评级（）电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本

股票代码 ：
股票简称 ：
报告名称 ：电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本
评级 ：
行业：

电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本

TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价

HJT ：设备、生产工艺提升、降本进行中

IBC：组合应用潜力大，HPBC有望成黑马

投资建议及风险分析

（2）硅料：在电池新技术的引领下，p型料到n型料的发展是大趋势，对提纯的要求更高；颗粒硅虽然在降本上体现 了一定优势，但品质也需要进一步提升。硅片：大尺寸、薄片化是重要的发展趋势，连续拉晶则是提效的重要手段。电池： TOPCon、HJT、IBC等技术将开启对PERC的逐步替代，不同厂商基于自身策略进行选择，呈现各家争鸣的态 势；材料及工艺的选择将持续推动电池技术进步。组件：叠瓦、MBB技术以及适配更多应用场景的组件产品将持续推 出。

图：光伏产业各环节技术进步路径

包括HJT（本征非晶层的异质结）电池和 TOPCon （隧穿氧化层钝化接触电池）市占率约为 3%，TOPCon 电池平均 转换效率达到 24%，异质结电池平均转换效率达到 24.2%，IBC （交指式背接触）电池平均转换效率达到 24.1%，未 来， TBC（隧穿氧化层钝化背接触）、HBC （异质结背接触）等电池技术也会不断取得进步。

（2）2022年，TOPCon、HPBC、HJT 电池量产效率有望达24.5%。TOPCon（晶科）与HPBC（隆基）有望率先突 围，当前降本较快，良率和成组率是需要突破目标，HPBC更适合分布式市场；而HJT（通威、迈为）待设备、薄片化、银浆及靶材进一步降本后，则会形成相对优势。

图：光伏不同技术的转化效率及未来前景 图：2021-2030年各种电池平均转化效率变化趋势

目前处于中试阶段，2. 均只记正面效率

表面创建电场，以相同极性排斥载流子；2）化学钝化：通过形成饱和悬空键来弱化介面电子态。

（2）PERC是通过背面氧化铝覆盖层实现了化学及场效应钝化，钝化接触除满足表面钝化外，通过插入更宽的带隙层 解决金属接触区域高度活跃的复合中心而造成的损失；TOPCon是在电池背面制备一层超薄氧化硅，然后再沉积一层 掺杂硅薄层，二者共同形成了钝化接触结构。此外，钝化接触也广泛应用于HJT、IBC等其他光伏电池技术。

表：各电池技术的关键特性

资料来源：TaiyangNews 2021，光大证券研究所整理

（2）基于不同电子、空穴选择性接触材料结合组成的电池最高理论极限是28.7%（ISFH 2018 ），以非晶氧化层作为接

触材料电池（经典HJT）的极限效率为27.5% （ISFH 2018 ），隆基在Solar Energy Materials and Solar Cells 231

（2021）111291 认为HJT极限效率为28.5%；而双面多晶硅钝化的经典TOPCon电池的极限效率为28.7% （ISFH

PERC的理论最高效率
24.5%

经典HJT的理论最高效率
27.5% (隆基28.5%)

经典TOPCon最高效率
28.7%

（2）TOPCon工艺可在PERC旧有设备进行改造，追加投资约6000万元/GW；新建产线则约2-2.5亿元/GW，目前非硅成 本依然要比PERC增加0.04-0.1元/W，在效率上目前可以增加约1%，因此，现阶段TOPCon具有一定性价比，在此基础上，设备投资和非硅成本可进一步降低，所以产业内当前TOPCon扩产较为激进。

（3）隆基股份拟推出HPBC技术路线，该路线可以更好的利用p型硅片的技术优势，效率比PERC也可高出1%，成本与 PERC持平，在应用场景方面，由于其为背面金属化，更适用于分布式，当前需要关注良率和产能落地情况。

