“碳达峰/碳中和”加速能源结构转型，光伏行业迎来长期发展机遇，在全球气候变暖及化石能源日益枯竭的大背景下，可再生能源的开发利用日益受到国际社会的重视。截至2020年底，全球共44个国家基于联合国气候变化《巴黎协定》正式宣布碳中和目标，其中美国、欧盟、英国、日本等主要发达经济体均承诺在2050年前实现“碳中和”。2020年9月，我国宣布提高“国家自主贡献”力度，二氧化碳排放力争2030年前达到峰值，努力争取2060年前实现“碳中和”。根据国际能源署（IEA）发布的《全球能源行业2050净零排放路线图》，2050年全球将实现净零碳排放，近90%的发电将来自可再生能源，其中太阳能和风能合计占近70%。
2019-2025年光伏发电成本
光伏发电成本持续下降，全球范围内正在大规模实现“平价上网”，光伏成本近年下降超过80%，已经脱离补贴进入市场化阶段。2020年全球光伏LCOE（平准化度电成本）平均为0.057美元/kWh，已低于传统化石能源成本；过去十年我国光伏平准电价由0.18美元（约1.2元）/千瓦时下降至0.06美元（约0.4元）/千瓦时，降幅达67%，根据光伏协会测算，2021年，全投资模型下地面光伏电站在 1800小时、1500小时、1200小时、1000小时等效利用小时数的 LCOE分别为 0.21、0.25、0.31、0.37元/kWh，可预见的是，随着技术的迭代，未来光伏的基准电价将会持续下调。
我国光伏发电平准化与安装成本（商业侧）
工业和信息化部、住房和城乡建设部、交通运输部、农业农村部、国家能源局等五部门联合印发《智能光伏产业创新发展行动计划(2021-2025年)》，旨在“十四五”期间有效引导行业智能升级，促进光伏产业健康发展，从而推动光伏发电的大规模应用，使我国保持全球光伏制造第一大国和装机应用第一大国地位。
中国光伏产业重点政策规划（1）
“2060碳达峰碳中和”是多重目标、多重约束的经济社会系统性变革，需要统筹处理好发展和减排、降碳和安全、整体和局部、短期和中长期、立和破、政府和市场、国内和国际等多方面多维度关系，是重塑我国经济结构、能源结构、转变生产方式、生活方式的历史性突破。“碳达峰、碳中和”目标的提出将会对我国光伏产业产生多维度的显著影响。
中国光伏产业重点政策规划（2）
全球光伏应用市场加速增长，中国市场新增装机连续九年居首。世界各国均高度重视光伏产业发展，纷纷出台产业扶持政策，抢占未来新能源时代的战略制高点。自本世纪初以来，在各国政策的驱动以及发电成本快速下降的推动下，光伏产业规模持续扩大，步入爆发性增长阶段。根据中国光伏行业协会数据，2021年全球新增光伏装机规模同比增长31%达到创记录的170GW，2007-2021年全球新增光伏规模年复合增长率达到33.75%，截至2021年末全球累计光伏装机规模达到926GW，其中，中国21年新增光伏装机量达54.88GW，全国累计光伏装机容量达到近309GW，连续七年位居全球首位。光伏发电已成为全球增长速度最快的可再生能源。（数据来源，中国光伏行业协会（CPIA））
2011-2021年全球与我国光伏新增装机量与增速
2022年前三季度，国内当年累计光伏新增装机52.60GW，同比增长105.8%；其中22年Q3新增光伏装机 21.72GW，同比增长73.2%，环比增长23.0%。分装机类型来看，2022Q1-3国内新增集中式光伏装机17.27GW，同比增长88.8%。2022年Q1-3国内分布式光伏装机 35.33GW，同比增长115.3%；其中户用光伏新增装机16.59GW，同比增长 41.8%。从占比情况来看，国内集中式/分布式装机占比分别为32.8%/67.2%，同比分别变动-3.0/+3.0%；其中户用装机占新增装机的比例为31.5%，同比-14.2%。由于地面电站对组件价格敏感度较高，硅料价格持续高位运行的背景下，我国新增光伏装机中分布式占比呈上升趋势。我们预计四季度国内地面电站将逐步启动，进入传统的装机旺季，预计2022年全年国内光伏新增装机85-90GW，同比增长55% - 64%。随着硅料新增产能的逐步释放，产业链价格有望回落，进而刺激明年国内集中式光伏需求，将支撑国内光伏装机进一步提升。预计，2023年国内新增光伏装机有望达到120-130GW。
2022年Q1-3国内新增光伏装机
欧洲：能源转型需求迫切，光伏市场持续火热。今年以来，俄乌冲突导致欧洲能源危机，短期来看，能源价格高涨刺激光伏装机量提升，下游需求持续旺盛；长期来看，欧洲各国将更重视能源安全与能源独立，可再生能源转型有望加速。政策端来看，2022年5月欧盟委员会发布REPowerEU计划，将欧盟2030年可再生能源目标提高到45%，计划到2025年实现光伏装机超320GW，到2030年实现光伏装机近600GW，欧洲光伏装机有望进一步提速，我们预计2022年欧洲新增光伏装机将达到50-55GW，同比增长110%左右；2023年欧洲新增光伏装机有望达到75-80GW，同比增长40%左右。
