多晶硅市场研究报告

多晶硅料是信息产业和太阳能电池产业的基础原材料，由石英砂加工的冶金级硅精炼而来，用于制造基于晶体硅的电池组件。多晶硅片对于单晶硅片存在一定成本优势。硅料环节产业门槛较高，过去国外垄断情况严重，随着我国自主技术研发获得成功，目前已经摆脱进口依赖。数据显示：2005年以来，在政策推动下，我国多晶硅产业历经产能过剩、淘汰兼并，行业集中度不断提高。部分先进企业的生产成本已达全球领先水平，产品质量多数在太阳能级一级品水平。2018年，全国多晶硅产能超过万吨的企业有10家，产能利用率保持在较高水平，产量超过25万吨。2019年多晶硅产量达到34.2万吨。中商产业研究院预测2020年我国多晶硅产量达45万吨。数据来源：中国光伏行业协会、中商产业研究院整理随着国内市场的快速发展，光伏市场的不断扩大，2019年我国多晶硅产量呈爆发性增长，2019年我国多晶硅产量同比增长32%。数据来源：中国光伏行业协会、中商产业研究院整理多晶硅行业未来发展趋势：(1)多晶硅生产也步入规模经济效益阶段在内外部环境的共同推动下，我国光伏产业技术不断进步，迈向高端领域。2018年，多晶硅生产也步入规模经济效益阶段，在产的多晶硅企业规模普遍在万吨以上，多晶硅生产平均综合能耗下降至80 kW·h /kg，部分企业甚至已低于70 kW·h /kg。我国产业化生产的普通结构多晶硅电池平均转换效率达到18.7%，属于全球领先水平。(2)多晶硅生产成本有一定下降空间在生产工艺技术进步、生产的优化布局以及原辅材等各环节降本压力带动下，组件生产成本仍有一定下降空间，多晶硅全成本降至6美元/kg，系统装机成本降至5元/瓦以下，部分地区光伏度电成本降至当地煤电价格以下。 （文章来源：中商产业研究院）

中商情报网讯：多晶硅，是单质硅的一种形态。熔融的单质硅在过冷条件下凝固时，硅原子以金刚石晶格形态排列成许多晶核，如这些晶核长成晶面取向不同的晶粒，则这些晶粒结合起来，就结晶成多晶硅。2019年，国内在产多晶硅企业数量减少至13家，投产产能达到45.2万吨/年，相比2018年底增幅为16.5%。2019年国内多晶硅产量约34.4万吨，同比增长32.8%。虽然国内供应大幅增加，但是在产能没有满负荷释放的前提下，仍需从海外进口，2019年累计进口量14万吨，与2018年基本持平。2019年以来多晶硅价格震荡下跌，主要是由于国内新增产能阶段性释放供应量，而需求增长不及预期，增速与供应增速不一致，价格震荡下跌。分品种来看，全年多晶致密料下跌22.2元/公斤，较年初跌幅30.1%，而单晶致密料仅下跌8元/公斤，较年初跌幅仅为10.1%。多晶硅不同产品的价格跌幅差距较大，单多晶料价格走势出现明显分化，单品硅料价格呈现相对平稳的走势，而多晶硅料则持续下跌。2020年多晶硅市场前景预测（1）市场供需从市场需求来看，未来光伏市场需求将持续增长，当仍会有阶段性供需不平衡。其中，高品质硅料将出现供应短缺的情况。据数据显示，2020年单晶硅片将快速扩张，预期增加50GW以上。2019年，单晶硅片的产量约在90GW，2020年产量预期在125GW，对于单晶硅料的需求将在36万吨以上，按照国内单晶硅产量占比70%的比例来看，其产量仅为27万吨，海外市场仅9万吨（90%的占比）。总体看，单晶硅料生产处于紧平衡状态。资料来源：中国有色金属工业协会硅业分会

检修、事故、疫情等多重因素致硅料供给受限目前国内已经形成新疆、内蒙和四川三大产业基地布局，而硅片的拉晶环节也将逐步转移到内蒙、四川、云南等低电价地区，光伏供应链上游“西进”布局初步形成。硅业分会数据显示，2020年上半年多晶硅产量约20.53万吨，同比增长33.1%。2020年上半年供给市场增量主要来自于永祥股份的 1GW 产能；下半年国内企业计划新增产能为：东方希望3万吨、保利协鑫2万吨，由于韩国OCI 、韩华退出光伏多晶硅市场，国内其他部分企业的产能也在陆续检修、退出，硅料总体增量有限。随着国内龙头企业硅料质量的持续提升和价格不断下滑，2020年二季度开始进口硅料的供应量大幅下降，市场份额跌破20%。相比2019年中国硅料进口硅料市场份额30%（同比下降5个百分点），预计2020年进口硅料市场的下降比例会更大。根据各海外硅料企业生产运行计划来看，硅业分会认为6月份多晶硅进口量将环比基本持平，预计2020年上半年多晶硅进口量将在5.5万吨左右。而预测下半年进口总量可控在4万吨以下，月度进口量在6500吨左右。国内硅料市场供给情况（单位：吨）数据来源：硅业分会202年7月，国内在产的多晶硅集中在11家企业中，由于前期3家万吨级企业延续检修或设备维护减负荷生产，硅料产能缺口逐渐扩大。而西北地区硅料企业连续出现生产事故，在7月中旬新疆疫情防控影响下，物流运输受阻，导致硅料供应更为紧张。全球硅料市场主要企业供给情况注：德国Wacker,马来西亚OCI 2020年产能变动幅度较大，2021年产能为硅业分会预估数字。数据来源：硅业分会终端市场反弹硅料需求转旺 高品质用料占比拉升2020年因受疫情影响较为严重，上半年光伏市场需求骤减，随着国内政策推动终端需求抬升，海外的市场不确定性也在逐步改善，下半年整体硅料需求将迎来新高。目前硅片环节发展路径指向大尺寸、薄片化、N型，高品质硅料需求得到拉升。长期来看，技术进步将推动单晶市场份额持续增加。硅业分会数据显示，2020年上半年多晶硅产量中单晶用料16.2万吨，占国内总产量的78.9%，多晶用料占比缩减至21.1%。分月度来看，单晶占比从1月份的73.1%逐月提升到6月份的85.2%，一线企业单晶用料占比从80%提升至90%以上，二线企业单晶占比从70%左右提升至80%以上，各企业均能满足N型用料需求。2020年单多晶硅料生产情况数据来源：硅业分会2019-2021年硅料市场需求趋势数据来源：硅业分会根据硅业分会统计，2020年上半年国内硅片产量总计约71.2GW，其中单晶硅片产量61.8GW,多晶硅片产量9.4GW，单晶占比86.8%，对应2020年上半年国内硅料市场的需求量为23.8万吨，其中单晶硅料需求量为20.4万吨。2020年三季度隆基、中环、晶科等企业硅片扩产项目推进，预计下半年单晶硅片新投放产能将增大需求弹性，硅料将因抢装市场迎来阶段性需求高峰。短期硅料价格上涨提速 中期仍依赖供应链调节2020年上半年硅料市场价格屡创历史新低，经历二季度海外需求低谷与硅料企业去库存化，集邦新能源网EnergyTrend数据显示，6月下旬以来硅料市场价格涨幅已接近10%，单晶用料价格重回至60元/kg，达到主要硅料供应商综合成本水平。受近期硅料市场供应瓶颈影响，目前下游硅片、电池片市场均已抬高短期内产品订单报价。在四季度产业链供给紧张的前景下，国内外光伏项目招标和采购周期有望提前，同时硅料供给侧紧缺阶段性，将助推硅料价格在3季度呈上涨趋势，预期将拉动下游各环节价格短期上行后趋于稳定。2020年硅料价格趋势（单位：元）来源：集邦新能源网EnergyTrend到2020年4季度，随着供应链各环节产能陆续释放，硅片、电池、组件的供给产能处于均过剩状态，其开工率或有所下调，长期来看市场价格仍呈现下行趋势。而同期多晶硅供应逐渐提升，难以满足下游产能过剩的市况，硅料持续面临供应紧张局面，整体市场依赖供应链各环节资源调控。而2021年终端市场大尺寸、高效化需求预期，将有助于拉动高品质硅料需求持续增长，高纯单晶用料市场有望维持紧平衡状态。

中商情报网讯：光伏产业链上游环节主要包括硅料、硅片的生产。多晶硅料是信息产业和太阳能电池产业的基础原材料，由石英砂加工的冶金级硅精炼而来，用于制造基于晶体硅的电池组件。多晶硅材料可以先被铸成硅锭，然后切割成片，加工成多晶硅硅片。2005年以来，在政策推动下，我国多晶硅产业历经产能过剩、淘汰兼并，行业集中度不断提高。部分先进企业的生产成本已达全球领先水平，产品质量多数在太阳能级一级品水平。2018年，全国多晶硅产能超过万吨的企业有10家，产能利用率保持在较高水平，产量超过25万吨。随着光伏市场不断扩大，2019年我国多晶硅产量呈爆发性增长，产量达到34.2万吨，同比增长32%。未来，在平价上网等因素推动下，光伏应用加快，预计2020年我国多晶硅产量达45万吨，到2021年我国将超55万吨。数据来源：中商产业研究院《双循环专题——2021年中国光伏产业市场前景及投资研究报告》光伏产业是基于半导体技术和新能源需求而兴起的朝阳产业，是未来全球先进产业竞争的制高点。目前，我国正在积极推动智能光伏的发展、应用。由于光伏发电技术革新不断涌现、光伏产品成本持续降低，平价上网在全球绝大多数国家和地区指日可待，光伏发电成为各国重要的能源结构改革方向。据悉，2021年国内光伏将正式进入平价上网阶段，产业规模将持续扩大。此外，目前国家能源局已经提出了“2021年我国风电、太阳能发电合计新增1.2亿千瓦”的目标。未来，在多重利好影响下，我国光伏产业将稳步发展，产业链布局进一步完善，投资机会频现。文中图表详情数据及更多资料请参考中商产业研究院发布的《双循环专题——2021年中国光伏产业市场前景及投资研究报告》报告详情请点击：https://wk.askci.com/details/1e23eb42ead24d01bdb419725a576f9f/

（报告出品方/作者：华安证券，陈晓）1 报告综述：行业增长确定，硅料未来 30 年 CAGR 10%作为光伏行业最上游，中短期来看，世界主流国家都表现出对新能源 的积极态度，今年作为“十四五”开局之年，行业需求将迎来爆发； 长期来看光伏成本将越来越低，电站收益率将越来越高，需求将提升。 当前光伏占比较低的情况下，未来成长空间巨大。预计到 2050 年光 伏行业年均增速在 10%左右，硅料需求随之增长。供需关系受扩产周期影响，长期来看价格下降将助力行业发展硅料供给和光伏需求存在一定的错配。错配主要来自：1）硅料产能扩产周期较长，在某些扩产阶段可能出现供给紧缺；2）硅料生产需要保持高开工率，季度产出较为稳定。而光伏需求的季节波动性较大， 存在一定错配。长期来看，扩产周期导致的供给短缺无法避免；季度 需求的错配，下游可以通过改变采购节奏来平滑价格波动。今年硅料 供给偏紧主要因为新增产能落地主要集中在下半年，预计今年硅料价 格将维持 85-90 元/kg 的高位。预计明年供给将恢复正常，价格较今 年将出现回落。能源成本是降本关键，未来仍有下降空间原材料和能源是主要成本，合计占比约 70%。由于原材料成本较为 刚性，降低成本的主要方式为降低能源成本。目前来看，改良西门子 法已经成熟，流化床法近几年进步较大，未来将成为有效补充。低电价和规模效应形成良性循环，融资能力成为关键当前龙头公司基本完成低电价地区布局，当前产能成为核心资产。随 着公司继续扩产，随着企业的不断扩产，对用电需求将有大幅提升， 从而促使硅料企业谈下更低的供电价格，形成良性循环。2 行业增长确定，硅料未来 30 年 CAGR 10%2.1 2050 年光伏新增装机需求将达到 2000GW 以上从 2003 年起，全球可再生能源发电占比一直稳定提升，目前可再生能源发电占 比约为 26%。其中光伏发电占比约为 2.3%。总的来说，经过多年发展，包括光伏在内的可再生能源发电占比每年持续提升，但目前占比仍然较低，未来提升空间巨大。随着能源消费逐年增长，可再生能源可化解化石能源短缺的局面，同时新能源 发电对于各国节能减排具有实际效果，在新能源发电成本逐渐降低的趋势下，在碳 中和的大目标下，新能源替代化石能源将是必然趋势。基于中国、美国、欧盟等主要 地区的碳排放目标以及对于新能源的远期规划，假设 2050 年光伏发电量占比达到 55%-70%、2020-2050 年每年发电量增速在 1.8%-2.4%，同时假设光伏电站的平均 发电小时数不变，未来光伏发电量与总发电量增速、光伏发电占比呈正相关的关系， 可以测算出光伏发电量年均增速为 12.1%-13.9%。如果考虑到光伏电站的平均发电 小时数将逐渐提高，光伏每年的新增装机量将略低于发电量增速，整体而言，预计 2020-2050 年光伏年新增装机增速在 10%左右。