1.1 復盤：供需錯配是漲價主因，高比例長單加劇價格波動

多晶硅產能剛性且擴產周期長，更易出現供不應求導致漲價的現象。在光 伏行業并不算長的歷史上曾多次出現“擁硅為王”的局面，主要為發生在 2004-2008 年、2010-2011 年、以及 2020-2021 年的三次硅料價格大幅上 漲，導致這些結果的直接原因都是短期需求超預期而供給沒跟上（階段性 供需錯配），但從本質上看，在一個高成長的行業，硅料作為技術/資金壁 壘高（尤其早期）、產能剛性且擴產/爬產周期長的環節之一，疊加例行檢 修、生產事故等增加供給不確定性的因素，比其他環節更容易出現因供不 應求而導致漲價的情況。

復盤多晶硅三輪漲價周期，后兩輪中長協單都起到推波助瀾作用。在 2006-2008 年第一輪“擁硅為王”后，下游客戶為了鎖定硅料供應，不少 都選擇與硅料大廠簽訂鎖量鎖價長單，部分企業（賽維 LDK、英利）甚至 直接進入硅料生產環節，間接導致了相關企業的破產和隕落。近兩年上下 游簽訂的絕大多數都是鎖量不鎖價的長單，大量被鎖定的硅料導致可以在 現貨市場交易的供給變少，在市場一致預期硅料緊缺且需求向好的情況下， 現貨價格更容易被進一步推高。

1.2 平價時代光伏需求彈性大，供給瓶頸決定裝機上限

全球加速脫碳，政策、金融助力新能源裝機高速增長。隨著近年來全球對 氣候問題的重視，各國政府及機構陸續制定了更為積極嚴格的零碳排放行 動計劃：中國、美國、歐盟等國家/地區宣布將在 2050/2060 年達到碳中和， 其中法國、德國、英國、日本、韓國等超過 10 個國家已立法明確這一目標。 電力作為全球碳排放量最多的三大行業之一（另外兩個是交通和工業），是 各個國家能源改革的重點領域。在碳中和目標下，因環保問題關停的火電、 核電機組將為新能源裝機騰出更多空間，同時碳交易、綠色債券等金融支 持手段也將助力新能源裝機高速增長，推動能源結構升級轉型。

光伏需求彈性十足，裝機預測邏輯轉向“供給瓶頸決定需求”。

在全球大部分地區，光伏的度電成本已極具經濟性和競爭力，同時因其對 生態環境影響小、建設場景豐富（沙漠、屋頂均可裝）、建設周期短（3-4 個月），已成為目前新增裝機占比最高的能源類型。2021 年以來，雖然受 到上游原材料漲價影響，光伏系統成本上升明顯（光伏項目 PPA 電價持續上漲），但在全球能源成本大幅上升的背景下，光伏仍然是最具性價比的能 源類型之一。

考慮到平價后光伏擺脫補貼依賴、具備更高自主性，需求增速主要取決于 項目預期收益率；隨著光伏持續降本提效、而化石能源發電因燃料短缺成 本大幅上升，光伏相對優勢持續擴大；平價后光伏擺脫補貼依賴和規劃束 縛，終端需求將具備極強的向上彈性，并呈現出對成本承受力的持續提升， 中短期光伏新增裝機量將基本由供給瓶頸環節產能決定。中長期需求則仍 然可以基于各國減碳要求、用電量增速、終端用能電氣化提升等宏觀角度 參數進行測算，這與短期需求的高彈性和預測邏輯的變化不產生矛盾。