美国：贸易摩擦因素缓解，光伏装机有望迎来改善。据EIA数据，2022年1-8月，美国当年累计新增光伏装机14.96GW，同比下降16.5%；其中8月光伏新增装机1.94GW，同比下降12.8%，环比增长13.2%。2022年以来，由于美国双反调查、WRO、UFLPA等贸易政策的不确定性导致美国光伏项目组件供给难以得到保障，光伏项目建设节奏有所放缓。根据SEIA调查，自“双反”调查以来，约83%的光伏组件已经推迟或取消了交付，42%的公用事业光伏项目处于暂停状态。随着美国贸易摩擦因素的改善，美国光伏市场需求或将迎来修复。2022年10月，美国政府宣布豁免柬埔寨、马来西亚、泰国及越南地区的光伏组件双反关税，利好在东南亚布局的国内一体化组件企业，同时有望改善美国市场的组件供应情况。此外，美国《2022通胀削减法案》将ITC税收抵免到期时间延长10年，抵免额度在2032年前维持在30%，该政策的落地将有效刺激美国市场光伏需求。预计2022/2023年美国光伏装机需求约为25/50GW。
美国月度光伏新增装机情况
光伏主产业链：硅粉→多晶硅料→硅片→电池→组件→电站；光伏辅产业链包括：1）辅材：EVA、背板、光伏玻璃、边框、银浆、导电剂、切割线等；2）设备：单晶炉、多晶炉、切片机等；3）电站：逆变器、支架、汇流箱、接线盒、追踪系统等。
光伏行业全产业链示意图
随着光伏发电在能源供应体系中占据越来越重要的地位，光伏相关产业也随之强大起来，已形成了从高纯度硅材料、硅锭/硅棒/硅片、电池片/组件、光伏辅材辅料、光伏生产设备到系统集成和光伏产品应用等完整的产业链条。
光伏行业的产业链上游主要为光伏电池相关原材料组成，包括形成电池的单晶硅和多晶硅。上游单晶硅和多晶硅生产企业主要有保利协鑫、隆基股份、通威股份、中环股份等。而硅片生产企业已经呈现双寡头格局，中国的太阳能硅片占据全球市场份额的大部分，而中国的市场中，主流的厂商主要有包括隆基和中环等，产能格局仍高度集中，中环股份和隆基股份硅片对外销售规模占据绝对领先地位。
中游主要为电池片、电池组件生产企业和系统集成企业。中游电池片和组件生产企业主要有通威、隆基、晶澳等。光伏发电系统中逆变器生产厂商主要有阳光电源等企业；涉及系统集成的包括亿晶光电、正泰电器等。部分企业，如隆基股份基本已经形成从单晶硅到组件到电站光伏运营一套完整的光伏发电产业链。下游为光伏发电应用领域，包括分布式光伏发电和集中式电站。
2021年，我国地面光伏系统的初始全投资成本为4.15元/W左右，较2020年上涨0.16元/W，涨幅为4%。其中，组件约占投资成本的46%，占比较2020年上升7个百分点。非技术成本约占14.1%（不包含融资成本），较2020年下降了3.2个百分点。预计2022年，随着产业链各环节新建产能的逐步释放，组件价格回归合理水平，光伏系统初始全投资成本可下降至3.93元/W，工商业分布式光伏系统21年的初始全投资成本为3.74元/W。
2021年光伏系统与组件成本构成
2022年上半年在产业链单位利润扩张的过程中，占组建成本比重最大也是最紧缺的硅料环节价格率先上涨，盈利稳步提升；硅片/电池片由于紧跟硅料涨价、受益于低价库存，单瓦利润环比修复；组件由于期货属性的减弱，较为及时地传导了成本压力，盈利能力保持相对稳定。
光伏产业链各环节利润分布
我国地面光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架、电缆、一次设备、二次设备等关键设备成本，以及土地费用、电网接入、建安、管理费用等部分构成。其中，一次设备包含箱变主变、开关柜、升压站(50MW,110kV) 等设备，二次设备包括监控、通信等设备。土地费用包括全生命周期土地租金以及植被恢复费或相关补偿费用；电网接入成本仅含送出50MW, 110kV, 10km的对侧改造；管理费用包括前期管理、勘察、设计以及招投标等费用。建安费用主要为人工费用、矿工程费用及常规钢筋水泥费用等,未来下降空间不大。
组件、逆变器等关键设备成本随着技术进步和规模化效益，仍有一定下降空间。接网、土地、项目前期开发费用等属于非技术成本，不同区域及项目之间差别较大，降低非技术成本有助于加快推动光伏发电平价上网。
21年我国地面光伏系统的初始全投资成本为4.15元/W左右，较年2020上涨0.16元/W，涨幅为4%。其中，组件约占投资成本的46%，此较年2020上升7个百分点。非技术成本约占14.1% (不包含融资成本)，较年2020下降了3.2个百分点。预计2022年，随着产业链各环节新建产能的逐步释放，组件价格回归合理水平，光伏系统初始全投资成本可下降至3.93元/W。
2021-2030年我国地面光伏系统初始全投资变化趋势
我国工商业分布式光伏系统的初始全投资主要由组件、逆变器、支架、电缆、建安费用、电网接入、屋顶租赁屋顶加固以及一次设备、二次设备等部分构成。其中一次设备包括箱变、开关箱以及预制舱。21年我国工商业分布式光伏系统初始投资成本为3.74元/W, 2022年预计下降至3.53元/W。
2021-2030年我国工商业分布式光伏系统初始全投资变化趋势(单位:元/W)
电站运维是太阳能光伏发电系统运行维护的简称，是以系统安全为基础，通过预防性维护、周期性维护以及定期的设备性能测试等手段，科学合理的对电站进行管理，以保障整个电站光伏发电系统的安全、稳定、敲运行，从而保证投资者的收益回报，也是电站交易、再融资的基础。
21年分布式光伏系统运维成本为0.051元/W/年，集中式地面电站为0.045元/W/年，较2020年小幅下降。预计未来几年地面光伏电站以及分布式系统的运维成本将持续保持在这个水平并略有下降。