（4）HJT目前设备投资依然较高，非硅成本也高出PERC约0.2元/W，需要薄片化、银浆、靶材技术推动进一步降本，产 业化才能更具优势。

表：不同光伏电池性能、成本比较分析

资料来源： 普乐科技POPSOLAR，光大证券研究所

（2）HJT路线则采用全新的工艺路线，核心在于非晶硅膜和透明导电膜工艺，这些核心设备均需要重新购置，所以新进 入者更青睐该路线；

（3）IBC路线的核心是在电池背面制备出质量较好、呈叉指状间隔排列的p区和n区，需在电池背面印刷一层叉指状扩散 掩蔽层。

表：不同光伏生产工艺比较

仍有待改善；而TOPCon进入者多为一体化企业，预计后续扩产计划也都为TOPCon预留升级空间，且扩产的GW级产线相 对较多，中短期来看TOPCon产能的实际放量将高于HJT的产能。根据CPIA预测2025年TOPCon+HJT产能将达到35%的 比重。

n型硅片技术对比p型硅片更倾向于半导体化，n型电池片可以实现更高的理论转化效率，且具有寿命高、温度系数低、光 衰减系数低、弱光响应等综合优势，不仅BOS成本更低，n型电池在全生命周期内的发电量也高于p型。n型硅片制备更贴 近于半导体材料，一方面它具有更高的少子寿命、更低的氧碳含量、还有更加集中的电阻率分布，对材料提出了更高的要 求，一般要达到电子级2级要求。在制作n型技术电池上，大家更多采用差异化的产品设计，材料端、电池端、组件端的产 业链相互配合，标准和要求才能进一步提高，所以当前更需要建成n型的产品生态。

根据中环股份业绩汇报材料：
（一）少子寿命影响因素及改善目标：
（1）从原料方面：1）原生多晶：体表金属含量控制；2）回收料：清洗质量控制。

（2）单晶工艺方面：1）拉晶棒长设定；2）拉晶颗次设定。

（3）热场、工装影响：热场、工装夹具纯度以及材质的优化都可以降低拉晶过程中对于微量杂质的引入。

（4）电阻率范围差异化：掺杂剂浓度越高电阻率越低，少子寿命呈降低趋势，不同电阻率范围少子寿命差异巨大。

（二）氧含量的控制：
反映出材料的纯度，同时在越低的氧含量，越有利于获得更高的光电转换效率，可以通过基础研究、加快氧挥发速率和降 低单晶制备中硅溶液与坩埚的反应速率来改善。

硅料端：n型料前期以海外进口为主，后期以国内产品为主，差距不大，目前改良西门子法可实现，颗粒硅方法需要提升品 质。硅片端：拉棒：n型硅棒更短、少子寿命更高、氧含量降低，品质要求高；切片：薄片化，金刚线更细，热场及石英坩

电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本

TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价

HJT ：设备、生产工艺提升、降本进行中

IBC：组合应用潜力大，HPBC有望成黑马

投资建议及风险分析

究所首次提出的一种新型钝化接触太阳能电池。

（2）大多数TOPCon是基于n型硅，正面采用氧化铝和氮化硅电解质层来钝化p+硼扩散发射极，在背面拥有~1nm 隧穿氧化层——“氧化硅”是其核心特点 ，而后分别镀n+多晶硅层和氮化硅层，最后在电池正反面刷上银电极。

（3）氧化硅提供极好的化学钝化作用，重掺杂的多晶硅截面排斥“少子”，隧穿氧化层可以使“多子”在非常低的 结电阻下隧穿通过，由于载流子选择性，在掺杂层之间，载流子形成快速输运能力，使得电阻损失减少、载流子复 合率降低，而达到提升效率的目的。

（4）TOPCon电池具有全新的表面钝化体系、全新的金属接触体系（金属/半导体之间隔离/半隔离状态、多晶硅高 掺杂浓度表面形成较好的欧姆接触）、完美的光学匹配（多晶硅膜位于背面，最大化光吸收利用能力）、较好的体 材料匹配（n型料）。

