1、需求：20 年光伏裝機超預期，原預期 115GW，到年底統計裝機在 130GW;下游各環節產能增加明顯據不完全統計，到 20 年底硅片產能達 200GW， 21 年底將會超過 300GW，電池片和組件到21 年底也會到 300GW，僅在 2020H2 行業公布的電池片和組件產能規劃達 200GW;預計到 2025 年光伏裝機需求 300GW，對應的硅料需求在 75 萬噸。

2、供給：硅料的投產周期 1 年到 1 年半;20 年國內產能 42 萬噸，相比 2019 年下降 3 萬噸，生產保持滿負荷狀態， 20 年國內產量 40 萬噸，較 19 年增 20%以上;

21 年硅料新增名義產能不到10 萬噸，實際釋放在 5-6 萬噸， 21 年全年國內供應兩 47-48 萬噸，加上進口 10 萬噸，共 57-58 萬噸的總供應量，預計能生產硅片 200GW，能滿足 160GW 的裝機需求;

22 年新增名義產能 15萬噸，第 1 波產能釋放會在 22Q1-22Q2 之間，主要來自通威產能釋放，第二波是在 22Q4 釋放，亞洲硅業、協鑫預期會有部分產能投產;

3、主要企業產能：擴產主要集中在頭部幾家企業：

通威：現有產能 9 萬噸;21 年底四川和保山 2 個項目合計將新增產能 7 萬噸;包頭項目產能 4 萬噸，將在 22 年 6 月或 22 年 3季度投產;

協鑫：現有產能 8.5 萬噸，其中新疆 4 萬噸，徐州 4.5 萬噸(其5 千噸是顆粒硅);新疆 2 萬噸擴建項目會在 21Q2 逐漸投產，沒投顆粒硅的原因可能是因為是合資項目(中環)，以及擴建項目成本更低;徐州 1 萬顆粒硅擴建項目在 21Q2 逐步投產， 3 萬噸顆粒硅改建項目(替代現有西門子法產能)會在 21Q2 投產;22 年四川 10 萬噸顆粒硅項目 1 期 4 萬噸已開工，實際投產要解決資金問題;

新特：現有產能 7.2 萬噸，新疆 2 條線;有 10 萬噸擴產計劃，但沒有時間表

大全：現有產能 7 萬噸，有擴產規劃，預計在 A 股上市后有具體安排

4、價格：預計 21 年價格全年將維持在高位水平，預計價格低點在 8 萬元/噸，價格中樞在 8.5-9 萬元/噸;近期價格走高主要是因為：

一是下游對 21 年光伏裝機需求樂觀，由于 20H2 硅料供應保障的經驗，下游企業會加強保障硅料的供應，目前硅料廠商接近 80%的產能已經被長單鎖定;

二是下游硅片企業的策略是，在21 年硅料只能滿足 160GW 光伏裝機需求的背景下，先占據硅料的市場份額，相當于搶占了硅片、組件的份額，可以通過硅片或組件端份額提升來消化硅料成本上升的影響;20H1 是硅料供需相對偏寬松的狀態，是否會導致價格下滑，具體要看硅片環節的擴張情況;20H2 供給釋放優先，下游需求爆發有可能將導致硅料價格呈快速上漲的趨勢;22 年硅料價格存在不確定性，主要看 22 年光伏裝機是否繼續保持高增長，若 22 年全球光伏裝機達220GW，則硅料供應偏緊的狀態將持續;

5、成本：當前先進產能的成本：3-4-5，即現金成本 3 萬元/噸，生產成本 4 萬元/噸，含費用綜合成本 5 萬元/噸;新產能因技術進步和折舊因素成本更低，通威的新產能成本目標在 2-3-4，但據專家了解實際通威新產能(包頭+樂山)成本也在 3-4-5;老產能，如新特、大全 1 期產能會在 3.5-4.5-5.5;成本下降還是有一定空間，如大硅片應用非硅成本有下降空間，異質結電池的薄片化，硅片厚度可能會從當前 180μ m 下降至 140μ m 以下;

6、利潤率：合理的利潤率水平，應該是光伏產業鏈最高的環節，在 30%左右;

7、庫存：目前生產企業基本沒有庫存，全產業鏈的硅料庫存在1 萬噸左右，主要來自于 12 月份集中成交的訂單交付;

6、成交：目前成交以散單為主，長單成交價格會市場現貨價格為主，縮量不鎖價，不排除一些長單會有折扣，具體看付款方式和時間長度;

7、行業門檻：化工生產方式，工藝技術壁壘更高;重資產，改良西門子法投資 8 億/萬噸，顆粒硅 7-8 億/萬噸，新產能的投資強度并未下降。此前也有新玩家想進入硅料領域，但實際未取得成功。2018-2019 年硅料環節技術已達到成熟期，后發優勢變為先發優勢，通威在電價較低地區投資了幾個大項目，占據了先發優勢;

10、硅料上漲對裝機需求的影響：如果按組件價格 1.5 元/w，當前硅片的利潤水平還是偏高，在硅片合理利潤率情況下，能支撐硅料價格在 100 元/kg 以上;

11、顆粒硅：當前名義產能合計在 2 萬噸多一點，有效產能更低;目前能滿足摻雜使用的要求，未來需求存在不確定性，如 N 型電池對硅料品質要求更高，達到 11 個 9;目前價格低于單晶硅料，更接近于多晶硅料 50-60 元/kg，在試用階段需要調整生產工藝。如果顆粒硅未來成為主流產品，不排除未來比單晶料價格更高;生產成本理論上在 3.5 萬元/噸;

2015 年前后顆粒硅使用比例比較多，之后單晶硅片替代多晶硅片，對硅料的品質要求越來越高，顆粒硅由于生產工藝原因(顆粒硅在流化床內壁的摩擦)表面雜質比較高，最近可能是因為解決了內壁材質問題，顆粒硅品質有一個較大的提升;在實驗中要達到硅料品質要求，摻雜比例可以在 15-30-60%，如中環實驗中摻雜到 30%。實際使用過程中摻雜比例 5%，摻雜比例在 30%以下對質量的影響不大;

12、進口硅料：海外供應光伏級硅料產能不到 9 萬噸，德國瓦克6 萬噸，馬來西亞 OCI2.7-2.8 萬噸，加上電子級的頭尾料共不到 10 萬噸;進口價格走勢基本與國內趨同，存在一定海運周期滯后;全球 98-99%的硅片供應集中在中國;

13、硅耗：2019 年硅耗在 3g/w， 2021 年統計硅耗在 2.8g/w，目前 P 型電池硅耗已基本 2.7-2.8g/w、接近極限水平;如果未來采用 N 型電池， 硅耗可能會繼續下降， 2025 年 300GW 裝機，測算對應硅料需求 75 萬噸已考慮硅耗下降。

14、 N 型硅料：龍頭企業技術積累充足，是在等待下游需求的釋放;

15、美國制裁：美國的裝機需求在 20+GW，對應硅料的需求在 6-7萬噸，若僅是美國的需求，非新疆地區硅料產能完全能夠滿足。