储能行业深度报告

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678 1 寂寞山炮 Lv.4 发表于 · 2021-1-23 16:13 显示全部楼层 正序浏览 |
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储能行业深度报告名词简介:储能主要是指电能的储存。储能又是石油油藏中的一个名词,代表储层储存油气的能力。储能本身不是新兴的技术,但从产业角度来说却是刚刚出现,正处在起步阶段。

到目前为止,中国没有达到类似美国、日本将储能当作一个独立产业加以看待并出台专门扶持政策的程度,尤其在缺乏为储能付费机制的前提下,储能产业的商业化模式尚未成形。
储能方法:电池储能
大功率场合一般采用铅酸蓄电池,主要用于应急电源、电瓶车、电厂富余能量的储存。小功率场合也可以采用可反复充电的干电池:如镍氢电池,锂离子电池等。
电感器储能
电感器本身就是一个储能原件,其储存的电能与自身的电感和流过它本身的电流的平方成正比:E = L*I*I/2。由于电感在常温下具有电阻,电阻要消耗能量,所以很多储能技术采用超导体。电感储能还不成熟,但也有应用的例子见报。
电容器储能
电容器也是一种储能原件,其储存的电能与自身的电容和端电压的平方成正比: E = C*U*U/2。电容储能容易保持,不需要超导体。电容储能还有很重要的一点就是能够提供瞬间大功率,非常适合于激光器,闪光灯等应用场合。
此外,还有其它的储能方式:比如机械储能等。
储能主要基于以下两点:
1.风电光伏产业的迅猛发展将推动大容量储能产业的发展。储能技术在很大程度上解决了新能源发电的随机性、波动性问题,可以实现新能源发电的平滑输出,能有效调节新能源发电引起的电网电压、频率及相位的变化,使大规模风电及光伏发电方便可靠地并入常规电网。储能电池的未来应该在风电和光电产业,其中尤以已经大量布局的风电产业为主。风力资源具有不稳定性,此外,风力资源较大的后半夜又是用电低谷,因此,虽然近年来风、光电产业发展势头迅猛,但一直饱受"并网"二字困扰,储能技术的应用,可以帮助风电场输出平滑和‘以峰填谷‘。
2.新能源汽车特别是电动汽车的良好发展利好动力电池储能产业发展。四部委推出5个城市私人购买新能源补贴政策的试点方案,该方案重点对纯电动和插电式混合动力进行了补贴。伴随电动汽车的发展,高效储能电池必将逐步取代内燃机。伴随着电池成本逐渐下降,成熟度日益提高,对内燃机的替代能力将逐渐增强。
储能技术可以说是新能源产业革命的核心。储能产业巨大的发展潜力必将导致这一市场的激烈竞争。如果政策到位,我国储能产业既可快速成长为在全球有重要影响的新兴战略性产业,也将极大促进国内新能源的规模化发展。
储能方向:1.光伏
2.风电
3.新能源汽车动力电池

储能核心逻辑:成本下降驱动储能应用
储能系统成本大幅下降。电化学储能系统主要由电池组、电池管理系统(BMS)、 储能变流器(PCS)、能量管理系统(EMS)及其他电气设备构成。根据 GTM 数据统计显示,2012 至 2017 年电化学储能电站成本大幅下降 78%,单位 KWh 成本由 2100 美元下降至 587 美元。其中电池成本占比约为 40%,是储能电站 建设的主要成本来源。
锂电成为主流技术路线,存在成本下降通道。目前已商业化应用的电化学储能技术主要为铅蓄电池和锂离子电池。根据 CNESA 数据,近五年全球已投运储 能项目中,锂电储能系统占比均超过 80%,成为主流电化学储能技术路线。根 据 BNEF,2020 年至 2023 年的锂电价格可能达到 150 美元/KWh,将达到储 能系统应用的经济性拐点。
成本下降驱动储能装机规模爆发。根据 GTM 预测,到 2025 年,单位 KWh 储 能电池成本预计降至 110 美元,BOS 部分将降至 85 美元。储能系统成本的不 断下降,将驱动装机规模迎来爆发。根据 BNEF 的预测,到 2040 年,全球储 能累计装机(不含抽水蓄能)将达到近 1095GW/2850GWh,对应投资 6620 亿 美元。