 1.3 2022 年硅料仍為產業鏈最瓶頸環節，全年均價有望保持 15 萬元以上

2022 年硅料為產業鏈供給瓶頸環節，其產能決定終端裝機量。光伏產業鏈 中硅片、電池片和組件等環節擴產周期較短（3-6 個月），難以成為產業鏈 供給的限制因素，而擴產周期較長的環節硅料（18 個月以上）、玻璃（18 個月）和膠膜上游 EVA 粒子（3~5 年）有較大概率將成為供給瓶頸環節。 2021 年多晶硅產量約 57 萬噸，按明年硅料產能釋放節奏，預計 2022 年 多晶硅新增產量 22~27 萬噸，合計可滿足 260~280GW 組件需求，同比增 加 35-45%，與下游環節擴產產能比較，明年硅料大概率仍是供應鏈瓶頸。 此外，考慮到能耗雙控政策的收緊或將給新項目的投產節奏帶來不確定性， 令總供應量可能靠近預測范圍下限。

全球能源成本上升、光伏成本承受力增強，明年均價有望保持 15 萬以上。 在今年硅料和其他原材料成本持續上漲的壓力下，組件價格從 1.6 元/W 攀 升至 1.8-1.9 元/W，但終端需求仍表現出較高韌性，2021 年 1-9 月國內光 伏新增裝機 25.56GW，同比增長 44%，預計全年裝機有望達到 55-60GW。 2022 年隨著硅料新產能的釋放，組件價格將從高位回落，考慮到全球能源 成本上漲和雙碳目標，光伏終端需求及成本承受能力或表現超預期，硅料 全年均價有望保持在 15 萬元/噸以上，按照當前輔材價格和組件合理盈利 水平測算，對應組件價格約 1.7~1.75 元/W。

 1.4 硅片擴產規模遠大于硅料，高比例長單逐漸常態化

硅片擴產規模遠大于硅料，上下游格局逐步發生轉變，高比例長單將成為 常態。

我們統計了 2021-2022 年硅片企業的擴產情況，預計 2021H2-2022 年國 內將新增 200GW 以上單晶硅棒名義產能，考慮到 3~6 個月的爬產周期， 測算對應有效產能也將達到 100GW 以上（對應硅料需求 29 萬噸左右）， 而同期硅料新增有效產能僅為 22~27 萬噸；隨著新玩家的加入，硅片生產 企業也從原來的 5~6 家迅速拓展到僅 15GW 以上產能企業就有近 10 家， 而目前國內 4 萬噸以上（對應 15GW 左右）規模的硅料企業僅 5 家，硅料 和硅片上下游的格局逐漸發生轉變。

由于硅料和硅片擴產周期的不同，當前上下游之間這種供需錯配的局面可 能將一直持續，即使假設 2019 年及之前的存量產能（約 120GW）因不具 備改造成大尺寸的經濟性，在 2022 年全部停產退出市場，2022 年硅片的 有效產能仍大于硅料，大部分硅片企業開工率不足 100%或將成為新常態。

無論是新進入者還是老牌的硅片企業，為了保障已簽長單的供貨、提高/穩 定市占率、降低非硅成本，原材料的保供將成為生產規劃的重中之重。根 據我們統計，2022 年國內主流硅料企業的 90%以上產能均已被下游長單 鎖定，且最新的硅料長單已經簽至 2026 年，未來幾年高比例長單將成為 硅料行業的常態。

 1.5 工業硅價格漲幅受下游需求限制，高盈利下供給有望增加

工業硅行業整體產能過剩，但出于成本/環保原因，開工率不足 50%。

工業硅（金屬硅）通常由碳還原二氧化硅制備，是多晶硅、有機硅、硅鋁 合金重要的原材料。工業硅按鐵、鋁、鈣雜質百分比的不同可分為 553、 441、421 等不同牌號，冶金級工業硅（硅含量＜99%）主要用于生產硅鋁 合金，化學級工業硅（硅含量≥99%）主要用于生產多晶硅、有機硅。一 般 1 噸多晶硅生產大約需要消耗 1.06~1.1 噸的工業硅，可用牌號為 421、 441、3303、553 等，各家企業摻配比例有所不同。

2020 年國內工業硅產能約 506 萬噸，產量 222 萬噸，整體開工率僅有 44%，主要是水電季節性生產和環保等原因。由于工業硅成本中電費占比 高達 30%，出于成本考量，國內約有 50%產能分布在水電資源豐富的云南、 四川等地，為季節性產能，即在豐水期（每年 5~11 月）生產，枯水期減產； 32%左右分布在新疆，利用當地低廉的煤電、年內開工率相對穩定。