2021-2030年我国电站运维成本变化趋势(单位:元/W/年)
系统建设成本计算假设条件（包含储能）：1）储能系统按照光伏电站15%的比例配建；2）光伏系统成本中非硅成本假定不变，则光伏系统成本中硅的成本占比=50%*60%*75%=22.5%。根据目前光伏系统建设成本=4.15元/W，如果硅料价格从34万/吨下降到10万/吨，即降低70.6%的水平，则光伏系统总得投资成本下降22.5%*70.6%=15.89%，每W光伏系统对应的总投资成本下降0.66元。
成本计算假设条件（包含储能）：装机量1MW，运营期25年，系统效率直线衰减，每年0.8%，折现率8%，所得税率3年2减半（约0.05-0.1元/度电），运营费用+管理费用0.07元/W/年，保险费用0.15%固定置产。
硅料价格与等效利用小时数
挑战：
3.1、海外贸易壁垒不利影响：2011年以来，我国光伏产业受到来自美国、欧盟等国家和地区双反及贸易保障措施的打击。中国光伏产品2011年的出口额为358.21亿美元，其中对欧出口占出口总额的56.95%，对美出口占出口总额的5.7%，共占比达到63%。欧洲仍是我国光伏组件最大的出口市场，其中荷兰的出货量达到1636.59兆瓦，出口额3.71亿美元。
3.2、产业支持政策将逐步弱化：近年来，世界各国大力发展光伏发电，各国政府纷纷制定产业扶持政策推动光伏产业发展。但是政府此类推进新兴产业发展、促进技术和产品进步的支持政策比如上网电价对应财政补贴等，多数已经建立了逐步弱化的机制。
3.3、弃光限电和补贴拖欠问题：近年来，中国西部地区光伏发展面临弃光限电问题，东西部地区用电量和发电量的矛盾需统筹解决。弃光限电主要原因是，光伏的大规模集中上网与西部地区电网配套建设滞后形成冲突，我国没有形成东、中、西部协同消纳市场，西部地区消纳水平有限，输电通道建设滞后、现有电网调峰能力及灵活性不足，未建立健全调峰辅助服务机制。
机遇：
3.1、能源改革势在必行：我国作为全球最大的能源生产国和能源消费国却面临着常规能源可持续供应能力不足的困境。一方面，我国目前煤炭、石油和天然气的储产比分别为72年、17.5年和38.8年，低于世界平均水平；另一方面，伴随着我国经济的快速发展，我国能源需求快速增长，能源消耗总量逐渐增长。因此，大力发展光伏发电、风力发电等可再生清洁能源是改善我国能源供给结构，支撑我国经济的长期可持续发展和保障国家能源安全的重要手段。
3.2、光伏能源优势明显：世界各国均具备利用太阳能的广阔土地区域，我国也属于太阳能资源丰富的国家之一。我国地处北半球，南北距离和东西距离都在5000公里以上，三分之二的国土面积年日照小时在2,200小时以上，年太阳能辐射总量大于每平方米5000兆焦，具备发展光伏产业的有利条件。
3.3、技术进步推动成本下降：光伏成本下降是光伏行业高速增长的重要动力。根据经验公式，电池转换效率每提升1%，成本可下降7%。随着行业技术含量的不断提升，光伏电池组件的转换效率持续提升，光伏发电成本呈快速下降态势。
预计2023年全球新增光伏装机350GW，持续保持高增速：随着新增硅料产能逐步释放，光伏装机量预计将延续高速增长，全产业链有望受益。国内来看，组件价格持续高位运行，但在分布式光伏市场旺盛需求的驱动下，2022前三季度，国内实现新增光伏装机52.60GW，同比+105.8%；其中22Q3新增光伏装机21.72GW，同比增长73.2%，环比增长23.0%。
海外来看，各国能源转型加速，光伏终端市场多点开花，叠加传统能源价格高涨刺激光伏装机量提升，下游需求持续旺盛。随着新增硅料产能的加速释放，产业链价格有望回落，将进一步刺激光伏需求释放，光伏行业高景气度有望得到延续。预计2023年全球光伏新增装机将达350GW，同比增长40%左右。
展望2023年，在能源转型的诉求下，欧洲及巴西市光伏场将保持高速成长；产业链价格下降，国内价格敏感性较高的地面电站项目有望加速启动，并贡献可观增量；美国贸易摩擦因素缓解，装机量或将迎来明显提升。我们预计2023年中国、欧洲、美国、印度前四大光伏市场合计新增装机有望达260-285GW，23年全年装机有望达到350GW，同比增长约40%。
随着新增硅料产能逐步释放，全产业链有望受益于量增逻辑：随着硅料新增产能的逐步投放，今年四季度起产业链价格预计将开始出现松动，明年硅料价格有望逐步回落，将进一步刺激光伏装机需求，各环节量增逻辑清晰。我们建议关注，1）明年受益于硅料价格下降，有望量利齐升的一体化组件环节，如天合光能、晶科能源、晶澳科技、隆基绿能等；2）格局稳定的硅片龙头企业，如TCL中环、隆基绿能等；3）盈利能力持续修复的电池环节，如爱旭股份、钧达股份等；4）光伏及储能双赛道加持，需求高速增长的逆变器环节，如德业股份、阳光电源、锦浪科技、固德威、昱能科技、禾迈股份等；5）受益于硅料释放，需求起量的辅材环节，如福莱特、信义光能、海优新材、福斯特、中信博、清源股份、通灵股份、快可电子等。
预计到2030年，中国光伏总装机量约为现有规模的2-4倍，欧美约为现在的3-4倍。习总书记在2020年气候峰会中提到，2030年中国风光电总装机量将达到1200GW。假设现有的风光电结构不变，2030年预计光伏累计装机量将达到600GW，为现在的两倍。考虑到目前的光伏成本下降及风力发电的实际情况，我国2030年光伏装机量更有可能向1000-1200GW靠近；