国内储能未来空间究竟有多大?——可期万亿市场
国内储能未来空间究竟有多大?根据我们测算结论:
第一阶段:到 2025 年,储能成本降至 1500 元/KWh 时,我国大部分地区用户 侧储能可实现平价。在存量市场渗透率为 30%情况下,我国储能装机规模可达 435.1GWh,市场规模达 6526.5 亿元。其中,存量市场储能装机 394.6GWh, 市场规模可达 5919.0 亿元。假设此阶段电池:光伏配置比例为 15%,在放电时 长 4h,年新增集中式光伏 8.1GW,渗透率为 30%,则所需储能 8.1GWh,年 新增市场规模达 121.5 亿元。
第二阶段:到 2030 年,储能成本降至 1000 元/KWh 时,我国大部分地区光储 结合可实现平价。在存量市场渗透率为 60%情况下,我国储能装机规模可达 1186.8GWh,市场规模达 12070.8 亿元。其中,存量市场储能装机 930.3GW, 市场规模可达 9303.3 亿元,假设此阶段电池:光伏配置比例为 30%,放电时长 4h,年新增集中式光伏 50GW,渗透率为 60%,则所需储能 36.0GWh,年新 增市场规模达 360.0 亿元。
储能生产商二分类:行业已现 PCS 派与电池派。基于储能系统构成,电池、 PCS、系统集成领域均有涉足储能的企业,在此我们通过对比几类企业,可以 发现储能仍处于商业化前夜的培育阶段,虽然储能业务目前占各上市公司业务 比例仍然较低,但母公司的盈利情况及核心技术水平在一定程度上决定了未来 其在储能板块的拓展力度和发展方向。
其中,PCS 以阳光电源为代表,核心发力以行业领先 PCS 为抓手,布局下游 储能系统及储能工程;电池则以比亚迪为代表,基于电芯成本发力储能。
储能系统核心竞争力:系统优化能力+电芯成本下降
储能发展面临天然的平价要求,“提效降本”不仅适用光伏,也适用储能。在国内,与光伏早期有国家补贴助力不同,储能的发展天然就面临“平价”的要求,储 能系统的提效降本主要落实在电池的性价比与系统集成的效率双提升,一方面 是对电芯厂商的降本要求,一方面是对集成厂商优化储能系统的强诉求,二者 缺一不可。
一方面,锂电电进入行业产能扩张期,成本降幅可期:
下游需求带动锂电市场规模扩大,电池价格降幅高于预期。根据 GGII 统计, 2019 年全年行业累计装机量约 62.38GWh,同比增长 9%。根据 Marklines 预 测,未来 5 年全球动力电池行业将持续高速增长,2025 年全球装机量可达 850GWh。同时锂电池成本不断下降,截至 2019 年 2 月 3 日,方形动力电芯 (磷酸铁锂)平均报价为 0.575 元/Wh,方形动力电芯(三元)报价为 0.725 元/Wh,其中磷酸铁锂报价已达到 BNEF 预测 2027 年储能电池价格水平。
磷酸铁锂电池是储能系统最为适配的选择。商用锂离子动力电池正极材料主要有锰酸锂、磷酸铁锂、三元体系,其中三元体系又可细分为镍钴锰 NCM 和镍钴 铝 NCA。在空间充裕的条件下,储能电池相比消费电池和动力电池,对能量密 度要求不高,对安全性和实用寿命的要求较高。从电池内在特性角度来看,相 较于其他体系电池,磷酸铁锂具有高安全性、长循环寿命和低成本的优势,更 符合储能电池需求。
长循环寿命和高转换效率可直接降低储能度电成本。在其他条件相同的情况下,电池循环寿命越长,则生命周期内储能系统可以存储或释放的电量越多,可直接降低度电成本。此外,电池转换效率越高,则充放电过程中能量损耗越少,也可增加系统总充放电量。
能量密度提升可间接降低储能投资成本。能量密度的单位可以用Wh/kg或Wh/L 来表示。这意味着能量密越高,则电池质量或体积越小,从而减少建设过程中 所使用的土地面积或厂房空间,通过摊薄固定成本来间接降低单位储能成本。
