国联期货：2026年光伏产业链年度报告：过剩格局下的矛盾演化与政策博弈

新能源|光伏产业链年报2026年光伏产业链年度报告2025年12过剩格局下的矛盾演化与政策博弈国联期货研究所研究所期货交易咨询业务资格：报告摘要证监许可[2011]1773号近年来，光伏产业链从产能快速扩张到质量与效率竞争阶段，当中原料矛盾与产业结构也受制牵引。在上游工业硅与多晶硅的过剩与结构分化中，迫使下游硅片、电池片以及组件环节必须通过技术升级与成本管控来消化原料波动，在产业链利润分配过程中也从倚靠资源禀赋倾向倚靠技术迭代、产业链一体化的整合能力。与此分析师：同时，全行业在“反内卷”与能耗环保政策约束下，低效产能的退出虽缓慢但不可黎伟从业资格号：F0300172从业资格号：F0300172投资咨询号：Z0011568绿色制造与可持续供应链的竞争优势。叠加在技术驱动下产业结构分化也会催生出机构性机会，未来整个产业链也更聚焦在能生产适配技术发展中的优势产能。本报告中针对光伏产业链中原材料工业硅、多晶硅的现实矛盾、政策推动进程矛盾、成本边际变化矛盾等进行详细分析。核心观点：工业硅方面我们认为，2026相关报告年市场预计延续“总量过剩、结构分化”格局，供应端在西北地区持续放量，而落专题报告】体增速有限；成本端电力仍为核心变量，西北成本优势稳固，西南季节性明显，行区间波动，上方受供应弹性压制。【硅期将至】工业硅基本面专业利润整体承压；不过在“反内卷”及能耗标准等政策影响下，价格预计围绕成本题报告（一）工业硅概述篇区间波动，上方受供应弹性压制。【硅期将至】工业硅基本面专多晶硅方面：行业正从“过剩逻辑”转向“政策干预与高质量产能重塑”的复题报告（三）工业硅流通、定价方式与价格特征篇杂阶段，供应端在“反内卷”政策与能耗国标推动下，落后产能面临刚性退出，高价方式与价格特征篇【乘新“硅”来】工业硅期货、品质N型料结构性偏紧；需求侧全球光伏装机增速换挡，产业链利润亟待向下游再期权专题报告：工业硅期货、分配；市场将呈现“政策底”与“需求顶”之间的博弈格局，价格走势及基差结构期权合约设计解读篇将显著受政策落地节奏与技术迭代进程影响。【乘新“硅”来】工业硅基本面专题报告（二）工业硅供需格局分析篇【乘新“硅”来】工业硅上市前策略报告供应：维持并深化总量过剩与结构分化的核心格局工业硅供应端我们认为2026年仍旧维持并深化总量过剩与结构分化的核心格局。根据我们的利润驱动模型来看，供给端对价格的响应是分层且不对称的。我们以成本供给曲线来瞄定上下边际。从底部刚性来看，按照头部生几产家现的金流成本在6500-7300，开工率刚性极强，形成“铁底”，价格区间的下方空间动能驱动将会趋弱。而顶部弹性的话，根据现行价格来看，一旦反弹至9000元/吨以上，二三梯队的边际产能便能迅速复产，届时整体供给已经形成巨大的供应弹性。倘若价格在往上冲至万元以上，那么整体供应将会出现更过剩的局面。完美压制了任何突破成本线的价格想象了空间。除非需求端的大爆发重演，但根据我们对下游的测算，未来两年内的需求大爆发概率较小。故而未来工业硅供应端预计呈现“总量过剩、结构分化”的格局：产能将继续向西北地区集中，生产稳定性提升，但行业整体面临严重的结构性过剩，大量落后产能未能出清；政策调控与市场化出清之间存在落差，不同区域和类型企业的利益分化延缓了产能整合。总体而言，若缺乏强有力的产能出清政策，工业硅供应过剩的局面可能延续，行业仍将处于缓慢出清与价格承压的阶段。需求：需求增速整体放缓，关注供需改善情况对于需求端来说，工业硅需求增长主要依赖光伏产业链，多晶硅仍是核心驱动力，但受全球光伏装机增速从爆发式增长转向平台期的影响，其对工业硅的需求拉动斜率明显放缓；有机硅和铝合金作为传统需求板块，整体以稳为主，难以提供强劲增量。成本端，电力成本是决定性变量，西北地区凭借“自备电厂+绿电”模式拥有显著且稳定的成本优势，而西南地区受季节性枯丰水期电价波动影响，生产成本呈现规律性起伏，这决定了行业成本曲线的形态和价格波动的区域节奏。在“反内卷”政策引导及新能耗国标的间接传导下，行业可能面临缓慢的出清过程，但难以快速扭转过剩局面。估值驱动方面：成本支撑下移后和绝对价值低位的相互博弈主要看到成本支撑下移后和绝对价值低位的相互博弈。当前调整后的成本，西北新疆成本线仍会形成硬支撑，按照当下的估值看仍处于中下偏低的位置，当前工业硅厂库存压力下，具备一定挺价能力，期货价格深度贴水后可能使得盘面买交割性价比凸显，进一步会加剧投机需求的释放。因而工业硅向下空间受限。与此同时，多晶硅层面的信息博弈与扰动仍未结束，资金情绪不排除会联动工业硅，因此工业硅行情可能反复，整体震荡看待。展望2026年，我们认为工业硅市场将延续小幅过剩的格局。供应端西北产能持续释放，行业面临结构性过剩与落后产能出清缓慢的压力；需求侧多晶硅仍是主要增长点，但受光伏装机增速放缓影响，整体需求弹性有限。成本方面电力仍为核心变量，西北成本优势稳固，西南季节性波动显著，行业利润整体承压。政策层面“反内卷”导向与能耗国标执行将影响产能出清节奏与价格弹性。预计全年价格将围绕成本区间震荡，上方受供应弹性压制，建议关注阶段性供需错配与政策落地带来的边际变化。