多晶硅长期趋势研判

简介：位于光伏上游，成本依赖电力多晶硅（即硅料）是以工业硅为原料，经一系列的物理化学反应提纯后达到一定纯度的非金属材料，硅元素含量在99.9999%以上。在光伏领域，多晶硅加工为硅片、电池、组件，最终应用于光伏发电系统，而晶硅组件在光伏装机中占比约97.5%，其余为薄膜组件等，因此多晶硅是光伏产业的重要上游。多晶硅具有以下特征：

技术属性：技术壁垒高，西门子法长期占据主流，2021年市占率达95.9%，硅烷流化床法于2019年突破量产，后续市占率有望提升；2）产品属性：产品高度同质化，关键指标是纯度，市场上各企业单晶用料占比分布于80%-100%之间；3）资产属性：属于资源型行业，投资门槛高（约8亿元/万吨或2.1亿元/GW），扩产周期长（12-18个月），设备启停难度大、需连续生产；4）成本属性：过去，多晶硅产线的投资成本和能耗水平随规模效应、设备国产化、技术进步而逐年下降，因此新产能普遍竞争力更强，存在一定后发优势。

电力是影响多晶硅生产成本的重要因素。由于光伏产业发展的主线是降本，且多晶硅属于高度同质化的产品，生产成本决定了企业在下行周期的竞争力。从多晶硅生产成本构成来看，排名前三的分别是原料工业硅、电力、折旧，其中工业硅与多晶硅同属于高能耗产业，因此工业硅的生产成本也受电力影响较大。在成本端工业用电价格上升、需求端具有持续降本诉求的趋势下，多晶硅行业面临更高的成本控制要求。

当前竞争关键：自动化、低碳化

复盘多晶硅行业历史影响因素：不再依赖补贴政策刺激，地缘政治、供需错配、双碳目标仍持续。

光伏补贴曾主导产业波动。光伏级多晶硅的需求来自下游装机，而在发展之初，光伏发电成本远高于火电，光伏需求、供应商利润与补贴强度密切相关，因此在这期间的多轮多晶硅价格上涨主要来自全球各地的政策推动，如2000年德国颁布《可再生能源法》、2004年德国率先出台光伏度电补贴、2007年西班牙推出高额补贴、2013年我国发布光伏上网标杆电价、2015年推出光伏领跑者计划。同时，财政负担、金融危机等因素导致的光伏补贴政策收缩，对光伏产业发展造成了显著的抑制作用。2018年5月31日，我国推出《关于2018年光伏发电有关事项的通知》（简称“531政策”），导致光伏行业部分地面电站指标停发、分布式光伏规模受限、上网电价下调等，正式宣告补贴退坡开始。2022年，我国分布式光伏不再享受国家补贴，光伏平价时代正式开启。

地缘政治对我国光伏产业的影响不容忽视。2012年，美国与欧洲相继对我国光伏企业发起双反调查（反倾销反补贴），并最终征收23%-254%的双反税，当时欧美市场约占中国光伏产品出口份额的90%。上述事件对我国光伏产业造成了显著的影响，2013年中国光伏电池对美国和欧洲的出口额分别下跌48%和71%，国内超过350家光伏企业破产。

以史为鉴，当前中国光伏企业可能面临的地缘政治风险包括美国所谓的“强迫劳动预防法案”与欧盟的碳关税（CBAM）。这里我们不讨论政策本身的合理性，仅关注其对中国光伏产业的影响，可以发现前者针对的是生产过程中所谓的“人权问题”，后者针对的是生产过程中的碳排放水平。过去，我国光伏企业在国际竞争中的主要优势来源于低廉的能源与人力成本，从而实现光伏产业从海外向国内的一次转移；而美国所谓的“强迫劳动预防法案”和欧盟的碳关税则提出了新的竞争框架，从这两个维度，未来我国光伏企业的生产成本与竞争优势可能被重构。

自动化和低碳化是我国光伏产业转型的必由之路。除了地缘政治因素之外，我国制造业本身也面临劳动、资源要素价格上升的趋势，而东南亚等地区的成本优势逐渐显现。对此，“工业4.0”指明了制造业转型方向就是自动化、智能化，中国企业在参与全球竞争的古城中，在自身特点的基础上，要学习海外工厂的高效、高质量、低成本和低污染，最终实现超越。对于中国光伏企业乃至广义制造企业而言，自动化一方面替代高维护成本、低产出价值的人工作业，降低生产成本，另一方面提高劳动生产率，为增加劳动者的薪酬福利打下基础。