各国行业协会预测或国家目标装机量
欧洲能源气候规划中提到2030年光伏目标为 335GW，美国光伏协会提出2030年400GW光伏总装机量的预测，在综合考虑欧美现有光伏装机量规模（共约320GW）与2021年新增装机量，预计到2030年，欧美光伏总装机量将达900-1200GW。
欧洲光伏协会与美国太阳能协会预测图
过去10年全球多晶硅每年产能产量均实现快速增长，据CPIA数据，产能由2011年28.3万吨，增至2021年67.1万吨，复合增速达9%；产量由2010年16万吨年产量，增至2021年63万吨，复合增速达13%。全球多晶硅产能产量的快速增长更多受益于中国的增产，中国多晶硅产能由2011年16万吨增至2021年51.9万吨，复合增速达12%；产量由2010年5.2万吨增至2021年50.5万吨，复合增速达23%，增速远高于传统行业。中国产量占比由2010年的33%增至2021年的80%。进出口方面，据统计，2021年我国多晶硅进口量为11.42万吨，同比增长13.29%，出口量为1.04万吨，同比增长316%。截至2022年2月我国多晶硅进口量为1.51万吨，同比下降11.36%，出口量为0.25万吨，同比增长46.38%。
我国2015-2022年2月多晶硅进出口规模与进口来源
根据我国海关数据，2021年多晶硅进口量回涨，主要是我国光伏行业的快速发展拉动需求，进口达到11.42万吨，出口量1.04万吨，净进口量10.38万吨，较上年同期增长。从我国多晶硅进口分布来看，有45%的多晶硅来自德国，26%来自马来西亚，13.5%来自日本，以及中国台湾的6%。德国拥有世界多晶硅巨头瓦克公司，是海外多晶硅的最大源头，2021年在全球总产能中占到12.7%。马来西亚拥有韩国OCI公司大量的多晶硅产线，因成本较低，OCI部分工厂迁移至马来西亚；日本和中国台湾则拥有Tokuyama、GET等公司，分别占比13.5%、6%。
截止到2022年5月份全国多晶硅料的产能情况（单位：吨）2022年全国多晶硅料产能情况
我国多晶硅企业集中度也极强，从企业分布来看，截至2022年5月，产能排名前9的企业合计产能达国内总产能的87%。
纵观目前A股市场知名光伏产业链上市公司2022年整体业绩，光伏板块向上趋势不改，硅料环节量利齐升，高景气度延续。今年以来，国内外光伏市场需求旺盛，同时可观的利润水平使得下游硅片企业维持较高开工率与稼动率，硅料需求持续旺盛；供给方面，受制于扩产周期长、停产检修、高温限电以及安全事故等因素，22Q3硅料供给未能如期出现较大增量，硅料环节供给仍旧紧张，使得硅料价格持续处于高位，同时带来盈利水平的提升。2022年前三季度，硅料环节量利齐升，推动业绩高速增长。2022年前三季度，硅料环节实现营收1914.1亿元，同比增长103.3%，其中22Q3实现营收759.4亿元，同比增长87. 2%，环比增长15.9%。
硅料环节单季度归母净利润
2022年前三季度，硅料环节实现归母净利润478.7亿元，同比增长206.7%，其中22Q3实现归母净利润192.2亿元，同比增长160.5%，环比增长19.9%。由于硅料近期供应紧张，上下游结构性供需失衡，造成硅料价格大涨。据中国光伏协会公布数据，2021年硅料最高涨幅达224%，年末硅料价格回落至23万元/吨，与年初相比涨幅为177%。在光伏行业持续景气的背景下，2021年以来硅料价格持续上涨，丰厚的利润正吸引越来越多的企业加入扩产大军。
2012-2022年多晶硅价格统计
2012-2021年光伏新增装机量对比（分布式/集中式）
综合对比过去十年多晶硅价格走势与光伏新增装机容量，尤其是2018年前后，可以发现，包括多晶硅价格与当年新增光伏装机量都处于一个严重下滑的阶段，该情况一直持续到2020年。这其中的主要原因有两点：①2018年国家出台的“531新政”大幅取消了补贴，这对整体光伏行业产生了巨大的影响。②综合对比该时间节点前后的集中式与分布式光伏市场份额，可以发现，自此之后，光伏市场从之前的集中式主导开始向分布式逐步转移，这也从另一方面说明光伏市场开始由国家、政策导向型逐步向市场竞争过渡，这对于光伏产业合理、长期、正向的发展，起到了决定性的影响。
未来5年中国多晶硅产能和产量
据预计，2022年底，国内多晶硅产能将达到86万吨/年以上，比上一年度增加36万吨/年。并且未来5年中国多晶硅产能和产量还将继续大幅度增长。据公开数据统计，在建和计划中的项目共有16个，若全部投产，预计到2025年中国多晶硅产能将突破400万吨。
从2021年第四季度开始，通威、大全、保利协鑫、亚洲硅业等大型硅料厂商的新建硅料产能陆续启动投产，同时多家公司开始涌入多晶硅赛道，未来4年投产计划显示多晶硅供应将快速增加，行业集中度可能下滑。但是，经过调研论证，上图所列举的规划产能实际投放速度远远低于预期。主要原因有以下几点：①多晶硅产能建设周期约12-18个月，产能爬坡周期约3-6个月，整体扩产周期较长，资金需求较高；②经调研，多晶硅生产有着极高的技术门槛，技术人才的匮乏也很可能会导致很多企业投产进度不及预期。因此，上述投产计划的具体落实情况仍有待继续观测。
综合以上几点，对于未来光伏硅料的价格与产能走势，研究团队仍对此持有保守态度，短期来看，光伏硅料的价格仍将继续处于高点，产能仍会处于较为紧张的局面，这一状态可能会继续持续半年甚至更久。