梯次电池性能指标优于铅酸电池。退役动力锂电池能否用于梯次利用以及应用领域,主要依据电池的剩余容量,当电池剩余容量在 20%80%时,则可以进 行梯次利用;如若电池容量低于 20%时,则已不满足梯次利用的标准,应进行 电池拆解厂进行材料的回收。梯次电池相比铅酸电池在循环寿命、能量密度、 高温性能等方面具备明显优势,从性价比角度来看,梯次电池是铅酸电池的 1.23-4.44 倍。
另一方面,光储结合可降低进一步储能成本,光电转化是光储系统核心竞争力:
加速光储融合深度降低项目投资成本。在同一地点安装的光伏和储能系统可以共享硬件组件,例如升压器、检测器和控制器,同时用于共享硬件而降低安装工程的人工成本;此外,相较于独立的光伏+储能,光储结合部署还可以减少场 地准备次数,降低土地成本和 EPC 成本进而降低光储项目的投资成本。

光储结合耦合方案难度高,优化空间的天花板高的,考验储能系统的电气化水平。当光伏和电池存储共用时,子系统可以通过直流耦合或交流耦合配置连接。直流耦合系统只需要一个双向逆变器,直接将电池存储连接到光伏阵列,并使电池从电网中充电和放电。另一方面,交流耦合系统需要光伏逆变器和双向逆变器,电池的充放电需要通过直流和交流多次转换步骤。直流耦合系统只使用一个双向逆变器,从而降低了逆变器、逆变器布线和逆变器外壳的成本。
加强光储深度融合,降低投资成本。以阳光电源为例,2020 年 2 月,阳光电源 推出集中式逆变器 SG3125HV,中国效率突破 98.55%,100MW 电站 25 年可 提高发电量 180 万 KWh;支持 1.8 倍以上超配及最大 12.5MW 子阵设计,据 测算,100MW 电站,初始投资可以减少 1000 万元以上。
系统数字化融合集成能量管理,降低 3%以上 LCOE。通过逆变器集成智能管理 单元,对核心部件进行全生命周期管理和寿命预测,做到“早发现、早维护”,降低发电量损失和运维成本,进一步可降低电站 LCOE 达 3%以上。
我国电力市场改革,我国电改大体分为三个阶段:第一阶段:(1996-2002 年)市场化改革探索期。1996 年出台的《电力法》赋 予电力企业作为商业实体的法律地位。从 1998 年开始,我国尝试在电力行业实 行“厂网分开、竞价上网”的改革,并确定山东、上海、浙江及东北的辽宁、吉林、 黑龙江 6 个电网为首批“厂网分开”的试点单位。2000 年 1 月山东、上海、浙江 发电侧电力市场正式投入商业化运行。通过各试点单位的市场化运作,以期在发 电侧引入市场机制,竞价上网,并积累经验,逐步向完善的电力市场靠近。
第二阶段:(2002-2015 年)开放发电侧竞争,打破垄断格局。2002 年,国务 院印发《电力体制改革方案》(5 号文),标志着我国电力市场改革的正式开始。 国家电力公司被拆分为两大电网公司,五大发电集团和四家辅业集团(后整合 为 2 个),发电环节产业集中度大幅下降,国家电力公司独家垄断的电力市场格 局被初步打破。同时通过在发电侧引入多元投资主体,建立了发电侧企业竞价 上网的竞争机制。从根本上改变了长期以来电力市场供给不足的矛盾,但也造 成了发电行业整体产能过剩。
第三阶段:(2015 年-至今)管住中间,放开两头。2015 年, 中央办公厅发 布《关于进一步深化电力体制改革的若干意见》(中发[2015]9 号),标志着我国 新一轮电力体制改革的开始。电改的基本原则和重点是区分竞争性和垄断性环 节,按照“管住中间、放开两头”的体制架构,在发电侧和售电侧开展有效竞争, 培育独立的市场主体,着力构建主体多元、有序向社会资本开放配售电业务, 形成适应市场要求的电价机制,竞争有序的电力交易格局。现阶段的电力市场 化改革工作处于起步阶段,距离一个成熟运行的电力市场还有很大差距。
伴随着我国电力市场的不断发展,我国电价政策也随之调整。2015 年新一 轮电改放开电价、配售电和发电计划,强化输配电环节管理,有序放开上网 电价和销售电价。电力用户参与电力市场后按终端电价缴纳电费。终端电价 由交易价格、输配电价(含线损和交叉补贴)、 性基金及附加等三个部 分组成,其表达式为:P=PGen+PTran+PGov。P 为电力用户参与电力市场后的 终端电价;PGen为交易价格,指发电企业或售电公司向其出售的电能价格; PTran 为输配电价,由 物价部门按照“准许成本+合理收益”的原则进行核 定;PGov为 性基金及附加,其收费标准与销售电价相同,电力用户无论 是否参与电力市场都需缴纳。