根据计算，预计 2050 年新增装机将达到 2000-3500GW 左右，平均年新增 2700GW 左右，较 2019 年增长 22 倍左右。2.2 作为光伏最上游，多晶硅定价权向国内转移光伏产业链分为上中下游。上游原材料为硅料，也被称作多晶硅、多晶硅料等。 中游包括硅片、电池和组件，下游主要应用于各类场景的光伏电站。光伏产业链还包 括其他辅材，如银浆、胶膜、背板、玻璃、逆变器和支架等。多晶硅是光伏产业的最 上游。太阳能级多晶硅一般是指纯度在 6N-9N 之间的多晶硅。按照纯度排序，硅料又 细分为致密料、菜花料和珊瑚料等。2019 年全球多晶硅产量约为 50.8 万吨，其中国内产量 34.2 万吨，占比达到 67%。2020 年由于海外疫情持续恶化，硅料价格在上半年持续走低，海外硅料厂商 陆续停产，导致国内产量占比提升，预计 2020 年硅料国内占比将达到 85%以上。 2021 年由于硅料供给偏紧，硅料价格将维持较高水平，海外产能恢复生产，这一比 例预计将保持 80%左右。长期来看，硅料的定价权正在向国内转移。2.3 技术精进带动单位耗硅下降，行业需求拉动硅料需求硅料的消耗主要来自下游硅片需求，包括硅片的单片耗硅，以及硅棒切片时的 损耗。从过去几年来看，每瓦综合耗硅量正在逐渐下降。2019 年单位耗硅量约为 4.3g/W，较 2009 年下降 69%。降低耗硅量的主要途径有：1）降低硅片的厚度；2）减少切片损耗。从历史来 看，硅片厚度正在逐渐下降。长远来看，如果 N型技术突破，未来硅片的厚度有望 进一步下降。假如 HJT 技术得到推广，未来硅片的厚度有望做到 120 微米或以下， 较目前厚度仍有 30%以上的减薄空间。预计未来平均耗硅量将逐渐下降，而光伏行业需求将逐渐上升，综合来看硅料 需求将逐渐增长。预计 2050 年，全球多晶硅需求将达到 434 万吨，较目前增长约 9 倍左右，年均增速将近 10%。3 供需关系受扩产周期影响，长期来看价格下降将助力光伏降本3.1 新增产能集中在下半年落地，供需错配导致今年供给偏紧2021 年是国内“十四五”的开元之年，预计装机将保持快速增长，预计国内需 求将达到 50-55GW。海外疫情的负面影响逐渐减弱，装机需求将得到恢复，预计增 速在 110-120GW。全球需求将达到 160-170GW 之间，对应多晶硅需求将达到 50 万吨。从供给来看，今年硅料供给整体偏紧。2020 年，一线/二线/海外企业产能分别 达到 33/10/11 万吨，预计今年年底产能将达到 48/13/11 万吨。考虑到新增产能在当 年贡献产量较少、海外产能可能停产或减产等因素，预计今年实际产量在 50 万吨或 以下。综合来看，今年供给偏紧，在装机旺季，这一局面将更加突出。3.2 从历史来看，硅料价格处于下行阶段多晶硅属于光伏行业的最上游。硅料行业扩产时间较长、投资额最大，所以在 光伏发展初期，需求爆发后导致硅料供给一直跟不上，硅料价格在初期居高不下。多晶硅的供给最初主要来自电子级硅料，太阳能级硅料供给从 2010 年之后才 开始上量。尤其国内多晶硅供给在更晚时间才放量，2016 年国内多晶硅供给达到全 球接近 50%水平，此前硅料供给主要来自海外。海外制造成本较高，也是硅料价格 在前期居高不下的原因之一。3.3 扩产周期影响短期供给，明年价格将同比下降长期来看，扩产周期导致的供给短缺无法避免；至于季度需求的错配，下游可 以通过改变采购节奏来平滑价格波动。今年硅料供给偏紧主要因为新增产能落地主 要集中在下半年，对当年增益有限，预计今年硅料价格将维持 85-90 元/kg 的高位。今年年底产能扩张完毕后，明年硅料的产出预计在 70 万吨以上，可以支撑 230- 250GW 的需求，预计明年供给将恢复正常，价格较今年将出现回落。4 能源成本是降本关键，未来仍有下降空间4.1 原材料和能源是主要成本，合计占比约 70%硅元素在地球中储量排第二，占地壳总质量的 26.4%。根据我们测算，硅料生产的主要成本有：1）多晶硅的原材料是金属硅，其中金属硅的成本占比约为 35%；2）多晶硅的生产本质是提纯的过程，所以需要消耗大量的能源，其中电力成本占比达到了 34%，蒸汽成本约 2%；3）硅料的设备投资额在所有环节中排第一，万吨投资额能做到 7.5 亿元（不含税）。设备折旧占成本的 13%左右；4）其他成本包括人工等其他费用。总体来说，目前国内新投产的多晶硅生产成本约为 40 元/kg 或更低。4.2 降低能源成本是多晶硅生产的主要降本方式基于原材料成本相对刚性，硅粉价格稳定，目前来看，硅料成本的下降主要来能源成本的下降。通威作为行业内生产成本最低的企业之一，预计当前的生产成本 能做到低于 4 万元/吨，较 2016 年累计下降 33%。从通威成本下降和销量变化我们 可以看出，多晶硅的生产成本和规模大小相关。产销量越大规模效应越明显，能源 成本被摊薄的越多，从而导致单位成本越低。同样，大全的多晶硅生产成本也呈现出逐年下降的趋势，截至 2020 年三季度， 公司多晶硅的生产成本为 4.03 万元/吨。公司在 2019 年产量量迅速提升，在 2019 年二季度之后成本迅速下降。未来成本下降的主要方式仍然来自于能源成本的降低。能源成本的降低主要来 自单位耗电量下降，以及电价降低。从单位耗电量来看，2020 年行业平均综合电耗 为 66.5KWh/kg-Si，当前一线企业的电耗已经低于 65 KWh/kg-Si。中国光伏行业协 会预计，2025/2030 年这一指标将降低至 62/60 KWh/kg-Si 左右，较当前将下降 6.8%/9.8%。从电价水平来看，大多数企业都选择电价较低区域建厂。例如通威初期在四川 建厂，后续选择内蒙古进行扩产；大全在 2015 年将生产基地从重庆转移至新疆。部分企业通过其他方式来降低电价，例如通威在云南地区利用水电、东方希望自备电 厂。在海外，瓦克和 OCI 的新建产能也选择了低电价地区。其他降本的方式还包括：1）提高氢化水平、提高副产品回收率，降低硅耗；2） 降低设备成本等；3）通过提高人均产出，降低单位人工成本等。这些降本方式仍然 是未来努力的方向，但目前行业工艺已经做到相对较高的水平，未来提升空间有限。4.3 西门子法基本成型，流化床法将成为有效补充改良西门子法加冷氢化工艺是目前行业通用的技术路线。西门子法的核心在于 化学沉积工艺（CVD），在 CVD 炉中，将硅芯加热到一定温度，然后将预热后的高 纯原料其他按一定配比注入 CVD 炉，反应原料在硅芯上发生反应，高纯度多晶硅沉 积在硅芯上，副产物排出。过去几十年，业内企业主要对尾气回收再利用进行优化， 西门子法也逐渐演变成第三代改良西门子法。除改良西门子法外，部分企业也在积极研发其他的生产方法与技术，如流化床 法等。目前来看，流化床制颗粒硅的比例非常低。根据 CPIA 数据，2020 年颗粒硅 的产量占比约 2.8%。流化床法与西门子法相比，各有优劣。优势在于，电耗低、生产效率高，并且 可以满足硅片生产过程中的复投要求；劣势在于，纯度较西门子法偏低、有氢跳问题、容易堵塞等等。颗粒硅仍处于试用阶段，目前来看，颗粒硅的品质和珊瑚料相 当，替代占比可以达到 10%。短期随着流化床法的工艺提高，可以替代 20%，中期 有望达到 30%的替代量。目前来看，具备流化床法的企业有江苏中能和海外 REC 等。流化床法和西门子法基本同时开始发展，但由于西门子法具备纯度的优势，占比达到提高。今年由于多晶硅料供应紧缺，流化床制颗粒硅成为有效补充。目前来看，颗粒硅产品的纯度不够，品质相当于珊瑚料，未来品质提升仍然是流化床制颗粒硅的进步方向之一。5 低电价和规模效应形成良性循环，融资能力成为关键5.1 低电价地区稀缺，现有产能将成为核心资产，扩建产能与低电价良性循环电力成本是硅料生产的主要成本，一般在扩产前，企业会先确定厂房的电价。新 疆、内蒙地区具有先天的电价优势，云南地区拥有水电资源，目前来看，具备扩产条 件的地区较少。由于低电价区域越来越少，符合扩产的区域也越来越少，厂房的选址拉高了硅料环节的进入门槛，使得现有的硅料厂显得更加珍贵。龙头公司基本已经完成了低电价区域的布局，并且在现有基础上不断扩产。随 着企业的不断扩产，对用电需求将有大幅提升，从而促使硅料企业谈下更低的供电 价格，形成良性循环。总而言之，对于完成低电价布局&规模较大的企业来说，能源 成本的优势将越来越明显。5.2 硅料作为资金密集型行业，融资能力成为重要一环硅料的单位投资在光伏环节中最高，目前行业平均扩产需要 8-10 亿元/万吨， 最低做到 7.5 亿元/万吨，对资金的需求较大。并且硅料投产的时间较长，从扩产到 产能完全满产需要 2 年左右的时间。资金的大量需求导致企业的融资能力成为关键。目前来看，多数硅料企业已经上市。由于各家企业登陆的交易所不同，融资能力也不相同。2020 年，已有多家企业启动上市或回A 计划。随着这些企业的上市募资， 产能将进一步扩张，竞争优势将进一步拉大。而未上市的企业，募资能力较差，未来 扩产可能被限制。详见报告原文。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。

如需报告请登录【未来智库】。1、 多晶硅产业曲折前行，边际产能成本决定价格1.1 多晶硅是光伏重要上游，产业发展曲折前行 多晶硅是光伏行业的重要上游环节。光伏产业链大致可分为上游多晶硅、硅片，中游电池片、组件，以及下游光伏发电系统三大环节。其中，多晶硅作为光伏产品制造的基础原材料，具有产能投资金额大、技术工艺复杂、投产周期长等特点，且具备较高的进入壁垒，行业附加值较高。多晶硅按照产品纯度的不同，可分为工业硅、冶金级多晶硅、太阳能级别多晶硅、及电子级别多晶硅。用于光伏生产的是太阳能级多晶硅，一般纯度在 6N~9N 之间，国标根据具体的参数差异将太阳能级多晶硅分为太阳能一级、太阳能二级、太阳能三级。电子级别的多晶硅对于产品纯度要求更高，一般要求 9N 以上，应用于电力电子上的硅材料纯度要求更高，通常要求纯度达到 11N 以上。太阳能级多晶硅处于晶硅光伏产业的上游环节，多晶硅料经过融化铸锭或者拉晶切片后，可分别做成多晶硅片和单晶硅片，进而用于制造晶硅电池。我国多晶硅产业发展至今，现已占据全球领先地位，大致经历了 5 个阶段： 第一阶段（1957-1997 年）：萌芽摸索期。我国早期的多晶硅工艺研究源于 20 世纪50 年代，1955 年北京有色金属研究总院在缺少技术和资料的情况下，自行摸索锌还原四氯化硅工艺（杜邦法）和氢还原四氯化硅工艺（贝尔法）。此后，739厂、740 厂和 741 厂发展成为我国三大硅材料生产基地。彼时，多晶硅厂生产规模较小、工艺技术落后、消耗大、成本高，全国的多晶硅总产能始终在年产数十吨的规模徘徊。第二阶段（1997-2005 年）：产业化起步期。自 1996 年开始，在国家经贸委的支持下，峨眉半导体厂开始 100 吨/年多晶硅产业化关键技术研究。2002 年四川新光开工建设国内首条千吨级多晶硅生产示范线，2005 年洛阳中硅投产 300 吨多晶硅产业化项目，标志着我国打破国外的技术封锁，形成多晶硅规模化生产技术体系。第三阶段（2005-2009 年）：蓬勃发展期。2005 年之后，受太阳能级多晶硅市场需求影响和在多晶硅生产线示范项目的带动下，国内资本开始大举进入多晶硅领域，多晶硅产业规模迅速扩大，年产量从两三百吨发展至两万吨，使得我国光伏产业原材料的自给率由几乎为零提高至 50%左右，摆脱了光伏产业原材料依赖进口的局面，为产业健康发展奠定了基础。同时，国内多晶硅生产技术实现快速突破，采用改良西门子法的企业基本掌握千吨级规模化生产关键技术，关键设备的国产化进程加速，生产工艺不断优化，大规模化生产的稳定性逐步提高。第四阶段（2009-2013 年）：市场调整期。在多晶硅利润率大增的情况下，各路资本涌入多晶硅投资领域，使多晶硅产能虚增。2009 年“国发 38 号文”，将多晶硅行业定为产能过剩行业，加上国外倾销压制和信贷紧缩使我国多晶硅产业陷入泥潭。至 2013 年上半年，全国在产的多晶硅企业仅为 7 家，多数产能在 1000 到 3000 吨之间的多晶硅工厂倒闭。第五阶段（2013 年至今）：领先全球期。