多晶硅行业深度报告：供需、技术与龙头对比分析

多晶硅行业深度报告：供需、技术与龙头对比分析一、多晶硅投资逻辑21下半年硅料紧张程度或加剧，价格可能再度上行。新增装机叠加库存需求，22年硅料价格中枢有望维持在110元/kg以上。目前统计硅片后续扩产计划超过

339GW，其中21年下半年至22年投产276GW以上，22年硅片企业锁定硅料长单

68.65万吨，占有效供给85.82%，其中锁定国内硅料66.06万吨，锁定比例达到

93.71%。我们测算21Q3、21Q4硅料分别存在10.74、33.67GW供给缺口，随着8

月后进入传统装机旺季伴随硅片产能密集投产，硅料价格或将再度上行。我们测算

22年硅料供需仍然偏紧，海外企业现金成本将为硅料价格提供有力支撑，预计22年

硅料价格低点有望维持在85元/kg以上，全年价格中枢有望在110元/kg以上，为硅

料龙头业绩提供有力支撑。长期来看，硅料产能过剩幅度最低，有望在主产业链盈

利再分配中处于相对强势地位。区位能源及规模优势构筑成本壁垒，能耗双控或将抑制新产能进入。2021和

2022年光伏硅料新增产能主要来自现有硅料龙头继续扩产，我们测算2021年、

2022年底硅料环节CR5将分别达到77.1%和80.5%，显著高于2020年68.7%的集中

度水平，产能扩张带动成本下降，硅料龙头成本领先优势继续扩大。电耗是硅料生

产的主要成本，新疆、内蒙、云南、四川等地区电价低廉，驱动硅料产能向这些地

区集中。国家自“十三五”期间开始实施能耗总量及强度的“双控”行动，并将全国“双

控”目标分解到各地区。国家发改委近日发布《各地区2021年一季度能耗双控目标

完成情况晴雨表》，能耗强度一级预警地区7个（含云南、青海、新疆），二级预警

地区12个（含江苏、四川），能耗总量一级预警地区6个（含江苏、云南），二级预

警地区6个（含青海）。国家发改委强调预警等级为一级和二级的地区，要采取有力

措施，确保完成能耗双控目标。因此，低电价的新疆、云南、内蒙、四川等优势能

源区域或将因较高的政策门槛而限制新增硅料产能进入，现有龙头的区域能源领先

优势有望构成核心壁垒。多晶硅行业重资产投入，建设周期长，产品价格易因供需错配产生大幅波动。N型需求趋势下，改良西门子法仍为主流技术路线。我们测算多晶硅/硅片/电池/组