光伏新增装机量高增长提振多晶硅需求：硅料需求和新增光伏装机规模有直接关系，而目前的装机量与70-80TW的总量相比，还有极大的空间。
长期供应充足，是否发生产能过剩值得思考：根据硅业协会预计，到2025年底，中国多晶硅产能将达到300万吨/年，按照目前3000吨可供给1GW光伏电池产能的比例计算，可满足1000GW的光伏新增装机。而目前普遍预测，到2025年，全球光伏装机需求将达到400GW，考虑到1.2的容配比，这中间产生了400多GW的产能过剩，正常来说产能过剩直接导致的就是价格的下跌。
然而，通过目前与诸多光伏上下游产业方的沟通，投资团队发现有几点关键因素经常会被忽略：1）老旧产能由于成本高，会逐步减少甚至被替代，而很大一部分的新增产能是为了弥补落后产能淘汰而产生的缺口，而大量的落后产能会被快速出清。2）目前光伏电池的寿命预计都是25年，但由于各地气候条件、环境的差异，以及过往技术的短板，许多已经安装上网的光伏电池已经开始面临着淘汰和更新，这会带来长期稳定的需求；3）硅料的产能结构的变化，P型料的纯度是6个9，N型料的纯度是11-12个9，半导体硅片的纯度要求是13个9，目前N型高纯多晶硅的占比还不高，只有不到30%，随着N型电池的快速投产和销售，N型硅料的供应短缺问题会更加紧张。
2023年底全球多晶硅企业产能与现金成本曲线预测
（来源:各公司公告，国金证券研究所测算）
1955 年西门子公司成功开发了利用氢气还原三氯氢硅（SiHCl3）在硅芯发热体上沉积硅的工艺技术，并于1957年开始了工业规模的生产，这就是西门子法工艺。
改良西门子法
改良西门子法为传统西门子法的改进，实现生产过程的闭路循环，产品为棒状多晶硅。改良西门子法工艺的特点为加强了尾气的干法回收，对尾气进行加压多级冷凝分离处理。尾气分离出的三氯氢硅、氯化氢、氢气可返回系统利用，分离出的四氯化硅加氢进行氢化反应转化为三氯氢硅后返回还原炉（有热氢化与冷氢化两种技术路线），从而使得氯化氢、氢气得到循环使用，只需要补充生产中的损耗量即可，从而大大降低了物料消耗，将“三废” 量减少到了最低程度。热氢化路线：低压（0.6MPa）高温（1250℃）环境下反应，反应原理为：
H2+SiCl4 = SiHCl3+HCl
目前该技术路线已经十分成熟，蒸汽消耗量低，易操作与控制，但电耗高，转化率低。冷氢化路线：高压（3.0MPa）中低温（550℃）环境下反应，反应原理为：
Si+4H2+3SiCl4 = 4SiHCl3
该技术路线在反应中参杂硅粉，是普通的流化床反应，电耗低、转化率高，对操作能力及硬件均提出了更高的要求，是新一代主流的技术。
热氢化与冷氢化技术路线对比
硅烷流化床法是将细小的硅颗粒种子铺在有气孔的床层上，然后从下面通入硅烷气体和其它反应气体，这时硅颗粒种子呈现出流体特征。在加热等反应条件下，硅单质沉积在硅颗粒种子上，生成体积较大的硅粒，通过出料管送出流化床反应器。与棒状硅的生产工序相比，颗粒硅工艺仅需氢化、FBR（Fluidized Bed Reactor） 流化床还原两个核心工序，省去了原料精馏、尾气 回收、清洗烘干等步骤，工序大为简化，而且还具备低耗能、连续生产、无需破碎、建设周期短、占地面积小等优点，但是相对于棒状硅技术，硅烷法还是有着对生产安全性要求高、纯度只能做到“6个9”等问题需要去改善，同时还有安全隐患，爆炸的风险比较高。
硅烷流化床法
国外从事颗粒硅技术的主要有两家公司，挪威的REC和美国SUNEDISON(原MEMC)，2016年后者的硅烷流化床技术专利被保利协鑫收购，前者被韩华于2021年11月以1.6亿美金收购16.67%的股份，同时重启了其位于美国的2万吨多晶硅工厂，而国内陕西天宏瑞科2万吨产能是陕西有色和挪威REC合资项目，2021年形成1.8万吨颗粒硅和一部分硅烷气供应能力。
与西门子改良法相较而言，硅烷流化床法有几个优点。品质：颗粒硅虽然投产时间不长，但是根据保利协鑫数据来看，颗粒硅的碳浓度可以控制在0.4ppma以下，总金属杂质平均浓度在10ppbw以下，基本上是能够达到太阳能级的特级品标准，但是颗粒硅的生产工艺决定了杂质含量很难控制，在连续大规模生产后，颗粒硅的产品的质量很难完全保持一致，硅料的品质会出现一定的差异。至于电子一级多晶硅产品的标准，体杂和表杂水平要求在7ppbw以内，碳含量要求在0.02ppma以内，目前颗粒硅暂时无法达到这个标准，而同时期多晶硅龙头企业的西门子法多晶硅体杂和表杂上限已经在0.9ppbw左右的水平，较颗粒硅低一个数量级，已经达到了电子级标准，显然颗粒硅质量较改良西门子法还是有一定程度的差距。颗粒硅中的一些问题仍需要花一些时间解决，主要原因就是含氢和含碳量偏高，所以目前企业的用量用法都属于掺杂的，用一部分金属硅，再用一部分颗粒硅。颗粒硅的价格其实也反应出了这个问题，它还没有卖到和单晶致密料同样的价格水平。
