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光伏系列（65）：硅料降价带动制造业价格大调整，板块迎来布局契机

电新产业研究

2022-12-26

◾近期光伏产业链价格剧烈调整，据 PVinfolink 统计本周硅料/M10 硅片/电池/组件均价分别为 255 元/kg、5.5 元/片、1.15 元/W、1.93 元/W，12 月以来降幅约14%、23%、15%、3%。

摘要

硅料带动制造业价格急速调整。硅料新扩建产能逐步释放、硅片薄片化导致硅料瓶颈逐步破解，而今年底由于终端观望导致需求不及预期，因此11月开始硅料市场开始松动，进入12月降价开始加速。当前市场报价区间较宽，三方报价也存在时滞，业界反馈，硅料环节实际降价幅度要更大；同时预计组件端也会很快顺价。

组件降价将充分盘活电站的装机需求。由于硅料价格始终保持高位和强势，组件价格高企，终端观望和博弈导致今年下半年组件排产低于预期。目前硅料供需态势已开始逆转，预计春节前硅料的实际降幅可能可以支撑1.7-1.8元/W左右的组件价格，将激发大规模补装需求，尤其是价格敏感且有并网时限的电站需求增长会更快，国内大基地项目有补装需求，而欧洲电站审批流程简化因而其电站审批将爆发。除中、欧之外，再考虑美洲、中东市场的向好，明年光伏制造端有望实现好的增长。

辅材环节，明年部分环节将量利齐升。1）石英：供应紧张，全球供应集中，行业需求快速增长而供给受限，在下半年弱排产时候仍在涨价，明年可能更紧张。2）胶膜：EVA粒子与胶膜当前价格处于近几年低位，年末低位粒子库存能缓和未来胶膜环节的经营压力，甚至有望贡献正收益。POE胶膜价格基本同步EVA价格，且N型、电站推动下，POE类长期渗透率会快速提高。3）浆料：TOPCon银浆用银量较PERC提升40-50%，加工费更高，产品的技术门槛也在提升。

下游组件、电池利润率仍有望提升。考虑各环节基本情况，预计主材环节电池片、组件利润率还是会有所提升。1）电池：目前大尺寸供需吃紧，新产能多为N型，预计明年供需态势仍然偏紧。2）组件：盈利处于历史偏低水平，随着市场放量及上游盈利占比降低，加上一体化模式的冲击基本结束，预计组件环节盈利能力将提升。

新技术红利将会更充分的体现。随产业链价格回落，终端对新技术溢价接纳度会更高。此外Q2以来出现大面积的N型产能规划，但考虑到大部分企业是第一次建设调试，且TOPCon需要电池厂做持续的调试升级，领先企业的优势可能比想的大，新技术的红利期持续性也会更强。

投资建议：产业链价格快速下降将会充分激发补装需求，叠加此前排产下行已有体现，产业有望较快实现反转。

推荐组件一体化：晶科能源、晶澳科技、天合光能、隆基股份、东方日升、通威股份等；辅材：石英股份、激智科技（电子）/福斯特/海优新材（化工）、赛伍技术，聚和材料；新技术应用：晶科能源、钧达股份、爱旭股份、捷佳伟创（机械联合）、阳光电源、锦浪科技。

风险提示：产业链价格调整；装机需求释放不及预期；新技术应用不及预期。

一、制造业价格大调整，电站需求会逐步涌现

1、上游价格加速回调，组件顺价将较快体现

硅料产能供给逐步释放、硅片薄片化导致硅料瓶颈逐步破解，近年底由于终端观望导致需求不及预期，从11月开始硅料市场开始出现松动迹象，B级料等率先开始调整。12月以来，硅料、硅片、电池售价开始有明显的调整，参考PVinfolink口径，当前报价区间分别在215-267、5.3-5.7（M10 150μm）、1.1-1.17（M10 PERC）、1.85-1.98（M10 72pc）。

以均价对比，以上环节降幅分别达到约14%、23%、15%、3%。而硅料、硅片的快速降价造成市场报价区间较宽，三方报价也存在时滞，业界反馈，上游实际降幅可能已经远超上述调整幅度（有反馈部分硅片公司已经能获得20万元/吨以下单价的硅料）。考虑上游报价的传导时延，预计很快在组件端也会看到价格的调整。