件4个制造环节中，多晶硅GW产能固定资产投资2.8亿元，显著高于硅片及组件环

节。多晶硅产能扩产周期长，从建设到满产约需2年时间，显著高于下游硅片（14

个月）、电池（12个月）等环节，容易产生供需错配及产品价格大幅波动。根据

CPIA，2020年N型电池市场占比约3.5%，未来随着生产成本的降低及良率的提

升，N型电池将会是电池技术的主要发展方向之一，预计2023年、2025年市占率将

分别达到19.6%和33.5%。下游电池及硅片产品迈向N型时代，对多晶硅品质要求

也由太阳能级产品逐渐向电子级产品趋近。改良西门子法生产工艺相对成熟，产品

品质高，未来仍将是主流生产工艺，CPIA预计2030年市场占有率有望持续维持在

90%以上。颗粒硅粒径优势明显，但目前品质仅符合太阳能级和颗粒硅特级产品要

求，下游客户主要用于掺杂，掺杂比例一般不超过30%。根据我们测算，不考虑产

品收率和产出品质条件下，技术差异使得颗粒硅生产成本/现金成本分别低于改良

西门子法7%，优势电价助力改良西门子法成本低于颗粒硅。二、供需:全球碳中和带动需求增长，龙头优势有望扩大（一）“碳中和”带动需求增长，十四五硅料需求量

CAGR20.5%低碳转型势不可挡，多国竞相制定碳中和政策目标。气候变化是人类面临的全

球性问题，温室气体的猛增将导致全球气候变暖，从而引发冰层融化、海平面上

升、频繁极端天气等会对地球生命系统造成威胁的现象。在此背景下，2015年《巴

黎协定》设定了本世纪后半叶实现净零排放的目标，世界各国以全球协约的方式减

排温室气体。根据EMBER统计，全球前十大煤电国家中，已有五个国家承诺实现

碳中和，包括中国（2060年）、日本（2050年）、韩国（2050年）、南非（2050

年）、德国（2050年）。目前全球已有超过三十余国家明确提出实现“碳中和”的目

标年份。另外还有121个国家和地区已经或正在讨论“碳中和”目标。31省市发布绿色低碳规划，明确十四五新能源装机目标，光伏迎来发展新机

遇。到目前为止，全国已有31个省份下达了

“十四五”

发展规划，其中已有21个省市量

化了关于新能源装机的具体目标，“十四五”期间规划光伏风电新增装机容量超过

422GW，年均装机超过84GW。光伏行业持续降本，项目经济性提升激发需求增长。光伏已成全球最便宜能

源，根据Lazard2020年版全球可再生能源与传统能源发电技术LCOE对比分析报

告，在技术进步和市场竞争等因素带动下，2020年大型晶硅光伏电站发电成本相比

2009年下降90%，2020年光伏电站平均LCOE为37美元/MWh，已成为全球最便宜

的能源，远低于天然气、核电、燃煤等传统能源发电成本，光伏发电在全球大部分

地区满足平价上网条件。未来中国迈向平价上网将进一步提升海外市场装机需求，

测算2021/2022/2023/2025年全球光伏新增装机有望分别达到

160GW/204.5GW/251.2GW/379GW。预计2025年全球多晶硅需求126.2万吨，十四五复合增速20.5%。多晶硅需求由光伏终端装机需求决定，结合上文对全球新增装机的预计，我们测算

2021/2022/2023/2025年全球光伏多晶硅需求分别为57.8/71.6/85.9/126.2万吨，“十

四五”期间多晶硅需求复合增速20.5%，2021/2022/2023/2025年单位组件耗硅量分

别为0.3/0.29/0.29/0.28万吨/GW。具体假设和测算如下：（1）2021/2022/2023/2025年光伏装机容配比1:1.2；单晶市占率分别为92%/94%/95%/96%；（2）单晶硅片厚度分别170/168/165/160μm；多晶硅片厚度分别为

178/176/175/170μm；单晶硅棒出片数为54.8/52.7/50.3/47.8片/kg；多晶硅锭出片

数为52.8/50.7/48.3/45.8片/kg；（3）单晶电池转化效率分别23.1%/23.2%//23.4%/23.5%；多晶电池转化效率

为21.1%/21.3%/21.4%/21.5%；（4）拉棒/切片损耗率不变仍为5%/8%；电池片损耗率保持不变仍为5%；单

晶组件CTM保持不变仍为99%，多晶组件CTM为100.5%；（二）下游硅片大幅扩产，锁定长单抢夺硅料2022年硅料仍为主产业链产能最小环节。根据统计的行业现有产能及扩产计