能耗：目前认为颗粒硅的能耗是远远低于改良西门子法的，但这个能耗或有必要综合来看。从相关技术专家最新统计的数据来看，单看硅料环节的电耗和水耗，由于硅烷流化床法生产颗粒硅的反应温度大约是在700度左右，转化率是98.5%以上，同时由于整体工艺流程进行了简化，使得新水消耗和电耗都较少，电耗仅在20-30 kWh/kg-Si，新水消耗则大概是多晶硅的25%-35%，折算17 kg/kg-Si。而改良西门子法需要在1000度以上的高纯硅芯上用高纯氢还原高纯三氯氢硅，一次转化率较低仅为13%，间接导致了高能耗，所以电耗整体较高，基本在50 kWh/kg-Si左右，同时水耗则基本维持在67 kg/kg-Si左右。但是值得注意的是，除了老生常谈的电耗和水耗，能耗的综合考虑还需要加上蒸汽消耗。不同于改良西门子法的副产蒸汽用于发电，蒸汽单耗基本上已经下降到0，硅烷流化床法还会使用到蒸汽、天然气等，所以这部分有关蒸汽的25kg/kg-Si左右的能耗仅在生产颗粒硅的时候会产生，需要综合考虑进去，最后，综合能耗算下来，两种技术的能耗差距并不大。
成本：西门子法由于工艺成熟稳定，过程简单可控，设备标准化，容易复制和扩大规模，2020年改良西门子法产线设备投资成本约为8.5亿元/万吨，而硅烷法生产技术流程由于较改良西门子法更短，工序更少，所以，在设备等初始投资方面肯定比改良西门子法低；同时，由于工序方面硅烷法无需破碎的原因，所以破碎成本也能省下来，还包括此前提到的电耗的成本降低，使得硅烷法比改良西门子法要低20%左右。但同样我们也要看到，虽然颗粒硅的电耗、单位投资额以及人工成本方面相比块状硅具有理论上的优势，但运用到实际中，由于“氢跳”、颗粒硅撞击器壁等问题，会造成生产工序的中断，并引起碳基内衬、加热线圈、石英坩埚等部件的损坏，同时由于生产工艺中粉末比例较高使得成品率偏低，从而在硅元素单耗方面产生了较大的额外成本。当然，随着后续厂商的生产工艺的改善和技术的提升，颗粒硅生产的这些问题也有望得到进一步的解决。
下游最终选择用什么，肯定是会从多方面如成本、品质、稳定供货等进行考虑，目前来看，颗粒硅已经得到部分客户的使用，像隆基、中环、晶澳等也已经签订合约，但是颗粒硅在产品纯度、运行稳定性和产品一致性方面显然还有一些问题需要花时间解决，主要原因是它的含氢和含碳量偏高，但因为颗粒硅比较小，填料密度高，同时颗粒硅的加入可以增加单位产出，降低生产成本，避免大块料堵塞，所以目前企业的用量用法都属于部分掺杂，并不是100%的运用，而是用一部分金属硅，再用一部分颗粒硅，总的来说相当于辅料使用，目前颗粒硅掺杂比例在15%-20%左右。随着颗粒硅产能的逐步释放以及技术的进一步改善，这个比例或还将有一定程度的提升，但是想要完全颠覆目前的主流技术——西门子法多晶硅或仍不现实。
有别于改良西门子法和硅烷法的化学方法，冶金法是利用物理方法生产太阳能级多晶硅，其典型工艺是将纯度好的冶金硅进行水平区熔单向凝固成硅锭，去除硅锭的外表部分和金属杂质聚集的部分后，将硅锭粗粉碎并清洗，并在等离子体熔解炉中去除硼杂质，然后二次区熔单向凝固成硅锭，再次除去外表部分和金属杂质聚集的部分，然后粗粉碎和清洗，最后在电子束熔解炉中除去磷和碳杂质直接生成太阳能级多晶硅。冶金法的特点是在提纯过程中硅不参与任何化学反应，依靠硅与杂质物理性质的差异，通过冶金熔炼的方法将杂质去除，从而获得满足太阳能电池性能需求的多晶硅。冶金法是近年来正在发展的一种低成本、低能耗和环境友好的多晶硅制备的工艺。
早在多年前，国外就开展了冶金法制备多晶硅的研究，其中日本和挪威研究较早，但规模化生产是最近十年开始的。国外使用冶金法的主要企业有日本JEF公司，采用电子束熔炼、等离子束熔炼、定向凝固等工艺路线，得到纯度为6N的多晶硅材料。挪威Elkem公司采用硅石直接还原的技术，得到纯度接近6N的多晶硅。加拿大6NSilicon、Timminco（BSI），采用Si-Al二元系除硼、真空除磷和定向凝固除金属的提纯技术路线，得到纯度为5N的多晶硅。
冶金法技术路线
目前冶金法最大的问题还是，杂质太多，质量不稳定，无法得到高纯度的多晶硅材料。冶金法的具体流程如下：
3.1、酸洗：由于硅对除HF酸以外的任何酸都具有较高的抗腐蚀性，对硅进行酸洗，可以溶解处于硅晶界处的杂质，而硅本身不溶于酸中。所以利用酸洗来去除偏析在晶界处的杂质是一种非常有效的方法。硅通过酸洗除杂存在极限，这是因为杂质在硅中的分布不均匀，去除不完全；另外，即便是在粉碎时，杂质也可能完全被硅包覆起来，与外界不接触，难以与酸接触发生反应。因此，酸洗也仅仅能作为冶金法提纯过程中的一个预处理环节。
3.2、造渣精炼（氧化精炼）：造渣精炼工艺是指在冶金级硅中加入熔点高于硅的精炼剂，将液态硅中的杂质元素氧化，使其产物进入渣相，金属与炉渣达到热平衡，从而达到去除杂质的目的，造渣精炼能有效去除硅中的B杂质。采用造渣精炼去除冶金硅中非金属杂质操作简单，在工业硅精炼后抬包内即可进行。而造渣剂的选用是造渣精炼提纯硅技术的关键，另外，大渣量的使用有利于获得良好去除效果，但如何处理大量尾渣也是一个很重要的问题。
3.3、真空精炼：真空精炼技术是依据冶金级硅中部分杂质的挥发性，将原料置于高温的真空体系中，让其中的杂质元素进行挥发，从而达到除杂的效果。在该条件下，高温真空精炼可除去硅中的P、Al、Ca等蒸汽压较大的元素。除杂效果主要取决于杂质的蒸汽压、体系的真空度和精炼温度。真空精炼对去除硅中易挥发性杂质如P、Al、Ca等非常有效，且其具有操作工艺简单、易控制等优越性。另外，在真空精炼过程中硅熔体仅与坩埚接触，减少了杂质的来源。由于硅熔体导电不强，还可利用真空感应精炼技术对熔体进行加热，相较于其他提纯方法其具有更高的能效。目前真空精炼结合其他提纯工艺成为制备太阳能级硅的主要过程。