我们预计2026年整体运行区间参考8000-10000元/吨，倘若在政策预期兑现后，下半年价格中枢有望冲11000元/吨。操作思路中期以逢高空配为主。1.下游需求超预期增长；2.光伏增量超预期；3.宏观以及政策影响；供应：政策引导下，供给将有结构性变化2026年多晶硅的供应格局将会从过剩向政策引导下的结构性调整去转变，供应仍旧受到行业内有效产能可能在“反内卷”政策与强制性新能耗国标的双重压力下有所收缩，然而，在政策干预下高质量产能重塑的复杂格局矛盾中，核心驱动力也发生了结构性变化，达到高质量的目标要求，则产业中的技术提升与需求增速换挡的矛盾变量也逐步加剧。尤其是高成本、高耗能的边际产能面临着刚性退出的压力，但低成本优质产能仍具弹性。针对2026年的供给预测，根据政策、行业内生质量要求以及产业链利润分配后的开工影响，在政策部分落地、行业自律有限；需求温和增长；新旧产能缓慢交替。我们认为，明年中枢产能收缩至250-280万吨，整体旧产能逐步退出，新产能投放将会延期，且在新旧产能拉锯战中，新旧产能拉锯与留存产能持续博弈，供应弹性将会加大。整体开工率维持在45-55%的波动区间，在利润和需求驱动下，中性预估2026年产量供应均值中枢在150万吨。需求：终端增速斜率放缓，关注供需再平衡的博弈阶段2025年多晶硅需求主要受到产业链价格影响以及136文件中的机制电价下行影响，国内光伏装机承压，全年看均不及预期，整体偏弱，2026我们认为全球以及国内装机增长斜率将会放缓。2025年预计全球新增装机500GW，同比+14%；2026年全球光伏装机增速已进入平台期，增长主要依赖新兴市场，预计全球装机中性情况下在490GW，同比-11%。超乐观情况下在540GW，同比-1.4%。从明年的全球格局来看，中国从增速引擎变为规模压舱石，绝对需求为行业提供底部支撑，但无法提供额外的增长弹性。真正的增长动力将来自印度、中东等新兴市场，但其体量尚不足以完全抵消中、欧市场的增速下滑。这与我们推导出的多晶硅需求进入平台期结论完全吻合。与此同时，在硅片、电池片、组件端长期亏损下，且N型技术占比提升，耗硅量也会随之变化，进一步缩减多晶硅需求。随之产业链利润传导好转下，硅片开工维持在40-50%下，我们预计中性对多晶硅需求在122万吨，乐观需求在137万吨。整体来看，市场将处于供需再平衡的博弈阶段。估值驱动：产业链利润传导，围绕中枢成本宽幅震荡多晶硅的估值核心已从单纯的边际成本定价，转变为在政策底-需求顶-品质溢价之间寻求平衡。行业成本曲线陡峭，企业间完全成本差异显著，如头部成本优势较强，利润率已超25%。而行业主流区间约4.2-4.9万元/吨，但终端组件价格的IRR铁顶约束锁定了下游承受极限，对多晶硅价格可接受边际约5.5万元/吨。利润在产业链中亟待再分配，当前多晶硅环节相对较高的利润率不可持续，估值将向下游具有技术或一体化优势的环节部分让渡，价格围绕成本线宽幅震荡。展望2026年，多晶硅市场预计将在“政策驱动出清”与“需求增速换挡”的博弈中走向紧平衡。供应端在“反内卷”政策与能耗国标推动下，落后产能面临刚性退出，高品质N型料结构性偏紧；需求侧全球光伏装机增速换挡，产业链利润亟待向下游再分配；市场将呈现政策底与需求顶之间的博弈格局，价格走势及基差结构将显著受政策落地节奏与技术迭代进程影响。因此，期货市场因交割品对标高品质料，其价格、基差及供给曲线将更敏感地反映未来供需格局和政策预期。故而预计全年市场将在政策落地效果、产能实际出清速度以及全球装机需求的博弈中宽幅震荡，整体或呈我们认为预计2026年整体运行区间参考48000-65000元/吨，操作上低多思路为主；阶段性逢高可尝试阶段性配置看空期权。1.下游需求超预期增长；2.光伏增量超预期；3.宏观以及政策影响；一、2025年工业硅行情回顾 二、2025年多晶硅行情回顾 三、成本利润：利润追随成本均有所收缩，西南季节性成本变化明显 3.1电力成本仍是影响成本中最大的变量，关注绿电降本路径 3.2硅煤在需求坍塌下的价格下行与政策拖底，2026下滑空间有限 3.3成本坍塌与区域性博弈主导行情 四、供应：过剩格局深化，2026年供给弹性或增大 4.1过剩格局下的慢出清与再平衡 4.1.1产能结构性过剩与下游需求弱化现实 4.1.2政策调控预期与市场化出清的现实落差 4.1.3利润驱动下的供应弹性与价格天花板 4.2新增产能：新增产能仍集中在西北地区，未来仍向西北布局 五、需求-多晶硅：“反内卷”政策力度与需求负增长的博弈 5.1产能与产量结构性波动与“反内卷”博弈 5.2下游开工韧性增强，2026年随终端装机排产或小幅下滑 5.2.1政策“保底线”与市场“寻底线”的冲突 5.2.2能耗限额国标：对高成本产能的“物理性清除” 5.2.3技术迭代后的品质倒闭技术性失效产能的缺口机会与品质基差机会 5.3产业链利润再分配的必要性与路径 5.4终端增速换挡与产业链高质量发展，增长驱动力从“抢装”转向常态化 六、需求-有机硅：供需平衡有望修复，工业硅需求持稳 6.1产业周期内竞争趋势走向协同趋势 6.2供需平衡下修复，出口将拉动有机硅需求增长 7.1铝合金开工维稳，工业硅需求保持刚性 7.2传统汽车与轻量化新能源汽车增量斜率放缓 八、需求-出口：关注未来海内外政策，预计整体水平将持稳 