划，截至2022年底硅料环节产能预计达到102.6万吨（折合410.4GW），其中国内

93.1万吨，海外9.5万吨，下游硅片、电池、组件产能分别为490、450、420GW左

右，因此，2022年硅料仍为主产业链产能最小环节。中长期来看，测算2023年全

球装机需求251.2GW，对应硅料、硅片、电池、组件需求分别为351.94GW、

232.78GW、307.59GW、301.44GW，则上述各环节2022年底产能相对2023年需

求过剩比例分别为117%、151%、146%、139%，因此硅料产能过剩幅度最低，主

产业链产能过剩导致价格波动过程中，硅料有望在产业链盈利分配中处于相对强势

地位。硅片后续扩产计划超过339GW，其中2021年下半年至2022年投产276GW以

上，2022年硅片企业锁定硅料长单68.65万吨，占有效供给85.82%。根据我们不完

全统计，

2021年下半年以后爬坡或投产的硅片产能达到339GW，其中大部分为

2021年下半年至2022年进行产能投放，总规模超过276GW，除此之外还有63GW以上硅片产能将根据市场情况适时启动产能建设，硅片产能大规模投产将加大对硅

料产品的采购备货，带动硅料需求增长。硅片企业纷纷锁定硅料长单保障原材料供

应。根据我们的统计，2021年行业锁定硅料长单50.78万吨以上，占全部硅料供应

量的86%，2022年锁定硅料长单68.65万吨，占全部供应量的85.82%，其中锁定国

内硅料66.06万吨，锁定比例达到93.71%。（三）提质降本趋势明确，龙头优势有望扩大单晶料产出占比升至90%以上，小粒径创新便利下游应用。硅业分会数据显示，2018年初开始，单晶硅片产能规模快速扩张，为满足下游需求，国内多晶硅企

业在产能扩张的同时，也加速了光伏级硅料品质的提升。2018-2020年单晶硅料市

场占比分别为30%、58%和82.4%，2021Q2单晶硅料占比进一步提升至91.6%。目

前XT、新疆大全、通威股份特级料占比均超过90%。此外，颗粒硅凭借粒径优

势，不需要破碎可直接使用，能填补硅块间的空隙提高坩埚装填量，提高拉晶产

出；熔化时对拉晶炉热场扰动小，成为重复直拉单晶理想的复投料，可以用机器自

动加料或者连续加料，因此便于下游应用。硅料进口比例大幅下降，N型硅料取得持续突破。随着我国硅料品质提升及产能释放，对进口硅料需求下降明显。2018-2020年硅料产品价格下降趋势下，海外

产能停产及退出光伏硅料行业使得硅料进口量出现明显减少。2020年我国硅料进口

量10万吨左右，同比下滑28.6%，硅料进口占比从2016年的42.1%下降至2020年的

20.2%。高品质硅料取得持续突破，其中2020年我国电子级硅料年产量达到500吨

以上。N型硅料领域，通威股份、保利协鑫、新疆大全取得持续突破，2021年1

月，通威已实现N型硅料的批量生产，保利协鑫新疆产能可满足N型区熔料要求，

新疆大全2021年6月N型硅料产能内部评估占比达到30-40%。龙头扩产带动集中度提升，成本领先优势有望扩大。2021和2022年光伏硅料

新增产能主要来自现有硅料龙头继续扩产，2021年底行业总产能70.8万吨，较

2020年底增加18.9万吨，其中通威/保利协鑫/XT/大全/东方希望分别新增10万吨

（云南保山、乐山二期各5万吨）/3.6万吨/1.3万吨/1万吨/3万吨产能。2022年底行业产能101.3万吨，相比2021年增长30.5万吨，其中通威/保利协鑫/大全/亚硅分别