另外，在能源安全的警钟下，碳经济正加速发展，企业应提前布局低碳化。2021年，我国推出全国碳排放权交易市场，通过市场化的手段激发企业减排的积极性，体现低碳企业的价值。目前国内碳交易定价相对较低，2022年7月29日上海成交均价约60.5元/吨。从全球角度来看，碳价格上升、碳定价制度完善是必然趋势，根据世界银行《2022碳定价发展现状与未来趋势》报告，2021年国际（不包括中国）碳收入达840亿美元，同比增长171%，欧盟、瑞士、加利福尼亚等地区碳排放交易市场均创历史最高价。根据世界银行预测，2022-2030年全球碳税价格有望加速增长。对于企业而言，碳排放成本在未来重要性会提升，因此提前布局低碳化是锁定未来成本优势的重要途径。

价格波动推演：需求，产能，技术

多晶硅周期的三个要素：需求，产能，技术。多晶硅作为光伏产业链的上游，同时也是一个以中国企业为主导的产业，其对我国光伏产业发展的重要性不言而喻。历史上，多晶硅价格波动幅度较大，我们认为其背后的主要原因如下：首先是下游光伏装机需求，政策驱动期各国推出光伏补贴、2022年俄乌冲突导致欧洲能源价格上涨，均显著带动光伏需求扩张，而2008年全球金融危机、2011年欧洲光伏补贴退坡、2012年欧美对我国光伏企业实施“双反”政策、2018年我国的“531”政策，则对光伏需求带来了一定抑制作用；

其次是多晶硅产能变化，在光伏产业链中，多晶硅环节具有重资产的特点，单位投资成本较高（以新特能源2022年规划的20万吨项目为例，每万吨投资成本约8.8亿元），产能建设周期最长（约12-18个月），因此多晶硅产业进入壁垒相对更高，且企业的产能扩张对于价格波动具有一定滞后性，加剧了行业的周期性；最后是多晶硅生产新技术，针对西门子法路线，尾气回收系统的出现提高了物料使用率，冷氢化工艺替代热氢化显著降低能耗，多对棒和大直径还原炉有效降低还原炉电耗，在降本增效的主要目标下，技术更迭是影响企业竞争力的关键所在。目前，具有低电耗优势的硅烷流化床法在顺利实现量产后，发展潜力正逐步被产业所验证。

多晶硅双技术并存，颗粒硅优势显著

技术发展复盘：双路线并存，海外向国内

改良西门子法与硅烷流化床法是两种多晶硅的化学提纯方法。两者均于1950年代问世：西门子法于1957年实现工业化生产，在多种工艺路线中脱颖而出，成为多晶硅行业主流选择，后经过多次工艺改进，主要围绕尾气回收再利用，最终演变为当前的第三代西门子法，也称为改良西门子法；硅烷流化床法则发展稍慢，Ethyl公司（后被SunEdison收购）于1987年成功研制硅烷流化床法颗粒硅，但由于纯度、成本等问题，产能未能进一步放大。

硅烷流化床技术从海外流向国内，技术突破迎来量产机遇。2013年之前，SunEdison和REC是全球唯二两家可以利用硅烷流化床法量产颗粒硅的企业，然而经历了美中光伏贸易摩擦的影响，两家企业受到重创，SunEdison申请破产保护，REC关闭了美国工厂，海外颗粒硅技术陷入停滞。而此时国内企业或许已经做好了准备：协鑫科技自2010年开始布局硅烷流化床工艺，2012年成功产出合格的高纯硅烷气，其于2016年收购SunEdison有关硅烷流化床、CCZ连续直拉单晶的技术与资产；陕西有色于2014年与REC成立合资公司天宏瑞科，引进全套硅烷流化床法技术。经过几年的开发调试，协鑫科技于2019年实现颗粒硅产线的长期稳定运行。

两种生产工艺简介

改良西门子法：西门子法的核心在于化学沉积技术（CVD,ChemicalVaporDeposition），在还原炉中，将硅芯加热到一定温度，然后将预热后的原料气体注入还原炉中，在硅芯上发生反应，产生的高纯硅沉积在硅芯上。反应副产物从底部排出，经回收、分离、提纯后重新返回生产工序。当硅芯生长至一定尺寸后，需停炉取出棒状硅，送入后续破碎步骤。从西门子法发展历史来看，其“改良”主要体现在副产物回收利用、冷氢化替代热氢化，从而降低生产能耗与成本。