于大尺寸的先进技术，以及自主开发的成套HOT高效电池工艺技术等多项创新及材料优化，实现25.7%的效率，再次突 破去年10月创造的25.4%的世界纪录。

（2）基于p型硅片亦可以完成TOPCon电池制备。2021.7，隆基电池研发中心单晶p型TOPCon电池研发实现高达 25.19%转换效率，是目前商业化尺寸p型电池世界最高效率，也体现了隆基股份在p型硅片及新型电池强大实力。

（3）n型TOPCon钝化机理和提升方案相对清晰，25-26%的量产效率可期待。根据晶科能源年报：Voc-开路电压提升 路线：1）B扩发射极优化、正接触复合损失降低（面积、复合浓度）；2）钝化接触复合进一步降低、背接触新型金属 浆料体系；3）切割技术、清洗工艺升级；Jsc-短路电流提升路线：1）减少金属电极正面遮光损失：超细栅技术、提升 电池电流；2）提升电流收集：基础结构、正面工艺优化；3）光学损失：设计优化、新材料。

（4）隆基股份对于TOPCon效率优化也集中于栅线优化、 SE、光学损失优化、增透膜、高质量硅片等，以减少遮光、复合等问题。

（2）隆基股份在TOPCon技术储备充足，但坚持“不领先、不扩产”原则，目前并未公布激进的TOPCon电池扩产计 划。

表：TOPCon电池已建、待建及规划产能

高，规模化或设备集成后有望实现进一步降本。

（2）目前沉积工艺中LPCVD设备较为成熟，量产中采用较多，但存在绕镀问题；PECVD集成性提升后有望实现设备降 本，技术仍在开发中。激光设备在激光开槽、激光掺杂中广泛应用，前者相对成熟，后者技术需要持续提升。

（1）氧化硅制备采用湿化学氧化法与气相氧化法，非晶硅薄膜采用化学沉积法（LPCVD、PECVD、PVD、PEALD、APCVD等）
（2）LPCVD优势：技术较为成熟，兼容现有产线；同时集成度较高，氧化硅与非晶硅可以单管集成；无脱膜现象；设备 产能大、成本不高、占地面积小；电池效率高。

（3）LPCVD不足：非晶硅成膜速率低，且厚度均匀度控制难度大；通常需要结合二次磷扩散；非晶硅绕镀严重，部分解 决方案会降低产能，刻蚀绕镀需要增加设备且控制难度大；石英舟目前需要2个月换一次，石英管需要3-6个月更换，备件 成本比PERC高。

图：LPCVD设备原理及工艺流程图

表面

生长

资料来源：拉普拉斯公司官网

图：LPCVD绕镀问题原理及图片

（2）拉普拉斯是中国领先的LPCVD供应商，是TOPCon热加工一站式供应商，包括硼与磷扩散炉、LPCVD、PEALD（硼 发射极生长钝化层）、激活掺杂源的退火炉；采用水平方向加工硅片目的是减少绕镀、减少大硅片碎片。

表：LPCVD设备厂家及产品主要参数

沉积仅在石英舟上可清理、不损耗石英管。

（2）易出现脱膜，热氧化技术无法和PECVD集成，核心设备较贵，工艺制程，关键辅材未配套到位。PECVD未真正实 现量产。

（1）磷和硼在硅中固溶度随温度提升，磷比硼的固溶度更高；磷扩散较为成熟，硼扩散则是TOPCon的技术难点之一，需要温度更高，循环时间更长。

（2）硼扩通常在低压管式炉中进行，BBr3是传统的前驱体，但其副产物黏连石英件，导致减少设备正常运行时间，耗费 程度也较高；Semco、拉普拉斯、捷佳伟创均推荐使用BCl3，可减少损耗，但在腐蚀性及安全性要求更高。

8.00E+20

0%

资料来源：TaiyangNews 2021

（1）采用SE技术后，转化效率可以提升约0.4%，若设备、工艺成本能够较低，则具有较好性价比。采用一次硼扩+激光 掺杂是未来不错的选择。目前问题主要在于，硼扩推进需要更高能量，会导致绒面损伤。