下游需求對工業硅成本承受能力有限，近期價格開始高位回落。

2021 年 1-8 月國內工業硅產量累計 173 萬噸，同比增長 31%，但由于今 年工業硅出口及有機硅、多晶硅需求增加，疊加 9 月份云南工業硅限產消 息刺激，工業硅價格短短一個月內從 2 萬/噸出頭上漲至最高 6 萬/噸。

從下游來看，有機硅和多晶硅目前價格下對工業硅成本承受能力尚可，工 業硅成本與價格比值在 20%左右；硅鋁合金使用工業硅比例雖小得多（僅 10%左右），但由于供應商大多為中小企業，主要原材料電解鋁價格大幅上 漲下，資金和成本轉嫁能力已難以支撐工業硅價格的繼續上漲，隨著能耗 雙控的影響蔓延到鋁合金等領域，對應的采購積極性開始減弱，工業硅價 格從 9 月底高位開始回落，尤其以冶金級跌幅最大，達到-30%左右。

工業硅高盈利刺激下，枯水期開工率或高于往年，疊加之前停擺的項目開 始啟動復產，有望保障明年工業硅供應。

生產 1 噸工業硅耗電量約 1.3 萬度，假設其他成本不變，電價每上漲 1 毛/ 度，對應成本增加約 1300 元/噸。在枯水期，假設用電成本上漲到 4-5 毛/ 度，對應成本將增加至 2 萬元/噸，按照目前工業硅價格 4~6 萬元/噸，仍 有豐厚的利潤空間，有望提高企業在枯水期生產的積極性，增加市場供給。

根據我們調研了解，前期受到云南限產影響的企業 9 月 26 日已經復產，同 時在工業硅高盈利的推動下，之前因資金、成本等問題停擺的項目也開始 著手啟動/復產，其中新疆晶和源 28 萬噸工業硅已于 9 月初點火開始爬產， 合盛硅業黑河地區、云南宏盛等多個 1~2 萬噸小產能也于近期陸續點火， 有望保障明年工業硅供應。（報告來源：未來智庫）

 2、硅料進入門檻提高，長期盈利中樞或將在1.5~2萬元/噸

2.1 能耗雙控進一步提高進入門檻，擴產項目落地不確定性增加

本輪硅料供需緊張背景下，一體化組件企業多選擇合資/參股方式鎖定原材 料，側面驗證硅料進入門檻高。雖然硅料相對于主產業鏈下游環節供需緊 張的局面仍將在較長一段時間內持續，但由于多晶硅的高技術壁壘和周期 屬性，以及歷史上曾出現因盲目擴張低效硅料產能而導致投資失敗的案例， 導致本輪硅料緊缺、漲價過程中，一體化組件龍頭幾乎一邊倒的選擇通過 合資/參股的方式去鎖定原材料，而非自主投資擴產，側面驗證了多晶硅環 節具有相對較高的進入門檻。

 能耗雙控要求將進一步提高硅料擴產門檻，技術、成本領先的頭部獲取指 標能力更強。“十三五”期間國家提出實行能源消費強度和總量雙控制度， 并將每年雙控目標分解下達至各地區執行，進入“十四五”之后，在“雙 碳”目標下，能耗雙控的重要性更加凸顯。9 月 11 日，根據國家發改委發 布的《完善能源消費強度和總量雙控制度方案》，國家將加強對高耗能高排 放項目的管控，未達到能耗強度降低基本目標進度要求的地區，將緩批限 批新上高能耗項目，且須實行能耗等量減量替代；對能耗雙控目標完成進 度滯后的地區，將合理控制新上高耗能項目投產節奏。面對國內嚴峻的節 能形勢，未來多晶硅擴產項目的審批要求或將更加嚴格，生產效能高、技 術先進、資金實力強的硅料龍頭企業將有更強的獲取指標能力。