2023年除硅料大厂外，硅料环节的新进入企业产能也会迎来一轮密集释放，假设投产爬坡顺利估算2023年末硅料总产能将超过200万吨。同时在过去两年硅料紧俏背景下，硅片薄片化进程实现PERC由170+到150μm，2023年随着更薄、更高效的TOPCon电池应用，硅料单耗也会进一步压缩。

2、电站等价格敏感市场可能迎来集中释放

2.1 国内电站需求有望释放

过去两年供给受限的前提下，海外、分布式是主要的增长推动。光伏主要下游市场中，海外、国内分布式由于电价及并网模式差异，对组件价格的容忍度更高（尤其2022H1欧洲能源危机加速转型后），过去两年间在产业链总产出受限，价格整体高位的背景下，组件厂优先选择高宽容度客户，因而海外及分布式是主力的光伏增长推动。

由此造成了地面电站项目的后延。国内电站项目对组件报价更敏感。在2021年硅料价格开始大幅上行，尤其2022H1海外高价需求爆发+国内限电影响，硅料价格在8月突破30万，组件价格抬高至2元/W上下，电站项目回报率降有压力，对组件价格接受度在减弱。

从实际装机、排产情况看，2021年国内分布式电站比例首次超过集中式，2022年下半年30万的硅料价格造成相当比例电站项目实际建设进度延后，尤其12月以来部分环节企业出现调降，Q4组件排产整体低于预期。

组件价格回落后，国内由于高价而延期的项目将在组件价格调整后落地。

Ø 能源局调整并网要求，分批落实有一定的可行裕度。进入平价阶段后，补贴造成的年中年末抢装周期在淡化，11月底，国家能源局发布《关于积极推动新能源发电项目应并尽并、能并早并有关工作的通知》，指出了“不得将全容量建成作为新能源项目并网必要条件”，考虑产业链供需情况，对没有12-31并网时限要求的电站项目，或采取分批延期并网的思路，在组件价格调整后完成采购装机。

Ø 国内电站仍有并网时限约束。国内大基地指标仍有相当比例有明确的并网节点，同时考虑地方政府、新能源集团发电指标考核等因素，国内电站项目仍然有并网时限。

预计在组件价格有明显调整后，项目IRR回升，叠加补装需求后的电站市场可能迎来集中爆发。

2.2 欧盟光伏审批或简化，集中式项目大规模放量在即

集中式光伏当前投资热情高。俄乌冲突之后，欧盟发布Repower EU方案，计划到2030年，欧盟累计光伏装机容量达到600GW以上，Solar Power Europe更是乐观估计超过1,000GW。按照其中35%为集中式光伏推算，预计2022-2030年，欧盟年均集中式光伏装机需求达到19-36GW。另一方面，欧盟各主要国家PPA电价与市场电价均上涨明显，虽然市场电价有所回落且存在限价措施，但光伏电站投资的超额收益仍非常丰厚，行业投资热情高涨。

审批流程制约欧盟集中式光伏发展，目前项目积压严重。相比于分布式光伏相对简单快捷的审批流程，欧盟光伏电站建设相关的审批流程冗长且复杂。通常一个绿地项目需要3-4年的时间才能完成建设前的相关审批工作，到达待建状态（RTB）。因此，在过去累计装机与新增装机中，集中式光伏在欧盟的占比较小，仅35%左右。在今年政策与电价的催化下，欧盟光伏行业发展迅速，但相比于分布式项目的加速，受到流程繁琐的影响，集中式项目落地进度较慢，在审批环节积压严重，以西班牙为例，目前待审批项目容量达到120GW以上，是累计装机的9倍。

紧急措施有望推动集中式项目大规模启动。欧委会在此次的提案中，将可再生能源电站视作压倒一切的公共利益（Overriding Public Interest）。措施有效期内的新能源电站审批，将立即适用于欧盟环境立法中设定的简化流程，包括审批流程中耗时最久、最为繁琐的鸟类及动物栖息地调查也将得到极大的简化，为集中式项目的发展消除瓶颈。得益于此次法案中，有针对性的政策支持，欧盟集中式光伏有望在措施有效期内大规模启动。

二、辅材部分环节有望量利齐升

1、石英：供给释放受限，供需持续吃紧

石英坩埚是硅片生产过程中的消材，目前尚无替代品。石英坩埚主要应用于光伏及半导体领域的拉晶环节，是硅片生产流程中的关键材料。在硅棒拉制过程中，石英坩埚逐步向方石英转化，一定时间后无法使用，需要更换新的石英坩埚，在硅片环节生产过程中具备较强的消耗品属性。

