多晶硅2025年行情分析：供应出清路漫漫，“硅”途待柳暗花明

海证期货研究所2024年12月31日 核心观点： 需求端：电网无法消纳新能源发电、贸易保护主义抬高光伏产业成本等问题约束光伏产业发展，预计全球光伏新增装机增速放缓将贯穿2025全年，较去年同期增长10%至536.25GW。不过短期内，组件、电池片环节在经历减产后，产量下滑速度放缓，有助于稳住对硅片的需求，从而支撑对多晶硅的消化。 供应端：多晶硅行业亏损严重，大厂自愿遵守行业自律启动减产检修，以优化行业供需格局，截止2024年12月26日，全国多晶硅开工率仅35%，考虑到西南地区一般于次年5/6月份进入丰水期，预计一季度产量难以恢复；内蒙古、新疆等地虽然也具有电价优势，但生产经营压力也很大，且结合多晶硅重启性价比来看，一季度也难见明显复产。而西南丰水期来临后有产量增加的潜质，这同时会增加多晶硅环节行业自律难度，导致供应重新回升。 综合看，预计2025年多晶硅价格重心运行区间在40000-50000。其中需求增速放缓贯穿2025全年，而一季度受益于需求弱稳、产量下降，带动多晶硅库存去化，硅料价格将震荡偏强运行至区间上沿。而之后随着丰水期到来，西南地区多晶硅产量可能会恢复，这也会增加多晶硅环节行业自律执行难度，从而导致价格在区间下沿附近震荡。 第一部分 2004-2008年，当时多晶硅的技术主要掌握在欧美国家，受益于德国、西班牙、法国等欧洲国家陆续出台光伏补贴政策，欧洲光伏装机需求量快速增长，导致多晶硅供需缺口不断扩大，期间多晶硅价格从30万元/吨拉涨，最高超过300万元/吨。 2008年，金融危机爆发，欧美光伏补贴迅速退坡，光伏装机需求也同步加速收缩，而硅料在价格拉涨阶段积极扩产，供需的一增一减，导致硅料大量过剩，价格也因此快速下跌至55万元/吨。 2009年3月，中国三部委联合启动“金太阳工程”，促进国内光伏发电产业技术进步和规模化发展，2010年全球经济回暖带动光伏需求复苏，同时国内将多晶硅列入高耗能行业。硅料缓慢爬升至80万元/吨左右。 2011年下半年，欧债危机全面爆发，2011年10月至2012年10月，美国和欧盟对华发起“双反”调查，同时海外对国内多晶硅进行低价倾销，致使硅料价格继续下跌至17万元/吨左右。 多晶硅价格回顾 短期减产难改供应长期过剩 第二部分 2011年中国多晶硅产能约16万吨，直到2021年产能才突破50万吨，且此前中国多晶硅对外依存度一直处于70%以上的较高位置。不过从当年开始，中国的多晶硅产能建设进入加速阶段，到2024年多晶硅已建成产能约317万吨，2021-2024期间，多晶硅年复合增长率达48%。同时，中国的多晶硅进口依存度也由此快速下降至不足20%，摆脱了海外对中国多晶硅供应的干扰，甚至基于成本及产业链优势的积累，逐步开拓海外市场。 然而多晶硅产能过剩也在加速到来。从产业链各环节产量增速与多晶硅产能增速对比可以看出，受益于“双碳”目标，需求端自2020年开始保持较高增速，而上游供应在初始阶段无法满足终端所需，下游给予了较高溢价推动多晶硅价格快速拉升，行业利润也水涨船高，因此老玩家纷纷扩产，同时也吸引了跨界新玩家的进入，2022-2023年多晶硅项目加速建设投产，到2024年多晶硅已建成产能约317万吨。 2024年多晶硅减产以缓解过剩压力 聚焦于2024年，反观终端光伏装机增速却出现了崩塌式下降，导致整个产业自下而上产能过剩凸显，各环节价格快速下滑，利润收缩，产能不得不进行出清。就硅料而言，2024年4月价格加速下跌至行业平均成本线以下，自此之后亏损程度不断加深。多个改扩建项目持续后延，且因硅料资本支出以及启停成本较高，部分建成项目选择延期投产。除此之外，多家企业进入减负状态。据百川盈孚统计，截止12月26日，全国多晶硅开工率仅35%，四川及云南因处于枯水期，电价成本抬升，所以减产幅度更高。 