三氯氢硅西门子法是光伏领域主流。根据生产原料的不同，改良西门子法还可以细分出多条技术路线，包括三氯氢硅、四氯化硅、二氯二氢硅、硅烷等。在光伏领域，以三氯氢硅为原料、氢气为还原剂的工艺路线由于纯度和生产成本的相对优势，是当前的主流，因此下文改良西门子法特指三氯氢硅西门子法；而其它技术路线也有不同特点，如硅烷西门子法由于纯度和致密性更高，一般应用于半导体领域的区熔硅片。

硅烷流化床法：是指利用甲硅烷（SiH4）热分解，在流化床反应器（FluidizedBedReactor）中进行的技术路线。具体来看，作为晶种的高纯度籽晶（直径约0.2-0.6mm）从流化床反应器顶部加入，堆积形成晶种颗粒床层，硅烷和氢气从反应器底部通入，使床层达到流化状态，在外部加热器的作用下，硅烷裂解沉积在籽晶表面，籽晶颗粒不断外延生产，达到足够重量的颗粒硅沉降到反应器底部排出。生产过程中，固体反应物自上而下移动，气体反应物自下而上流动，从而实现不间断的连续生产。

颗粒硅的自动化、低碳化优势

改良西门子法降电耗近瓶颈，硅烷流化床法优势明显。过去，改良西门子法通过改进物料循环体系、增强能量回收利用显著降低生产过程综合电耗，从而实现降本。根据CPIA数据，2021年以改良西门子法为主导的多晶硅生产平均综合电耗已降至63kWh/kg-Si，相较于2010年的水平已下降62.9%。其中，三氯氢硅还原环节电耗达46kWh/kg-Si，占73.0%，是高能耗的主要原因，且未来进一步下降空间有限。

CPIA预计2030年改良西门子法综合电耗有望降至55kWh/kg-Si，换言之，未来下降空间仅12.7%。而根据协鑫科技2021年报披露，其硅烷流化床法综合电耗仅14.8kWh/kg-Si，相较于当前主流水平实现质的飞跃。硅烷流化床法得益于该工艺先天具有的低能耗优势，或将成为下一代具备成本优势的技术选择。

颗粒硅的自动化优势来源于生产过程连续、人工参与少，且球状形态便于下游拉棒企业自动化运输与装料。改良西门子法在一炉硅棒长成后，需断电断气降温出炉，手动移出棒状硅后才能进行下一轮生产；而还原炉产出的产品形态为直径130mm、长度2.5m的棒状硅，经破碎后的致密料尺寸约50-100mm，进一步破碎的复投料尺寸约8-50mm，因此西门子法的产品从出炉到可用的状态，需经历人工截断、破碎、分选等步骤。从生产过程来看，改良西门子法属于间断反应，人工介入程度高。而在硅烷流化床法中，籽晶长大到一定程度后，会因为重力掉落收集，从而排出流化床，同时反应物硅烷气通过喷嘴持续注入，实现连续生产；产出的颗粒硅产品为直径1-3mm的球形，可直接用于单晶硅棒拉制。

对于下游拉棒企业而言，由于颗粒硅产品流动性更好，可以通过自动材料运输、坩埚装填、重新加料等方式，提高下游硅片企业的自动化程度和生产效率。颗粒硅厂商与拉棒厂商合作，可以进一步简化从颗粒硅产出到运输、装料的过程。

颗粒硅的低碳化优势来源于生产过程转化效率高、反应温度低、原料易处理。硅烷流化床法生产颗粒硅的原料是甲硅烷，与三氯氢硅相比，甲硅烷的热稳定性差，受热易于分解，因此带来两个好处：（a）硅烷流化床法一次转化率高达98%，而西门子法仅10-12%；（b）流化床内操作温度约600-800℃，显著低于西门子法的1150℃。另外，两种方法的生产过程中均涉及氯硅烷等杂质，甲硅烷与氯硅烷的熔点、沸点差异更大，因此易于分离，而三氯氢硅分离难度更高，导致西门子法需要更复杂的精馏系统，并造成更高的能耗。