石英坩埚原材料为高纯石英砂，目前与高纯石英砂比较相似的产品是合成石英砂，但因成本及微量元素含量的限制，无法使用于光伏领域。

预计2023年石英砂供需偏紧。需求方面，预计2023年全球光伏装机350GW，假设每100GW硅片的石英消耗为1.8-2万吨，则石英砂需求预计9.3-10.3万吨；供给方面，尤尼明+TQC合计2.5-3万吨产能，石英股份4.5-5万吨，其他产能合计约为1万吨，供给预计在8-9万吨。

此外，2023年海外石英砂占总产能比重约为35%左右，整体看，行业内石英坩埚使用寿命会下降，石英砂需求会进一步提升，2023年石英供需紧张相对明确，涨价时间及幅度可能会超预期。

2、胶膜：材料价格上行、POE随N型规模应用

2.1 年末低价粒子库存或贡献正向收益

2022年在经历Q1淡季后，Q2海外需求爆发造成供给压力，EVA粒子价格大幅上涨至3万上下，然而下半年以来，部分新项目投产增加粒子供应，叠加需求波动，EVA粒子进入下行通道，高价粒子+低价胶膜造成盈利压力。

12月开始光伏市场进入淡季，预期降价背景下下游硅片、电池、组件等进入清库存阶段。12月开始硅料价格开始大幅调整，在新的价格稳态形成前下游排产意愿不强，造成胶膜需求的阶段性下降，EVA粒子跌至近两年的低点。Q4对胶膜厂可能仍有较大的经营压力。

但当前1.4w/t的EVA粒子报价已经和1.1-1.2w/t的成本线接近，而低价库存有望在后续贡献正向收益。

Ø 供给侧：2022Q2光伏料价格突破3万，判断大部分在运行的EVA粒子产能光伏料产出比例在上限附近（估算供给120-130万吨），从下半年到2023年，增量产能主要为天利高新（巴塞尔管式20）、古雷炼化（埃克森美孚管式30）、宝丰能源（巴塞尔管式20），考虑到EVA产能投产后调试周期以及光伏产出比例，实际的供给增量会更平稳，且到2024年几无新产能投放，预计未来两年光伏级EVA粒子总供给大致在150-170万吨（2022Q2光伏级供给量+2022H2、2023年的潜在增量）。

POE粒子2023年无新增有效产能，考虑DOW、三井、LG产出情况，2023年POE供给大致在40-50万吨上下。

Ø 需求侧：分别假设2022、2023年光伏装机量为240、350GW，对应粒子总需求分别为140、200万吨上下，假设POE渗透率分别为19%、24%，POE粒子需求量可能在25、48万吨上下，EVA粒子大致为120、150万吨。

2.2 N型电池、大电站推动POE胶膜应用

POE胶膜理化性能更优，更加适配N型电池/组件。封装材料随电池/组件技术变化升级，PERC阶段EVA胶膜是最为成熟的胶膜材料，光学性能、粘结性表现好，且成本相对低廉，占据市场7成份额。相较EVA，POE主要优势体现在更优的酸碱性、水汽透过率、体积电阻率、应力表现及抗老化能力等。TOPCon等N型电池、组件，对胶膜提出了更高的要求；例如当前的TOPCon电池因正银含其他金属成分而对水汽更为敏感，需要胶膜有更强的防水性；同时EVA材质在光热、湿热等环境中可能会分解产生酸，进而与玻璃片发生反应后腐蚀电池栅线，导致组件性能衰减；且薄片化对胶膜造成应力也更加敏感。主要的N型组件公司都较早探索或导入POE胶膜作为封装材料。

TOPCon等N型电池/组件产业化推动POE渗透率快速提高。TOPCon产业化会形成POE更强大的推动力，保守假设2023年N型出货80GW，若全部采用双层POE，对应需求增量达到约8亿平/38万吨。此外，随硅料价格合理回调，下游盈利修复，POE胶膜新技术的应用有更好的接纳度，且地面电站规模启动后双玻也将是POE需求的利好推动。