增加14万吨/9万吨/4万吨/3.5万吨。由此，2021年、2022年底硅料环节CR5将分别

达到77.1%和80.6%，显著高于2020年68.8%的集中度水平，其中通威/保利协鑫/

大全全球硅料市占率将分别达到32.6%/20.8%/11.8%，通威、保利协鑫相比2020年

水平分别提升15.2%和4.5%。产能扩张带动成本下降，以通威为例，考虑到新产能

初始投资降低，测算其2021和2022年硅料加权平均生产成本和完全成本分别为3.3

和4.1万元/吨，较2020年分别下降16%和11.5%，硅料龙头成本领先优势继续扩

大。区位能源优势构筑成本壁垒。电耗是硅料生产的主要成本，新疆、内蒙、云

南、四川等地区电价低廉，驱动硅料产能向这些地区集中。新疆、云南、内蒙、四

川最优电价水平约为0.21、0.25、0.25、0.3元/kwh，显著低于硅料区域平均0.33元

/kwh的电价水平，结合区域领先企业的综合电耗，预计新疆、云南、内蒙、四川硅

料的最优电力成本分别较均值低7.19、5.24、4.99和2.24元/kg，区域能源优势构筑

核心成本壁垒。能耗双控或将抑制新产能进入。国家自“十三五”期间开始实施能耗总量及强度

的“双控”行动，并将全国“双控”目标分解到各地区。2020年因为节能工作存在严重

问题，内蒙古节能主管部门被国家发改委环资司约谈，受到“双控”指标影响，京运

通乌海硅片项目产能因能评手续问题而未能动工建设。硅料生产电耗显著高于硅片

环节，各地区“双控”指标或将成为进入硅料行业的重要门槛。2021年以来，内蒙古

提出严格的能耗“双控”要求，并对包头市提出预警。包头市立即启动能耗“双控”五

项响应措施，通过对部分行业和企业采取全面停产、部分限产等方式来降低能耗。

此外，国家发改委近日发布《各地区2021年一季度能耗双控目标完成情况晴雨

表》，能耗强度一级预警地区7个（含云南、青海、新疆），二级预警地区12个（含

江苏、四川），能耗总量一级预警地区6个（含江苏、云南），二级预警地区6个（含

青海）。国家发改委强调预警等级为一级和二级的地区，要采取有力措施，确保完

成能耗双控目标。因此，低电价的新疆、云南、内蒙、四川等优势能源区域或将因

较高的政策门槛而限制新增硅料产能进入，现有龙头的区域能源领先优势有望构成

核心壁垒。（四）装机叠加库存需求，22

年硅料价格有望获得有力支撑2021下半年硅料紧张程度或加剧，价格可能再度上行。硅料供给方面，

21Q3、Q4硅料有效供给分别为15.28、15.9万吨，按3g/W硅耗，可支撑50.92、

52.98GW组件量。需求方面，我们测算21Q1、21Q2全球装机需求分别为

26.5GW、31.33GW，预计21Q3、21Q4装机需求为40GW、60GW，按1:1.2容配

比，对应新增装机带来的硅料需求48GW、72GW。此外，根据硅片企业扩产及产

能爬坡进度，预计21Q3、21Q4硅片扩产带来的硅料库存需求分别为13.66GW和

14.66GW。因此，21Q3、21Q4硅料分别存在10.74、33.67GW的供给缺口，在8

月份进入传统装机旺季伴随硅片产能密集投产，硅料价格或将再度上行。2022硅料有效供给80万吨，需求79.9万吨，供需仍然偏紧。硅料供给方面，

按达产产能105%产能利用率，预计22年硅料有效供给量80万吨，其中国内70.5万

吨，海外9.5万吨，按2.92g/W硅耗，可支撑274GW组件量。需求方面，我们测算

2022年全球装机需求205GW，按1:1.2容配比，对应组件需求246GW；考虑已公布的2022年硅片新扩及爬坡产能约27.5GW，对应硅料需求273.5GW（折合79.9万

吨），因此2022年硅料供需仍然偏紧。2022年硅料价格中枢有望在110元/kg以上，海外产能现金成本将提供有力支

撑。分季度来看，预计22Q1/22Q2/22Q3/22Q4全球装机需求分别为

35GW/46GW/57GW/66GW，按1:1.2容配比，对应新增装机带来的硅料需求为

42GW/55.2GW/68.4GW/79.2GW。此外，根据硅片企业扩产及产能爬坡进度，预

计硅片扩产带来的硅料库存需求分别为21.09GW/2.66GW/3.75GW/0GW，测算硅

料供给与需求之间的差异分别为

-2.75GW/8.44GW/-1.49GW/-0.46GW，供需紧张

程度较2021年有所缓解，但整体仍然偏紧。相比2021年价格高点，2022年硅料价

格中枢下行，由于海外企业现金成本高于国内，当价格跌破海外企业现金成本80元

/kg（不含税）时，海外企业产能停产，硅料供需将再度转为供不应求，因此海外

企业现金成本将为2022年硅料价格提供有力支撑，预计2022年硅料含税价格低点

有望维持在85元/kg以上，全年价格中枢有望维持在110元kg以上。三、技术:改良西门子法优势显著，技术颠覆风险小（一）多晶硅行业重资产投入，建设周期长，日美德技术领先多晶硅是光伏产业链重要的上游环节。光伏制造主产业链包括上游多晶硅料，中游硅片/硅锭、电池、组件，以及下游光伏电站。多晶硅按照下游应用领域不