2013 年，国务院出台《关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，并发文将多晶硅从产能过剩行业中摘除，国内光伏市场开始规模化扩大，再加上我国相继对美、韩、德等出台多晶硅反倾销、反补贴等政策，我国多晶硅产业迎来黄金发展期。国内多晶硅市场需求开始扩大，产品价格也逐步提升，国内多家多晶硅企业开始复产。同时，多晶硅生产布局更加优化，逐步往能源价格洼地如西北等地区转移，生产设备也更为先进。2019 年，全国多晶硅产量达 34.2 万吨，市场占比达 66.9%，产能总规模达 45.2 万吨，占比达 69.2%，连续 7 年产量位居全球首位。1.2 改良西门子法占据主流，流化床法尚未大规模应用 多晶硅制备工艺主要分为三氯氢硅西门子法和硅烷流化床法，产品形态分别为棒状硅和颗粒硅。当前主要的多晶硅生产技术主要有三氯氢硅西门子法和硅烷流化床法，其中三氯氢硅西门子法生产工艺相对成熟，2019 年采用此方法生产出的棒状硅约占全国总产量的 97.5%，预计未来仍将是主流生产工艺。但 N 型电池的发展将扩大颗粒硅的市场需求， 一旦颗粒硅解决生产稳定性、一致性、规模化以及产品质量的问题，不排除颗粒硅市场份额会出现快速增长。改良西门子法为当前多晶硅制造主要工艺。自 1957 年西门子发应用于多晶硅的生产以来，经过了 60 多年的持续改良，是目前生产多晶硅最为成熟的工艺。改良西门子法在安全性上远超硅烷法，短期内其生产成本也低于硅烷法。此外，改良西门子法能够生产 9N-12N 的高纯度多晶硅，兼容太阳能级和电子级产品生产。综合来看，在其他技术没有重大突破的前提下，改良西门子法有望在较长时间内保持其竞争优势。改良西门子法实现了生产过程的闭路循环。改良西门子法的工艺流程为：氯气和氢气合成氯化氢（或外购氯化氢）；工业硅粉与氯化氢在合成流化床中合成 TCS气体；将 TCS 与高纯氢气送入还原炉中，经化学气相沉积反应生产高纯多晶硅。改良西门子法的闭路循环体现在：将还原炉还原过程中产生的污染副产品四氯化硅送到氢化反应环节将其转化为 TCS，进而实现循环利用。改良西门子法中，多晶硅还原炉是最重要的核心设备，改良西门子法可通过采用大型还原炉，降低单位产品的能耗。流化床法尚未大规模应用。流化床法工艺的核心是硅烷气体在流化床反应器中直接分解为颗粒状的多晶硅产品。流化床法目前市场份额远小于西门子法，国外仅有 REC 和 MEMC（保利协鑫收购）有成熟应用，但面临参数不达标和成本过高问题。国内进行投入研发的企业如陕西天宏进展较为缓慢，保利协鑫已取得技术突破，实现商业化生产，目前处于客户试用阶段，行业整体仍未实现大规模应用。1.3 成本分拆：电力成本比重最高，其他成本仍有下降空间 改良西门子法生产多晶硅成本中，电力、原材料、折旧占大头。在当前主流多晶硅生产法-改良西门子法的生产成本中，电力成本、原料成本和折旧成本是主要部分，三者合计占到总成本的 80%左右，其中电力成本占比最大，占比 35%；硅粉成本占比 30%；折旧成本占比达 15%。因而，电力、原材料、折旧成为降低多晶硅生产成本的主要领域。目前国内先进产能综合现金成本在 3 万元/吨，生产成本在 4 万元/吨，综合成本在 5 万元/吨。国内厂商凭借低成本电力资源，以及对工艺的持续改进与精细化管理，产品竞争力不断增强，与海外企业相比具有较为明显的成本优势。目前，国内先进多晶硅产能综合现金成本在 3 万元/吨左右，生产成本在 4 万元/吨左右，综合成本在 5 万元/吨左右。布局低电价洼地降低电力成本。电力成本在多晶硅成本中占比达 35%，是降低生产成本的关键。降低电力成本包括降低电价和综合电耗两方面。降低电价成本的效果十分直接显著，近年来，国内多晶硅主要生产企业纷纷将产能向新疆、内蒙古、四川等低电价地区转移，预计未来三大地区的产能集中度达到 88.7%，未来多晶硅产能仍有向具有电价优势地区转移的趋势。综合电耗逐渐降低，未来仍有下降空间。综合电耗是指工厂生产单位多晶硅产品所耗用的全部电力，包括合成、电解制氢、精馏、还原、尾气回收和氢化等环节的电力消耗。2019 年，全国多晶硅平均综合电耗已降至 70kWh/kgSi。未来随着生产装备技术提升、系统优化能力提高、生产规模增大等，预计至 2025 年还有 5%以上的下降空间。硅单耗稳步下降。硅单耗指生产单位高纯硅产品所耗费的硅量，主要包括合成、氢化工序，外购硅粉、三氯氢硅、四氯化硅等含硅物料全部折成纯硅计算，外售氯硅烷等按含硅比折成纯硅计算，从总量中扣除。2019 年，行业硅耗在 1.11kg/kg-Si水平，基本与 2018 年持平。随着氢化水平的提升，副产物回收利用率的增强，预计到 2025 年将降低到 1.06kg/kg-Si。技术工艺提升以及规模效应促进设备投资成本下降。随着生产装备技术的进步、单体规模的提高和工艺水平的提升，三氯氢硅西门子法多晶硅生产线设备国产化覆盖率不断提升，设备投资成本逐年下降。同时多晶硅企业对各个环节进行系统整合，充分发挥单体装置的能力，现已基本掌握单线万吨级多晶硅生产技术。2019年投产的万吨级多晶硅生产线设备投资成本已降至 1.1 亿元/ 千吨的水平。预计到 2020 年，千吨投资可下降至 1.04 亿元。人均产出量快速提升，单位人工成本降低。随着多晶硅工艺技术瓶颈不断突破，工厂自动化水平的不断提升，多晶硅工厂的人均产出也快速提升。2019 年多晶硅生产线人均产出量为 35 吨/年，同比增长 25%。随着国内智能制造水平的提升，以及多晶硅单线生产规模的增大，未来多晶硅工厂的人均产出量将保持稳定提升，到 2025 年提高到 50 吨/年。1.4 定价逻辑：供需切换价格坍塌，边际成本决定定价 回顾历年光伏多晶硅价格走势，大致经历了暴力拉升-价格坍塌-震荡下跌三个阶段，其中 2008-2009 是光伏多晶硅供需切换引发价格坍塌的历史拐点。 阶段 1：需求刺激价格暴涨。自 2005 年以来，受西班牙、德国等欧美国家太阳能电池优惠政策刺激，海外太阳能电池需求呈爆炸式增长，从而导致全球性多晶硅原料缺乏，多晶硅价格出现暴涨，每公斤价格超过 400 美元，2008 年最高时甚至达到 500 美元/公斤。据统计，2005 年，中国多晶硅总产量仅 60 吨，2006 年也只有 287 吨。太阳能光伏企业出现使得市场需求缺口达数万吨。多晶硅作为紧缺产品受到太阳能光伏企业抢购，价格飙升更吸引了企业狂热投资多晶硅产业。阶段 2.1：暴利推动产能扩张。2008 年，“拥硅为王”时代出现，一箱 30 公斤多晶硅售价高达 10 万元，利润 10 倍以上，很多企业靠投资多晶硅大幅盈利。2007年 11 月入主新光硅业的川投能源，2008 年新光硅业为其贡献了 3.14 亿元利润，占川投能源全部净利润 82.38％，远超过川投能源自身主营业务。巨大财富效应让中国企业纷纷投身于光伏产业，2006 年，由亚洲硅业青海新能源集团共同出资，西宁东川工业园开工建设年产1000 吨多晶硅生产线；随后，南玻集团 5000 吨多晶硅项目、江苏大全 6000 吨项目、通威集团 1 万吨项目、爱信硅科技 1 万吨项目、亚洲硅业 6000 吨项目、大陆产业投资集团 1 万 8000 吨项目等纷纷上马。中国电子材料行业协会报告显示：截至 2009 年 6 月，中国有近 50 家公司正建设、扩建筹建多晶硅生产线，已有 19 家企业多晶硅项目投产，产能规模达到 3 万吨/年，另有 10 多家企业新建、扩建多晶硅项目，10 多家计划筹建，全国总规划产能预计到 2010 年将超过 10 万吨，总投资超过 1000 亿元。作为对比，2008 年中国多晶硅总需求量 1.7 万吨，如果到 2010 年能够兑现 10 万吨以上计划产能，将超过全球需求量 2 倍以上。阶段 2.2：供需反转价格崩塌。2008 年金融危机爆发后，欧洲国家纷纷取消太阳能补贴，国外多晶硅订单锐减，需求明显减少导致多晶硅价格大幅下滑。另一方面，由于很多企业投资多晶硅只看中短期暴利而盲目投资，多晶硅提纯核心技术掌握于美国、日本、德国等少数国家厂商之手，中国很多多晶硅企业只赚取了加工费，且生产成本非常高。国内企业生产 1 公斤多晶硅平均成本约为 80 美元，而国外厂商成本只有 25 美元。多晶硅需求锐减以及产能急剧扩张，导致很多企业面临亏损境地。受供需反转影响，多晶硅价格从 2008 年最高 500 美元/公斤，降至 2019 年中的每公斤六七十美元，国内多晶硅企业受到极大冲击。阶段 3：晶硅电池路线确立，技术日趋成熟，边际成本决定价格。随着全球经济回暖，多晶硅市场需求有所回升，价格开始回暖。但由于多晶硅产能的持续释放以及全球光伏增长需求放缓，多晶硅价格继续下跌至 2011 年底的 30 美元/千克。多晶硅价格的暴跌致使晶硅电池的路线得以确立。此后阶段，国内多晶硅生产工艺日趋成熟，国内外龙头企业生产技术水平差距不大，产品同质性较高，企业盈利能力主要取决于成本，多晶硅的价格主要由边际供给的现金成本决定。新产能成本大幅下降，高品质硅料稀缺，龙头企业优势明显。 回溯最近一轮多晶硅价格周期，2017 年光伏市场火热，推动多晶硅现货价格从2017 年 4 月 12.79 美元/kg 提升至 2018 年 1 月 17.83 美元/kg，随后多家硅料龙头企业相继宣布扩产计划。但由于 531 政策影响，2018 年光伏装机不及年初预期，且后续新增低成本产能阶段性释放，导致行业长期处于供过于求的阶段，多晶硅价格自此开始进入震荡下跌区间。当前阶段，随着疫情影响逐步消退，下半年需求逐步释放，且全球单晶占比逐步上升，高品质硅料需求提升，多晶硅有望迎来供需反转，市场价格迎向上拐点。近期，多晶硅市场价格呈明显上涨走势，包括复投料、单晶致密料、菜花料、多晶免洗料价格都有不同程度上涨，主要受下游硅片订单需求增加，硅料供应偏紧所致。我们预计，本轮多晶硅价格涨价，主要受供需反转所致，价格上涨具备一定延续性。且下游硅片产能扩产较快及光伏终端需求边际向好，供给端硅料产能短期扩张弹性有限，多晶硅价格目前尚处于底部空间，向上弹性可观。具有成本优势的龙头企业，有望迎来量利齐升的高增长。随着新产能持续爬坡优化，龙头厂商生产成本优势将进一步得到提升。一方面受益于新疆，内蒙古，四川等地区新产能所在地的低电价，使得多晶硅主要生产成本电力成本大幅下降；另一方面，龙头企业设备制造和生产工艺持续优化，成本管控能力不断提升。随着多晶硅价格持续回升，具有成本优势的龙头企业有望持续受益。2、 光伏行业：平价市场向好，疫情影响式微2.1 市场端：光伏平价景气回升，全球市场增量巨大 光伏产业兴起于欧洲，后发动力在中国，平价市场在全球。光伏行业发展至今，主要经历了 4 个阶段：发展初期2004-2010年：新增装机量年复合增速达81.0%，主要发展地在欧洲各国。光伏发电大规模产业化兴起于 2004 年欧洲，以德国为首的欧洲各国推出政府补贴政策，推动光伏产业大规模商业化发展。整理期 2011-2013 年：新增装机量年复合增速达 12.8%。欧债危机导致欧洲各国政府开始大幅降低光伏补贴，光伏投资收益率下行导致下游需求减少，早期行业上游快速扩张进一步加剧供需失衡。与此同时，美国、欧洲在 2011、2012 年相继对中国光伏产业发起“双反”调查，致使光伏行业整体打击惨重，2012 年全球光伏新增装机量首次下滑。成长期 2014-2018 年：新增装机量年复合增速达 22.1%，主要发展地在中国。2012年，中国为应对美、欧“双反”调查、加大光伏应用补贴力度，发布《太阳能发电发展十二五规划》，并于 2013 年 7 月正式发布《国务院关于促进光伏产业健康发展的若干意见》，明确电价补贴标准和补贴年限。至此，中国接替主导光伏产业发展的接力棒，开启光伏产业的第二轮快速成长期。平价期 2019-2025 年：主要发展地在全球。伴随光伏工艺技术的不断进步和成本改善，光伏发电在很多国家已成为清洁、低碳、同时具备价格优势的能源形式，光伏开始进入全面平价期，全球光伏市场有望将开启新一轮稳健增长。2.1.1 全球平价来袭，海外市场火爆 全球平价临近，海外市场持续爆发。近年来，光伏技术进步使得装机成本不断下行，2018 年全球光伏平均装机成本已到 1210.2 USD/kW。