（2）可进行分步硼扩法进行SE，减少一次硼扩带来的高温过程，减少对绒面损伤，但工艺时间有所增长。

技术难点四：控制钝化层烧穿
钝化层面临两种类型烧穿：掺杂元素烧穿、金属浆料烧穿，背表面就会钝化失效、正表面则会短路，因此对于掺杂工艺以 及金属化工艺精度要求较高。

表：激光掺杂/开模在硼扩SE的应用

（1）BOS成本摊薄：TOPCon电池可以有效降低BOS成本（除光伏组件以外的成本），其核心逻辑在于TOPCon电池 在单位面积下的组件效率更高，在相同功率需求下，BOS成本更多的被摊薄。此项成本TOPCon可减少3.75分/W。

（2）总发电量增益：TOPCon寿命高、温度系数低、光衰减系数低、弱光响应可带来发电增益。每年发电量增加 540.5度/年，如果以相同度电成本进行反推计算，TOPCon组件可获得0.2元/W溢价。

（3）我们对2022年TOPCon组件招标情况分析：2月11日国电投4.5GW项目溢价有0.16元/W，3月7日中国华电15GW 项目溢价0.04元/W，TOPCon整体溢价范围在0.04元/W-0.16元/W。

表：TOPCon与PERC造价、发电量及IRR对比

资料来源：陕西省电力设计院，成本单位均为元/W

电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本

TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价

HJT ：设备、生产工艺提升、降本进行中

IBC：组合应用潜力大，HPBC有望成黑马

投资建议及风险分析

减（PID）效应等优势；虽然其制备工艺简单，但与现有设备不兼容。

（2）HJT是低温工艺，n型硅片可以进一步薄片化，逐步实现100μm以下，成为其持续降本的核心优势。

资料来源：《Future directions for higher-efficiency HIT solar cells
using a Thin Silicon Wafer》，Satoshi Tohoda等

2020/1/19《异质结：下一轮技术迭代周期正在开启————光伏行业系列专题报告一》

p-n异质结，然后在背面依次沉积本征富氢非晶硅薄膜，以及n型重掺杂的非晶硅膜，形成背表面场。在两面的外侧再沉积 上透明导电氧化物薄膜TCO，最后通过丝网印刷技术在两侧顶层形成金属电极（栅线），这样就构成了拥有两面对称结构 的HJT电池。

（2）HJT电池生产设备与常规电池的兼容性较差，新建项目需要重新投入生产线。因此，很多深耕PERC的公司实际对于 未来新技术的投资态度略有摇摆。HJT电池制造工艺流程主要包括：1）HJT清洗包括：RCA和臭氧两种技术；2）非晶硅 镀膜技术包括：等离子增强沉积PECVD和热丝镀膜沉积HWCVD，以前者应用较为广泛；3）TCO膜沉积技术包括：磁控溅 射PVD和反应等离子沉积RPD，以前者应用较为广泛；4）金属化主要包括：丝网印刷、电镀和Smart-wire（梅耶博格专 属技术）。

图：HJT电池制造工艺流程

资料来源：梅耶博格

2020/1/19《异质结：下一轮技术迭代周期正在开启————光伏行业系列专题报告一》 请务必参阅正文之后的重要声明 23

产能。捷佳伟创在PECVD也实现客户出厂交付，具有3000-5800片/小时产能。金辰股份PECVD已进入样机装配和测试阶 段、钧石能源可兼容M6、M10、G12大尺寸，产能5200片/小时。理想能源2017年推出1.0代HJT PECVD产品，2020年已 推出2.5代产品。

（2） TCO薄膜沉积包括PVD（物理气相沉积）和RPD（反应等离子沉积）。PVD磁控溅射镀膜成本低，均匀一控制、工 艺稳定、重复性好、靶材寿命长，但对非晶规模损伤，影响转化效率。RPD成本高，核心设备有专利限制，但工艺损伤低、沉积温度低、大面积沉积和沉积速率更加优势，同时转换效率提升0.3-1%。近几年，捷佳获得SHI的授权，开发RPD+PVD 产品，具有产能大、成本低、镀膜质量好的优势。同时新工艺、新靶材研发有利于有利于提效降本，实现核心设备国产化。