能耗雙控或將增加新產能落地不確定性，拉長擴產周期。根據國家發改委 發布的《2021 年上半年各地區的能耗雙控目標完成情況晴雨表》，青海、 寧夏、云南、新疆、四川、江蘇等硅料產能主要分布地區能耗總量及強度 預警等級為一級和二級，為了確保完成能耗雙控目標，相關地區的新項目 審批及在建項目投產節奏或將受到影響，導致新產能擴產周期拉長。

 2.2 低電價資源愈發稀缺，新產能現金成本中樞或將上移

電價驅動成本差異化，資源優勢者利潤豐厚。硅料主要生產成本為硅粉 （35%）、電費（33%）、折舊（13%）等，不同企業的硅粉和折舊成本差 異較小，電費成本取決于綜合電耗和用電成本，隨著生產工藝的技術更迭 趨緩，未來綜合電耗下降空間較小，因此用電成本將成為企業之間重要的 成本差異來源。2018 年至今，國內硅料新產能加速向新疆、內蒙、云南、 四川等電價便宜的地區集中，使得近幾年新產能的現金成本均位于成本曲 線左側區域，具有明顯的后發優勢。

長期看新產能成本中樞或將上移，提前鎖定低電價的企業成本優勢有望放 大。長期來看，低電價地區的電力負荷有限，且能耗雙控目標考核機制下， 新產能獲取低電價的難度提高，導致企業難以持續進行低電價擴張，未來 新產能現金成本中樞或將上移。隨著節能環保政策升級、煤電成本上漲， 今年以來在電力資源緊張的情況下，內蒙古、寧夏、云南等地陸續放開電 價上浮限制，部分老產能用電成本也較前幾年有所上升，提前鎖定低電價 的硅料電力成本優勢有望放大。

 2.3 N 型技術提高硅料品質差異性，高質量低成本產能有望取得超額利潤

硅料品質存在差異性，高品質低成本產能易取得超額利潤。多晶硅的雜質 （如碳、氧及其他元素）含量決定了硅料的品質和純度。按照我國現行國 家標準，多晶硅純度按照由高到低分為電子級三級、二級、一級和太陽能 級特級、三級、二級、一級。太陽能級多晶硅通常要求硅的純度達到至少 6N（99.9999%）以上，單晶用料純度則要求達到 9N 以上（太陽能特級及 以上），具有較高的技術門檻。目前國內大部分多晶硅企業雖然都具備單晶 用料的生產能力，但生產成本和質量分布情況仍存在差異，頭部企業高純 度硅料兼具低成本與高品質，隨著單多晶用料價差的拉大，更容易取得超 額利潤。

N 型技術對硅料品質的要求進一步提高。按照長晶過程中摻雜元素的不同， 可將硅片或電池片分為 P 型和 N 型，P 型電池主要摻雜 3 價硼或鎵元素， 以空穴導電為主，目前最常見的電池技術即為 P 型 PERC；N 型電池主要 摻雜 5 價磷或砷元素，以電子導電為主，具有無光衰、弱光效應好的優點， 隨著異質結、TOPCon 技術的發展，N 型產品有望成為未來主流的電池技 術。N 型技術對硅料純度要求更高，一般需要達到至少電子二級及以上水 平，目前只有少數幾家頭部企業具備 N 型料穩定供應能力，隨著下游 N 型 電池占比提高，N型料有望因供不應求和高轉換效率而產生溢價。

 2.4 硅料重資產、擴產周期長，長期合理盈利中樞在 1.5~2 萬元/噸

硅料重資產、擴產周期長，按照合理投資回報率反推，硅料長期合理盈利 中樞（單噸凈利）在 1.5~2 萬元/噸。

多晶硅是光伏產業鏈里技術、資金壁壘最高（8-10 億元/萬噸）、擴產周期 最長（1.5-2 年）的環節之一，為了達到更優的成本控制，如今多晶硅擴產 動輒 5 萬噸起跳，不僅提高了硅料行業的進入門檻，同時也增大了能耗管 控和安全風險，企業進行投資決策時往往十分謹慎（代表對 IRR 的要求 高）；同時由于擴產周期長、產能啟停成本高昂，為了避免盈利波動帶來的 投資風險，企業會根據當下或未來一段時間內對價格的判斷進行收益率分析，一般需要項目 IRR 至少達到 25%以上（代表當下盈利水平可能會影響 投資決策）。