装机成本下行带来光伏发电性价比提升，全球平价市场正在逐步扩大。总结近期各地区光伏最低中标价格，光伏发电已经成为越来越多国家成本最低的能源发电方式。与此同时，全球 GW级光伏新增装机市场 2017-2019 年持续增长，分别达 9/11/16 个，2019 年新增国家为位于欧洲的法国、乌克兰、西班牙和位于中东的阿联酋、埃及。全球装机高增长，中、欧、美、印为主力。从各国年光伏新增装机量看，中国、欧盟、美国以及印度贡献主要力量。根据 IEA 及 PV InfoLink 数据，2019 年全球光伏新增装机约为 115GW，其中中国 2019 年光伏新增装机 30.1GW 继续位列全球第一，欧洲、美国以及印度分别以 14%、12%、8%的装机贡献占比位列其后，前四合计装机占比达 60%。根据全球光伏市场强劲的发展势头，预计 2020 年中、欧、美、印将继续贡献主要力量。疫情短期构成扰动，中长期看海外市场预期乐观：传统市场增长强劲，新兴市场贡献增量明显。疫情对于全球光伏行业短期扰动，但行业中长期增长趋势不变。预期荷兰、德国等欧洲市场以及美国增长动力强劲，南美、中东、北非等新兴市场贡献增量明显，整体海外市场将继续保持高速增长。综合来看，中长期海外市场整体预期仍乐观，疫情稳定后，每年新增装机量有望超过 100GW。2.1.2 国内竞价平稳落地，需求叠加大年将至 2019 年光伏新增装机量下滑，发电占比逐年提升。2019 年虽然我国光伏新增装机再次同比下降，但是新增和累计光伏装机容量仍继续保持全球第一。2019 年，我国新增光伏并网装机容量达到 30.1GW，同比下降 32.0%，其中分布式 12.2GW，集中式 17.9GW。截至 2019 年底，累计光伏并网装机量达到 204.3GW，同比增长17.1%;全年光伏发电量 2242.6 亿千瓦时，同比增长 26.3%，占我国全年总发电量的3.1%，同比提高 0.5pct。竞价机制元年，竞价项目延期并网，户用市场超预期。2019 年我国光伏政策优先支持无补贴平价项目，并对需要国家补贴的项目采取竞争配置方式确定市场规模的管理方式。2019 年补贴竞价项目总额度为 22.5 亿元，竞价最终确定 22.7GW 的装机规模。但因政策出台时间较晚，项目建设时间不足半年，很多项目年底前无法并网，再加上补贴拖欠导致民营企业投资积极性下降等原因，截止 2019 年底竞价项目实际并网量只有目标规模的三分之一。装机结构上，集中式光伏电站新增装机 17.91GW，同比降低 23.1%，其中 12 月地面电站超预期增长，单月并网规模达 9.5GW，占全年 53.0%；分布式光伏新增装机 12.19GW，同比降低 41.8%，其中户用光伏市场发展超出预期，仅用 4 个月完成全年目标，10 月户用装机达到 100 万千瓦，为单月历史最高水平。初始投资成本下降，光伏性价比突显。2019 年我国地面光伏系统的初始全投资成本为 4.55 元/W，较 2018 年下降 0.37 元/W，同比下降 7.5%。其中，组件成本约占投资成本的 38.5%，非技术成本约占 17.6%（不包含融资成本）。未来随着技术进步，组件将成为降低单瓦投资成本的重要一环，其占总投资成本比继续下降，其他成本虽有下降趋势但降幅不大。预计到 2020 年全投资成本可下降至 4.3 元/W。投资成本下行带动光伏平价范围进一步扩大，光伏投资性价比突显。2020 年光伏竞价项目落地，补贴规模仍然可观，年内实现并网预期较强。2020年光伏发电项目建设方案，总体思路、项目管理、竞争配置延续 2019 年政策框架；平价项目 4 月底前报送；补贴预算总额度 15 亿元（户用 5 亿元，竞价 10 亿元）。近期国家能源局公布 2020 年光伏发电项目补贴竞价结果，竞价项目总规模达 25.97GW，符合我们此前 25GW 预期。此外，测算户用补贴项目规模约为 6-7GW，合计补贴对应项目规模约在 32GW 左右，整体补贴项目规模可观。此次竞价项目整体加权平价的度电补贴强度约为0.033元/kWh，较 2019 年0.065元/kWh下降 50%。相较 2019 年，本次项目逾期补贴降低仍维持 0.01 元/kWh，但由于此次度电补贴强度大幅降低，且组件价格下降预期较弱，预计 2020 年竞价项目大部分有望在年底前实现并网。疫情短期扰动抢装行情，不改 2020 光伏大年预期。根据 2019 年光伏发电项目补贴竞价结果，拟纳入竞价补贴项目的总装机容量达 22.7GW，并网延期期限为 2个季度。国家能源局统计数据显示，2019 年全年我国光伏新增装机量为 30.2GW，竞价项目实际并网量约为 7.6GW。延期竞价项目需至 2020 年 3 月底及 6 月底前实现并网。短期疫情或对光伏制造端及物流端产生影响，致使电站建设开工晚于预期，对企业原定电站并网计划恐有扰动。但延期项目均为既定项目，且龙头企业建设积极性较高。结合此次 2020 年光伏竞价项目落地，竞价项目总体规模可观，且年内并网预期强烈。此外，产业链价格下行继续激发平价需求，户用市场发展稳健，继续维持 2020 年光伏装机规模 35-45GW 预期判断，光伏装机大年可期。2.2 疫情对光伏行业影响：短期或构扰动，长期增长无虞2.2.1 原油价格下跌、避险情绪上升，短期压制光伏投资意愿（略）2.2.2 海外影响：疫情或致短期装机受挫，中长期看需求持续向好（略）2.2.3 国内影响：产业链龙头影响有限，继续看好全年装机龙头企业受疫情影响有限，二三线企业加速退场。当前国内疫情基本已经得到控制，从国内光伏制造业看，此次疫情导致部分工厂春节复工时间有所延后，恐对厂家产能爬坡与产品出货产生影响。但我国光伏产业链大多布局于江浙以及西北地区，距此次疫情中心较远，且龙头企业春节停工较少，产能受影响较小，且生产资源和现金充裕。相反，受人员流动和现金流影响较大的小企业产能加速出清。组件出口数据佐证，行业集中度被动提升。组件作为光伏产业链中中小企业参与度最高的一环，行业集中度受此次疫情影响提升显著。从最新组件出口数据看，2020Q1 龙头企业出口集中度 CR5 和 CR10 分别达 52.1%和 72.5%，较 2019 年全年提升 0.66pct 和 0.65pct。在此次疫情影响背景下，行业龙头企业资源调配和贸易渠道掌控方面优势得以突显，二三线企业加速退出市场，行业集中度被动提升。光伏竞价结果落地，大部分项目年内有望实现并网。2020 年 3 月 10 日能源局下发《关于 2020 年风电、光伏发电项目建设有关事项的通知》，总体思路、项目管理、竞争配置延续 2019 年政策框架。2020 年 6 月底，国家能源局公布 2020 年光伏发电项目补贴竞价结果，竞价项目总规模达 25.97GW，符合我们此前 25GW 预期。此次竞价项目整体加权平价的度电补贴强度约为 0.033 元/kWh，较 2019 年 0.065元/kWh 下降 50%。相较 2019 年，本次项目逾期补贴降低仍维持 0.01 元/kWh，但由于此次度电补贴强度大幅降低，且组件价格下降预期较弱，预计 2020 年竞价项目大部分有望在年底前实现并网。户用市场有望继续成为亮点。户用市场发展迅猛，已成为光伏应用市场重要组成部分。2019 年，纳入补贴规模的户用光伏项目总计 5.3GW，较原定计划 3.5GW 提升 51.4%。其中 2019 年户用光伏并网规模达 3.55GW，占全年分布式装机 34.5%。2020 年光伏新政中，户用光伏补贴总额 5 亿元，占总补贴比例从 2019 年的 25%提升至 33.3%。结合近期新版 2020 年光伏项目电价政策中的价格规定，户用光伏度电补贴明确为 0.08 元/千瓦时，测算户用光伏全年新增装机仍然可达 6-7GW，并网规模仍然可观。3、 多晶硅：国产替代加速，供需反转提价，长期格局向好3.1 国内产能崛起，进口替代加速 国内多晶硅产能产量提高，市场份额持续攀升。根据中国光伏行业协会数据，2019年，全球多晶硅产能 65.5 万吨，产量 50.8 万吨，我国多晶硅产能 46.6 万吨，产量 34.2 万吨，同比分别增长 20.4%和 32.0%，国内多晶硅产能和产量占比分别达到 69.0%和 67.3%。2019 年全球生产规模前十大企业中，中国企业多达 7 家。进口依存度下降，国产替代加速。光伏产业链上，除多晶硅料之外的占比均超过70%，国内硅片、电池片和组件的全球份额占比达到 97.4%，78.7%和 71.3%。过去几年海外硅料新增扩产较少，随着我国优质硅料产能的陆续投放，国内多晶硅料进口依存降进一步降低，国内多晶硅料产量占比从 2015 年的 48.5%上升至 2019年的 67.3%，2019 年进口占比也下降到了 30%以下。3.2 短期：行业供需反转，价格触底反弹 供给端：海外高成本产能退出，国内新增产能有限。 全球多晶硅产能根据产能规模和成本，可大致分为三大梯队： 第一梯队：低成本产能，包括东方希望、大全新能源、通威股份、新特能源、新疆协鑫 5 家厂商，预计现金成本在 7 美元/千克以内，2020 年总产能约为 35 万吨，有效产能约为 30 万吨左右。第二梯队：中成本产能，包括徐州协鑫、亚洲硅业、天宏瑞科、马来西亚 OCI和美国瓦克等，现金成本在 8-13 美元/千克之间，有效总产能约为 30 万吨左右。第三梯队：高成本落后产能，主要包括国内规模较小的产能和海外高成本产能，现金成本在 13 美元/千克以上，正陆续停产或退出市场。海外高成本产能退出，国内新增产能有限。2018-2019 年多晶硅价格持续下跌，且国内多晶硅企业的产能逐步扩大，在价格和市场份额的双重挤压下，海外高成本多晶硅加速退出。2020 年初，德国瓦克对多晶硅业务计提 7.6 亿欧元资产减值，并计划将美国 2 万吨多晶硅产线改电子级产线。韩国市场方面，韩华决定退出多晶硅料市场，OCI 计划关停韩国光伏多晶硅产线，仅保留马来西亚 2.7 万吨产能。国内产能方面，硅料行业 C5 格局渐稳固，2019 年底国内在产多晶硅企业数量减少至 13 家，前 5 企业产能占提升至 76.8%。由于新建产能释放周期较长， 2020年国内计划新增产能仅 2 万吨，同时国内二三线企业低效产能不断退出，2020 年产能增长有限，预计 2020 年底国内硅料产能约为 46.6 万吨。需求端：下游单晶硅片企业持续扩张。2019-2020 年单晶硅片企业开始新一轮快速扩张，2020 年硅片产量预期增加在 50GW 以上。本轮新扩产的硅片都是单晶产能，2020 年单晶占比将进一步提升，预计对单晶用料的需求大幅上涨。预计 2020年对单晶硅料的需求在 33 万吨以上，按照国内单晶硅产量占比 70%左右的比例，2020 年单晶硅料产量约为 25 万吨，海外也仅 9 万吨，单晶硅料市场处于紧平衡的状态。光伏行业下半年需求向好，预计全年装机规模在 110-130GW。 海外方面，疫情对上半年海外光伏装机构成短期扰动，2020 年 1-5 月中国组件出口规模达到 26.75GW，出口金额 63.89 亿美元，同比下降 14.79%。但光伏海外市场整体表现出极强的韧性。2 月受国内疫情及春节影响，组件出口达到低谷；3月复工复产情况良好，出口环比提升明显；4、5 月受海外疫情影响，出口数据有所回落，但呈明显缩窄趋势。此外，荷兰、美国、智利、德国等国均实现出口大幅增长。从组件厂商订单新签情况来看，下半年海外市场需求有望持续向好。国内方面，光伏竞价结果落地，总规模达 25.97GW，项目规模可观。此次度电补贴强度大幅降低，逾期补贴降低仍维持 0.01 元/kWh，且组件价格下降预期较弱，预计 2020 年竞价项目大部分有望在年底前实现并网。叠加去年竞价项目抢装及平价和户用市场向好，全年装机预期乐观。供需匹配：阶段性供需不均衡，高品质硅料稀缺。综合来看，上半年受疫情影响，市场整体需求低迷，下游企业硅料库存充足，采购意愿较低，致使多晶硅价格跌幅较大；随着疫情影响逐步消退，下半年需求逐步释放，且全球单晶占比逐步上升，高品质硅料需求提升，多晶硅有望迎来供需反转，市场价格迎向上拐点。预计 2020 年下半年硅料价格中枢在 9$/kg,合理含税价在 70 元/kg 左右，对于具有成本优势的龙头企业而言，有望迎来量利齐升的高增长。3.3 中长期：头部格局稳固，龙头强者恒强 二三线企业加速退出。2018 年-2019 年多晶硅价格大幅下跌，逼近老旧产能成本线，多晶硅落后产能的产品质量、成本、产线安全等均无法与新产线比较，同时有没有资金进行技改或更新设备，选择停产检修的老产能未来复产也更为困难，落后产能面临加速淘汰，头部企业成本优势明显，扩产加速市占率提升。国内头部硅料企业，如通威、大全新能源、新特能源等，近几年扩建了大规模低成本产能，综合成本优势进一步扩大。在海外产能退出和光伏行业巨大发展潜力下，国内厂商市场占有率有望进一步提升。通威股份 2020 年 2 月发布扩产计划，进一步巩固和强化核心竞争力。行业规范标准提高，格局趋于稳定。为控制新上单纯扩大产能的光伏制造项目，引导光伏行业合理健康发展，加快推进光伏产业转型升级，工信部发布了《光伏制造行业规范条件（2020 年本）》（征求意见稿），对项目扩产标准要求大幅提高，多晶硅项目扩产的能耗标准大幅提升，小厂扩产技术层面达标难度较大，政策出台将提升行业集中度，进一步利好龙头企业。4、 重点公司分析（详见报告原文）通威股份，是国内最早进入多晶硅生产领域的企业之一。大全新能源，是国内多晶硅生产的领军企业之一。特变电工，是我国输变电领域的龙头企业，同时积极拓展新能源主业。东方希望，低成本产能快速提升。……（报告观点属于原作者，仅供参考。报告来源：财通证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