据我们测算，颗粒硅创造的碳收益达2.04-11.56元/kg-Si。2021年，协鑫科技获得法国环境与能源控制署颁发的碳足迹证书，证明公司颗粒硅产品的碳足迹仅为37kg-CO2/kg-Si（千克二氧化碳当量/千克硅），此前全球最低记录为德国Wacker的57.56，而改良西门子法棒状硅平均约71。以下分为保守和乐观两个场景进行测算。保守场景：按照我国目前碳交易价格，假设单位成本为0.06元/kg-CO2。乐观场景：2021年欧洲碳税高达50欧元/吨（折合人民币0.34元/kg-CO2），据此进行假设。

测算结果显示，硅烷流化床法颗粒硅相较于改良西门子法棒状硅在保守和乐观场景下分别具有2.04和11.56元/kg-Si的潜在碳收益。未来随着碳价格进一步提高、碳边境税等政策落地，预计颗粒硅生产的碳减排优势将更直接地体现在企业利润中。

多晶硅空间广阔，颗粒硅大有可为

多晶硅需求：预计2022-25年CAGR为19%

预计2025年全球光伏级多晶硅总需求达125.4万吨，2022-25年CAGR为19%。测算公式可简化为：光伏级多晶硅需求=晶硅组件需求量×组件硅耗从核心变量来看，晶硅组件需求量与新增光伏装机、容配比正相关；组件硅耗与硅片厚度、拉棒损耗、金刚线直径正相关，与切片良率、电池良率、电池转换效率、组件封装损失负相关。总的来看，晶硅组件需求量逐年快速增长，预计2022-25年CAGR为24%；受益于电池转化效率提升以及各环节工艺改进，我们预计组件硅耗有望逐年下降，从2022年2.64g/W的水平下降至2025年2.33g/W。

关键假设如下：1）全球新增光伏装机：考虑到2022年1-6月国内新增光伏装机30.88GW，同比增长137.4%，组件出口63.4GW，同比增长102%，兑现强势增长。我们假设2022-25年全球光伏年新增装机规模分别为230/300/360/420GW。2）容配比：容配比是指光伏电站中组件标称直流功率占逆变器交流输出功率的比例，考虑到电站所在地的太阳能资源、地形、组件安装倾角、支架类型等因素，适当增加光伏组件的容量，可以提高电站设备的利用率。目前国内光伏电站的容配比一般为1.2:1.0。2020年，我国光伏电站设计新规放宽容配比上限，Ⅰ/Ⅱ/Ⅲ类地区分别为1.2/1.4/1.8；根据采样数据测算，为了实现光伏发电度电成本（LCOE）最低，Ⅰ/Ⅱ/Ⅲ类地区的最佳容配比参考值分别为1.3/1.5/1.6。

在土地资源日益紧缺的背景下，全球光伏新增装机中，分布式光伏重要性逐步提升，而分布式光伏一般选址靠近电力消纳地，光照资源相对普通，因此容配比要求提升。我们预计全球光伏新增装机容配比或将持续上升，假设2022-25年容配比分别为1.22/1.24/1.26/1.28。

3）硅片厚度、切片良率、电池良率、电池效率：不同电池技术的发展趋势有所不同。例如，HJT电池具有对称结构，可以降低电池制造过程中的机械应力和碎片率，并且采用200℃以下的低温工艺，因此更适宜硅片减薄，良品率也更高；TOPCon与HJT电池采用N型掺磷硅片，由于磷在硅中的分凝系数（约0.35）低于硼（约0.8），因此N型硅片更难控制元素分布均匀性，导致切片良率相对较低，同时由于N型硅片的延展性更好，我们预计其减薄速度或将快于P型硅片。

因此，针对这四个变量，我们采用PERC、TOPCon、HJT电池市场占比情况，分别对其进行加权，从而反映电池技术更迭对多晶硅需求的影响。其中，各类电池市占率、转化效率、硅片厚度主要来自CPIA预测，各类电池良率及硅片良率主要由我们根据各公司公告和各公司在投资者关系平台上的回复进行假设而来。总的来看，N型TOPCon与HJT电池凭借转化效率更高的优势，市占率有望逐步提升，且2022年TOPCon电池产能落地速度更快、规模更大。