3、浆料：TOPCon推广加速带动银浆量利齐升，头部企业受益

3.1 TOPCon银浆用量增加，制造难度加大

TOPCon浆料单位用量提升，加工费增加。电池非硅成本中浆料占比最高，约为30-35%，以PERC电池为例测算，182电池非硅成本约为0.15元/W，其中浆料成本约为0.05-0.06元/W，因此降低银浆单耗一直是电池环节的重点降本方向。过去主要通过两条途径降本：（1）降低细栅宽度；（2）增加主栅数量，主栅增加后宽度变细，降低银耗。PERC初期电池片浆料用量有冗余，目前按TOPCon领先企业银耗（182，16bb ，100mg/片）估算，目前TOPCon单片银浆用量较PERC高40-50%，考虑到无主栅应该是未来方向，预计银浆环节用量的下降空间在10-15%左右，即降低至85-90mg/片，仍然高于PERC银耗。

TOPCon银浆难度相对较高，因此加工费也相对高一些，在电池行业向TOPCon逐步切换的过程中，2025年银浆加工费空间较2021年有望翻倍。

TOPCon浆料制造难度加大。PERC与TOPCon电池正背面对浆料要求不同，PERC正面需要重点考虑浆料与硅片的欧姆接触、降低复合，而背面更多需要考虑与钝化层的附着力。TOPCon浆料要求更高，制造的难度更大，正面浆料中的银粉参数有变化，需要考虑掺杂与欧姆接触，玻璃与有机体系的要求也在提升，难度相对较大，而背面重点除需要考虑欧姆接触、降低复合外，还要烧穿钝化层，但不能损伤POLY层，对玻璃体系的要求也比较高。在TOPCon加速推广的过程中，预计浆料的技术门槛会进一步提升。

3.2 优秀产品是能否胜出的关键，头部企业具备较强优势

浆料对电池片效率影响较大。根据ISFH数据，在与浆料相关的电池提效要点中，降低TOPCon发射极复合损失（0.36%）、降低遮挡（0.46%）、降低正面复合（0.60%）共计可提效1.42个百分点，对电池提效影响较大。

优秀产品是能否胜出的关键，头部企业受益TOPCon推广加速。浆料中的原材料占总成本比重约为99%，定价模式为成本加成模式（原材料+加工费），因此产品价格差异不是很明显，但品质之间有差别，好产品是企业能否胜出的关键，其本质是对企业提出了多方面要求。稳定的经营及研发环境是培养或留住优秀研发人才的基础，研发能力则体现于多方面，浆料配方的研发能力、不同原材料的理解能力、浆料内部体系之间的调整能力尤为重要，银浆起家的企业对银粉理解较深，这可能不是产品形成差异的根本原因，有机（提供流动性，印刷）、无机（玻璃粉，粘接）体系的重要性可能在提升。在切换至TOPCon的过程中，头部浆料企业积淀深厚，对各种材料的理解及协调能力可能更强，预计将受益于TOPCon推广加速。

三、组件、电池等下游环节盈利仍将优化

1、电池盈利有持续性

过去几年电池盈利下滑，有技术分歧，扩张较温和。2021年前后光伏电池片受上下游挤压，盈利处于底部。过去1-2年电池环节正处在P型向N型的储备期，关于技术路线的分歧很大，前几年没有明确的行业共识，出于规避技术迭代风险的考虑，电池扩产的力度都比较温和，尤其存量结构中大尺寸电池占比偏低。

电池盈利逐季上升，未来仍有望维持高盈利。硅料价格高位加速小尺寸的退出，Q2开始大尺寸电池吃紧，盈利逐季回升，至Q4单W盈利超过1毛，而近期价格调整的时间差也进一步增厚电池业绩。

Ø 产能角度：电池扩张更多集中在下半年，且大部分企业为首次建设N型产线。截止2021年底，国内硅料名义产能攀升至约240GW，单晶硅片、电池、组件环节接近400GW。2022年末，硅料名义产能将扩张至400GW，硅片超过600GW，电池、组件大致在480-500GW上下。

从技术路线看，今年以来大部分企业选择TOPCon向N型升级，而考虑半年以上的建设爬坡周期（大部分企业首次调试大体量的TOPCon产线），可能有效的产能释放要看到2023年上半年甚至更以后，大尺寸较吃紧的情况会有一定的持续性。