2024年12月24日，通威及大全等头部硅料企业陆续公布减产检修通知，为积极响应中央经济工作会议精神，破除“内卷式”恶性竞争，两家硅料企业将进行有序减产控产。通威表示后续具体复产安排将根据项目地电力价格变化以及市场行情统筹规划。不过从百川统计的开工产能来看，四川仅有5万吨，云南则全部停产，说明大厂已在前期进行减停产，预计两地产量进一步下降空间有限。新疆、内蒙等地虽具有电价优势，但大全能源公布的现金成本4.03万元/吨，基本持平于当前N型硅料现货成交价，因此生产经营同样存在压力。预计后期产量缩减主要在新疆、内蒙等地。 2025年二季度存在复产可能 四川云南两地主要依靠水电，因此具有明显的季节性变化，从电价走势看，预计四川和云南地区减停产产能在2025年二季度复产的概率较大。不过这会增加行业自律执行难度，其他企业可能也会跟随复产。 展望2025年，多晶硅仍有较多已建或在建产能待投产，不过其与价格相互钳制，即若多晶硅价格持续低位，企业不愿亏损经营则会延迟投产；若价格拉涨至有利润时，低成本大厂产能率先投产，将重新拖累硅料价格。 第三部分 多晶硅已跌破现金成本 多晶硅成本构成主要包括：硅粉、三氯氢硅、电费、折旧等。 硅耗：根据CPIA数据，将生产流程中的硅粉、三氯氢硅、氯化硅等含硅物料折算纯硅，并扣除外售氯硅烷的折算纯硅含量后，2023年单公斤多晶硅的硅耗在1.08公斤，CPIA预计2030年硅耗水平将降低至1.07kg/kg-Si，降幅不明显。 多晶硅已跌破现金成本 电耗：目前生产多晶硅的综合电耗水平约为57kWh/kg，还原电耗一般约占综合电耗的60-75%，约占综合生产成本的20-25%。 工信部于2024年11月15日印发了《光伏制造行业规范条件（2024年本）》《光伏制造行业规范公告管理办法（2024年本）》，对多晶硅新建和改扩建项目电耗规范为：还原电耗小于40千瓦时/千克，综合电耗小于53千瓦时/千克。均较此前的意见稿下调4千瓦时/千克。 根据中国光伏行业协会的《中国光伏产业发展路线图（2023-2024年）》，2023年多晶硅企业的平均综合电耗为57kWh/kg，还原电耗为43kWh/kg，预计到2030年综合电耗下降至52.5kWh/kg，还原电耗下降至38.2kWh/kg。 而对于新扩建项目来说，CPIA路线图显示预计到2030年行业平均电耗水平才能降至工信部规范条件要求，新增产能释放步伐有望放慢，从而有助于缓解多晶硅产能过剩的现状。 折旧：多晶硅是重资本投入，万吨投资成本约在8亿元左右（头部企业可以做到5亿元），按照5%残值率，设备分10年平均折旧，则每年折旧成本7600元/吨，因此折旧在成本中占比相对较高。 多晶硅已跌破现金成本 水耗：多晶硅生产过程中，水的消耗主要包括蒸发、清晰，2023年，多晶硅平均水耗在0.08t/kg-Si的水平。包头非居民用水价格为8.15元/立方米（基础水费3.85元/立方米、污水处理费1.8元/立方米、水资源税0.7或2.5元/立方米）。 蒸汽：CPIA统计的蒸汽耗量是指生产单位多晶硅产品外购蒸汽量，不考虑还原炉余热利用所产生的蒸汽（该能量已通过电力的形式计入）。2023年企业蒸汽耗量均值为9.1kg/kg-Si。以标煤单价450元/吨（含税）进行对应测算，蒸汽价格为150-180元/吨。 直接人工：通威股份以及大全能源2023年年报中公布了高纯晶硅板块直接人工成本，按照企业当年产量估算，预计通威直接人工1523.26元/吨，大全3789.14元/吨，折二者平均值为2656.2元/吨。 据此测算，多晶硅生产成本约47元/kg，现金成本约37.5元/kg，因工业硅硅粉价格下跌较快，所以测算的现金成本较上市公司半年报数据偏低。 需求放缓贯穿2025年 第四部分 中国政策面仍支持光伏增长 全球光伏装机中，中国光伏装机容量在全球占比43%，其次欧洲合计占比21%，美国占比10%，中东占比虽然不高，但未来的增长潜力较大。 