對于企業來說，如果硅料盈利長期處于低位（IRR 過低），將會導致項目投 資熱情降低、甚至逼退落后產能出清，在下游需求持續增長的情況下，不 可避免的將出現供需緊張導致的價格上漲；而當硅料盈利長期處于高位 （IRR 過高），又會推動企業積極擴產多晶硅，帶來階段性的產能過剩、從 而引發價格下跌。

基于以上分析，我們認為，長期硅料價格將圍繞一個合理的價格/盈利中樞 上下波動，因此，我們提出可以從企業決策角度出發，按照硅料項目的預 期投資回報率，來倒推多晶硅企業的長期合理盈利中樞，挖掘企業的長期 投資價值。

為了排除工業硅價格對結論的影響，我們選取單噸凈利作為盈利指標，測 算不同投資成本和單噸凈利下，硅料項目的內部收益率。需要特別說明的 是，由于硅料環節的重資產、周期屬性，企業一般要求項目的靜態投資回 收期要少于 6 年，因此我們選取運營期 IRR 和六年內 IRR 兩個收益率指標 進行分析，運營期 IRR 為多晶硅產能 15 年生產運營期內現金流凈額的折 現率，六年內 IRR 為多晶硅產能 6 年生產運營期內現金流凈額的折現率。

按照硅料單噸投資額 8~10 億元，當單噸凈利為 1.5~2 億元時，運營期 IRR 為 18%~27%，六年內 IRR 為 4%~17%，項目具有比較好的投資價值， 能吸引到大部分企業進行主動擴產布局，以保證行業健康穩步地增長。考 慮到龍頭企業成本領先行業平均水平，長期合理單噸盈利中樞或高于 1.5~2 萬元/噸。

 3、改良西門子法技術成熟穩定，頭部企業集中度將再提升

3.1 改良西門子法穩占主流地位，協鑫顆粒硅將作為有效補充

目前多晶硅制備工藝主要分為改良西門子法（93%）和硅烷流化床法 （7%），二者的核心區別在于高純硅的沉積工藝不同。

西門子法通過三氯氫硅（SiHCl3）和氫氣發生還原反應（1080℃）制 備多晶硅，還原反應在鐘罩式還原爐中進行，產生的高純晶硅沉積在 呈 U 型的高溫硅芯（載體）上，因此初始成品為硅棒狀（又稱“棒狀 硅”），破碎后可用于下游拉晶。改良西門子法在西門子法的基礎上增 加了尾氣回收和冷氫化工藝，實現了閉環生產，不僅能降低能耗，還 減少了副產品對環境的污染，自多晶硅工業化發展至今，絕大部分企 業都采用改良西門子法生產多晶硅，是當下比較成熟穩定又兼具低成 本的技術路線。

流化床法（Fluidised Bed Reactor，FBR）根據原材料不同可分為三 氯氫硅法和硅烷法兩種，目前除瓦克使用三氯氫硅外，天宏瑞科 （REC 合資）和保利協鑫（收購 SunEdison FBR 資產）均使用硅烷 法。硅烷流化床法通過使硅烷氣體（SiH4）熱分解（500~700℃）并 沉積在硅籽晶（載體）表面形成顆粒硅，由于反應器（流化床爐）從 底部注入氣體時流速較高，籽晶剛發生反應時處于懸浮狀態，因此沉 積面積大、速率快，可有效降低電耗，當籽晶長大到一定重量（直徑 約 2mm）時將沉降到反應器底部，最終通過管道排出顆粒硅成品，可 直接用于下游拉晶。