图：HJT电池非晶硅膜沉积设备、TCO薄膜沉积设备

资料来源：CPIA, Taiyangnews，捷佳伟创，2021.4

制造优势，降低非硅成本。

（2）安徽华晟、阿特斯以迈为设备为依托，并与设备公司共同研发，说明迈为设备的强大实力，日前迈为的低铟降 50%、低银银包铜降55%HJT产线产品，实现了25.62%的效率记录；爱康科技则使用应材、捷佳的设备进行推进。 （3）对于核心PECVD设备，迈为的产能较大、节拍较快，达8000片/小时，但腔室数量较多，相比之下钧石腔室较少，采用大尺寸工艺，但是生产节拍较慢，各有优劣势。

表： 国产量产HJT产线关键环节设备组成

资料来源：CPIA，Solarzoom，各公司公告，2021.4

（2）隆基股份在HJT亦有研发储备，其研发团队在M6全尺寸（274.5cm2）单晶硅片上创造了无铟HJT电池25.40%转 换效率的新世界纪录，掺镓p型硅片制备的硅异质结电池（p-HJT）亦创造了转换效率为25.47%记录。

（3）成组效率（Cell to Module，CTM）代表组件输出功率与电池片功率总和的百分比，CTM值越高表示组件封装功率 损失的程度越小，从整体看HJT成组效率有待进一步提升。

（4）HJT的银耗量较大依然是制约其成本的重要因素，整体在150-200mg/片，显著高于TOPCon 130-140mg/片（正 75mg、背70mg），以及PERC 90-100mg/片（正72mg、背25mg）。未来其降本依然是重要技术进步方向。

表： 国产量产HJT生产指标

资料来源：中科院上海微系统与信息技术研究所

本比PERC高出0.2元/W。

（2）目前产业发展进入瓶颈期，我们可以发现，虽然规划产能较多，但待建产能较少，核心原因在于HJT生产成本相对 较高，与PERC量产效率并未显出更高的水平，所以产品溢价有限。所以未来提效、降本依然是HJT重要研发方向。

表： HJT已建、待建及规划产能

（2）HJT使用的是低温银浆，PERC、TOPCon使用的是高温银浆，得到结果：低温银浆2022-2025年需求量为340吨-1335吨，高温银浆3749吨-4354吨。

（3）低温银浆痛点：自身成本更高；体电阻水平远高于高温烧结型银浆；栅线平整度与拓宽较差；目前印刷速度提升 速度后印刷性与栅线形貌变差；烘干和固化速率生产效率低。

表：PERC、TOPCon、HJT对银浆需求测算

共挤型 EPE 胶膜不仅有 POE 胶膜的高阻水性能，同时具有 EVA 的高粘附特性，可作为 POE 胶膜的替代产品。因此HJT提 升有助于POE和EPE 胶膜用量提升；2021 年 POE 胶膜和共挤型 EPE 胶膜合计市场占比提升至 23.1%，综合胶黏性和阻水 性，EPE市占率将提升。背板可以采用铝箔或者PET阻水层，边缘采用阻水胶带来封装。

（2）电池互连技术持续革新：更高的FF，导致更低的CTM。成熟的热焊接法对HJT并不是最优选择，HJT由于采用低温焊 接工艺，低温型浆料的体电阻率较高和焊接后粘附性也较低，拉力降低，容易出现脱焊，造成可靠性降低；激光划片随半 片出现，给降低损耗带来难度。新的电池互连技术，例如使用导电粘合剂（ECA）粘合带，或者使用嵌入式InSn涂层电线 的箔带实现低温粘黏来进行多线互连（Meyer Burger的SmartWire连接技术）—SWCT。