4）金刚线直径与磨料损耗：切片环节会对硅棒造成一定磨损，切削损耗量与金刚线母线直径、研磨介质粒度相关。针对金刚线直径，在细线化趋势下，钨丝有望逐步替代高碳钢丝线，可有效降低锯缝，提升单位硅棒出片量，根据CPIA预测，2025年应用于单晶硅棒的金刚线母线直径有望下降至36微米，我们假设2022-25年金刚线直径分别为40/37/36.5/36微米；针对磨料损耗，由于金刚石颗粒磨损约20微米，我们假设2022-25年维持这一水平。5）拉棒损耗：拉棒损耗主要来自清洗、破碎、切方环节，2021年行业平均水平约1.066kg/kg，未来下降空间有限，根据CPIA预测，通过降低锅底料比例等方法，逐步改进拉棒与机加环节的工艺，拉棒损耗有望进一步下降，我们假设2022-25年拉棒损耗分别为1.058/1.053/1.051/1.049。

5）组件封装损失：组件封装损失（CTM）是指组件输出功率占电池片功率总和的比例，与电池产品的一致性与组件生产工艺有关。根据CPIA预测，2021-25年单晶电池组件封装损失有望从98.5%小幅提升至99%。我们假设2022-25年组件封装损失分别为98.7%/98.8%/98.9%/99.0%。敏感性分析：从技术趋势来看，光伏产业为了实现降本的目的，硅片减薄、电池转化效率提升、金刚线直径细化是未来发展的三大重要趋势，均有助于组件硅耗下降，进而抑制多晶硅需求增速。因此保持其余假设不变，我们围绕硅片厚度、金刚线直径、电池转换效率这三个关键变量，两两进行敏感性分析。

多晶硅供给：预计2022-25年CAGR为60%

光伏是多晶硅的重要下游，中国企业是多晶硅的主要生产者。根据中国有色金属工业协会硅业分会统计，2021年全球多晶硅产量达63.1万吨，同比增长20.2%，其中光伏领域消耗多晶硅61.4万吨，占比97.3%；中国多晶硅企业产量达49.0万吨，占比77.7%，同比增长2.2pcts。虽然我国多晶硅产业相对海外起步较晚，2007年才开始规模化生产，但是凭借较低的能源和生产成本，以及持续的技术创新，国内企业竞争优势持续扩大，自2011年开始我国多晶硅产量位居全球首位。

2022-25年全球光伏级多晶硅产能快速增长。根据各企业扩产规划，我们统计得到，2022/2025年底全球多晶硅产能（满产口径）将分别达到119.1万吨和422.7万吨，CAGR达53%。受到近两年多晶硅环节超额利润吸引，企业扩产意愿强烈。由于多晶硅建设周期约12-18个月，因此大批产能于2023-24年集中落地。目前未开工的规划产能在后续落地过程中存在不确定性，因此估算的多晶硅产能仅供参考。

光伏级多晶硅行业供过于求趋势明显。为了衡量2022-25年各年份有效产能，我们对年初与年末产能取平均进行简单估算，并与上文测算所得多晶硅需求作比较，结果显示2022-25年全球多晶硅有效产能CAGR为60%，供需比从125%上升至302%，新进产能投入导致供需错配走向另一个极端，多晶硅供过于求压力上升。

颗粒硅供给：预计2025年占总需求48.7%-64.7%

目前仅有3家硅烷流化床法量产企业，技术壁垒高。分别是协鑫科技（收购SunEdison相关技术）、REC、天宏瑞科（全称“陕西有色天宏瑞科硅材料有限责任公司”）。其中，协鑫科技现有江苏徐州6万吨硅烷流化床法颗粒硅产能，7m22新投产乐山10万吨项目，已公告的扩产项目还包括包头30万吨与呼和浩特10万吨；REC入局较早，但其位于美国摩西湖的1.8万吨产能于2019年停产，现规划于4Q23恢复生产、2024年达到满产；天宏瑞科的技术来源于股东REC，其现有榆林1.8万吨产能，并规划新建8万吨。另外，中来股份、亚洲硅业等企业也宣布布局研发硅烷流化床法技术路线。

预计2025年底全球颗粒硅产能达73.1万吨，其中协鑫科技占83%。根据各公司已公告的颗粒硅扩产计划，我们预计2022-25年全球颗粒硅产能CAGR达74%，主要由量产技术成熟的协鑫科技所贡献。目前未开工的规划产能在后续落地过程中存在不确定性，因此估算的颗粒硅产能仅供参考。以上述分析作为中性预测，分别设立保守与乐观场景，假设年有效产能为年初与年末产能的平均值，测算2022-25年颗粒硅产量（有效产能）占多晶硅总需求的比：保守场景：假设协鑫科技包头二期与三期项目、天宏瑞科8万吨项目建设进度稍慢，导致2023-25年颗粒硅有效产能较中性场景有所下降。