从政策角度来看，全球尤其是中国坚定“双碳”目标，中共中央政治局常委、国务院总理李强10月22日至24日在宁夏、内蒙古调研。在宁东200万千瓦复合光伏基地，李强听取宁夏构建新型能源体系等汇报。他说，推动煤炭资源就地深加工，充分发挥综合效应。要面向更多应用场景，加大政策引导，用好建筑物外立面特别是屋顶空间，进一步释放光伏等新能源发展潜力。 紧接着，10月30日，国家发展改革委等六部门发布《关于大力实施可再生能源替代行动的指导意见》。其中提出，（1）全面提升可再生能源供给能力。加快推进以沙漠、戈壁、荒漠地区为重点的大型风电光伏基地建设，推动海上风电集群化开发。（2）把深化建筑可再生能源集成应用。把优先利用可再生能源纳入城镇的规划、建设、更新和改造。推动既有建筑屋顶加装光伏系统，推动有条件的新建厂房、新建公共建筑应装尽装光伏系统。 2024年5月29日，国务院印发《2024-2025年节能降碳行动方案》，新能源利用率可降低至90%，消纳红线下调，意味着在并网量相同的情况下，需要更多的发电量，这就有助于为光伏装机提供更多的空间。 因此预计光伏装机仍能保持正增长。但经济性下降、消纳困难的现实问题，导致对其增长要谨慎乐观。预计2025年中国光伏新增装机增长约10%至260GW。 但光伏装机面临诸多挑战 中国在双碳目标提出后，大力发展光伏、风电等清洁能源成为全球实现“碳中和、碳达峰”的重要手段，因此光伏装机进入高速增长阶段。 而2024年光伏装机增速明显回落，主要是面临包括电网承载力不足致使光伏并网消纳及运输有限、光伏用地政策严格、电力市场化推进后可能会影响光伏收益：等问题的挑战，截止2024年11月，中国新增光伏装机量为206.3GW，同比增长25.88%。其中，截止2024年9月，中国分布式光伏新增装机合计852亿千瓦，同比增长25%，中国集中式光伏新增装机合计757亿千瓦，同比增长27%。 分布式光伏面临就地消纳难题 分布式光伏主要分布在山东、河南、江苏、浙江、安徽等中东部地区，此前，因分布式光伏安装灵活、就地消纳等优势而迅猛发展，但分布式装机快速增长也带来了一些问题，包括配电网容量不足导致部分地区出现分布式光伏无法接入、农村用电需求不足使得户用光伏发电无法充分就地消纳、各地分时电价的调整影响分布式光伏发电的收益。自2024年以来，全国分布式光伏接入受限的问题在多个省份持续存在，接入容量为0的“红区”亦有蔓延趋势，中太能源根据公开信息不完全统计，全国超过11省450地市县的低压承载力评估结果为红色区域，且近期有消息称分布式光伏领域超40个地区暂停备案，这些均指向分布式光伏存在消纳难题。 当前解决消纳问题的方法主要在于，1、电网升级改造以提高电网承载能力；2、增加储能配置，提高屋顶分布式光伏消纳比例、减少上送电量。 光伏发电和用电在地域上分布不均衡，集中式光伏电站主要分布在新疆、青海、甘肃、内蒙古、宁夏等西部北部地区，且当地发电需要通过输电网跨区输送至东部地区，特高压因此迎来第3轮高增。前2轮分别是（1）2014-2016年的“五直四交”，输送的主要是火电和水电。（2）2018-2022年的“七直七交”，主要是优化电网结构、调节区域间电力资源、推进基础设施建设。截止2024年11月，国家电网已建成交流特高压项目21个，直流特高压16个。特高压的建设对“西电东送”“北电南送”起到很好的链接作用，但在新能源消纳上，光伏电站建设周期短，且需要增长较快，而特高压建设周期长，一般需要1.5-2年，且未提前布局建设，导致已投运的特高压通道容量远不能满足新能源的外送需求。目前风光大基地三期项目中，一期利用在运特高压通道输送，而二三期共规划450GW暂无充足的通道容量进行外送。因此近2年特高压处于加速建设中。但特高压工程具有投资金额高，建设周期长的特点，且建成后输电能力攀升需要时间，无法在短时间内解决新能源消纳问题伏。 另外光伏用地资源日趋紧张，一方面，合适的光伏建设用地越来越少，另一方面，用