 電價對改良西門子法成本影響較大，缺電背景下顆粒硅更具成本優勢。硅 烷流化床法反應溫度低、沉積效率高，先進產能綜合電耗低至 20kWh/kg 以下，遠低于改良西門子法的 55-60kWh/kg，未來受高電價和缺電影響較 小，相對改良西門子法顯示出比較明顯的電力成本優勢。

FBR 成本與品質存在“蹺蹺板”效應，最佳生產成本仍有待全新萬噸級產 線驗證。

雜質多需要定期更換內壁：純硅在流化床爐沉積的過程中，沸騰的顆粒硅 會不斷沖擊反應器內壁，長期使用容易使內壁腐蝕，常用的鎳合金材料內 壁會產生金屬雜質問題、影響產品純度，雖然可通過更換成碳化硅或石墨 材料解決，但同時可能會帶來碳含量的問題，因此運行一段時間后仍需更 換內壁。理論上內壁更換頻率越高、產品純度越好，但會增加更多的耗材/ 生產運維成本。

粉塵多需要頻繁啟停清理：顆粒硅相互碰撞容易在內壁沉積硅粉，造成設 備沾污和堵塞，也會降低流化床的傳熱效率，可能誘發器壁的破裂，因此 設備需要根據粉塵情況進行啟停、清理，將額外增加制造費用。

無論是更換內壁還是清理粉塵，過于頻繁的啟停都會導致開停前后低端料 的占比提高，進而影響高品質顆粒硅的產量。

另外，硅烷是一種極為活潑的氣體，一旦泄露容易引發爆炸，目前顆粒硅 尚未有大規模產線長期運行經驗，因此長期生產存在一定安全風險。

綜上，顆粒硅如果要達到比較高的純度，不可避免的會帶來成本的上升。 考慮到現有產線設備較老、前期投資成本高，顆粒硅成本與品質之間的最 佳平衡點仍有待全新萬噸級產線出來后進一步驗證。

中短期顆粒硅將作為改良西門子法的有效補充，長期可能會加速邊際產能 退出。顆粒硅表面平滑、流動性好，但因雜質問題尚未完全解決，目前主 要用于填縫、復投，是改良西門子法拉制單晶的有效補充。近年來保利協 鑫持續對顆粒硅技術投入研發，或能對流化床內壁材料等核心輔材及生產 工藝做出改善，進而提升顆粒硅的性價比及競爭力。長期看顆粒硅市場份 額將取決于：1）大規模量產后相對西門子法的性價比；2）能否大規模用 于 N 型產品；3）下游客戶對供應鏈安全的要求。隨著未來顆粒硅新產能 投產，其低成本優勢有望加速行業邊際產能的退出。（報告來源：未來智庫）

 3.2 擴產綁定下游優質客戶，市場向頭部企業集中

綁定下游優質客戶，助力產能穩步提升。根據我們前面統計，截至 2021 年 9 月，多晶硅企業與下游簽署的合資項目合計達到 80 萬噸，硅料企業主 要為通威、新特、協鑫等頭部企業，組件企業主要為隆基、晶科、晶澳、 天合等頭部一體化企業。對于硅料企業來說，合資/參股的方式可以保障企 業在大規模擴產的過程中保持資金充裕、提高擴產確定性，同時在產能階 段性過剩的時候通過與頭部客戶的深度綁定更好的消納產量。

新一輪擴產周期后，硅料市場集中度將再次提升。多晶硅市場呈現寡頭壟 斷的競爭格局，根據目前各家企業的擴產進度，預計 2021 年底產能最大 的前四家企業分別為通威、協鑫、大全、新特，產能占比將達到 69%， 2022 年底前四大企業產能占比將達到 76%，市場進一步向頭部企業集中。