中国晶硅产量连续六年位居全球首位各种制备新技术不断进步多晶硅位于光伏产业链上游，目前多晶硅制备已经形成较为完整的产业链。改良西门子法是制备多晶硅应用最多的方法，高技术成熟度、高安全性、高产品质量打造改良西门子法核心优势。我国多晶硅产业几经沉浮，目前多晶硅产量已经连续六年位居全球首位，各种制备新技术不断进步。多晶硅位于光伏产业链上游，资金和技术壁垒较高多晶硅材料是以金属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。按纯度要求及用途不同，我国将多晶硅分为太阳能级硅(6N)和电子级硅(11N)，太阳能级硅主要用于太阳能电的生产制造，而电子级多晶硅作为主要的半导体电子材料，广泛应用于电子信息领域。目前而言，随着光伏产业的迅猛发展，太阳能电池对多晶硅的需求量的增长速度远高于半导体多晶硅的发展。多晶硅制备的上游环节为原材料和制备设备，以大自然中存在的硅料为原材料，通过物理法和化学法将硅料提纯制备为多晶硅和单晶硅;中游为多晶硅制备环节，通过铸锭、剖锭、多线切割等方法将多晶硅原料制成多晶硅片，从而进行实际应用。下游环节为多晶硅的应用领域，目前在太阳能光伏和集成电路中应用较多。多晶硅制备行业产业链分析情况资料来源：前瞻产业研究院整理多晶硅制备由1865年美国杜邦公司发明的锌还原法拉开序幕，1930-1959年，四氯化硅氢还原法(贝尔法)、三氯氢硅热分解法(倍西内法)、硅烷热分解法与改良西门子法相继出现。其中由德国瓦克公司在西门子法基础上形成的改良西门子法仍为当今多晶硅企业主要制备工艺。美国联合碳化物公司(UCC)于1981额年成功开发出流化床法多晶硅生产工艺，并于1987年由美国乙基公司实现首次工业化生产。多晶硅制备需要较为庞大的资金购买设备，技术水平要求较高，因此进入门槛较大。多晶硅制备工艺发展历程分析情况资料来源：前瞻产业研究院整理改良西门子法为主流工艺，高产品质量是核心优势流化床法是一种以硅烷为反应原料的化学提纯法，是在改良西门子法工业化生产多晶硅二十多年后开发的新一代生产工艺，主要目的是降低多晶硅的生产能耗和成本。流化床法主要优势为转化率高、能耗低、可连续生产、副产物污染小，但由于安全性较差、炉壁沉积、流态化控制、产品纯度控制等问题尚未实现大规模应用，目前仅有美国MEMC和挪威REC等少数厂家使用。高技术成熟度、高安全性、高产品质量打造改良西门子法核心优势。自1955年开发成功后，西门子法已经经历了超过60年的持续改良，技术成熟度非常高。改良西门子法在安全性上远超硅烷法，短期内其生产成本也低于硅烷法。此外，改良西门子法能够生产9N-11N的高纯度多晶硅，兼容太阳能级和电子级产品生产。综合来看，在其他技术没有重大突破的前提下，改良西门子法有望在较长时间内保持其竞争优势。改良西门子法与硅烷流化床法对比情况资料来源：前瞻产业研究院整理中国多晶硅产量居全球首位，制备新技术不断进步新中国成立后近40年里，由于发达国家的技术封锁和市场垄断，我国多晶硅行业发展缓慢，全国多晶硅年产量不到世界总年产量的0.5%。直到2005年，我国首条300吨/年多晶硅产业化示范线建成，标志着多晶硅规模化生产技术体系的形成，打破了国外多年的技术封锁。而四川新光年产千吨多晶硅产线2007年的投产，则标志着我国迈入了千吨级生产技术。2009年国发38号文将多晶硅列为6大产能过剩行业之一，加之国外倾销压制和信贷紧缩三重致命利空叠加使我国多晶硅产业陷入泥潭。2013年10月国发892号文将多晶硅从产能过剩行业中摘除，我国多晶硅产业迎来黄金发展期，到2018年连续六年多晶硅产量位居全球首位，2018年全球产量占比达57.81%。2013-2018年中国多晶硅产量占全球产量比例变化情况数据来源：前瞻产业研究院整理目前多种提升多晶硅制备效率的新技术正在研发进程中，其中由日本德山研发的气液沉积法(VLD)是目前最具有应用化前景的技术之一。日本德山在马来西亚的6000MT/年的VLD法多晶硅装置与2013年建成，但因产品质量问题未实现规模化生产。区域熔化提纯法根据熔化的晶体在再结晶过程中因杂质在固相和液相中的浓度不同而达到提纯的目的，REC公司已于2006年在新工厂开始使用该方法。另外，碳热还原反应法、铝热还原法尚处于实验室阶段，较短时间内不具备产业化前景。多晶硅制备新技术研究进展情况资料来源：前瞻产业研究院整理来源: 前瞻网

如需报告请登录【未来智库】。一、 低成本硅料产能大扩张，国内竞争格局优化1.1 2018-2019 年低成本、优质产能大幅扩张 2018-2019 年，国内硅料产能呈现大规模的扩张，扩张的主体主要集中在通威、大全、特变、协鑫 和东方希望等五家企业，使得国内硅料格局呈现较大的变化。 通威：2018 年四季度，乐山和包头一期各 2.5 万吨多晶硅生产线（实际产能达 3 万吨）投产， 推动总的多晶硅产能达到 8 万吨。 大全新能源：随着 2018-2019 年新疆 Phase 3B 和 Phase 4A 等项目的陆续投产，公司产能规 模大幅扩张，到 2019 年底预计达到 7 万吨。 新特能源：2019 年 5 月，公司新建的 3.6 万吨多晶硅项目投产，使得总产能达到 7.2 万吨，实 际产能可能能达到 8 万吨。 东方希望：根据环评资料披露情况，一期工程 3 万吨生产线于 2017 年和 2018 年陆续投产；据 报道，2019 年 12 月，新疆东方希望新能源有限公司二期工程年产 12 万吨多晶硅项目（一阶 段 3 万吨）实现全流程贯通，有望较快投运。 新疆协鑫：项目首期于 2018 年 10 月投产，到 2019 年年中，新疆协鑫产能规模达到 4.8 万吨； 2019 年江苏中能和中环股份对新疆协鑫进一步增资，以使新疆协鑫产能达到 6 万吨。本轮扩张是在技术趋于成熟、投资成本大幅下降、行业前景更趋明朗（本轮扩产的投资计划基本都 在 2018 年“531”新政之前制定）的背景下实施的，由国内规模和技术水平靠前的硅料企业主导， 新投产能具有产品品质高、单位投资强度低、电费成本低等显著优点。 产品品质方面，基于先进的设备和工艺，本轮新投产能基本都能实现较高比例的单晶料生产， 根据大全披露数据，2019Q3，其单晶级硅料的销售占比达到 86%，4A 项目 3.5 万吨产能满产 后，单晶级硅料占比有望进一步提升至 90%；通威新投产能单晶级硅料占比也达到 85%及以上。 投资规模方面，披露数据显示，近期新投产能每万吨的投资规模约 10 亿元，明显低于此前的 投资强度。 电价方面，近年新投产能集中在新疆、内蒙和四川乐山等地，电价水平明显低于中东部地区， 部分新建产能配套自备电厂，进一步降低电价水平。根据光伏协会统计，2018 年全国多晶硅平 均综合电耗已降至 71kWh/kg，骨干企业的指标甚至降至 63kWh/kg 以下；以 63kWh/kg 的综 合电耗水平测算，电价每降低 1 毛钱，每公斤的生产成本和现金成本将降低约 5.6 元。根据通 威披露数据，乐山和包头新产能电价分别约 0.325 元/ kWh 和 0.23 元/kWh；新疆地区硅料企业 电价约 0.2-0.25 元/kWh（自备电厂的电力成本更低）。整体看，新建产能所在地区的电价水平 相对江苏、河南、江西、陕西等传统硅料企业所在地的工业电价水平明显更低。综合来看，近期新投产能生产成本明显更低。截至目前，通威乐山和包头新产能生产成本均在 4 万 元/吨以下；大全 2019Q3 的生产成本约 7 美元/公斤，4A 项目满产后，总的生产成本有望降至 6.5 美元/公斤左右。上述五家企业产能大扩张影响到了全球多晶硅产业的供需格局。在大规模、低成本的硅料产能冲击 之下，2019 年，尽管全球新增光伏装机较快增长，多晶硅价格持续下行。由于需求端单晶占比的提 升，致密料的价格下滑幅度相对疏松料明显更小。1.2 落后产能逐步退出，行业竞争格局优化 价格的持续走低导致相对落后产能的陆续退出。据统计，2019 年全年陆续有 6 家多晶硅企业停产检 修，国内在产多晶硅企业数量由 2018 年初的 24 家，减少至 2019 年初的 18 家，再缩减至 2019 年 底的 12 家。2019 年下半年以来，国内硅料月度产量呈现明显的增长，其主要的增量来自新投产能的释放。根据 大全新能源的预测，2019Q4 的产量有望达到 1.4-1.5 万吨，接近 2019 上半年的产量规模；通威 2019Q4 产量达到 2.31 万吨，超过 2019 上半年的产量规模，且处于满产满销的状态。根据硅业分会披露数据，2019 年全年，前五家硅料企业产量占比达到 77.8%，较 2018 年的 60.5% 明显提升。2019 年 10 月和 11 月，通威、保利协鑫、大全、新特、东方希望、亚洲硅业等前 6 家企 业产量占比均在 88%以上，随着后续产能的继续释放，预计上述 6 家的市占份额有望进一步提升。产能方面，截至 2019 年底，协鑫、通威、大全、特变、东方希望五家企业合计产能占比达到 77%， 预计 2020 年部分相对落后的产能还将进一步退出，前五家的产能占比有望达到 84%。二、 海外巨头陷困境，国产替代有望加速据统计，2019 年全年国内单晶致密料均价为 7.6 万元/吨，同比大幅下滑 31.2%，多晶疏松料全年均 价为 6.09 万元/吨，同比大幅下跌 39.8%。瓦克和 OCI 是海外两家最大的硅企，在价格大跌的情况 下，两家企业的多晶硅业务盈利情况均呈现明显下滑。我们认为，在国内落后产能基本替代完成的 情况下，海外进口替代有望加快到来。2.1 OCI：硅料业务战略调整，重心转向马来西亚 OCI 是韩国大型化工集团，也是韩国最大的多晶硅生产企业，从 2008 年首个项目投产以来，OCI 的多晶硅业务产能规模持续扩张，到 2015 年，韩国本土的多晶硅产能达到 5.2 万吨。2017 年，OCI 收购日本 Tokuyama 在马来西亚的多晶硅公司，开辟了韩国本土以外的多晶硅产业布 局。到 2019 年，马来西亚生产基地的产能达到 2.7 万吨，OCI 总的多晶硅产能达到 7.9 万吨。2018-2019 年，硅料价格大幅下降，由于生产成本未能同步下降，OCI 韩国工厂的盈利能力明显下 滑。受此影响，多晶硅业务所在的 Basic Chemical 部门的盈利水平达到组建以来的最低，2019 年， Basic Chemical 部门的 EBITDA 转负，对公司整体经营情况起到明显拖累效应。