Ø 供应链角度：未来硅料等瓶颈环节缓和后，下游仍有较大的受益面。硅料的瓶颈逐渐消除后，产业链利润格局将重新分配，电池环节仍有望维持较高的盈利水平。

2、一体化组件企业盈利有望扩张

2.1 上游降幅高于电池组件，一体化受益

上游降价幅度高于电池组件。参考PVinfo等最新报价，产业链价格不同程度下降，降幅上：硅片>硅料>电池>组件，各环节价格从高点计算，硅片价格下降26.86%（7.52元/片到5.5元/片，182），硅料下降15.84%（303元/kg到255元/kg），电池下降14.81%（1.35元/w到1.15元/w），组件下降3.5%（2元/w到1.93元/w，双面）。目前看，上游降价幅度高于电池组件，此外，部分环节市场报价区间较宽，三方报价也存在时滞，上游实际降幅可能高于第三方统计数据。

一体化企业受益于上游降价。目前电池组件降价幅度低于硅片硅料，受供需影响，前期硅片降价幅度响度比较大。一体化企业通常为电池+组件或硅片+电池+组件布局，硅片、硅料降价利好相关一体化企业盈利提升。

2.2 组件是光伏行业的战略制高点

组件环节盈利此前较差。过去近20年，全球光伏新增装机持续向上，虽然国内装机受补贴政策影响变化较大，但过去20年海外装机总体在持续增长（除2020年受疫情外），行业整体需求呈现出极强的韧性，即使在补贴时代，个别区域的政策变化也无法改变行业强势增长的态势。

在行业迈向平价的过程中，组件环节始终直接面对退补压力，近10年国内电价下降70%左右，组件价格下降约80-90%，同时，组件上游相对强势，尤其是硅片格局较好，导致退补压力较难传导。过去较长时间内，相对较纯的组件企业毛利率在15-20%左右，费用率中枢在12-13个点左右，净利率约为1-5个百分点。

壁垒在提升。随着头部企业相继完成一体化，组件可能是光伏产业链中，为数不多壁垒在提升的环节：1）成本壁垒，头部企业和未完成一体化的小厂拉开差距，成本优势更强；2）规模壁垒：规模越大，拿原材料的价格越优惠，条款也会有优惠，此外，规模变大之后，在原材料采购方面会更主动，通过库存调节，可以在相对低价的位置拿到原材料；3）渠道壁垒：掌握海外渠道，大多数海外地区盈利更好，但海外渠道需要时间和资金的积累才能铺开，目前受疫情影响，没有基础的企业很难在海外渠道有所突破资金壁垒；4）资金壁垒：一体化之前，组件重opex、轻capex，一体化之后，对capex有了更高的要求，尤其是在头部企业完成一体化之后，新进入进入组件的企业，必须具备相应硅片、电池片产能。

新进入者的竞争对手在变得更强大。除成本、规模、渠道与资金壁垒外，组件环节壁垒提高另一方面体现在竞争对手较此前更加强大,5年前做组件，竞争对手为：晶科、晶澳、天合、阿特斯，3年前做组件，竞争对手为正在一体化的隆基、晶科、晶澳、天合、阿特斯，目前做组件，竞争对手为基本完成一体化的隆基，基本完成一体化且回A具备很强融资能力的晶澳、晶科、天合、阿特斯；

组件战略地位初步显现。过去行业认为组件壁垒很低，其实除隆基之外，这个环节没什么新进入者，系此前组件盈利相对较差，同时又很难做好，不过光伏行业经历多次技术革命后，有组件的企业都活了下来，技术革命对组件企业的影响比较小，主要是掌握了渠道。此外，平价之后，组件不必与退补赛跑，同时硅片格局也在向着有利于组件的方向变化，目前组件企业的盈利在回升。组件环节可能正在进入新稳态：新玩家很少、格局稳固，同时，集中度提升、盈利向上。

3、新技术红利将进一步体现

电池片的技术进步是光伏各环节众多技术迭代中影响最大的方向，继PERC电池实现普及并逐渐接近其理论极限后，TOPCon、HJT、HPBC为代表的新型电池技术受到更多关注。

基于当前的成本、效率估算，TOPCon理论溢价在0.1-0.2元/W（市场目前还没接受这么高），从盈利角度看，TOPCon已享受溢价，但未充分反应。并且随其降本提效及下游验证，溢价空间可能还会扩大。