九、供需平衡表：工业硅供应仍显宽松，多晶硅政策影响下紧平衡 后市展望 图12025年工业硅价格走势分析 图22025年多晶硅价格走势分析 图3工业硅主产区光伏发电同比趋势 图42025工业硅主产区新能源发电占比变化 图52026工业硅主产区新能源发电占比变化 图6硅石价格走势 图7石油焦价格趋势 图8硅煤价格趋势 图9石墨电极价格趋势 图10工业硅成本利润趋势 图11工业硅利润率与走势 图12全国工业硅月度开工率 图13云南工业硅月度开工率 图14新疆工业硅月度开工率 图15四川工业硅月度开工率 图16全国工业硅产量季节性增量分析 图17新疆工业硅产量季节性增量分析 图18云南工业硅产量季节性缩减分析 图19四川工业硅产量季节性缩减分析 图20工业硅现有炉型数量占比 图21工业硅分炉型产能 图22工业硅主产区成本曲线 图23全国工业硅成本供给曲线 图24多晶硅成本趋势 图252025年多晶硅利润同比情况 图26中国多晶硅开工率季节性变化 图27中国多晶硅产量季节性变化 图28N型硅料供给占比趋势 图292025年22省完成增量项目机制电价竞价情况 图30有机硅产量开工率季节性变化 图31有机硅月度产量季节性变化 图32有机硅成本季节性变化 图33有机硅利润季节性变化 图34有机硅出口量数量及同环比趋势变化 图35有机硅进口量数量及同环比趋势变化 图36原铝系铝合金锭开工率季节性变化 图37原铝系铝合金锭产量季节性变化 图38再生铝合金锭开工率季节性变化 图39再生铝合金锭产量季节性变化 图40汽车产量变化趋势分析 图41汽车销量变化趋势分析 图42新能源汽车产量累计值变化趋势 图43新能源汽车销量累计值变化趋势 图44我国工业硅进口量季节性变化 图45我国工业硅出口量季节性变化 表1涉及多晶硅行业各省(自治区、直辖市)2026年重点用能行业绿色电力消费比例 表22026年工业硅新增产能明细 表3《硅多晶单位产品能源消耗限额》对棒状硅以及颗粒硅的要求标准 表4光伏产业链各环节毛利润测算 表5组件价格对应多晶硅最高边际测算 表62025-2026年全球装机预测 表72026年工业硅平衡表 表82026年光伏产业链各环节平衡表 回顾2025年工业硅全年行情，工业硅价格上半年下跌趋势较为明显，主要矛盾集中在供应端供应压力骤增，下半年期间行情经历回落冲高，在进入盘整宽幅震荡空间运行。分阶段来看：春节后，工业硅新南产区仍在枯水期中，减产预期推动下，一季度的价格冲高后回落。其次在下游多晶硅持续自律减产，整体需求持续偏弱，工业硅社库持续累库，对行情形成较大的压力。与此同时新疆大厂逐步复产，供应回升后继续承压。此外中美关税反复，市场悲观情绪蔓延影响，整体商品普遍下跌，工业硅也随商品走势，单边回落行情也较为顺畅。进入二季度后，多晶硅减产持续，下游需求边际改善有限。叠加西南地区进入丰水期，新南产能逐步恢复，市场对原料端担忧情绪蔓延，叠加煤炭价格快速下跌，悲观预期下硅价直逼行业最低现金流成本。下半年，光伏行业“反内卷”竞争引发多部门联合关注，供给侧结构性矛盾改革预期逐步升,叠加温西北大厂突发减产，库存有所去化，此时煤炭价格止跌回升，硅价得到提振，逐步上行修复。进入八月后，由于交易所限仓，叠加煤炭价格回落，预期计价交易接近尾声，进入到交易现实矛盾中，行情宽幅震荡运行。2025年多晶硅行情经历震荡-下跌-暴涨-高位横盘四个阶段。第一阶段：自从24年多晶硅期货上市以来，多晶硅一直延续震荡格局，在上市初期，价格偏强运行，主要受到硅料厂减产检修的驱动，供应端减少预期验证，与此同时，在春节前硅片厂补库带动了多晶硅库存小幅下滑，加速了价格上提。春节后，下游排产小幅增加，在国家两部委联合印发新能源电价上网市场化改革的通知后，引发了市场对上半年需求增量项目的不确定性，进而推动了光伏需求“抢装潮”。在此基础上，多晶硅供需边际得到改善，价格整体偏强震荡运行。第二阶段：主要矛盾由于供需失衡引发了单边下跌，价格创年内新低。进入4月份，宏观环境受到中美关税反复影响，导致国内风险资产普遍下跌，叠加需求预期计价后市场整体市场情绪偏悲观，价格进入下行通道，截止四月中下旬之六月初，光伏各环节报价下移，加之抢装接近尾声，多晶硅价格进一步下调，至年内低位。6月25日触及最低点2.97万元/吨，较年初跌幅达35.4%；现货致密料价格同步跌至3.1万元/吨，逼近部分中小企业现金成本线。第三阶段:六月底七月初，宏观层面释放利好信号，政策面密集发力，从六月底人民日报点名光伏行业“反内卷”口号，紧接着中央财经委、工信部等召开会议，明确治理无序竞争，推动落后产能退出，与此同时，工信部《光伏制造行业规范条件（2024年本）》提高能耗标准（新建产能电耗≤53度/公斤约30%落后产能面临淘汰风险。在政策利好驱动下，引发投机资金入场，市场从“弱现实弱预期”转为“强预期弱现实”，7-8月市场消息不断，在协会指引下不低于现金成本销售红线，多晶硅企业纷纷根据自身成本上调报价，带动下游硅片、电池片以及终端组件环节均出现不同程度的调价上涨，整个产业链价格整体上行。第四阶段，进入七月底八月后，主要矛盾集中在诸多的消息扰动未得到完全的实质落地验证，上涨动能衰竭，其主要矛盾核心围绕政策端利多一充分在盘面上计价，基本面供需矛盾再次积累，叠加交易所实施现场措施一直投机盘，导致盘面大幅升水现货，进而引发套利资金入场压制涨幅。