在此背景下，OCI 宣称对硅料业务进行战略调整：（1）自 2020 年二季度，韩国 P1 工厂将用于生产电子级的多晶硅料；（2）将韩国本土的太阳能级多晶硅料生产规模最小化；（3）马来西亚工厂继续聚焦太阳能级多晶硅料，通过降本、增产提升市场竞争力。OCI 预测，尽管马来西亚工厂 2019 年生产成本同比下降约 33%，2020 年依然有望实现 16%的成本 下降，同时，通过优化设备运行，2020 年产量有望提升 10%。2.2 瓦克：多晶硅业务盈利水平大幅下滑 德国瓦克是老牌的多晶硅生产企业，早期主要生产电子级多晶硅，自 2000 年起，受光伏市场兴起以 及太阳能级多晶硅需求快速扩大的影响，瓦克开始进军光伏市场，研发低成本多晶硅生产技术。 2016 年，瓦克在美国田纳西州查尔斯顿新建的超纯多晶硅生产基地投入运营，该工程耗时 5 年，耗资约 25 亿美元，产能规模约 2 万吨；至此，瓦克多晶硅业务形成德国博格豪森、农特里茨以及美国查尔 斯顿三大生产基地，总的产能约 8 万吨。随着美国查尔斯顿基地自 2017 年氢气爆炸事故后设备修复以及恢复满产，2019 年，瓦克三大多晶 硅生产基地处于满产或最大产能生产状态，预计 2019 年瓦克多晶硅出货量有望创历史新高受硅料价格下跌影响，尽管销售规模大幅增长，2019 年瓦克多晶硅业务盈利水平进一步下降。据瓦 克初步估算，瓦克多晶硅业务部门 2019 财年实现的销售额为 7.8 亿欧元，同比下滑约 5%，实现的 EBITDA 为 5500 万欧元，同比减少 24%。瓦克在 2019 年第三季度因美国查尔斯顿生产基地 2017 年发生事故而获得的保险赔偿，使 EBITDA 增加了 1.125 亿欧元，如果不把这项特殊收益考虑在内， 瓦克多晶硅业务部门 2019 年的 EBITDA 约为-5500 万欧元。据公司初步估算，2019 年四季度，多晶硅业务的收入规模 1.95 亿欧元，当季实现 EBITDA 为 0，估 计多晶硅业务处于现金流亏损的边缘。由于 2019 年硅料价格未如瓦克预期出现回暖，且在中国多晶 硅企业大幅扩产的背景下市场趋势难以预测，瓦克在 2019 年四季度对多晶硅生产设施的账面价值计 提金额为 7.5 亿欧元的计划外折旧。根据公司披露数据，2015 年电子级硅料的出货量占比达到 10%，2015-2018 年，公司电子级硅料 的出货量复合增速约 25%，估计 2018 年半导体用多晶硅的出货量超过 1 万吨。考虑电子级多晶硅 相对更好的盈利水平，公司 2019 年太阳能级多晶硅业务的实际盈利水平将低于多晶硅业务报表体现 的盈利水平。瓦克宣称，公司多晶硅业务的战略将保持不变，未来将进一步降低成本，并将业务重点放在半导体 用多晶硅以及单晶太阳能电池用高品质材料上（2018 年单晶用太阳能多晶硅料占比达 80%） 。公司 预测，2021 年硅料现金成本将在 2017 年基础上下降超过 30%，降本措施包括降低能耗、优化原材 料结构及资源效率、提升劳动生产效率等。同时，瓦克公布了其“共塑未来”精简计划的初步目标，计划到 2022 年底在集团行政管理部门和业 务部门下属非经营性部门裁减 1000 个工作岗位，通过降低非人事费用、缩减内部服务范围和精简组 织架构将每年的开支减少 2.5 亿欧元，为多晶硅业务以及化学业务应对更为严峻的竞争做准备。 2.3 本土势力的进击与海外巨头的退守 根据光伏协会披露数据，2019 年国内多晶硅产量约 34.2 万吨，2019 全年进口硅料规模约 14.4 万 吨，进口规模占国内生产与进口总量的比重降至 30%左右，为近年的最低水平。我国当前多晶硅料的进口主要来自德国、韩国和马来西亚，基本对应瓦克和 OCI 生产基地所在区域。 根据硅业分会统计， 2019 年前三季度，德国、韩国、马来西亚进口的多晶硅料约占进口总量的 84%。近年国内硅料进口占比的不断降低的背后，是国内硅料企业的坚定扩产和海外硅料企业资本开支大 幅下降。以瓦克为例，自 2016 年美国多晶硅生产基地投产之后，其多晶硅业务资本开支明显收缩， 在当前规模庞大的存量产能处于现金流亏损边缘的情况下，企业未来的着眼点大概率在于存量资产 的降本增效，而非进一步扩充产能。而与 OCI、瓦克盈利水平相比，国内一线硅料企业盈利水平明 显更好。因此，在 OCI 明确将韩国基地太阳能级多晶硅料生产最小化之后，预计未来我国进口硅料占比将进 一步下降。我们认为，国内与海外多晶硅产业的攻、守之势的形成与以下几方面因素有关：1、下游硅片产业由国内企业主导，大的市场环境有利于国内硅料企业发展壮大全球主要的硅片生产企业基本都在中国，2018 年国内硅片产量占到全球硅片产量的 95%左右，考虑 硅料进口在政策层面的不确定性等因素（2013 年以来我国曾对美国、韩国等国家的多晶硅产品实施 反倾销、反补贴措施），国内硅片厂商有意培育本土的供应链。在近一轮的硅料扩产过程中，全球最 大的单晶硅片企业隆基股份参股了通威乐山的新建项目，而第二大的单晶硅片企业中环股份参股了 新疆协鑫新建项目。2、国内外技术、产品品质差异缩小 近年，国内多晶硅企业在产能扩张的同时，能耗水平不断降低，产品品质也得到大幅提升，国内单 晶用料比例从 2018年年初的16.2%提升至 2019年底的 70%；头部企业的单晶用料比例可达到80% 以上，与瓦克、OCI 基本处于相当的水平。近年，隆基与 OCI、通威、大全、特变都已签订硅料采购协议，国内主要硅料企业与海外 OCI 等一 并成为隆基主要的硅料供应商。3、生产要素的差异导致成本端的差距扩大折旧方面，如前所述，国内近年新投产线的单位投资明显降低，相对 OCI、瓦克的产线在折旧方面 具有明显优势。电费方面，据统计， 2017 年国内工业电价平均约 9.7 美分/kWh，韩国和德国则分别达到 11 美分/kWh 和 21.2 美分/kWh，而国内新疆、内蒙等区域多晶硅企业电力成本普遍低于 0.3 元/kWh。根据披露数据，2018 年瓦克德国工厂的用电量达 39.8 亿度电，约占德国全社会用电量的 0.8%，虽拥有部分 自备电厂，但大部分电力需要外购（约 64%）。近年，我国工商业电价处于下行通道，而瓦克 2018 年年报预测，2019 年用电电价还将有实质性的上涨，从而对多晶硅生产形成成本压力。人工方面，尽管人力支出在国内多晶硅生产成本的占比不高，但考虑瓦克等海外企业的人员薪酬可 能是国内的几倍，人工支出方面造成的成本差异还是比较明显的。三、 短期供需紧平衡，行业集中度或再提升3.1 终端需求持续增长，单瓦硅耗下降趋缓 从终端需求来看，随着光伏组件价格的持续下降以及度电成本的降低，光伏发电相对其他电源的竞 争力不断增强，全球光伏新增装机持续增长。2019 年，组件价格进一步大幅下降，当前高效单晶组 件价格相对 2019 年初已经下降约 25%，推动光伏投资成本的进一步快速下降，光伏发电的经济性 进一步凸显。根据 CPIA 统计，2019 年国内市场新增装机 30.1GW，同比下滑约 32%；但海外市场增长强劲，据 统计 2019 年国内组件出口规模达到 63.5GW，同比增长约 62%，欧盟、美国以及越南等新兴市场 成为主要的增长动力。根据 PVinfolink、BNEF 以及 CPIA 等机构的估算，2019 年全球新增光伏装机 约 120GW，同比增长超过 15%。2020 年，考虑终端组件价格的进一步大幅下降以及能源清洁发展等方面政策支持，全球新增光伏装 机有望进一步增长，中国、美国有望成为主要的增长动能。参考 CPIA 的预测，2020 年国内新增光 伏装机有望达到 35-45GW，全球光伏装机有望达到 140GW。从硅料生产与下游需求来看，根据中国光伏协会数据，2019 年国内产量 34.2 万吨，考虑进口硅料， 国内合计的硅料供给约 48.6 万吨（含部分电子级硅料，但估计体量较小可忽略），同比增长约 22%； 下游端，2019 年国内硅片产量约 134.6GW（其中单晶占比约 65%），同比增长约 23%，硅料的供 给增速与硅片产量增速基本相当。我们认为，在金刚线切割导入完成之后，尽管电池转化效率提升、薄片化等技术进步仍将推动硅片 单瓦硅耗的降低，但降低的速度已经明显减缓。3.2 短期：供需紧平衡，硅料价格或有支撑 需求端：从历史数据来看，硅片的产量都会高于全球新增装机的规模，2019 年更为明显。考虑组件 价格的下降以及可能的容配比的提升，以 2020 年全球新增装机 140GW 作为估算基础，全球硅片产 量有望达到 163GW；按国内产量占比 95%估算（2018 年国内硅片产量占比为 95%）， 2020 年国内 硅片产量有望达到 155GW。根据光伏协会估算，2019 年国内硅片生产总量中单晶占比约 65%，考虑 2019-2020 年新投产的硅 片产能基本都是单晶，估计 2020 年单晶占比有望进一步提升，或将接近 80%。按照单晶硅片和多 晶硅片每瓦硅耗 3.2、3.5g 估算（2019 年估计分别为 3.3、3.5g），国内硅料需求有望达到 50.5 万 吨。供给端：截至 2019 年底，国内硅料产能约 45.2 万吨，估计 2020 年国内产量超过 40 万吨（根据月 度产量情况，估计协鑫、通威、大全、特变、东方希望、亚硅以外的合计 8.5 万吨产能的产能利用 率相对明显较低）；海外进口方面，2019 年从韩国进口硅料约 4.9 万吨，考虑韩国硅料企业减产计 划，估计 2020 年海外进口规模约 10 万吨。从新增产能的角度，估计 2020 年仅有协鑫和东方希望 合计新增 5-6 万吨产能，考虑相对落后产能的持续退出，2020 年的产能增幅较为有限；根据硅业分 会预测，2020 年底国内硅料产能规模约 48.5 万吨，同比增幅约 7%。综合来看，2020 年硅料供需处于紧平衡的状态，随着 OCI 韩国工厂减产以及终端需求的提升，后续 的月度供需有望逐渐向好。在供需紧平衡的状态下，同时考虑瓦克硅料业务 2019Q4 的 EBITDA 已 经为 0，预计当前的硅料价格具有较强支撑（2019 年德国硅料进口规模达 5.3 万吨），后续具有涨价 的可能。 3.3 中长期：行业集中度或再提升 根据硅业分会预测，到 2020 年底，国内将会有 5 家企业（协鑫、通威、特变、大全、东方希望） 产能规模达到 7-10 万吨水平，考虑海外的瓦克和 OCI，规模基本相当的硅料巨头达 7 家之多。与 之相对应的是，在单晶硅片环节已经形成隆基和中环的双寡头格局，产能规模远远领先其他竞争对 手；在电池片环节，根据现有扩产计划，到 2020 年底通威、爱旭、隆基在产能规模方面有望形成较 为明显的领先优势。在 2018-2019 年这一轮扩产之前，除了协鑫规模领先以外，通威、大全、特变、亚硅等企业基本处 于同一起跑线上，盈利水平接近，且基本都已进入隆基或中环的供应链体系。整体看现有国内硅料 巨头之间技术实力差异不大，硅料生产偏同质化。中长期看，硅料的竞争格局有待进一步优化。在短期供需紧平衡以及光伏行业巨大发展潜力的背景 下，新一轮扩产呼之欲出。近期，通威发布扩产计划，到 2021 年产能规模有望达到 15 万吨，后续 还将进一步扩产，拉开了行业新一轮扩产序幕。根据通威的扩产计划，2021 年产能新增 3.5-7 万吨，投资规模 29-58 亿元，对应每万吨投资约 8.3 亿元。据公司预测，新产线生产成本将控制在 3-4 万元/吨，单晶料占比维持 85%以上，意味着在 现有价格水平下新产能的毛利率有望达到 50%，新投产线有望在完全达产后 3 年内收回投资成本。参考其他光伏制造环节的发展历程，预计硅料环节集中度也会进一步提升，未来可能出现两家左右 的第一梯队硅料巨头，预期影响硅料企业分化的核心要素包括：1）融资能力多晶硅的投资规模较大，参考通威投资计划，预计未来两年每万吨的投资规模仍将在 8 亿元以上， 在 2018-2019 年的产能扩张之后，企业持续扩张能力面临考验。不同融资方式或资金成本影响硅料生产的财务费用和全成本。以上轮扩张为例，通威通过发行 50 亿 元可转债覆盖乐山一期和包头一期约 80%的投资，而部分竞争对手的资金来源可能更依赖于银行授 信；根据披露数据，截至 2019 年一季度末，新疆协鑫资产总额 75.03 亿元，负债总额 60.8 亿元， 净资产 14.23 亿元；截至 2019 年三季度末，新疆新特晶体硅高科技有限公司（新特能源 3.6 万吨新 产能投资主体）总资产 50.88 亿元，总负债 33.55 亿元，净资产 17.33 亿元。参考同样属于重资产的硅片和电池片环节，持续的低成本融资是巨头快速成长的重要推动力，未来 也有望在硅料环节更充分地体现。2）能源成本上一轮扩张之后，硅料巨头的生产线基本都已转入低电价区域的新疆、内蒙、四川等地，但不同地 区的电价水平依然存在差异。考虑电力是多晶硅生产最主要的成本，每度电电价相差 1 毛钱，最终 可能导致多晶硅生产成本相差 10%左右，依靠自备电厂等方式实现低电价的企业有望获得一定的竞 争优势。3）精细化管理水平不同于前期国内落后产能的替代以及即将迎来的进口替代，未来巨头之间的竞争趋于胶着，在技术 水平相当的情况下，巨头之间精细化管理方面的差异将会凸显（类似于当前的 PERC 电池），成为竞 争的关键要素。 四、 投资建议受益于国内新产能释放节奏放缓、海外硅料巨头 OCI 减产，以及终端需求的持续增长，多晶硅料的 供需格局有望明显改善，短期来看硅料处于供需紧平衡状态，硅料价格具有较强的支撑，后续有望 回暖。国内硅料产业相对海外具有一定的成本优势，未来进口替代有望延续；中长期看国内硅料巨 头之间的竞争有望加剧，在融资能力、能源成本、精细化管理等方面具备优势的企业有望脱颖而出。建议关注技术和成本领先、产能规模有望进一步大幅扩张的通威股份，以及美股上市公司大全新能 源等。 ……（报告来源：平安证券）如需报告原文档请登录【未来智库】。

