光伏行业深度报告多晶硅供需反转国内龙头尽享红利

光伏行业深度报告-多晶硅供需反转国内龙头尽享红利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，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

PVInfoLink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、、、、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