国庆节后，反内卷消息接连扰动，信心有所提振，行情价格也再次冲高，但供给端政策尚未落地，以及“平台公司”搭建预期已经被盘面计价，定价转向与季节性的供给和注销逻辑，截至目前，多晶硅行情整体宽幅震荡运行。三、成本利润：利润追随成本均有所收缩，西南季节性成本变化明根据工业硅的冶炼成本构成中看，电价占比将近40%，是所有原料成本中占比最高的，其次还原剂和电极，三者合计占比总成本超70%。从电力成本来看，西南电价具有明显的季节性变化规律，枯丰水期电价执行价差区间（0.2元/kwh-0.25元/kwh），成本上涨（1820-3250元/吨）。西北（新疆、内蒙古）的电力成本结构为“自备电厂+网电补充”，其中自备电占比70%以上，综合电价稳定在0.32-0.38元/千瓦时。新疆10月产量23.6万吨，创年内新高，占全国产量52.2%。西南（云南、四川）的电力成本呈“阶梯式”季节性变化：丰水期（6-10月）电价0.25-0.35元/千瓦时，枯水期（11-5月）分三档递增，最高至0.60元/千瓦时。云南10月产量5.4万吨，环比-9.6%；11月开工率从65%骤降至32%。对于工业硅成本端的变量我们仍重点关注到成本支撑刚性与价格持续下行调整的持续拉锯，根据成本结构与区域和技术的差异，本报告我们重点剖析占比最大的电力成本的扰动。其中需要注意的就是在新能源电力政策推进下，区域政策差异性也导致各地在获取低价且稳定的绿电竞争优势。根据各地的绿电政策我们重点梳理主产区的电力政策及其影响。首先新疆地区来看，核心的新能源电力政策和模式主要是源网荷储一体化，即企业自建新能源发电项需要与自备火电、电网形成内部的平衡关系和系统。通过此模式的持续改进和推进下，在明年新疆地区的电力成本全年连续性优势会更加明显，其底层路基主要在降低了企业用电成本进而提高用电的持续稳定性。根据电力模型核算下，明年核心项目的电力成本可将至0.2元/kwh以下，远低于网电，并可规避未来可能加征的惩罚性电价。不过值得注意的是对其项目审批和建设进度仍有一定的不确定。随之电力市场化的推进，那么对于大规模的推广是需要考研电网之间的协同能力。云南地区主要是通过绿电直连，即企业通过专业线路，直接连接附近的新能源电站，实现绿电物理溯源和自发自用。进一步降低绿电使用门槛与成本。自发自用电量仅需缴纳备用费等，理论上可比传统网电节省约0.1-0.15元/千瓦时，且能获得国际认可的绿证。四川地区通过多能互补购买等方式提升绿电比例，从而优化成本结构，提升绿色竞争力。企业可在丰水期水电低价基础上，增加稳定的低价绿电份额，平滑季节性成本波动，以满足出口市场的碳足迹要求。不过西南两地同样需要注意的是，当地水电仍旧是优势资源，通过分布式能源的发电稳定性受到天气影响较大，对一些高连续生产的企业来讲，绿电保障稳定供电仍是挑战。其他西北地区如内蒙、甘肃、宁夏等地主要关注到通过新能源配额与绿电交易，在现有低电价优势基础上，配合国家强制性能耗标准，推动企业使用绿电。这种模式在成本优势与合规压力并存，一方面企业在市场化交易中采购低价绿电，但另一方面，倘若能耗不达标，那么可能面临每一度电还需要增加0.15元/度的惩罚，使其成本未降反而还推高了综合成本。故而，矿热炉综合电耗需要满足不断收紧的能耗限额为前提，不然成本优势被抵消。涉及多晶硅行业各省(自治区、直辖市)2026年重点用能行业绿色电力消费比例省(自治区直辖市)来源：CPIA上海钢联国联期货2025年硅煤价格暴跌30%-45%，但2026年下行空间有限。若煤炭价格企稳回升，将成为工业硅成本的关键支撑因素。回顾今年硅煤行情可以分为两个阶段来看，第一阶段（1-7月踩踏式下跌。由于工业硅行业自2024年下半年已陷入普遍亏损，2025年上半年减产规模扩大，对硅煤需求锐减。同时，硅煤自身产能过剩，在失去最大下游支撑后，价格出现恐慌性下跌，部分产区跌幅近半，一度跌破许多煤矿的现金成本线。第二阶段（7月后）：成本驱动与政策预期下的弱反弹。价格深度跌破成本线后，部分高成本煤矿减产。同时，国家层面提出“反内卷”政策导向，市场预期下游工业硅行业可能通过自律减产来改善利润，从而形成对原料的未来需求支撑预期。在成本支撑和预期改善下，硅煤价格止跌并小幅反弹，但反弹高度受制于工业硅实际的疲弱需求。总结：针对2026年工业硅成本利润驱动因素：电力成本方面，假设2026年煤炭价格中枢上移5%，传导至火电电价上涨0.02-0.03元/千瓦时，影响西北成本+150-200元/吨。硅煤方面：2025年低点已触及高成本矿井现金成本，继续下跌空间有限。若“反内卷”推动行业自律，价格可能反弹至1600-1800元/吨。电极方面：石墨电极产能过剩（利用率<60%价格大概率在11000-13000元/吨区间波动，对成本影响中性。成本方面：综述，根据成本端的主要扰动因素，我们认为工业硅成本相对较为稳定，26年整体波动因素的变动情况也依托2025年成本边际变化减弱。当下来看，盘面的绝对价格水平估值相对较为合理。对于工业硅行业全成本水平分区域来看，西北地区的成本较低，行业中枢成本在8500元/吨，边际成本在7500元/吨；现金流边际成本在6700元/吨左右。