（报告出品方/作者：东莞证券，黄秀瑜）1 全球光伏行业景气向上1.1 全球能源结构加速调整受全球气候变暖、不可再生的化石能源不断消耗等因素影响，全球能源消费结构正 加快向低碳化转型。国际社会对保障能源安全、保护生态环境、应对气候变化等问题日 益重视，许多国家已将可再生能源作为新一代能源技术的战略制高点和经济发展的重要 新领域，其中太阳能光伏发电是可再生能源利用的重要组成部分之一。可再生能源规模化利用与常规能源的清洁低碳化将是能源发展的基本趋势。加快发 展可再生能源已成为全球能源转型的主流方向。根据国际可再生能源机构（IRENA）发 布的《全球能源转型：2050 路线图（2019 年版）》的预测数据，2050 年全球光伏装机 量将达到 8,519GW。1.2 各国制定政策促进光伏产业快速发展海外多个国家均出台了一系列产业政策，推动光伏行业发展，如德国、美国、日本 相继提出了“光伏屋顶计划”、“太阳能屋顶计划”等。各国产业政策都成为了光伏市 场增长的重要推力。1.3 光伏发电的性价比持续提升，行业进入发展新阶段2018 年我国发布“531 光伏新政”，旨在推动技术进步、降低发电成本、减少补 贴依赖，从而加快实现“平价上网”，促进光伏行业健康可持续发展。随着光伏发电 成本快速下降，海外光伏发电建设规模快速上升、国内光伏“平价上网”、“竞价上 网”项目建设规模快速增加，光伏行业正由政策驱动发展阶段进入由市场驱动的“平 价上网”新阶段。在光伏产业技术水平持续快速进步的推动下，光伏发电成本步入快速下降通道， 与其他发电方式相比已经越来越具有竞争力。光伏度电成本不断下降，全球光伏招标 电价屡创新低。2020 年 8 月，葡萄牙的光伏项目最低中标电价达到 1.316 美分/kWh， 光伏发电竞争力不断凸显，性价比继续优化。光伏的竞争力随着其发电成本的不断下降而得以大幅提升。SolarPower Europe 在 《全球光伏市场展望 2020-2024》报告中提到，光伏发电经过十年发展，全球光伏发 电成本（LCOE）从 2009 年的 359USD/MWh 左右下降到 2019 年的 40USD/MWh。2019 年光伏发电成本已低于风能发电（41USD/MWh），煤发电（109USD/MWh），核能 发电（155USD/MWh）等能源发电成本。国内光伏发电实现“平价上网”后将大幅降低对政策补贴的依赖，成为一种具有 成本竞争力的、可靠的和可持续的电力来源。行业的未来发展也将从依靠国家政策扩 大规模的发展阶段转变为通过提质增效、技术进步逐步摆脱补贴并由市场驱动发展的 新阶段。光伏行业的向上空间将逐渐打开，从而极大带动上游产业的健康持续发展。2 太阳能光伏发电以晶硅太阳能发电为主2.1 多晶硅是上游重要原材料光伏是一种利用太阳电池半导体材料的光伏效应，将太阳光辐射能直接转换为电能 的一种新型发电系统。光伏产业是半导体技术与新能源需求相结合而衍生的产业。太阳 能光伏发电的技术路线主要包括晶体硅太阳能发电和薄膜太阳能发电。薄膜太阳能电池具有衰减低、重量轻、材料消耗少、制备能耗低、适合与建筑结合 （BIPV）等特点，目前能够商品化的薄膜太阳能电池主要包括铜铟镓硒（CIGS）、碲 化镉（CdTe），砷化镓（GaAs）等。但是，由于国内薄膜电池产业起步较晚，受生产 设备和技术瓶颈的制约，薄膜太阳能电池生产设备复杂昂贵，目前生产设备制造成本占 我国薄膜太阳能电池发电成本的七成左右，关键设备高达上千万美元，因此以往一直被 欧美日等发达国家垄断，其产业化瓶颈明显，未来薄膜太阳能发电市场仍有待开拓，目 前规模不大。晶体硅太阳能发电是当前最主流的太阳能发电方式，包括单晶硅太阳能发电、多晶硅太阳能发电。在晶体硅光伏电池体系中，上游为其原材料的生产供应端，包括从硅料到硅片的整 个生产环节；晶体硅光伏电池及组件是中游；下游主要是逆变器和光伏发电系统应用领 域。多晶硅是光伏行业上游的基础原材料，有产能投资门槛高、生产技术工艺复杂、投产周期长等特点，进入壁垒高，具有较高行业附加值。按纯度要求及用途不同，可以将多晶硅分为太阳能级多晶硅和电子级多晶硅，太阳能级多晶硅主要用于太阳能电池的生产制造，而电子级多晶硅作为主要的半导体电 子材料，广泛应用于电子信息领域。目前，光伏行业是多晶硅使用量最大的行业领域。根据中国光伏行业协会数据， 2019 年全球多晶硅产量 50.8 万吨，其中，太阳能级块状硅约为 45.8 万吨，占比约为 90.1%。太阳能级多晶硅对杂质有严格的要求，通常要求其中杂质总含量低于 10-6，即 多晶硅的纯度需达到 99.9999%以上，尤其是对其硼、磷元素的要求尤为严格，高纯多 晶硅的制备是光伏产业链中技术含量较高的环节。太阳能级多晶硅主要分类如下：（1）根据下游生产硅片的不同，可将多晶硅分 为单晶硅片用料和多晶硅片用料，单晶硅片用料指用于单晶硅拉制并生产单晶硅片的 多晶硅，多晶硅片用料指用于多晶铸锭并生产多晶硅片的多晶硅；（2）根据多晶硅 掺入杂质及导电类型的不同，可分为 P 型、N 型，其中，当硅中掺杂以施主杂质（V 族元素，如磷、砷、锑等）为主时，以电子导电为主，为 N 型多晶硅，当硅中掺杂以 受主杂质（Ⅲ族元素，如硼、铝、镓等）为主时，以空穴导电为主，为 P 型多晶硅； （3）根据技术指标的差别可以将太阳能级多晶硅分为四级，即特级品、1 级品、2级品、3 级品；（4）根据客户是否可以直接投炉使用，可以将多晶硅分为免洗料和非 免洗料，免洗料经检验后可以直接投炉使用，非免洗料需要经过分拣、打磨、清洗等 工序方可使用；（5）根据多晶硅的表面质量不同，又可将多晶硅细分为致密料、菜花料、珊瑚料等；（6）根据外形可以分为块状和棒状。2.2 生产多晶硅的主要工艺西门子法。西门子法为生产多晶硅的原有工艺，是以氢气还原高纯度三氯氢硅， 在加热到 1,100℃左右的硅芯上沉积多晶硅的生产工艺。改良西门子法。目前国内外最主流及最成熟的多晶硅生产工艺，又称“闭环西门 子法”。其主要是在西门子法基础上增加了尾气回收和四氯化硅氢化工艺，实现了生 产过程的闭路循环，避免副产品直接排放污染环境，并实现原料的循环利用，有效降 低了生产成本。目前，改良西门子法技术已经相对成熟，技术较为稳定，当前的技术 发展目标主要是持续提高生产效率，提升产品质量，降低物耗、能耗，降低多晶硅成 本。因此，短期内技术迭代的风险较小。硅烷流化床法。多晶硅生产工艺之一。硅烷流化床法是以四氯化硅、氢气、氯化 氢和工业硅为原料在流化床内（沸腾床）高温高压下生成三氯氢硅，将三氯氢硅再进 一步歧化加氢反应生成二氯二氢硅，继而生成硅烷气。制得的硅烷气通入加有小颗粒 硅粉的流化床反应炉内进行连续热分解反应，生成粒状多晶硅产品。硅烷流化床法虽然经过几十年的发展，但目前产量占比仍然很低，2019 年全球多 晶硅产量中硅烷流化床法生产的颗粒多晶硅占比为 2.2%。相比于改良西门子法，硅烷 流化床法具有投资强度低、尾气易于回收利用、硅烷分解温度低、能耗低、便于采用 流化床连续生产、项目人员需求少等竞争优势。但硅烷易燃、易爆的突出特点和安全 隐患，限制了硅烷流化床法的推广使用。此外，质量方面，硅烷流化床法生产的产品 的金属杂质、碳含量等与电子级或太阳能级多晶硅的国家标准要求还有差距。硅烷流化床法短期内取代改良西门子法的可能性较低，但中长期来看，硅烷流化 床法占比有望逐渐提高，CPIA 预计，至 2025 年硅烷流化床法占比将提高到 7%。目前在主流的改良西门子法中，多晶硅生产成本主要由电力、原料和折旧组成， 其中电力成本占比最大，约 35%；硅粉成本占比约 30%；折旧成本占比约 15%，三者 合计占到总成本的 80%左右。2.3 多晶硅综合电耗成本不断下降综合电耗是工厂生产单位多晶硅产品所耗用的全部电力，包括合成、电解制氢、 精馏、还原、尾气回收和氢化等环节的电力消耗。2020 年，改良西门子法生产多晶硅 平均综合电耗已降至 66.5kWh/kg-Si，同比下降 5%。未来随着生产装备技术提升、系 统优化能力提高、生产规模增大等，CPIA 预计至 2030 年有望下降至 60kWh/kg-Si。 目前硅烷流化床法颗粒硅综合电耗较改良西门子法棒状硅低 40%-50%。2.4 金属硅价格长期较为稳定，其波动对多晶硅影响较小目前工业硅粉尚无公开的市场价格。工业硅粉系由金属硅/工业硅加工而成，因此， 工业硅粉的价格一般参照金属硅市场价格。2020 年下半年，受下游需求旺盛影响，金 属硅 553 价格从 11000 元/吨左右上涨至 15000 元/吨，金属硅 441 价格从 10200 元/吨 上涨至 13800 元/吨。2021 年 1 月开始，金属硅价格有所回落。工业硅的价格主要受其本身供需关系的影响，工业硅主要用于铝合金和其他非铁 基合金的添加剂，以及生产有机硅等，其作为多晶硅生产的原材料的市场需求相对其 整个市场容量来说比例较小，多晶硅需求和价格上升对工业硅没有明显拉动作用。多 晶硅的价格主要受多晶硅供需关系影响，多晶硅的售价和成本不构成直接的线性关 系，因而与单种原材料价格没有明显的相关关系。3 供给：历年多晶硅产量持续扩大，国产替代趋势明显3.1 多晶硅生产集中在国内2019 年，我国多晶硅产能达 46.6 万吨，产量达 34.2 万吨。2008-2019 年，我国多 晶硅产能和产量年复合增长率分别为 36.67%和 49.84%。2017-2018 年，国内多晶硅行业掀起集中扩产潮，保利协鑫、通威股份、新特能 源、新疆大全、东方希望 5 家一梯队厂商为扩产的主力，合计扩产规模约 20 万吨， 多晶硅产能在 2017-2019 年快速提升，2017 年、2018 年国内多晶硅产能增速分别达 31.9%和 39.7%，2019 年增速有所放缓。2018-2020 年多晶硅料产能利用率出现快速上升趋势，2020 年下半年由于国内下 游需求旺盛，主要多晶硅企业宣布扩产，但是多晶硅投产时间较长，从项目新建到产 能投产一般需要 1-2 年，短期硅料将持续趋紧，2020 年国产多晶硅料产能利用率超过 100%，硅业分会预计 2021 年产能利用率仍将维持较高水平。从产量来看，中国多晶硅产量占全球产量的比重总体保持增长趋势。2008-2020 年，中国多晶硅产量占全球比重从 7.2%大幅攀升至 67.3%，中国成为全球生产多晶硅 最主要的国家之一。