我们认为,伴随着电力市场化改革的进一步深入,国内储能市场将进一步迎来发展黄金机会。2015 年中国重启新一轮电力体制改革,并在价格机制调整、 售电市场放开、直接交易和辅助服务市场试点建设方面取得了突破性进展, 这正在为储能技术规模化应用和新增价值收益点铺平道路。输配电价改革是价格机制调整的第一步,由此所带来的未来整个价格机制的形成将决定储能 产业的走向,售电市场放开为储能技术应用提供了平台,而辅助服务市场建 设为储能创造了价值增值的机会,仅通过峰谷差价获取收益的商业模式将随 着市场化程度的深入而发生本质改变。开放的电力市场是储能商业化的重要 前提,储能系统也将在市场应用中会获得更高的基础价值。
投资建议:寻找中国的特斯拉
阳光电源——布局光储结合,光储大时代核心标的
公司传统逆变器优势成功拓展至储能新领域。2015 年公司牵手三星 SDI 成立 两家合资公司:三星阳光储能电池有限公司和阳光三星储能电源有限公司,公 司依托在该逆变器领域的技术优势和先发优势,迅速扩张至储能逆变器和储能 锂电系统等领域。目前可提供单机功率 5~2500KW 的储能逆变器、锂电池、能 量管理系统等储能核心设备产品,覆盖 0.5C 到 4C 的能量型、功率型等各类储 能应用场景需求。2018 年公司储能业务营业收入实现同比近 5 倍增长达 3.83 亿元,毛利率为 29%;2019 年上半年,储能业务营业收入大幅增长 40.25%至 1.67 亿元。
储能系统龙头厂商,业务覆盖全球。阳光电源储能业务依托在海外的长期深耕和市场布局,全球重大系统集成项目已突破 900 个,在国内电网侧、电源侧、 用户侧等场景均有大型标杆示范项目落地,覆盖所有储能应用场景,且均安全 高效运行。
携手三星 SDI,三元铁锂齐发展。2018 年,SDI 储能电池全球市场份额高达 51%,2019 年,阳光电源采用本土合资的 SDI 电芯在国内储能出货量排名第 三。未来公司储能业务将在全球范围内全面推出磷酸铁锂和三元锂两种专用储 能电池技术路线,其中公司三元锂电池 6000 次循环后仍然具备 80%充放电能 力,优于普通磷酸铁锂产品。
依托逆变器升级,降低投资成本,加强光储深度融合。2020 年 2 月,阳光电源 推出集中式逆变器 SG3125HV,中国效率突破 98.55%,100MW 电站 25 年可 提高发电量 180 万 KWh;支持 1.8 倍以上超配及最大 12.5MW 子阵设计,据 测算,100MW 电站,初始投资可以减少 1000 万元以上。
系统数字化融合集成能量管理,降低 3%以上 LCOE。结合分布在全球、覆盖各国所有应用场景的 900 多个已投运储能项目的运行数据,公司不断提升系统集 成设计对各类技术路线电池的兼容性,实现不同设备统一管理和调度的数字化 融合。通过逆变器集成智能管理单元,对核心部件进行全生命周期管理和寿命 预测,做到“早发现、早维护”,降低发电量损失和运维成本,进一步可降低电站 LCOE 达 3%以上。
综合来看,得益于公司在储能领域的提前布局,国内和国外的储能业务发展均大幅领先同行,先发优势明显。随着海内外千亿级储能市场的陆续爆发,储能系统业务将驱动公司进入快速发展的新阶段,公司将是在储能爆发中率先受益的标的。
锂电池及新型导电剂环节——宁德时代、天奈科技、国轩高科、亿纬锂能
有别于以三元电池为主的海外户用储能市场,我国目前储能应用场景集中于基站储能、备用电源、电网侧以及用户侧等应用场景,磷酸铁锂电池在安全性、使用寿命、单体容量、能量密度以及环保性上较传统铅酸电池均具有优势,而其与三元电池相比具有的使用寿命及成本优势使其更适合我国目前电网、基站储能为主的市场环境。目前磷酸铁锂电池平均价格已降至 0.85 元/Wh,伴随着 CTP、 刀片技术等技术迭代,锂电池成本在未来有望实现较大幅度下降,经济性的改 善将显著加速锂电池在储能领域的应用。