同，可分为太阳能级多晶硅和电子级多晶硅，其生产一般是以纯度99%左右的工业

硅为原料，经过各种物理或化学方法提纯后，使硅纯度到达6N（即99.9999%）以

上的高纯硅材料。一般太阳能级多晶硅的纯度要求硅含量为6N-9N之间，电子级多

晶硅在9N-11N。太阳能级多晶硅经过融化铸锭或拉单晶切片后，可分别制成多晶

硅片和单晶硅片，进而用于太阳能电池的生产制造。多晶硅行业重资产投入，建设周期长，属于资本密集型。2020年光伏多晶硅/

硅片/电池/组件4个制造环节中，多晶硅GW产能固定资产投资2.8亿元，显著高于硅

片及组件环节。多晶硅产能扩产周期长，从建设到满产约需2年时间，显著高于下

游硅片（3-8个月）、电池（12个月）等环节，容易产生供需错配及产品价格大幅波

动。例如，通威股份2018年包头一期及乐山一期多晶硅产能从建设到投产经历18

个月，产能投产爬坡到满产状态需要5个月左右；新疆大全2021年公告的3.5万吨多

晶硅募投项目预计建设周期为19个月。日美德多晶硅技术领先，产品以电子级为主，中国以太阳能级为主，电子级和太阳能高端领域用料主要依靠进口。CPIA数据显示，2019年全球前5名多晶硅生产

企业分别为中国/韩国/德国/美国/日本，多晶硅产量分别为34.2/6.6/5.7/1.9/1.2万

吨，全球占比分别为

67.3%/13.0%/11.2%/3.7%/2.4%。其中，中国、韩国主要生产

太阳能级多晶硅，日本主要供应电子级多晶硅，美国、德国则兼而有之。光伏行业

产品高效化趋势明显，多晶硅品质要求逐渐向电子级产品趋近。我国电子级和太阳

能高端生产用料主要依靠进口，2019年国内电子级多晶硅年产量500吨左右，全球

占比约1.28%。（二）改良西门子法产出品质好，成本快速下降确立主流技术地位当前主流多晶硅生产技术主要有改良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。1955年，西门子公司成功开发了在硅芯发热体上沉积硅的工

艺技术，并于1957年建厂进行工业规模生产。随后，西门子工艺在减少原料、辅

料、电耗以及降低成本等方面持续改进并取得显著突破，形成当今广泛应用的改良

西门子技术。1952年，美国联合碳化合物（UCC）公司提出将硅烷裂解沉淀在固

定床上的硅颗表面的技术，这也是流化床最早的雏形。1961年，杜邦公司申请使用

三氯化硅作为原料在流化床内生产颗粒硅的专利。由于改良西门子法产品品质好，

成本下降快，生产工艺相对成熟，因此经过几十年的产业验证，改良西门子技术逐

渐发展成为多晶硅主流技术。改良西门子技术历经几十年产业验证，全球市占率超过95%。根据光伏行业协

会，2019年全球多晶硅产量中颗粒状多晶硅占比2.2%，较2018下降1.1个pct。

2020年采用改良西门子法生产出的棒状硅约占我国多晶硅总产量的97.2%，改良西

门子法的主流技术路线地位稳固。改良西门子法生产工艺稳定，产品品质好，致密度高，成本在产业化应用中得到大幅下降。西门子法的原理是在1100℃左右的高纯硅芯上，用高纯氢还原高纯三

氯氢硅，生成多晶硅沉积在硅芯上。而改良西门子法则在传统西门子法工艺的基础

上，对节能降耗、副产物回收和副产热利用等方面做了改进，即增加了尾气干法回

收和四氯化硅再利用技术，实现了完全闭路的循环生产，从而在保证产出高品质的

同时，明显降低原辅材料及能源的消耗，降低生产成本。全球在产产能前九名的高

纯硅企业中，除江苏中能徐州的部分产能外，其他如通威股份、新疆大全、东方希

望、XT、亚洲硅业、韩国OCI、德国瓦克（Waker）等都采用改良西门子技术工艺

生产太阳能级多晶硅。并且，由于该技术产品纯度高品质好，德国瓦克（Waker）、日本德山（Tokoyama）等都选择该工艺路线用以生产电子级多晶硅。多晶硅生产成本包括原材料、能源消耗、厂房折旧、人工费用等，设备初始投资、综合能耗大幅下降带动生产成本降低。多晶硅生产原材料包括硅粉、三氯氢