中性场景：根据现有颗粒硅企业已公布的扩产计划测算。乐观场景：考虑到多晶硅建设周期约12-18个月（厂房基建周期造成部分差异），后续颗粒硅企业仍有可能进一步公告扩张，假设协鑫科技2025年底产能增加20万吨、REC与天宏瑞科分别增加4万吨。

以上数据表明2025年颗粒硅产量占多晶硅需求的比达48.7%-64.7%，在技术扩散有限的前提下，颗粒硅企业享受技术进步窗口期。从硅烷流化床法的发展历史来看，为了实现量产经济性与产品品质提升，REC用了20年以上，协鑫科技用了10年以上，虽在过去面临研发速度不及预期的质疑，但协鑫科技徐州、乐山项目的相继投产，及下游硅片客户纷纷试用后签订长单采购，已证明当前硅烷流化床法的量产可行性与产品可用性，长期的研发积累也为现有颗粒硅企业构筑专利、Know-how的技术护城河。

上述测算的前提是颗粒硅技术扩散有限，2025年之前仍由现有企业主导，彼时颗粒硅占多晶硅总需求的比仅为48.7%-64.7%，针对市场关心的P型硅片向N型转变趋势下颗粒硅应用比例的上限问题，现存企业尚有较长的窗口期进行品质提升与市场验证。在这一阶段内，具备量产技术的企业有望享受存量替代的巨大空间、市场扩容、以及低生产成本带来的超额利润。

短期多晶硅价格见顶，成本重要性提升

短期供需分析：关注电力供需和新增投产

1）电力供需

四川电力供需紧张，工业企业让电于民。2022年8月14日，四川省经信厅和国网四川省电力公司发布《关于扩大工业企业让电于民实施范围的紧急通知》，通知指出，从8月15日起取消主动错避峰需求响应，在全省(除攀枝花、凉山)的19个市(州)扩大工业企业让电于民实施范围，对四川电网有序用电方案中所有工业电力用户(含白名单重点保障企业)实施生产全停(保安负荷除外)，放高温假，让电于民，时间从2022年8月15日00:00至20日24:00。

四川是我国工业硅和多晶硅的重要产地。工业硅是多晶硅生产的关键原材料。由于工业硅和多晶硅生产依赖电力，其产业分布具有向低电价区域集中的特征，2021年新疆、云南、四川工业硅产量占全国的44%/18%/14%，新疆、内蒙、四川多晶硅产量占全国的55%/14%/11%。

工业硅成本受电力影响较大，多晶硅成本受电力和工业硅价格影响较大。针对工业硅，根据合盛硅业环评书，工业硅生产电耗约12kWh/kg-Si。根据广州期货交易所测算，2021年工业硅生产成本中电力约占35%。针对多晶硅，根据通威股份与协鑫科技公告，其改良西门子法与硅烷流化床法生产多晶硅时电耗分别为45kWh/kg-Si和14.8kWh/kg-Si，假设不含税电价为0.31元/kWh，我们测算得到电力成本分别为13.9元/kg-Si和4.6元/kg-Si，占生产成本的比例分别为31%和13%；另外，按照8月16日工业硅含税价20.8元/kg，测算得到工业硅占生产成本的比例分别为43%和53%。

面对极端天气与双碳要求能源结构转型，预计长期内电价中枢上移，建议关注电力成本对多晶硅企业竞争的影响。回顾去年，2021年8-9月，由于能耗双控与煤炭短缺，云南等地对工业企业采取“拉闸限电”，工业硅短期产量受限，导致价格从1.5万元/吨冲高至6万元/吨；当前，四川由于极端高温天气增加用电需求同时水电供给减少，拉开电力供需矛盾序幕，后续演变或与气温变化有关。

向后展望，一方面，根据IPCC报告，气候变化导致全球范围内极端天气事件发生频率增加，另一方面，双碳目标要求减少化石能源依赖，而风光水等非化石能源在短期内仍面临发电不稳定的限制，因此电力供需在短期内可能面临“转型阵痛期”。去年工业硅价格异常波动后，政府已经出台一些政策，缓解地方考核目标对工业企业用电及生产的影响；但是从长期来看，新能源在电力结构中占比提升，势必将增加电网调峰调频等成本，因此在长期内电价中枢有上移的趋势。对于工业硅及多晶硅产业，电价上升将进一步扩大不同能耗水平企业之间的成本差异。