动力电池领域,优质锂电池生产企业已率先布局储能板块,如动力电池龙头企业宁德时代在 18 年 6 月就与福建省投资集团签约大型锂电池储能项目,计划 总投资 24 亿元,拟分三期实施,项目一期拟建设规模为 100MWh 级锂电池储 能电站,二期将扩建 500MWh 级锂电池储能设备,三期将扩建 1000MWh 级锂 电池储能设备,同时还将配套建设移动储能设备,以及移动充电设施;行业优 质企业国轩高科 2017 年 10 月在南京签署储能系统基地项目投资协议,该项目 总投资 30 亿元,利用上海电气在电力领域的资源优势,拓展分布式储能、电网 储能业务,并于 18 年 5 月中标 8MW/16MWh 扬中长旺储能电站;亿纬锂能等 优质企业也纷纷在电网储能以及基站储能领域发力。动力电池生产企业布局储 能板块,一方面有利于拓宽下游渠道,改善较为单一的业务结构,保障盈利能 力;另一方面在动力电池竞争日渐激烈局面下,储能板块未来巨大的潜在成长 空间也为动力电池企业消化产能提供了可能。优先推荐在磷酸铁锂技术路径上 积累深厚、且在储能板块具有领先优势的行业龙头企业:宁德时代、国轩高科、 亿纬锂能等。
此外,由于储能应用场景收益率对于电池的单次冲放成本有较大的敏感性,而电池循环寿命将极大程度上影响储能电池实际的单次冲放成本,因此提升电池循环寿命也将成为未来储能电池的方向所在。新型碳纳米管导电剂相较于传统导电剂具有导电性能好、用量少的特点,能够显著改善电池的倍率性能、循环寿命、容量发挥等,目前已在动力电池和 3C 数码电池领域逐步得到应用,预计 其在储能领域的渗透率也将逐步得到提升。拥有核心研发能力、产品性能领先、 客户结构优异且获得资本助力的导电剂龙头公司将优先受益,重点推荐天奈科 技、道氏技术等。(报告来源:国信证券)
逻辑投资个股:光伏:隆基股份:公司组件市占率40%,硅片市占率50%。光伏设备生产上,估计在2020、2021年扩产后,21年可能会比较艰难,要迎来价格战。从现在情况看,2021年很可能会出现这样的情况。
对光伏生产厂商是比较艰难的,但是对光伏行业上游反倒会相对好些,比如硅料超级紧缺,这也是为什么通威、隆基等最近走势比较强的原因,越是下游产能放量,那么上游越是紧张,这也是行业特性。(以下摘自天风证券)未来的机遇——平价新时代,业务再成长
全球迈入平价新时代,行业长期成长空间逐步打开,龙头一体化企业组件将成为其利润输出口,而品牌和渠道成为核心竞争力。此外,随度电成本的进一步降低,光伏多场景应用将逐步成熟,公司已布局的BIPV具有万亿市场空间,为后续业绩增长提供新动力。
阳光电源:逆变器出货越30GW(市占率24%,19年15%),其中海外21GW(市场占率越25%,19年11%)国内9GW;明年全球装机高增长,预计公司出货50GW+,同增67%+,市占率27%,其中海外35GW(市占率32%),国内15GW。长期来看,随着强制配储政策密集落地和储能经济性拐点临近,以及平价后全球光伏渗透率提升,储能平滑发电的重要性凸显,预计储能行业未来三年将持续高速增长。公司是国内最大的储能逆变器龙头,储能系统装机已连续四年稳居全国第一,19年收入5.4亿元,20年预计10亿元,同增80%+,未来两年预计翻倍增长。(东吴证券)风电:金风科技:行业排名稳居前列,国内风电市场占有率第一:2019年公司国内新增装机容量达8.01GW,国内市场份额28%,连续九年排名全国第一;全球新增装机容量8.25GW,海上装机610MW,全球市场份额14%,全球排名稳居前三位。“十四五”风电装机有望超预期:预计到2025年,非化石能源发电装机有望达到15.7亿千瓦,占比约54%,其中风电累计装机规模有望达到4.95亿千瓦。“十四五”期间,风电合计新增装机有望达到250GW。未来十年(2021-2030年),风电合计新增装机有望达到630GW,光伏合计新增装机有望达到830GW。预计2025年国内风机装机规模将有130%的增长,其中陆上风电有120%的增长,海上风电的增幅将达到400%。(英大证券)新能源车动力电池:派能科技:公司是全球家用储能电池系统的龙头企业。公司深耕海外家庭储能,是全球领先的家用储能电池系统提供商,2019年全球市占率第三(8.5%)。