硅、四氯化硅等，能源消耗包括电耗、水、蒸汽等。原料/能耗/折旧是多晶硅生产

成本的前三大构成，占比分别为36.4%/34.9%/17.8%。受益于规模大型化、技术优

化和设备大型化，改良西门子法多晶硅单位产能投资成本大幅下降，万吨多晶硅系

统固定资产投资由2014年的24.23亿元降至2020年的10亿元，降幅59%；综合能耗

从2009年的40.1kgce/kg-Si，降低至2020年的11.5kgce/kg-Si，降幅超过70%。目

前行业领先产能多晶硅生产成本已低至37元/kg以下，其中能源与折旧仍有较大下

降空间。设备国产化带动初始投资降低，持续优化创新助力大幅降本。2006年我国多晶硅产业刚起步时，主要工艺设备均需从国外进口，例如还原炉、氢化炉、尾气干

法回收设备以及整个系统的自动化控制系统等。近年来，我国整个多晶硅生产所需

设备基本都实现国产化，万吨产能设备初始投资从2009年的85亿元降低至2020年

的6-7亿元，降幅达到93%。随着产业不断发展，我国多晶硅企业通过依靠精细化

设计，综合利用热能，装置大型化，显著提升单炉产量，进而带动电耗水平的明显

下降。一炉多棒降低还原电耗，热回收利用节省综合电耗。多晶硅还原电耗约占综合

电耗的60-75%，约占综合生产成本的20-25%，是最主要的能耗工艺环节，同时也

是影响实际产量最核心的工艺环节，因此还原炉设备的改进成为了改良西门子法降

本的核心。改良方法主要是增加单炉产量，即增加预制硅棒数量或者更换更大的还

原炉。目前我国多晶硅还原炉运行的主流设备为36对棒、48对棒等炉型，单炉产量

8-12吨，多晶硅还原电耗从2009年120kwh/kg-Si降低至2020年的49kwh/kg-Si，降

幅达到60%，先进技术的多晶硅还原电耗已经低于40kwh/kg-Si，而且还原电耗还

可以热的形式加以回收利用，行业多晶硅还原热利用率平均水平已经达到80%。多

晶硅生产全流程综合电耗从2009年的200

kwh/kg-Si降低至2020年的60kwh/kg-Si，

降幅达到70%。硅烷流化床法生产工艺流程短，初始投资及能耗低，但流态化的生产特点导致颗粒硅产品纯度控制、反应器内衬耗材等方面面临较大挑战。硅烷流化床法生产颗

粒硅的原理是硅烷气体在被氢气流态化的通过一定加热方式加热至一定温度的多晶

硅晶种颗粒床层中发生分解，在晶种颗粒表面异相沉积，使颗粒硅长大到一定尺寸

后，排出流化床形成颗粒状多晶硅产品。硅烷易与其他氯硅烷分离，本身分解温度

低，分解率高，副反应少，因此硅烷流化床法的精馏、尾气处理工序简单，能耗和

单体投资都能大大降低，反应转化率接近100%。但流态化的生产特点使颗粒硅保

持成本优势的同时，颗粒硅产品纯度控制、反应器内衬耗材等方面面临较大挑战。全球多晶硅生产企业逐渐退出太阳能级颗粒硅生产，保利协鑫深耕产业9年取得重要突破。硅烷流化床制备颗粒状多晶硅的研究和应用也始于上世纪，国外公司

REC、MEMC开发了硅烷流化床颗粒硅生产技术，Wacker开发了三氯氢硅流化床

颗粒硅生产技术。由于2018-2019年多晶硅价格大幅下跌，全球多数多晶硅企业盈

利能力大幅下降，电价稍高的国家或地区，多晶硅企业开始亏损倒闭。挪威REC位

于美国的工厂在2019年第二季度停止了颗粒硅的生产，仅维持半导体用多晶硅和硅

烷气体的生产。目前REC颗粒硅的生产主要依赖于其在中国建立的合资公司天宏瑞

科，天宏瑞科自2016年获得技术转移后，在陕西榆林建设年产能1.9万吨的工厂，

2019年初步实现稳定运行，全年产量达6016吨。2009年MEMC并购SunEdison后

于2013年更名为SunEdison，业务快速扩张积累超额债务，2016年宣布破产重

整，同年11月保利协鑫宣布收购其FBR流化床法多晶硅技术和其他CCZ连续拉单晶

等技术和相关设备。保利协鑫2012年开始开展颗粒硅探索，在收购SunEdison后，经过3年运行、改造、提升，2019年产量0.32万吨，2020年产量0.6万吨。颗粒硅初始投资及电耗继续保持领先，但相对改良西门子法领先优势收缩。根