 4、重點公司分析

4.1 通威股份

公司硅料產能居行業第一，2022-2023 年權益出貨復合增速達到 73%。公 司現有多晶硅產能 8 萬噸，分布在四川樂山、內蒙古包頭等電價資源便宜 的地區。根據公司硅料擴產計劃，將在 2021 年底前投產樂山 5 萬噸、云 南保山 5 萬噸，2022 年中投產包頭 5 萬噸，2022 年底前投產樂山 10 萬噸， 預計 2021 年底、2022 年底硅料總產能將分別達到 18 萬噸、33 萬噸，同 比增長 125%、83%，對應 2022-2023 年權益出貨分別為 17 萬噸、27 萬 噸，復合增速達到 73%。公司現有產能單晶料占比已達到 98%以上，同時 可以向下游批量供給高純度的 N型料。2021 上半年公司多晶硅平均生產成 本 3.65 萬元/噸（樂山一期及包頭一期平均生產成本 3.37 萬元/噸），毛利 率為 69.39%，處于行業領先水平。

4.2 大全能源/大全新能源

老牌多晶硅龍頭回 A 重啟高速增長。大全能源成立于 2011 年，控股股東 大全新能源持有公司 79.57%股份。現有多晶硅產能 7 萬噸，分布在新疆 石河子地區，憑借當地低廉的煤電資源，成本持續處于行業第一梯隊。 2021 年 7 月 22 日，公司成功登陸科創板，募集資金將投資于年產 1000 噸高純半導體材料項目、年產 35000 噸多晶硅項目和補充流動資產。隨著 新產能于 2021 年底投產，預計 2022 年公司出貨將達到 12 萬噸左右，同 比增長 40%。另外，公司計劃在未來三年保持年均 50%左右的產能增速， 擬在 2024 年底前總產能達到 27 萬噸。

 4.3 新特能源/特變電工

技改升級、新產能投放，成本有望持續下降。新特能源成立于 2008 年， 為特變電工控股子公司（持股比例 66.61%），現有多晶硅產能 7 萬噸，位 于新疆烏魯木齊。公司擁有一座 2*350MW 自備電廠，只有少量用電需要 外購，具有一定成本優勢。根據公司計劃，2022 年上半年冷氫化技改升級 后，多晶硅產能將達到 10 萬噸左右，有望推動生產成本進一步下降；另外 內蒙古包頭 10 萬噸新產能計劃 2022 年下半年投產，預計 2022 年底多晶 硅總產能將達到 20 萬噸，同比增長 186%。

4.4 保利協鑫能源

多年研發布局，顆粒硅量產終見曙光。公司 2006 年成立，旗下全資子公 司中能硅業是國內最早實現多晶硅規模化生產的企業之一。2017 年公司收 購美國 SunEdison FBR 相關技術資產，在顆粒硅技術上不斷取得進步，已 成為國內顆粒硅領先企業。截至 2021 年 9 月底，公司與隆基、中環、晶 澳等下游頭部客戶已累計簽署約 75 萬噸硅料長單協議。目前公司在新疆、 徐州分別有 6 萬噸、4 萬噸棒狀硅和徐州 1 萬噸顆粒硅產能， 未來公司多晶硅擴產將圍繞顆粒硅展開，主要包括徐州 2+3 萬噸擴建項目、 樂山 10 萬噸和內蒙古 30 萬噸新建項目，預計 2022 年底公司顆粒硅產能 有望達到 18 萬噸，成為全球第一大顆粒硅制造商。

 4.5 亞洲硅業

綁定頭部客戶，擴產躋身第一梯隊。公司成立于 2006 年，是國內最早以 現代化工藝研發和生產多晶硅的企業之一，目前在青海西寧有多晶硅產能 2 萬噸。2020 年公司正式通過隆基股份 N型電池用料認證，成為我國多晶 硅企業中首家通過認證的供應商，現已具備 3000 噸 N 型電池用料生產能 力。公司 2020-2021 年分別與隆基、晶澳簽訂 5 年期 12.48 萬噸、3 年期 1.98 萬噸硅料長單，并于 2020 年 8 月 17 日啟動青海 6 萬噸高純晶硅項目， 預計一期 3 萬噸將于 2022 年一季度投產，2022 年出貨量有望實現同比翻 倍增長。