西南地区成本积极性变化下，枯水期全成本中枢在11200元/吨，而丰水期边际成本在8500元/吨。利润方面：2025年利润水平较为分化，上半年亏损状态加剧，多次触及到行业头部现金流成本，下半年行业利润小幅回升，行业整体估值也有所恢复。上半年工业硅整体利润率负反馈超10%，下半年随之下游需求以及价格的抬升，工业硅价格紧随其后，价格上涨后使利润得到修复。不过进入11月后，西南枯水期来临，电力成本抬升对其价格有所支撑，但受制于供需均双弱，以及去库不及预期导致上下空间均有限。图10工业硅成本利润趋势图12全国工业硅月度开工率产量方面，截至撰稿日，根据三方数据录得，截至2025年10月，国内工业硅月产量45.2万吨，环比+7.5%，同比-3.8%；1-10月累计生产工业硅346.9万吨，同比-16.7%。10月国内开工率68%，环增6个百分点。分区域来看，新疆10月产量23.6万吨，环比+15.9%，同比+1.4%；1-10月累计生产98.9万吨，同比+34.8%。云南10月产量5.4万吨，环比-9.6%，同比-25.6%；1-10月累计生产29.9万吨，同比-46.5%。四川10月产量5.2万吨，环比-1.9%，同比-5.7%；1-10月累计生产28.9万吨，同比-25.6%。今年来供给端从区域结构逐步向西北地区转移，西南地区季节性变化也逐步弱化，从今年的的产能分布看，西北地区包括宁夏、内蒙、甘肃等地区的生产稳定性均同比高于往年，主要原因在于这些地区的新增产能投放，新增产能均已33000kva大炉子为主，且生产工艺逐渐成熟与完善，产量贡献增加明显，整体开工明年得到提升。2026年供给端的矛盾主要集中在以下几点：从三方统计到行业整体存量与新增产能已超800万吨，在开工率不高的情况仍严重高于需求，且大量落后产能、低质产能如12500kva以下炉型仍未被完全出清，僵尸产能的存在隐形抑制价格持续承压，也成为其根本源。其次在下游的技术革新后，对于硅元素的要求将会越来越高，如多晶硅产品中的磷硼要求，只有优质工业硅才能满足其供应。溯源至矿端，也需要优质硅石才能满足其要求，而优质硅石的区域分化也会造成产品的有效供给导致实际偏紧的结构，造成结构溢价。故而，总结其核心矛盾就是市场淘汰落后产能的过程中，政策与地方性利益延缓，导致产能结构过剩严重。与此同时在满足“高质量”的产能产品输出时，行业持续的负反馈导致价格持续承压。“反内卷”在工业硅领域的实施困境，一方面表现在行业结构分散，合盛硅业虽为龙头，但市占率仅约18%左右；其余产能分散在大量中小企业手中。这种“一超多强”格局使得行业协同极其困难。另一方面区域利益分化导致，西北企业希望维持高开工率摊薄成本；西南企业则希望价格上涨改善利润。不同区域的成本结构和利益诉求差异巨大，难以形成统一行动。与此同时，一体化企业策略差异，如拥有下游多晶硅或有机硅配套的一体化企业，可从全产业链角度权衡工业硅生产决策，与独立硅厂的利益取向不同。而反内卷的政策目标希望通过设定价格底线和能耗标准来避免行业的持续内卷，进而逐步推进政策的陆地目标。但这与现实恰恰背离，保护了本应被淘汰的边际产能，延长了出清时间。同时，成本最低的头部企业并无主动减产意愿，反而希望利用成本优势维持高开工、扩大份额。综上所述我们对明年产能出清的政策可能性评估：第一种乐观出清情况：国家强制淘汰12500KVA及以下矿热炉，涉及约5%产能。结合行业自律减产，有效产能减少10%以上。第二种中性出清情况：仅通过环保、能耗标准等间接手段淘汰部分落后产能，实际影响有限。第三种悲观出清情况：无实质性产能出清政策，完全依靠市场化出清。这将是一个漫长而痛苦的过程，预计需要2-3年时间。根据我们的利润驱动模型来看，供给端对价格的响应是分层且不对称的。我们以成本供给曲线来瞄定上下边际。从底部刚性来看，按照头部几家的生产现金流成本在6500-7300，开工率刚性极强，形成“铁底”，价格再次区间的下方空间动能驱动将会趋弱。而顶部弹性的话，根据现行价格来看，一旦反弹至9000元/吨以上，二三梯队的边际产能便能迅速复产，届时整体供给已经形成巨大的供应弹性。倘若价格在往上冲至万元以上，那么整体供应将会出现更过剩的局面。完美压制了任何突破成本线的价格想象了空间。除非需求端的大爆发重演，但根据我们对下游的测算，未来两年内的需求大爆发概率较小。图22工业硅主产区成本曲线2025年只有少数新增项目达产，按照去年规划的投放产能未达到预期，截至目前，只有部分上下游一体化企业配套完成投产及爬坡。主要集中在下半年，由于工业硅利润影响，新建产能成本优势削弱，无法享受成本红利，因此未来部分新增产能的投放或有延期，未来是否新建产能更多取决于行业的利润水平以及企业的配套战略。34多晶硅供应端的核心观点：从矛盾点的影响因素来看，多晶硅产能供应从前两年单纯的“过剩逻辑”逐渐逐步演化成政策干预下高质量产能重塑的复杂格局，当中矛盾的核心驱动力也发生了结构性变化，达到高质量的目标要求，则产业中的技术提升与需求增速换挡的矛盾变量也逐步加剧。针对2026年的供给预测，根据政策、行业内生质量要求以及产业链利润分配后的开工影响，在政策部分落地、行业自律有限；需求温和增长；新旧产能缓慢交替。