表：HJT焊接工艺要求

资料来源：光伏组件串焊机技术的实践和展望——李文（奥特维 创始人、董事）

电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本

TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价

HJT ：设备、生产工艺提升、降本进行中

IBC：组合应用潜力大，HPBC有望成黑马

投资建议及风险分析

（1）电池正面无栅线遮挡，避免了金属电极遮光损失，最大化吸收入

资料来源：Sunpower，普乐科技公众号 表：Sunpower IBC技术发展历史

产线，预计形成年产4GW的电池片产线，该项目总投资约为12.09亿元，折合每GW成本为3亿元左右。

（2）隆基以p型IBC路线推进，其少子寿命会天然的低于n型电池，载流子收集上会弱于n型衬底，为减少这种差异会做 薄片化，让正面收集的光子产生的电子空穴对有更大的几率扩散到背面的PN结被收集；隆基推出HPBC一方面运用p型 硅片的纵向一体化的核心优势，另一方面则面向未来分布式场景；而HPBC关键还是要看良率以及企业的量产水平和管 理水平，这也是下一阶段我们重点关注的指标。

（3）中环布局IBC也较早，于2019年投资2.98亿美元，参股从SunPower公司分拆出来的MAXEON公司，MAXEON主要 业务包括原SunPower除美国和加拿大以外的全球生产和销售网络及专利，以及高效交叉背接触（ IBC ）产品。

（4）爱旭股份、天合光能、黄河水电对IBC亦有技术储备。

表：国内上市公司在IBC领域布局

资料来源：各公司公告，光大证券研究所整理

POLO-IBC电池工艺；由于POLO-IBC工艺复杂，业内更看好低成本的同源技术TBC电池工艺（TOPCon-IBC）；3）以 Kaneka为代表的HBC电池工艺（IBC-SHJ）；ISFH 的POLO-IBC 26.1%， Kaneka 公司研发的 IBC-HJT电池，打破单 结晶硅电池世界纪录，效率达 26.6%。

（2）就目前的电池技术产业化情况而言，叠加IBC技术的TBC／HBC的红利并不会轻易释放，TOPCon与HJT的技术红

图：TBC进化路线

（1）可在电池背面印刷一层含硼的叉指状扩散氧化硅掩蔽层，掩蔽层可采用PECVD设备实现、图形化采用光刻或 者激光消融实现。掩模、开槽、掺杂和清洗才能完成制备背面PN区；
（2） P型衬底的磷掺杂是形成PN结，硼掺杂是形成高低结；N型衬底的硼掺杂是形成PN结，磷掺杂是形成高低结，工艺要求是完全不一样的，p型衬底扩散工艺相对容易；
（3）IBC若进一步与TOPCon或HJT结合，则需要在相关环节叠加关键工艺步骤。

由于IBC电极均在背面，封装方式也将发生一定改变：根据《背接触MWT与IBC电池组件封装工艺研究》，目前有 两种方式：（1）导电胶+柔性电路背板封装方式；该方式能充分发挥背接触电池结构特点，取消焊接工艺降低碎片 率，易于生产厚度更小的电池，缺点需要特殊的印刷设备及铺设设备，导电胶和柔性电路背板价格也较贵；（2）涂锡铜带焊接和普通背板封装方式，使用特殊形状焊带，材料成本低，实现较简单，但无法避免焊接造成的碎片，难以适应电池厚度降低的发展需要。

表：TBC、HBC、IBC电池工艺特点

资料来源：普乐科技公众号

电池技术：引领下一阶段光伏提效、降本

TOPCon：22年量产提速，产品实现溢价

HJT ：设备、生产工艺提升、降本进行中

IBC：组合应用潜力大，HPBC有望成黑马

投资建议及风险分析

注：TOPCon：钧达股份、中来股份；IBC：爱旭股份；HJT：金刚玻璃、爱康科技等
（2）设备公司，关注：激光设备：帝尔激光、海目星（看供应突破）；HJT设备：迈为股份、捷佳伟创（看技术突破）；TOPCon设备：捷佳伟创（看设备渗透率）；
（3）材料方面，关注：低温银浆：苏州固锝、聚和股份（拟上市）等。