全球多晶硅产业正进一步向中国转移，主要因为：一、中国多晶硅企业大规模扩 产，而下游硅片环节的生产制造产能主要集中在中国，2019 年中国硅片产能、产量占 全球的比重分别为 93.1%、97.3%，中国的多晶硅自给率逐步提升，抢占了海外多晶 硅企业的市场；二、中国多晶硅企业的成本优势凸显，国内低成本产能不断扩张，而 海外主要产能投资较早、单位投资成本高，且海外电价、人工成本较高，整体生产成本远高于国内领先企业；三、中国多晶硅企业的产品质量不断提升，不仅能够满足多 晶硅片生产所需，而且已经能够提供单晶硅片生产所用硅料。2020 年，全国多晶硅产量达 39.2 万吨，同比增长 14.6%。2021 年随着多晶硅企 业技改及新建产能的释放，CPIA 预计多晶硅产量将达到 45 万吨，同比增长约 14.8%。通威股份在建的乐山二期和保山一期项目产能预计将于 2021 年底释放，东方希望 预计 2021 年新增约 3 万吨产能，保利协鑫产能小幅增加。2021 年后，随着通威股份新 建产能的释放和持续的扩产、新疆大全和亚洲硅业募投项目的逐步投产，行业产能有望 得到较大幅度的提升。2020 年中国多晶硅产能在全球产能占比约 80.9%，虽然国内多晶硅产能逐渐快速提升，但目前国内供应还暂时无法完全满足国内需求，仍需要进口。2020 年我国进口 多晶硅料约 10 万吨，进口硅料占比约 25.3%。2020 年，多晶硅海外进口量同比下降 较多，2020 年初韩国多晶硅工厂退出以及 2020 年上半年市场低迷企业停产或者降低 开工率导致进口量出现明显减少。随着国内多晶硅新增产能继续释放，将维持国产替代趋势，我国对于进口多晶硅 料的依赖度将不断下降，硅业分会预计 2021 年进口多晶硅料占比进一步下降到 19.8% 左右。多晶硅新增产能从 2018 年起陆续投产爬坡，同时，“531”政策导致行业需求大 幅下降，导致多晶硅价格受下游需求调整和产能集中投放出现大幅下降。2020 年下半 年，硅料出现周期性紧缺，各大企业开始纷纷签订长单，保障产品供应。随着下游硅片产能快速扩产及光伏终端需求向好，以及考虑到硅料厂从产能投放 到稳定产出需要 3~6 个月时间，因此 2021 年虽有部分新增产能，预计硅料供需紧张 将至少延持续至 2021 年底，2021 年多晶硅价格上涨具备一定延续性。3.2 颗粒硅扩产有望带来增量空间当前主流的多晶硅生产技术主要有三氯氢硅西门子法和硅烷流化床法，产品形态 分别为棒状硅和颗粒硅。棒状硅需要在破碎后才能在后续单晶拉制、多晶铸造晶体的 过程中使用，破碎过程相当麻烦，同时还容易引入杂质。颗粒硅是硅烷法生产出来的颗粒状多晶硅。和块状硅相比，颗粒硅形似球状，流 动性好，更好满足复投料尺寸要求，无需破碎，避免破碎损耗，降低破碎成本，消除 破碎过程中引入杂质的风险。目前国内单晶产能迅速扩张，单晶复投小料比例提高， 颗粒硅无需破碎，能避免杂质引入，料性完美契合单晶用料需求，未来待下游企业持 续验证后，有望成为新一代的硅料技术。当前三氯氢硅西门子法生产工艺相对成熟，2020 年采用此方法生产出的棒状硅约 占全国总产量的 97.2%，目前仍是主流生产工艺。保利协鑫是生产颗粒硅最主要的企业，其在徐州已建成万吨级硅烷流化床法生产 线，经过了近 3 年的运营、改造和提升，2019 年颗粒硅产量达 3000 吨，2020 年产量 提升到 6000 吨。2021 年 2 月 3 日，保利协鑫能源旗下颗粒硅（FBR）研发与制造主 体江苏中能年有效产能已由此前的 6000 吨提升至 10000 吨。2020 年 9 月，江苏中能 扩产 5.4 万吨颗粒硅项目开工，总投资 47 亿元，计划分两期建设，一期于 2021 年 6 月年产能扩至 3 万吨，二期于 2021 年底年产能扩至 5.4 万吨，部分客户已经提前锁定 其未来的颗粒硅供应。江苏中能将于 2021 年 3 月至 2023 年 12 月期间向隆基股份及其 7 家附属公司销 售合共不少于 9.14 万吨多晶硅，多晶硅供应量之中将包括颗粒硅产品。另外，江苏中 能将于 2022 年 1 月至 2026 年 12 月期间向天津环睿销售合共 35 万吨多晶硅，每年多 晶硅供应量之中将包括较大比例保利协鑫附属公司现有及未来规划颗粒硅产能的实 际产量。颗粒硅其投产及长单协议的签订将给保利协鑫带来增量空间，强化其成长性， 同时，能在一定程度上改善多晶硅趋紧的格局。4 需求：多晶硅需求旺盛4.1 光伏新增装机量高增长提振多晶硅需求多晶硅需求和新增光伏装机规模有直接关系，新增光伏装机规模的快速增长将大幅 拉动多晶硅的市场需求。在全球各国光伏产业政策的推动和应用市场需求的拉动下，全球光伏产业总体呈现 高速发展，新增装机容量屡创新高。光伏行业新增装机容量自 2007 年以来历经三次波 动，分别缘于2009 年的全球金融危机、2012 年的贸易摩擦和 2018 年的光伏政策调整。 这三次波动虽未导致全球光伏新增装机容量下降，但使其增速有所减缓。除 2012 年和 2018 年外，其余年份均保持高于 10%的同比增长率。2013 年后，在光伏发电成本持续下降、政策持续利好和新兴市场快速兴起等有利因 素的推动下，新增装机容量增速快速上升，全球光伏市场持续扩大。根据 CPIA，2019 年全球新增光伏装机容量为 115GW，同比增长 8.5%。2007 年至 2019 年的 13 年间，新 增装机容量由 2.9GW 增至 115GW，增长超 38 倍，2007 年-2019 年的年均复合增长率高 达 44.5%。4.2 中国光伏行业后来居上，新增并网装机容量跃升全球首位和欧洲国家相比，中国的光伏发电行业起步较晚。1958 年，我国于开始研制光伏电 池，并在 1971 年首次将其成功应用于发射的东方红二号卫星上，1973 年，首次将光伏 电池应用于地面设施。1980 年之前，我国太阳能光伏产业尚处于雏形，太阳能电池的年产量不足 10KW， 且价格昂贵。受产量及价格的限制，太阳能电池除用作卫星电源外，在地面上仅用于小 功率电源系统。2000 年后，国家启动了送电到乡、光明工程等系列扶持项目，解决偏远无电地区用 电问题，国内光伏行业开始蓬勃发展。随着光伏发电技术逐渐成熟、成本逐步降低、上 网电价初步明确以及国家改善能源结构的需求日益增加，集中式光伏发电得以迅速发 展。2009 年，国家开始实施太阳能光电建筑应用示范项目和金太阳示范工程，促进国内 光伏发电的产业化和规模化发展。2011 年，国家发改委发布《关于完善太阳能光伏发电 上网电价政策的通知》，进一步加快光伏发电产业的发展。自 2011 年起，欧美对我国光伏组件制造业进行“双反”调查，光伏行业受到了较大的 冲击。2013 年后，国内陆续出台政策，光伏发电装机规模迎来爆发式增长。在 2018 年“531 光伏新政”对于规模、补贴、电价等方面都进行了调整，国内光伏市 场受到一定影响，新增装机规模出现小幅下滑。我国光伏发电行业经过十多年的快速发 展，目前已是全球光伏发电规模最大、增长最快的市场。中国、欧盟和美国 2019 年全球光伏新增装机容量排名前三，而中国以新增装机容 量 30.1GW 位列第一，占全球光伏新增装机容量的 26.2%。美国是 2019 年光伏新增装机第二大的国家，光伏新增装机 13.3GW。第三位是印度， 2019 年装机达 9.9GW。日本排名第四，年装机容量为 7GW。2010-2020 年，我国光伏发电量持续高速增长。2020 年，光伏发电量达 2605 亿千瓦 时，同比增长 16.2%，约占全国全年总发电量的 3.5%，较 2019 年提升 0.4 个百分点。 据 IEA 预测，全球光伏发电在总发电量的占比将在 2040 年达到 18.7%，而 2018 年全球 范围内光伏发电渗透率仅为 2.2%。和全球光伏发电渗透率目标相比，目前中国光伏发电 市场空间广阔。光伏作为可再生能源，未来国内光伏发电渗透率不断提升是大势所趋。2020 年，国内光伏新增装机 48.2GW，创历史第二高，同比增加 60.1%，累计光伏 并网装机容量达到 253GW，新增和累计装机容量均为全球第一。CPIA 预计 2021 年国 内光伏新增装机量超过 55GW，累计装机有望达到约 308GW。2020 年受疫情影响，上 半年电站装机规模较少，全年装机主要集中在下半年。2020 年 12 月，在抢装推动下， 单月新增光伏装机规模达到 29.5GW，创历史新高。2020 年户用光伏装机超 10GW，占 到了全年光伏新增装机约 20%。2016-2019 年，国内多晶硅需求量从 29.8 万吨上升至 41.1 万吨，CPIA 预测 2020 年 需求量继续提高到 45.2 万吨。2021 年，CPIA 预测全球新增装机量有望达到 170GW， 2022 年将达到 180-225GW。2021 年若以 170GW 测算，对应多晶硅需求量约 54.2 万吨， 2022 年将进一步提升到 57.4 万-71.7 万吨。其中，单晶技术路线硅料需求量占比持续提 升，从 2016 年的 17.2%大幅提高到 2019 年的 58.4%，单晶为目前公认的主流技术路线， CPIA 预计至 2021 年单晶对多晶硅硅料需求量的占比仍将继续提升。据 PV Infolink 统计，硅料价格自 2020 年 12 月以来持续回升，春节前下游备货需 求拉动下，单晶用料现货均价环比再上涨 2.4%至 86 元/kg 左右。光伏需求持续上涨，对硅料的需求不断加大，2021 年多晶硅行业新增产能有限。2020 年 8 月以来，为充分保障原材料的供应，多家企业通过长单形式锁定硅料，2021 年 80% 以上硅料产能已被下游企业预定，供需格局趋紧或将持续到 2021 年底。5 多晶硅行业呈较高集中度5.1 国内多晶硅 CR4 占比超七成国内前五的高纯多晶硅市场主要参与者包括通威股份、保利协鑫、新特能源、东 方希望和新疆大全。这五家主要企业 2018-2019 年均进行了大规模的产能扩张，本轮 扩张是在技术趋于成熟、投资成本大幅下降、行业前景更趋明朗的背景下实施的，由 国内规模和技术水平靠前的高纯多晶硅企业主导的，新投产能具有产品品质高、单位 投资强度低、单位产品电耗低等显著优点。经过本轮产能扩张，国内外落后产能陆续 被替代。2019 年，保利协鑫产能为 11.8 万吨，产量为 6.03 万吨，销量为 3.88 万吨，保利 协鑫的产能位居全球第一。保利协鑫使用自产的多晶硅生产硅片，因此其多晶硅产量 和对外销量相差较大。通威股份产能为 8 万吨，其 2019 年产量和销量均为全球第一。根据硅业分会，2019 年底保利协鑫多晶硅产能占比约 19%高居首位，其次为通威 股份、新特能源和新疆大全，分别占比约 18%、16%和 15%，CR4 约 68%，市场集中 度较高。根据硅业分会，从产能来看，2020 年底通威股份、保利协鑫、新特能源和新疆大 全 4 家年产能在 5 万吨以上的企业产能合计约 31.7 万吨，约占国内多晶硅总产能的 75.5%，较 2019 年提升约 7.5 个百分点；从产量来看，这 4 家企业 2020 年产量合计约 为 30.2 万吨，占国内总产量的 76.3%。从全球占比来看，通威股份、保利协鑫、新特 能源、新疆大全和德国瓦克 2020 年产量排名全球前五的多晶硅企业产量共计约 35.8 万吨，占全球多晶硅总产量的比例达到 68.2%，市场集中度较高。5.2 通威多晶硅业务优势明显毛利率方面，由于东方希望没有上市，因此取保利协鑫、通威股份、新特能源和新 疆大全四家企业的多晶硅相关业务毛利率作为对比。2017-2019 年，四家企业的毛利率 均呈现下滑趋势。主要因为受到“531 光伏政策”实施的影响，虽然 2019 年保利协鑫的 多晶硅及硅片销量较 2018 年增加，但是多晶硅及硅片平均售价下跌较多，导致保利协 鑫光伏材料毛利从2018年的9.95亿元进一步下跌至2019年的4.23亿元，毛利率从27.2% 降至 3.3%。2018-2019 年，通威股份多晶硅业务毛利率在四家可比公司中均保持第一， 分别为 35.7%和 28.4%，体现较强竞争力。（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）精选报告来源：【未来智库官网】。