1）新增投产

本轮多晶硅价格上涨的主要原因是需求增长超预期。2020年，多晶硅供给端受到2018年以来价格持续走低的影响，新增产能有限，而需求端则因2020年9月我国正式提出“2030年碳达峰、2060年碳中和”的目标而走强。2021年，我国新增光伏装机54.93GW，同比增长14.0%，年底多晶硅价格上涨至269元/kg，装机需求受到高价影响有所下滑，而在2022年1月多晶硅价格回落至230元/kg后再次启动，1-6月我国光伏新增装机达30.88GW，同比增长137.4%。同时，2022年2月俄乌冲突推高欧洲地区能源价格，加剧全球能源危机，促进海外光伏需求。国内与海外需求共振，使得硅料价格持续上涨至8月的300元/kg（含税），创近两年新高。

当前多晶硅占据产业链74%的利润。从产业链利润分配来看，由于上游多晶硅环节阶段性供给不足，导致该环节议价权显著上升，根据8月11日价格测算，多晶硅占据产业链74%的利润，单位毛利达0.565元/W，而下游硅片、电池、组件环节盈利空间受到压缩。

7月国内多晶硅产量环降5.0%，预计8月环增12.8%。2022年7月国内多晶硅产量约5.85万吨，环比下降5.0%，导致供不应求加剧。部分原因在于，6月东方希望在新疆准东的多晶硅一期项目因氢化装置泄露引发起火，提前进入检修期。根据中国有色金属工业协会硅业分会统计，8月至少有5家国内多晶硅企业处于检修状态，但是协鑫科技乐山项目、新特能源包头项目、通威股份包头项目等新增产能逐步释放，带动多晶硅有效供给上升。中国有色金属工业协会硅业分会预计8月国内多晶硅产量有望达到6.6万吨，同比增长12.8%。

3Q22多晶硅企业集中投产，或将冲击后市价格。根据各公司规划，3Q22至少有6家多晶硅企业投放新产能，预计满产后将新增行业有效月产能3.25万吨（年化产能39万吨），相当于7月我国多晶硅产量的55.6%。一般情况下，新产能自投产至满产需3-6个月时间，考虑到3Q22投产企业中，大部分企业属于多晶硅行业头部公司，仅有青海丽豪为新玩家，因此产能落地进程有望快于预期。我们预计多晶硅价格拐点可能在2023年到来。从后续投产节奏来看，预计1Q23与2Q23我国分别新增产能2.08万吨/月（年化产能25万吨），4Q23新增产能5.86万吨/月（年化产能25万吨），或将进一步增加多晶硅价格下行压力。

除了多晶硅扩产对价格造成向下压力，下游企业扩产更甚，一定程度上支撑硅价。光伏硅片行业长期由隆基绿能和TCL中环两家龙头企业引领，在本轮光伏行情中，不少二线企业与新玩家意欲加入竞争。2021年底，硅片行业总产能达356.4GW，同比增长68.4%。2022年初以来，仅国内企业公告拉棒新增扩产计划就超过313.5GW、切片超过310.5GW。虽然市场普遍预期多晶硅产能扩张规模大于光伏装机需求，但考虑到下游硅片扩产规模更甚，电池、组件环节新建产能周期更短，使得短期内多晶硅仍可能维持产业链中相对紧缺的地位，我们预期未来硅料价格下跌速度可能不会过快。

价格中枢测算：未来成本影响扩大

本轮多晶硅涨价阶段性缓解成本差异。多晶硅乃至光伏产业的竞争关键在于成本，但是2021年至今多晶硅价格持续上探，导致部分在上一轮周期中几近退出的产能又重新回归市场，例如REC计划重启的美国摩西湖工厂、南玻于1Q22复产的宜昌产能。我们判断多晶硅行业将先经历阶梯式降价，后面临全面供过于求。以下分情况探讨多晶硅价格中枢：1）短期价格中枢：回顾历史，2011年和2018年多晶硅价格暴跌的主要原因是需求端受补贴政策下调的负面影响，次要原因是供给端新增产能释放。因此，展望后续多晶硅价格走势，如果不出现地缘政治突发因素对光伏需求的影响，当前光伏下游需求弹性较大，我们预期后续多晶硅价格在下行初期会经历阶段性均衡，此时对价格中枢的判断基于组件价格和产业链下游利润增厚水平。