表：TOPCon、HJT、IBC与PERC相比带来的变化

资料来源：光大证券研究所

进度低于预期；

邮件：huangshuaibin@ebscn.com

邮件：helin@ebscn.com

分析师声明

本报告署名分析师具有中国证券业协会授予的证券投资咨询执业资格并注册为证券分析师，以勤勉的职业态度、专业审慎的研究方法，使用合法合规 的信息，独立、客观地出具本报告，并对本报告的内容和观点负责。负责准备以及撰写本报告的所有研究人员在此保证，本研究报告中任何关于发行商或 证券所发表的观点均如实反映研究人员的个人观点。研究人员获取报酬的评判因素包括研究的质量和准确性、客户反馈、竞争性因素以及光大证券股份有 限公司的整体收益。所有研究人员保证他们报酬的任何一部分不曾与，不与，也将不会与本报告中具体的推荐意见或观点有直接或间接的联系。

行业及公司评级体系

买入—未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数15%以上；

增持—未来6-12个月的投资收益率领先市场基准指数5%至15%；

中性—未来6-12个月的投资收益率与市场基准指数的变动幅度相差-5%至5%；

减持—未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数5%至15%；

卖出—未来6-12个月的投资收益率落后市场基准指数15%以上；

无评级—因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，致使无法给出明确的投资评级。

基准指数说明：A股主板基准为沪深300指数；中小盘基准为中小板指；创业板基准为创业板指；新三板基准为新三板指数；港股基准指数为恒生指数。

特别声明

光大证券股份有限公司（以下简称“本公司”）创建于1996年，系由中国光大（集团）总公司投资控股的全国性综合类股份制证券公司，是中国证监 会批准的首批三家创新试点公司之一。根据中国证监会核发的经营证券期货业务许可，本公司的经营范围包括证券投资咨询业务。

本公司经营范围：证券经纪；证券投资咨询；与证券交易、证券投资活动有关的财务顾问；证券承销与保荐；证券自营；为期货公司提供中间介绍业 务；证券投资基金代销；融资融券业务；中国证监会批准的其他业务。此外，本公司还通过全资或控股子公司开展资产管理、直接投资、期货、基金管理 以及香港证券业务。

本报告由光大证券股份有限公司研究所（以下简称“光大证券研究所”）编写，以合法获得的我们相信为可靠、准确、完整的信息为基础，但不保证 我们所获得的原始信息以及报告所载信息之准确性和完整性。光大证券研究所可能将不时补充、修订或更新有关信息，但不保证及时发布该等更新。

本报告中的资料、意见、预测均反映报告初次发布时光大证券研究所的判断，可能需随时进行调整且不予通知。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。客户应自主作出投资决策并自行承担投资风险。本报告中的信息或所表述的意见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。投资者应当充分考虑自身特定状况，并完整理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，本公司及作者均不承担任何法律责任。

不同时期，本公司可能会撰写并发布与本报告所载信息、建议及预测不一致的报告。本公司的销售人员、交易人员和其他专业人员可能会向客户提供 与本报告中观点不同的口头或书面评论或交易策略。本公司的资产管理子公司、自营部门以及其他投资业务板块可能会独立做出与本报告的意见或建议不 相一致的投资决策。本公司提醒投资者注意并理解投资证券及投资产品存在的风险，在做出投资决策前，建议投资者务必向专业人士咨询并谨慎抉择。

在法律允许的情况下，本公司及其附属机构可能持有报告中提及的公司所发行证券的头寸并进行交易，也可能为这些公司提供或正在争取提供投资银 行、财务顾问或金融产品等相关服务。投资者应当充分考虑本公司及本公司附属机构就报告内容可能存在的利益冲突，勿将本报告作为投资决策的唯一信 赖依据。

本报告根据中华人民共和国法律在中华人民共和国境内分发，仅向特定客户传送。本报告的版权仅归本公司所有，未经书面许可，任何机构和个人不得以 任何形式、任何目的进行翻版、复制、转载、刊登、发表、篡改或引用。如因侵权行为给本公司造成任何直接或间接的损失，本公司保留追究一切法律责 任的权利。所有本报告中使用的商标、服务标记及标记均为本公司的商标、服务标记及标记。

光大证券股份有限公司版权所有。保留一切权利。