我们认为，明年中枢产能收缩至250-280万吨，整体旧产能逐步退出，新产能投放将会延期，且在新旧产能拉锯战中，新旧产能拉锯与留存产能持续博弈，供应弹性将会加大。整体开工率维持在45-55%的波动区间，在利润和需求驱动下，中性预估2026年产量供应在150万吨。10月多晶硅产量13.4万吨，环比+3.1%，同比+1.9%；1-10月多晶硅累计生产107.4万吨，同比-30.3%。10月多晶硅开工率43%，上升2个百分点。上半年多晶硅行业自律控产，月产量持续保持在9万吨低位。来源：百川盈孚国联期货2026年多晶硅需求，即硅片、电池片、组件各个环节的核心矛盾表现在结构性的矛盾将会越演越烈，全面过剩产能的持续优化主要通过技术产能升级等方式进行重塑，相对技术产能过剩情况也将会得到改善。从产能产量来看，实际供应体量的变化主要通过企业的技术竞争力以及企为全球硅片产能预计超过800GW，而2026年全球组件中性需求约600GW，对应硅片需求约640GW，产能利用率长期低于65%。10月硅片产量60.7GW，环比+2.7%，同比+31.4%；1-10月硅片累计产量548.8GW，同比-2.6%。10月硅片开工小幅回升，开工率62%。上半年光伏抢装格局之下，硅片产量持续回升。5月过后，光伏抢装行情结束，不过硅片排产并未出现明显回落。前期海外订单增加以及硅片价格上涨，导致多数硅片企业上调开工率，10月国内硅片产量仍环比小幅抬升。不过终端仍面临压力，随硅片生产及备货结束，年末硅片产量预计将有所回落。硅片生产受海外订单支撑与国内价格回升影响展现较强韧性，10月产量60.7GW（环比+2.7%、同比+31.4%）、开工率62%，上半年光伏抢装及5月后海外订单增加推动产量持续回升，但终端压力向上传导的核心矛盾下，年末随生产与备货结束排产预计回落，2026年产量将随全球光伏装机变化小幅回升，而1-10月累计产量548.8GW（同比-2.6%）仍年整体承压态势。10月电池实际产量59.3GW，环比-2.8%，同比+16.4%；1-10月累计生产567.1GW，同比+3.7%。11月7日，N型210mm电池片均价0.303元/w，N型210R电池片均价0.283元/w。硅片涨价落地、出口退税预期取消、海外政策变化等因素叠加，电池片三季度排产并未出现明显回落。不过受组件端压力传导影响，部分企业计划从10月起适度下调排产，行业预计将进入“控量保价、结构优化”的调整阶段。年末电池片生产预计有所回落。10月组件开工率为46.9%，开工率小幅下滑。10月中国光伏组件产量约为48.1GW，环比-3.6%，同比-5.9%；1-10月，中国光伏组件累计产量约为477.6GW，同比+0.6%。组件环节由于直接面临终端需求，挺价压力相对较大，涨价相对缓慢。目前N型210mm分布式组件0.684元/w，N型210mm集中式组件价格0.684元/w。“反内卷”要求企业不得低于成本销售，并试图通过收购淘汰来减少供应，意图构筑一个“政策底价”和“政策底量”。不过从现实层面考虑，当终端需求不及预期时，下游会通过降低开工率来减少硅料采购。政策可以阻止价格无限下跌，但无法强制下游购买。这可能导致一种“僵持”局面：硅料价格稳在成本线之上，但库存持续累积，有价无市，最终仍会通过“隐形降价”如通过账期、返利或被动累库来体现压力。2025年反内卷雏形显现后，明年进入“法治化与市场化”双轨并行的实质推进阶段。这彻底改变了供应端的决策函数，使其从单纯的成本利润核算，变为对政策风险的预判与博弈。年底以承债式收购方案相继落地，按照其方案设定的底层逻辑是企业化债，并非可以依靠单纯的政府补贴，而是由产业资本主导、金融机构参与的“产能置换基金”模式。其核心是收购并永久关停高成本落后产能，其持有成本将被资本化，并转化为未来多晶硅价格的“隐性溢价”。就此我们去讨论政策拖底的承债式的产能变化量化，提出三种可能性，按照当下乐观的情景，若成功收购并淘汰150万吨以上产能，行业有效产能将骤降至200万吨以下。按2026年约140万吨的需求测算，开工率需维持在70%以上才能满足需求，价格中枢将系统性上移至55,000元/吨以上，政策溢价明显。倘若维持中性退出，按照分批收购的形式进行，年内淘汰80-100万吨产能。有效产能维持在250万吨左右，行业开工率在55%-65%波动，价格更多由边际成本决定，政策提供“兜底式”支撑。以最悲观的情况就是假设收购方案因反垄断审查、利益分配等问题停滞，市场将重回完全竞争进而导致整个收购执行落空，那么价格不排除在回到寒潮时期，整个产业链价格崩塌，引发新一轮的内卷惨烈出清。2025年下半年工信部发布9月出台的《硅多晶单位产品能源消耗限额》。新国标将多晶硅能耗准入值大幅下调至5.5kgce/kg。2026年将是《硅多晶单位产品能源消耗限额》强制性国标从“纸面”走向“落地”的关键年。新国标的三级限额是一道清晰的技术红线。据硅业分会统计，目前约20%-25%的存量产能（超过60万吨）无法满足三级标准。这部分产能大多为早期技术、电耗高，且多分布在电价较高的非优势区域。国标执行意味着这些产能将“被合规性关停”，其退出是刚性的、不可逆的，这比市场自发出清的速度更快、更确定。