赛道好:海外家用储能商业模式清晰、绑定海外优质客户。海外部分国家地区通过屋顶光伏+储能配套方案可以有效降低家庭用电费用,面向C端客户更易享受品牌及渠道溢价。公司绑定了海外龙头系统集成商。
空间大:政策扶持+持续降本将带动海外市场高速增长。海外国家相继出台政策刺激家用储能行业发展,家用储能行业迎来了良好的发展机遇,预计2025年海外用户侧储能新增规模将达到24.48GW(功率)/48.96GWh(容量)。
盈利高:持续降本能力强,有力支撑单价下降同时提升盈利。2017-2020H1,公司储能电池系统销单价从2.03元/Wh降至1.62元/Wh,而单位毛利从0.38元/Wh提升至0.70元/Wh。
产品优:专注软包铁锂技术更适合家用场景、产品性能优势明显。公司专注软包磷酸铁锂电池技术,具备高安全性、高循环寿命、低成本优势,软包电池单体能量密度上更具优势且更适合定制需求。公司产品长寿命性能优异,在1500次使用后仍能具备90%寿命,明显高于同类产品。(兴业证券)
宁德时代:预计2021年产销两旺,海内外市占率持续提升
公司客户覆盖大众、宝马、吉利、宇通等传统整车新能源品牌以及特斯拉、蔚来、小鹏等造车新势力。从下半年到明年新发车型与销售预期来看,公司客户将成为2021年行业主要增量,预计宁德2020年出货50GWh,2021年电池出货有望实现翻倍以上增长,国内外市占率持续提升。(国元证券)锂电全球龙头,战略布局清晰:公司愿景清晰,业务聚焦三大市场,一是以可再生能源和储能为中心的固定式化石能源替代;二是以动力电池为核心的移动式化石能源替代;三是以电动化+智能化为核心的应用场景。材料体系/系统结构/极限制造/商业模式四大创新体系将支撑公司继续领跑行业。电动汽车+储能+其他市场的电池渗透空间巨大,锂电全球龙头有望在相当长时间里维持高速增长。
盈利预测、估值与评级:考虑新能源汽车和储能的高景气度,我们上调公司2020/21/22年净利润预测为52.2/76.4/93.9亿元(原预测为51.0/69.2/88.7亿元),当前股价对应PE为138/94/76倍。公司作为全球动力电池龙头,储能业务拐点临近,未来增长确定性较高,维持‘‘买入’评级。(光大证券)
比亚迪:电池:2020年出货量接近宁德时代30%,刀片电池扩产符合预期,后续外供有望持续突破,整体产能跟随行业发展进入新一轮扩张,在出货量保持的前提下电池估值对标行业龙头宁德时代;
3)其他:比亚迪电子业务进入苹果产业链后有望持续增长,比亚迪半导体分拆在即,光伏及云轨业务发展稳定。
公司是国内电动车龙头和动力电池龙二,当前市场偏好下进入趋势投资阶段。
电动车+电池的预期持续增强、估值继续抬升,市值有望向万亿迈进。我们给予2021年高端电动车15倍PS(特斯拉、新势力近三月以来PS在20倍以上)、刀片电池12倍PS(约为宁德时代、国轩高科近三月PS的最低值、最高值)。
投资建议:全球电动化加速,比亚迪作为国内电动车企龙头成长加速。短期,高端电动车估值向美股电动车企接近,动力电池估值对标行业龙头宁德时代。
中长期,有望成为全球电动技术综合供应商。我们维持公司2020-2022年归母净利润预测50亿元、51亿元和65亿元,对应EPS1.85元、1.86元和2.36元。
上调2021年目标PS至5.3倍、A股目标价366.8元,对应市值约10,000亿元,维持“强推”评级。考虑A/H溢价1.10,上调H股目标价至400.00港元。(华创证券)

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后生可畏
Lv.4
发表于 2021-1-23 16:18 复制 查看全部楼层
再长的路,一步步也能走完,再短的路,不迈开双脚也无法到达。

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