3.4、定向凝固：定向凝固工艺是指利用杂质元素在固相和液相的溶解度不同从而达到分凝提纯的目的，同时采用强制手段控制热流单一方向导出，使坩埚中的熔体沿着与热流相反方向结晶凝固，从而获得沿生长方向整齐排列的柱状晶组织。定向凝固在冶金法提纯硅工艺中扮演着重要角色，在此过程中既可实现杂质去除，又可完成硅晶体生长。通常定向凝固采用的方向为熔体的垂直方向，硅中大部分金属杂质从固相向液相富集，最后富集在硅锭上部，通过硅锭切头的方式可使杂质得到很好的去除。由于定向凝固能除去硅中大部分杂质，故该技术今后仍将会是开发制备太阳能级硅过程中至关重要的一步。
光伏行业、新能源车行业未来5年、10年、20年都面临爆发性增长的市场需求，行业前景可谓星辰大海，但短期看不少个股涨幅已相当大，这个时候投资者需要权衡投资节奏、平衡短中长期风险和机遇，并根据自己的操作系统和风险承受能力相机决策。
具体到光伏产业链，以最上游的硅料扩产门槛最高（技术门槛高和投资金额巨大），扩产周期最长（包括产能爬坡时间），因此也是光伏全产业链中玩家相对比较少的一个环节，而2021年硅料供应紧张已成事实，考虑到下游产能及市场需求的扩张以及行业硅料产能扩张的情况，大概率未来几年仍然是紧平衡的局面（这个需要动态跟踪并适时修正），并且竞争格局相对比较好，在这种情况下，下游龙头如隆基等企业也纷纷用长单锁定上游多晶硅料厂家的产能。
近期市场对多晶硅的生产成本非常关注，特别是西门子与颗粒硅的成本对比成为焦点。以目前的情况看，市场上的西门子多晶硅成本普遍在6万左右甚至以上，成本高低的差别主要来自不同地区的电价差异和万吨投资金额，其它成本项彼此间相差无几。
颗粒硅方面，其成本由于还没有形成大规模化的商用生产装置，保利协鑫在徐州的6000吨产能据传5万多/吨的成本，但这是四代线，规模有限。而陕西天瑞的1.8万吨产能光投资50亿，而其产出断断续续，只有1万吨不到的年化产量，以这个投资额度折算的产品成本只怕已是天价了，因为按10年期折旧，光是折旧摊销已是高到无法承受，除此外还有高额的财务费用。
光伏行业在这一轮伟大的能源革命中处于中军地位，对30、60目标，全球碳中和目标的实现具有极其重要的战略意义。对于中国而言，光伏已成为中国少有的能主导全球产业链的领军行业，与高铁、5G、新能源车一样成为中国经济的一张重要名片。
无论是从宏观上的地缘政治、能源安全出发，还是从低碳、环保绿色发展出发，还是从微观经济层面的光伏行业全球竞争力来讲，光伏行业都肩挑重担。这其中最上游的光伏多晶硅料相对中下游来讲是门槛更高的关键一环。
以西门子法生产来讲，其优点是工艺成熟，投资和成本相比以前也已大幅下降到适中的位置，为光伏平价上网也做出了重要贡献，这个是需要充分肯定的。但是，其缺点或中长期面临的潜在风险也不小，一是其进一步改进的进步空间已很小，技术上未来的发展空间有限，比如西门子法生产的块状硅就很难低成本地适应未来连续拉晶工艺的要求,二是其高达6万度/公斤的综合电耗更让其在未来的碳中和潮流中成为”高耗能高排放的坏孩子典型”，而其进一步降成本、降能耗的空间也非常有限。三是欧美国家基于其经济利益和遏制中国在光伏产业上的绝对主导地位的想法，未来也要小心提防西方发达国家以“节能减排”等非技术性壁垒封杀打压高能耗的西门子多晶硅产能。
以颗粒硅来讲，颗粒硅无疑是一个具有很大发展潜力的革命性的硅料产品，简单地讲，其优点一是能耗大幅降低到只有西门子法的三分之一，符合“节能减排碳中和”的时代潮流，是光伏硅料行业绿色发展的先进生产力和发展方向，二是其便于连续投料的特点让其下游的自动化生产成为可能，并为连续拉晶等先进工艺提供了恰到好处的潜在适配好原料，从而有力推进光伏行业中游全自动化生产的进度和步伐；三是在不需要破碎，可以节省可观破碎费的同时，其成本未来进一步下降的潜力和空间也比西门子法大得多，存在更多更大的可能性。
同时，其缺点是目前看虽然保利协鑫的颗粒硅生产已成功解决了长周期可持续连续生产的问题（徐州6000吨产能已具备持续稳定生产超过6个月的能力并得到实证），但当前四代线的产品仍然存在碳、氢等杂质含量略高的毛病，尽管在下游的试用和验证中表明，对P型单晶硅的生产来讲颗粒硅的使用量和比例越来越大（目前主要受限于产能产量不够，也只有中环能得到较大数量的供给，对隆基的供应都是小批量且时断时续的），但未来面向N型单晶硅的生产时，面对N型单晶生产的更高更苛刻要求，其当前产品品质上的不足需要在今后生产线（指生产环境更接近半导体级别的半洁净生产五代线和全洁净生产六代线）的升级换代中彻底加以解决，而这个方面的进展及效果仍然需要持续跟踪验证。而一旦这些验证成功，则颗粒硅将成为硅料行业的王者、颠覆现有硅料行业格局，并在未来数年开始逐步替代甚至最终淘汰西门子产能。光伏硅料产业发展态势。
通威股份有限公司，是国内光伏一体化集团的代表，从上游的硅料、硅片到下游的电池片、组件，通威的光伏业务覆盖了目前整个光伏产业链。其旗下硅料生产企业——永祥股份是目前全球多晶硅产能第一的龙头企业。目前，公司已形成高纯晶硅年产能23万吨，生产基地位于乐山、包头、保山，产能利用率达到119.28%，实现高纯晶硅产量10.73万吨，同比增长112.15%，国内市占率近30%。同时，N型硅料质量全面满足市场需求，出货量持续提升。产品单位平均综合电耗、蒸汽消耗、硅粉消耗分别较同期下降13%、63%、4%，产品单晶率占比保持在99%以上，与隆基、美科、高景、宇泽、双良等下游企业新增签订硅料长单购销合约。
