运营商给予了更高回报。虽然当前交易比重极低,但随着试点逐步铺开、电-碳交易协调融合,新能源电力在市场激励下将获得更多交易与消纳机会。

资料来源:江苏电力交易中心,广东电力交易中心,惠誉博华整理                                        

注:广东绿电成交披露口径为可再生能源电量


现货交易实现全网余缺互济,能源资源动态调配,有助于提升火电保供能力与调峰服务经济性,进一步促进新能源电力全局消纳
现货交易是对中长期合约电量的逐时精细化调整,两者有效衔接对促进中国电力部门践行双碳承诺意义重大。2021年11月,国家电网有限公司经批准发布《省间电力现货交易规则(试行)》,计划构建省间省内完整统一现货市场体系,涵盖多电源与多市场参与主体,开展省间日前与实时现货交易。2022年3月,国家发展改革委与国家能源局发布《关于加快推进电力现货市场建设工作的通知》,要求南方(以广东起步)、蒙西、浙江、山西、山东、福建、四川、甘肃等八大第一批试点地区原则上2022年开展现货市场长周期连续试运行,上海、江苏、安徽、辽宁、河南、湖北等六大第二批试点地区原则于在2022年6月底前启动现货市场试运行。


中国电力现货市场尚处于探索完善阶段,但试点地区电力现货试运行结果已充分反映日间/瞬时电能供需波动所产生的市场价值:现货成交价格较中长期合约更具波动性,尖峰时刻可获得更高溢价。以山东电力交易所现货交易执行数据为例,2021年12月典型日用电侧实时现货小时级电价峰值为704.9元/兆瓦时,较省燃煤基准价提高79%;2022年3月典型日用电侧实时现货小时级电价峰值为844.36元/兆瓦时,较省燃煤基准价提高114%。

资料来源:山东电力交易中心,惠誉博华整理                                                                                                      

注:小时级电价未包含山东省容量补偿电价99.1元/兆瓦时

在构建以新能源为主体的新型电力系统目标推动下,中国电力现货市场已将火电纳入交易范围。因不受中长期合约价格20%的上浮限制,现货交易可激励基础电源顶峰发电,提高电网保供能力。同时,由于火电调峰与现货交易存在一定等效性,在辅助服务对价不足情境下,现货交易可为调峰服务提供更具经济性的回报。电力现货短周期交易机制与新能源发电特性相适应,有助于进一步促进新能源电力全局消纳,特别是在跨省跨区现货市场打通条件下,西北送端省区风电、光伏电站可实时支撑东南受端省区电力需求,进而实现全网电力余缺互济,能源资源动态调配。


2021年火电与新能源电力盈利冰火两重天。2022年火电资产负债表将获得修复,大型综合能源供应商得益于其资源、资金与技术优势将成为中国新能源装机拓展的中坚力量


2021年,中国电力生产商财务表现分化明显,火电(为主)企业因煤价飙升与成本传导不畅,所辖电厂大面积亏损,预告扣非净利润降幅多在300%以上。随着燃煤发电全部进入电力市场、火电价格顶格上浮形成常态,预计2022年中国火电生产商资产负债表将获得修复。
新能源电力生产商免疫于大宗商品价格暴涨,2021年盈利规模随新建机组陆续并网而有所扩大,样本企业扣非净利润同比增幅位于24%~78%区间。虽已处于风头正劲的蓝海赛道,但新能源大规模、高比例并网所诱发的辅助服务资源不足对其快速扩张构成挑战。2021年7月,国家发展改革委与国家能源局发布《关于鼓励可再生能源发电企业自建或购买调峰能力增加并网规模的通知》,鼓励发电企业市场化参与调峰资源建设,超过电网企业保障性并网以外的规模初期按照功率15%的挂钩比例(时长4小时以上)配建调峰能力,按照20%以上挂钩比例进行配建的优先并网。

资料来源:Wind,各公司年报,惠誉博华整理


惠誉博华于2021年8月发布特别评论《利好政策频落地,中国储能迎“井喷”》,认为当前较高的电化学储能成本尚难以给予大部分配置储能的新能源电力生产商满意的投资回报。在初始投资面临提升压力下,大型综合能源供应商得益于其自身掌控的大规模调峰资源与雄厚的资金、技术实力,必将成为中国新能源装机拓展的中坚力量。“十四五”期间,五大电力集团与中国三峡集团、中国广核集团规划新增新能源装机规模合计近4.5亿千瓦,按照不少于7亿千瓦的新能源装机增幅预测,上述七家大型综合电力供应商新能源新增装机贡献度超过60%,成为双碳目标下中国电力生产转型的核心实践者。

1. 因披露原因,国家电投集团新能源装机包含部分核电                                              

2. 中国三峡集团采用截至2021年9月末数据                                                                                                

3. 中国广核集团境外新能源装机采用截至2021年9月末数据                                                      

资料来源:公开资料,各公司年报,惠誉博华整理    

   

   

1发电量(含增速)源自中国电力企业联合会快报,与统计局披露有所差异

 2包括西北地区、华北北部和东北地区

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