棒状硅(三氯氢硅法）5无无4无5来源：国家标准改革委员会国联期货对此执行的核心的矛盾我们认为，国标淘汰的往往是成本最高的边际产能，这本身有利于行业优化。但与“保就业、稳经济”的地方诉求存在直接冲突。政策执行力度的区域差异性，将成为扰动局部供应和区域价差的重要因素。随之下游技术路线提升，传统的P型硅料已不能满足其纯度标准。传统P型电池对多晶硅纯度的要求主要是围绕金属杂质总含量，其硅元素的标准在ppm级别，也就是传统的化学剂标准，而N型电池对少数载流子寿命的要求严苛，其关键杂质的控制也进度到更高级别的ppb级别，靠近电子级的标准级别。根据ICPA的统计数据，N型技术全面主导市场，截至2024年底N型组件市场占有率已超过80%，预计2025年底N型电池市占率将突破90%。故而对于目前市场上的普通P型硅料以及尚好一点的特级料和N型次级料产能长期以低价优势获取市场不仅拖慢了P型市场的出清速度，且扭曲了整个市场的价格信号和成本认知，与此同时也是N-P价格分化严重，两者价差也高达20%。值得注意的是，期货上市后，对于交割品品级的品级分层对于期货市场的也影响也是根本性的。当下期货交割品紧密对标N型致密的市场标准，若交割品标准设定模糊或与现货主流需求脱节，将导致期货价格丧失代表性，无法有效反映高效产能的供需情况，从而削弱期货工具的套期保值功能。如合约2512/2601的逼仓矛盾，面对2026年期货合约逼仓持续性，其交易所也扩张了交割品品牌和标的来纾解，但交割品依托标准进行定价，价格的偏差导致市场愿意交仓单的意愿较小，而市场对于修改交割标准仍有期待，但我们认为修订标准只能解决燃眉之急，并不是长久之计，且交易所尚未给到修订标准的准确信号，且按照十五五规划中的“高质量”发展理念，高质量的交割标准或将带动和加速整体产业落后产能的出清。来源：CPIA百川盈孚国联期货另外，基差结构的复杂化越来越明显，由于现货市场出现品质分层，期货单一价格将对应一个“现货价格谱系”。高品质N型料现货与期货的基差可能因结构性紧缺而保持强势甚至升水。低品质P型料现货价格则可能深度贴水期货。这使得传统基于单一现货报价的基差交易策略风险增大。远期曲线的形态不仅反映库存和资金成本，更将反映“技术迭代预期”，故而在2026年我们需要注意到如果市场预期未来N型技术占比继续提升且高效产能建设缓慢，远期曲线可能呈现B结构，因为市场为当前的品质稀缺支付溢价，反之亦然。就多晶硅完全成本而言，行业成本曲线分布较为陡峭，企业间差异显著。多晶硅项目投资主要包括土建、设备和安装费用，其中设备投资占比高达55%-60%。每万吨产能的投资成本大致在6–9亿元之间，企业的不同开工率水平直接影响折旧和摊销费用，进而导致完全成本差异较大。各家企业折旧水平及开工存在差异，完全成本水平存在显著分化，导致晶硅价格波动区间将相对宽泛。测算显示，若行业开工率不足50%，行业中枢成本在5万元/吨以上；而在开工率较高的情况下，主流企业完全成本多集中在4.2–4.9万元/吨之间。从整个产业链的利润率来看，当前光伏利润分配处于一个畸形状态，多晶硅在“反内卷”政策支撑下仍保持较高利润率，然而硅片、电池片、组件端则陷入普遍亏损状态。这种状态必然被打破，其再分配并非市场意愿主导选择，我们认为主要是有产业链的结构分化与经济规律共同抉择。首先再政策端设定的局限性非常明显，今年“反内卷”政策背景下行业设定成本底线，但无法为下游亏损环节创造利润。政策的最终目标是保障产业链健康发展，而非保护单一环节利润，这内在要求利润必须向下游适度转移。其次再看到下游各环节亏损已经威胁到企业生存和再生产投资能力。若亏损长期化，将导致大量企业倒闭、供应链断裂，最终反噬上游多晶硅的需求，形成全行业衰败。这里要说明此路径分析内循环的闭环逻辑，当然不排除在未来技术提升空间后的产能被动出清。终端环节来看，组件价格由光伏电站约7%的内部收益率（IRR）刚性锁定，不具备向上游成本传导的功能。这意味着，下游环节无法通过提价来自我修复利润。故而受制于终端“IRR铁顶”的组件环节无法涨价，将生存压力向上游传导，迫使多晶硅环节成为利润调整的“蓄水池”与“释放源”。这一过程并非均匀的利润下滑，而是一场残酷的价值链重构：多晶硅环节内部，高成本产能的利润将被低成本一体化巨头剥夺；随后，部分利润由这些巨头主导，以“降价”形式定向释放给下游最具竞争力的合作伙伴。最终，产业链利润将从“集中于上游资源”转向“沉淀于一体化布局与核心技术”，完成从“周期性资源盈利”到“可持续制造与技术盈利”模式的根本性转变。根据国家能源局数据，1-5月新增近200GW，上半年总量达212.21GW，同比激增107%。6月政策切换后，装机量断崖式下滑。全年预计落在290GW的高位区间。2026年中国新增装机预测在225-240GW,同比下浮17%-22%。2025年内生需求来看，在产业链价格上涨、机制电价下行影响下，终端装机也受到了较大压力，集中式电站方面看你，部分电站项目取消，各省新能源电价改革方案相继出台，不同地区机制电价存在差异，但国内光伏电站收率率仍不理想。分布式电站看，今年增量在三季度也有所回落。国内市场对电价敏感度更高：集中式项目收益受电价政策影响显著，136号文导致电价不确定性增强，短期引发装机观望情绪（2025年6月国内装机同比降38.45%），但长期随着电价机制稳定，需求韧性仍可支撑IRR修复。