假设组件含税价1.75元/W、下游利润增厚0.12元/W，预期多晶硅价格中枢为162.3元/kg。根据中国有色金属工业协会硅业分会数据，8月3日国内多晶硅致密料价格（含税）达300元/kg，182mm单晶PERC组件价格（含税）为1.97元/W。为了测算短期多晶硅价格中枢，我们假设1.7-1.8元/W的组件价格（含税）可以满足电站投资方的收益率要求，从而形成阶段性均衡，该情形下产业链下游硅片、电池、组件环节利润增厚0.08-0.16元/W，测算结果显示，中性场景下多晶硅价格中枢为162.3元/kg。

1）长期价格中枢：由于多晶硅项目启停难度大，生产具有一定刚性，因此名义产能扩张带来的供过于求压力较大，如果后续多晶硅产能超过下游光伏装机趋势已现，则多晶硅价格可能回落至边际最高成本，超出需求部分的落后产能面临关停、淘汰。多晶硅价格回落叠加能源成本上升，将导致成本差异凸显。多晶硅产业的发展始终以降本为主线，站在当前时点，预计多晶硅价格即将迎来触顶回落，同时海外能源价格大幅上涨，国内对高耗能企业用电相关政策亦有收缩趋势，从双碳目标的发展逻辑来看，长期用电成本上升或许是大势所趋。届时，预计在价格下行和成本上升两方面因素的叠加影响下，多晶硅行业利润收窄，由于生产过程能耗和自动化、碳排放的差异，多晶硅企业间的盈利分化可能加剧。

投资分析

光伏产业竞争的关键已从单一成本维度拓展至自动化、低碳化，在未来地缘政治因素更加复杂的背景下，将共同决定一家光伏企业的盈利能力和综合实力。针对多晶硅环节，我们建议从以下几方面把握行业发展主线：1）从市场空间来看，预计2025年全球光伏级多晶硅需求有望达到125.4万吨，可支撑420GW光伏装机，2022-25年CAGR约19%，行业维持景气；2）从技术路线来看，改良西门子法2021年市占率达96.2%，而由协鑫科技推动的硅烷流化床法凭借工艺优势，实现显著更低的电耗和生产成本，是值得关注的下一代技术，我们预计2025年底硅烷流化床法颗粒硅产能有望达到73.1万吨，2022-25年CAGR约74%；

1）从价格趋势来看，短期内多晶硅生产成本受到电力供需偏紧的影响，此外预计3Q22国内产能新增投放3.25万吨/月，价格下行压力增加，而2023年起趋势更甚，考虑到下游产能扩张与全球光伏需求支撑，我们预计多晶硅行业可能先经历阶梯式降价，后面临全面供过于求，预计2025年供需比302%；4）从后续竞争来看，硅烷流化床法具有自动化优势（生产过程连续、颗粒硅流动性好）和碳排放优势（生产电耗低、转化效率高、反应温度低、原料易处理），在能源价格和碳排放成本上升的大趋势下，硅烷流化床法有望提前锁定未来综合成本优势。

根据我们的测算，中性情形下预计2025年全球颗粒硅产量占多晶硅总需求的比例仅54.3%，说明颗粒硅技术在壁垒高、扩散慢的前提下，现有量产技术的企业具备至少3年以上的窗口期进行市场验证与品质提升，并且在这一阶段内有望享受存量替代的巨大空间以及低生产成本带来的超额利润。

颗粒硅可帮助下游硅片企业降本提效，积极布局、采购、应用颗粒硅的硅片企业有望占据先机。在拉棒过程中应用颗粒硅可缩短装料与化料时间、增加单炉熔料量，从而提高拉棒效率，是未来硅片企业降低非硅成本、提高自动化水平的重要途径之一。目前，下游客户中TCL科技（TCL中环的大股东）与上机数控已参股协鑫科技的颗粒硅产能，TCL中环、隆基绿能分别与协鑫科技签订较大规模采购长单。我们预计2023年协鑫科技多晶硅总产量中颗粒硅占比约69.5%，预计长单客户销售结构也将以颗粒硅为主。

声明：本文系本网站编辑转载，转载目的在于传递更多信息，并不代表本网站赞同其观点和对其真实性负责。如涉及作品内容、版权和其他问题，请在本网站转载后30日内与本网站联系，我们将在第一时间妥善处理。本网站转载文章版权归原作者所有，内容为作者个人观点，本网站仅供参考，并不构成任何投资及应用建议。本网站拥有对此声明的最终解释权。