Ø 较PERC的理论溢价会进一步拉开。基于当前的工艺、效率水平测算，TOPCon从上游硅料到组件端，各环节合计的成本与PERC快速接近，理论上能够提供的溢价合理区间0.1-0.2元/W（考虑高功率摊薄、高电量收入）。1-2年的维度看，若TOPCon量产效率进一步提升至25.5-26%上下，设备投资、工艺技术进一步优化，其相对PERC会有更高的溢价，预计可能在0.15-0.35元/W。

Ø 发电量溢价会在明后年逐渐体现。从实际招标情况看，TOPCon组件价格较同版型PERC已经享受一定的溢价，售价端单W高0.1元左右，大致反应了高功率带来的成本摊薄收益。而发电量提高带来的收益需要一定时间验证，因此这部分溢价尚未完全在招投标中反应。

Ø 产业链价格调整后，有更大议价空间。2022年大部分时间组件报价在2元上下，在电站尚未有效验证的情况下，新技术想要在此基础上提价的难度较大。未来由上游带动产业链价格整体会落后，新技术的溢价将更容易体现。

投资建议

硅料新扩建产能逐步释放、硅片薄片化导致硅料瓶颈逐步破解，而今年底由于终端观望导致需求不及预期，因此11月开始硅料市场开始松动，进入12月降价开始加速。产业链价格快速下降将会充分激发补装需求，叠加此前排产下行已有体现，产业有望较快实现反转。

推荐组件一体化：晶科能源、晶澳科技、天合光能、隆基股份、东方日升、通威股份等；辅材：石英股份、激智科技（电子）/福斯特/海优新材（化工）、赛伍技术，聚和材料；新技术应用：晶科能源、钧达股份、爱旭股份、捷佳伟创（机械联合）、阳光电源、锦浪科技。

风险提示

1、产业链价格调整

2、装机需求释放不及预期

3、新技术应用不及预期

光伏系列报告之（六十三）：三季度主产业链收入与业绩双增，辅材环节盈利有待改善 2022-12-06

光伏系列报告之（六十二）：N型发展推动POE胶膜应用，POE产业链进入红利期—光伏系列报告 2022-11-23

光伏系列报告之（六十一）：欧盟光伏审批有望简化，集中式项目放量在即 2022-11-17

光伏系列报告之（六十）：电池片盈利行业性修复，新技术逐步进入红利期 2022-10-16

光伏系列报告之（五十九）：受天然气供需变化与极端天气影响，欧洲电价波动较大 2022-10-16

光伏系列报告之（五十八）：TOPCon产业化推动POE胶膜渗透率加速提升 2022-09-26

光伏系列报告之（五十七）：欧盟电价限制影响有限，发展新能源决心坚定 2022-09-19

‍‍光伏系列报告之（五十六）：TOPCon正在进入新技术推广的红利期 2022-09-08‍‍

‍‍光伏系列报告之（五十五）：逆变器需求强劲，IGBT供给宽松后出货增长或超预期 2022-07-13

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光伏系列报告之（四十三）组件是光伏行业的战略制高点2022-02-28‍‍

分析师承诺

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。

◾刘巍：德国斯图加特大学车辆工程硕士，曾就职于保时捷汽车、沙利文咨询公司，2020年加入招商证券，覆盖新能源车汽车产业链、工控自动化。

◾赵旭：中国农业大学硕士，曾就职于川财证券，2019年加入招商证券，覆盖风电、光伏产业。

◾张伟鑫：天津大学电气工程硕士，曾就职于国金证券，2021年加入招商证券，覆盖新能源发电产业。

评级说明

报告中所涉及的投资评级采用相对评级体系，基于报告发布日后6-12个月内公司股价（或行业指数）相对同期当地市场基准指数的市场表现预期。其中，A股市场以沪深300指数为基准；香港市场以恒生指数为基准；美国市场以标普500指数为基准。具体标准如下：

◾股票评级

强烈推荐：预期公司股价涨幅超基准指数20%以上

增持：预期公司股价涨幅超基准指数5-20%之间

中性：预期公司股价变动幅度相对基准指数介于±5%之间

减持：预期公司股价表现弱于基准指数5%以上

◾行业评级

推荐：行业基本面向好，预期行业指数将跑赢基准指数

中性：行业基本面稳定，预期行业指数跟随基准指数

回避：行业基本面向淡，预期行业指数将跑输基准指数

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