来源：CPIAINFOLINK国联期货2025年预计全球新增装机500GW，同比+14%；2026年预计全球装机中性情况下在490GW，同比-11%。超乐观情况下在540GW，同比-1.4%。从全球来看，中国从增速引擎变为“规模压舱石”，其庞大的绝对需求（超200GW）为行业提供底部支撑，但无法提供额外的增长弹性。真正的增长动力将来自印度、中东等新兴市场，但其体量尚不足以完全抵消中、欧市场的增速下滑。这与我们推导出的“多晶硅需求进入平台期”结论完全吻合。美国：美国市场处于一种“矛盾”状态。一方面，《通胀削减法案》（IRA）提供的巨额生产税收抵免（PTC）正在强力刺激本土光伏制造业的崛起，这在长期可能重塑全球供应链。另一方面，贸易壁垒（如反规避调查）推高了组件进口成本和不确定性，而漫长的电网互联排队流程和高利率环境，严重制约了项目实际落地速度。2026年预测美国新增装机量将减少至25GW，同比-24%。欧洲市场在经历能源危机后的装机狂奔后，当前正遭遇最根本的制约——电网消纳能力的瓶颈。很多地区的电网已无法承受更多间歇性可再生能源的接入，导致新的光伏项目面临限发或无法并网。同时，随着批发电价从高位回落，光伏电站的发电收益（CapturePrice）显著下降，投资吸引力减弱。这意味着欧洲已从“危机驱动的爆发性增长阶段，进入“受基础设施制约的平稳增长”阶段。欧洲市场的增速放缓，但欧洲仍是全球海外市场的主战场，与传统能源相比光储电价仍有较大优势。我们仍认为2026年预测欧洲新增装机量有小幅增量，至75GW，同比增25%，乐观情况将增至85GW，同比增42%。印度拥有最雄心勃勃的可再生能源目标，且光伏在经济性上具有压倒性优势。然而，其增长面临一个硬约束：薄弱的电网基础设施。输电损耗高、调峰能力不足，导致许多地区即使建成了电站也无法满负荷送出电力。此外，其旨在保护本土制造业的ALMM清单政策，可能在短期内限制优质、高效组件的供应。因此，印度市场呈现“高增长潜力与高执行风险”并存的特征。它将是全球重要的增量来源，但其增长可能充满波折。在技术选择上，印度市场对成本极为敏感，是消化全球存量P型产能和常规组件的关键市场，这在一定程度上会延缓P型技术产业链的出清进程。2026年预测欧洲新增装机量有小幅增量，至35-45GW，同比增17-50%。新兴市场，正成为全球光伏增长最活跃的板块。驱动来自国家的能源转型战略（如沙特“2030愿景”）和光伏在当地显著的经济性。这些市场以大规模集中式电站招标为主要形式，发展迅速。它们对全球产业链有两大关键影响，第一，作为增长的主要新引擎，其分散的“多点开花”格局能在一定程度上抵消中、欧市场的增速放缓。第二，这些大型项目通常优先采用高功率、高发电量的N型组件，以最大化土地和电网利用效率，因此它们是支撑N型技术溢价、驱动高品质硅料需求的重要力量。2026年预测欧洲新增装机量有小幅增量，至20-25GW，同比增33-67%。82025年有机硅供应主要受到利润以及反内卷潮的影响，整体行业减产规模扩大，二三季度价格小幅提振后开工有所回升，但整体对于工业硅的需求仍持稳运行。截至撰稿日从三方数据了解到，2025年10月国内有机硅中间体产量21.0万吨，环比-0.3%，同比+4.9%；1-10月累计产量需求依旧维持疲软的态势尚未得到有效缓解，在传统需求中占比大头的建筑行业仍处于寒潮，对于有机硅需求拉动较小。新能源需求虽拉动有机硅部分需求，但光伏是确定性比较强的增量，未来两年增幅将出现负增长外，且整体对于有机硅企业利润贡献弹性小于销量增速。未来需求端增量仍需关注新能源领域需求，但主要集中在高端制造以及国产替代等存有超预期增长的领域。整体来看，2026年需求有机硅需求增量仍维持平稳，我们认为对于工业硅原料端的需求增量提振的百分比较小。来源：钢联数据国联期货海外需求端来看，根据海关数据显示，海外补库周期带动有机硅出口同比回升。9月有机硅出口4.7万吨。环比-2.5%，同比+9.6%；1-9月有机硅累计出口42万吨，同比+2.3%。不管是传统需求还是新能源领域的增量需求表现仍较为平淡，不过由于前期有机硅出口基数较低，全年整体出口增速趋于回升。来源：钢联数据国联期货2025年铝合金前期旺季，整体开工小幅上升，但由于铝合金的单吨硅耗有限，整体对于工业硅的需求提振有限，在政策端新能源汽车以旧换新的政策拖底下，消费有所释放，需求边际回暖下符合去年我们对新能源增速的预期，增长平稳，但缺乏弹性。由于铝合金产量增速平缓，且更多使用再生铝，对原生工业硅的消费拉动作用不明显。在工业硅消费领域相比之下，铝合金对工业硅的需求是“存量基本盘”，其波动性远小于前两者。对于2026年我们认为预计维持稳定。只要铝合金行业不出现大幅萎缩，其对工业硅的需求就会保持刚性。以铝合金成为拉动工业硅需求增长的主力并不现实。根据三方数据看，截至撰稿日录得1-10月原生铝合金产量264.2万吨，同比+7.9%；再生铝合金1-10月产量601.4万吨，同比+17.0%。10月原生铝合金产量28.6万吨，环比+1.1%，同比+8.7%。10月再生铝合金产量64.5万吨，环比-2.4%，同比+19.7%。