据保利协鑫公告，硅烷流化床技术单位产能投资金额不超过7亿元/万吨，根据通威

股份投资乐山20万吨硅料公告，预计改良西门子法单位产能初始投资7亿元/吨，与

颗粒硅基本。根据CPIA，2009年改良西门子法综合电耗约200

kwh/kg-Si，硅烷流

化床综合电耗约为改良西门子法的1/10。目前国内领先改良西门子法多晶硅生产企

业的综合电耗约55

kwh/kg-Si。根据保利协鑫公告，硅烷流化床颗粒硅的综合电耗

不超过20

kwh/kg-Si，约为改良西门子法的36%，颗粒硅相对块状硅成本领先优势

收缩明显。反应器内衬耗材需定期更换，带来3000-4000元/吨成本增加。硅烷流化床技术

的流态化生产方式使得床内颗粒与常用的金属材料会产生长时间的磨合，因此易给

反应体系带入大量的金属污染，较为常见的解决思路是运用高强度的非金属特殊材

质例如石墨、碳化硅等作为反应器内衬或涂覆在金属壁面上，杜绝此环节的金属污

染，但也会增加投资成本。根据REC数据，REC的硅烷反应器内衬10个月左右更

换一次，每次更换约需要一个月时间。目前辅材耗材等成本约3000-4000元/吨，因

此耗材的定期更换也会带来成本增加，折算成电耗约合13.5Kwh/kg-Si。不考虑产品收率和产出品质条件下，技术差异使得颗粒硅生产成本/现金成本

分别低于改良西门子法7%，优势电价助力改良西门子法成本低于颗粒硅。根据保

利协鑫最新颗粒硅产能投资金额及各项生产成本参数和通威股份硅料生产参数，假

设电价0.3元/kwh（乐山），用水2.7元/吨，两种多晶硅生产技术对应的单位硅粉和

原盐消耗量相同，则测算硅烷流化床法多晶硅生产成本/现金成本分别为33.41元

/29.86元/kg，改良西门子法多晶硅生产成本/现金成本分别为35.84元/32.02元/kg，

若应用包头0.23元/kwh的电价水平，对应改良西门子法多晶硅生产成本/现金成本

分别为32.52元/28.70元/kwh，分别低于颗粒硅3%/4%。颗粒硅纯度较差，金属杂质、碳含量、氢含量高，目前下游客户主要用于掺杂，且掺杂比例不超过30%。由于流化床法特殊的生产工艺，在整个循环过程中，

高温气体可能对金属管道造成腐蚀，进而携带金属进入床层造成污染。此外，床内颗粒与金属材料的长时间磨蚀也会给反应体系带入大量的金属污染，而常见的运用

石墨、碳化硅等材质作为反应器内衬或涂覆在金属壁面上来解决金属污染的同时，

又可能会带来碳污染。在流化床法生产模式下，颗粒硅容易在氢气生产环境有较多

吸附，从而使含氢量较高。正是由于上述原因，硅烷流化床法多晶硅产出品质较

差，下游客户在使用时也多用于掺杂，目前质量水平下，掺杂比例一般在30%以

下。综合考虑品质差距及破碎成本节省，颗粒硅售价约等于块状硅菜花料，低于块状硅致密料和复投料。多晶硅料根据品质由高到低，分为单晶复投料、单晶致密

料、单晶菜花料以及多晶用料（珊瑚料以及碳头料）。根据CPIA，下游单晶产品

主流地位进一步巩固，单晶硅片占比从2019年的65%，迅速升至2020年的

90.2%。目前单晶硅棒生产偏向于用致密料（80%-85%），其次是菜花料（7-

8%），少数为了节省料成本也掺用少量珊瑚料（5-6%）。（保利协鑫数据：致密

料比例为35-50%左右，菜花料+珊瑚料60-45%左右，其他为碳头料）根据保利协

鑫，下游单晶用料以10-70mm的小料为主，占总用料的70%以上，改良西门子法产

出的块状料需要经过破碎后形成满足要求的小料，保利协鑫颗粒硅产品中位粒径约

2mm，下游应用可免去破碎过程，算上硅损可比块状硅可节省1-3元/kg的破碎成

本。高品质多晶硅料溢价明显，根据硅业分会，7月7日最新单晶复投料/单晶致密

料/单晶菜花料均价分别为21.4/21.1/20.82万元/吨，保利协鑫颗粒硅售价基本等同

于单晶菜花料价格，低于单晶致密料和单晶复投料价格。（三）降本持续推进，满足

N型需求，改良西门子技术前景光明未来改良西门子技术成本仍有较大下降空间，通过提升单套系统生产规模、创新副产物综合利用、提纯系统优化与综合节能，带动多晶硅单位产出的折旧、能源、原材料等成本下降。生产装备技术进步、单体规模提高和工艺水平提升，三氯氢硅西门子法多晶硅生产线设备投资成本逐年下降。根据CPIA，2020年光伏行业投产的万吨级多晶硅生产线设备投资成本已降至10.2亿元/万吨的水平。预计到2030年，万吨投资可下

降至8.9亿元。72对棒还原炉已开始运行考核，冷氢化单套系统规模扩大促进多晶硅生产能耗和成本降低。目前我国多晶硅还原炉运行的主流设备为36对棒、48对棒等炉型，还

原炉大型化和棒数增加能有效降低还原电耗。根据CPIA，在年产5万吨多晶硅项目

中，采用新设计的全球最大的72对棒还原炉已经开始运行考核。未来随着气体配比的不断优化、大炉型的投用和稳定生产以及单晶厂家对于菜花料的试用，还原电耗

仍将呈现持续下降趋势，到2030年行业平均还原电耗有望下降至44kWh/kg-Si，相

比2020年降低10.2%。目前新上的单套冷氢化装置能力多为15/20万吨/年-TCS，单

套装置最大氢化能力26万吨/年，冷氢化单套系统规模进一步扩大，加上未来反应

催化剂的开发、提高工艺环节中热能回收利用率、提高反应效率等，2030年冷氢化

电耗有望下降至4.7kWh/kg-Si以下。综合电耗是指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，CPIA预

计至2030综合电耗有望下降至60kWh/kg-Si，相比2020年降低10%。余热利用率有望明显提升，降低水/蒸汽/硅单耗。还原余热利用率是指回收利

用还原工艺中热量占还原工艺能耗比。2020年，多晶硅还原余热利用率平均水平在

80.5%。随着多晶硅工厂大炉型的使用以及节能技术的进步，余热利用率有望进一

步提升，预计2030年还原余热利用率为82.5%。2020年多晶硅平均水耗0.12t/kgSi，同比下降7.7%，预计到2030年通过余热利用降低蒸发量，精馏塔排出的物料

再回收利用降低残液处理水耗等措施，可将耗水量控制在0.09t/kg-Si。蒸汽的补充

主要用于精馏、冷氢化、过程气体回收等环节。2020年行业平均蒸汽耗量23kg/kgSi，同比下降17.9%，随着还原余热利用率提升、提纯、精馏系统优化等，2030年

企业蒸汽耗量将降至18kg/kg-Si。2020年，行业平均硅耗在1.1kg/kg-Si水平，随着

氢化水平的提升，副产物回收利用率的增强，预计到2030年将降至1.07kg/kg-Si。光伏行业即将迈入N型时代，高品质多晶硅需求确定，改良西门子法前景光

明。2020年随着PERC电池片市占率86.4%，BSF电池市占率8.8%，N型电池相对

成本较高，量产规模仍较少，目前市场占比约3.5%，较2019年小幅提升。2020年

N型TOPCon电池平均转换效率23.5%，异质结电池平均转换效率达到23.8%，两

者较2019