通威股份企业营收状况
新项目建设方面，公司已于2022年6月底如期实现包头二期5万吨项目的顺利点火，目前产品各项指标均优于太阳能级特级品标准，进一步彰显公司工艺技术的可靠性和领先性。公司乐山三期12万吨项目已取得能耗指标批复，目前各项建设工作正稳步推进中，预计将于2023年下半年建成投产。
高纯多晶硅方面，经过多年发展，公司在冷氢化、大型节能精馏、高效还原、尾气回收、三氯氢硅合成、反歧化等核心技术领域形成了具有自主知识产权的多项成果，处于行业先进水平。报告期内，产品单晶率超过99%，已实现N型料的批量供货。截至报告期末，永祥股份累计申请专利493件，获得授权专利342件。
通威股份企多晶硅产能状况
新疆大全新能源股份有限公司，是国内多晶硅行业的龙头，目前已形成10.5万吨高纯多晶硅产能。同时与隆基绿能、晶澳科技、天合光能、TCL中环、上机数控、美科、高景太阳能等光伏行业领先企业建立了长期稳定的合作关系。
大全能源企业营收状况
在产量方面，据企业披露的2022年半年报显示，大全能源上半年高纯度多晶硅产量达6.67万吨，占国内多晶硅产量的18.3%，规模在业内处于第一梯队，也创下历史新高。今年大全能源多晶硅产量有望突破12万吨，相比于去年8.66万吨的产量，将增长接近40%，这将有力保障了下游光伏龙头企业的原材料供应。
在产能建设方面，大全能源多晶硅三期B阶段项目已于2022年1月实现达产，新产能释放带动上半年销量同比增长约80%，实际年产能约12-12.5万吨。此外，公司包头10万吨高纯多晶硅项目已于2022年3月启动，并预计于2023第二季度完工。届时大全纯多晶硅总产能将达到20.5万吨以上，产能规模在业内处于第一梯队。
大全能源企业多晶硅产能状况
协鑫科技控股有限公司（原名：保利协鑫能源控股有限公司）是一家主要从事光伏材料制造和销售的投资控股公司。公司通过三个部门运营业务。光伏业务分部主要从事为于光伏行业营运的公司制造及销售多晶硅及硅片产品。新能源业务分部从事主要从事发展、兴建、营运及管理光伏电站。光伏电站业务分部从事管理及营运光伏电站。
保利协鑫企业营收状况
2018年推出的“531”新政，叫停了新增光伏电站的建设，并且大幅下调已建成但尚未投入运营的光伏电站补贴，行业需求大幅萎缩，保利协鑫的硅料、硅片业务毛利润从27.2%下降至6.9%。同时，其尚在盈利的光伏电站业务也因为银行对光伏行业贷款政策的收紧，造成了大规模的资产收缩。2020年，保利协鑫子公司协鑫新能源对电站资产计提减值16.54亿元，叠加硅片业务减值确认的32亿元，最终导致公司在2020年巨亏超50亿。
然而，随着2020年下半年，随着行业的回暖以及保利协鑫对其光伏业务的重组（业务集中往上游硅料段发展），保利协鑫的业绩也随之强势反弹。截止2021年底，保利协鑫旗下主要有徐州、新疆两大硅料生产基地，累计8万吨权益性硅料产能。同时，在颗粒硅端，保利协鑫也是第一批玩家，目前拥有3万吨产能，而且产能还在不断扩大中。
保利协鑫企业多晶硅产能状况
4.1、丽豪半导体
丽豪半导体，成立于2021年4月，位于青海省西宁市，公司目标在3年内建成20万吨+的产能规模，其中一期项目于2021年8月正式开工建设，在克服北方冬季施工、西气东输主管线改道等不利影响后，一期项目已于2022年7月30号竣工，提前2个月完成，创下行业内在北方施工最快的记录。同年8月14日，330变电站正式电源切换完成开始量产，8月22日公司第一炉正品硅料正式出炉，同样创下了行业内正品硅料出炉的最短时间记录。目前公司已完成22亿元的B轮融资。
4.2、天宏瑞科
陕西有色天宏瑞科硅材料公司成立于2014年7月，注册资本4.98亿美元。公司引进了美国REC全球领先的电子级多晶硅、电子级硅烷气和粒状多晶硅生产技术，建成年产18000吨粒状多晶硅、1000吨超纯多晶硅（一期建设300吨）、500吨高纯硅烷气装载的生产线，已形成了粒状多晶硅、超纯多晶硅及高纯硅烷气三大产品体系。
4.3、立新硅材料
湖南立新硅材料科技有限公司，成立于2021年4月，目前已完成天使轮融资。公司下属的大理立新硅材料有限公司年产1万吨再生硅材料项目已经在云南大理正式投产。公司采用全球首创的以回收硅泥为原料，通过冶金法提纯多晶硅技术，总投资约6.5亿元，预计年销售收入12亿元以上，利润5.9亿元。
1、需求旺盛：光伏发电实现平价上网对光伏产业发展的推动作用非常明显，借助市场驱动的方式获得产业快速发展，分布式电站在装机量中的占比也越来越高，未来光伏会成为新基建的重要组成部分，在各种场景下得到规模应用。
2、供求紧张：硅料产能投资大、周期长、工艺门槛高，行业人员也相对缺乏，导致产能扩充的速度远低于预期，不能及时响应下游需求的变化，导致供需关系变动较大。
3、结构变化：光伏行业面临从P型电池向N型电池转变的快速变化之中，高纯多晶硅的供需关系更为紧张，国内产能并不能满足下游客户对品质和量的需求，所以每年从海外进口十几万吨，这对国内厂家来说，机会非常明显。
4、工艺成熟：根据中国光伏行业协会的数据，2019年全球多晶硅产量中采用改良西门子法生产的占比高达97.8%；我国也类似，2020年国内采用改良西门子法生产的多晶硅约占全国总产量的97.2%。
1、光伏占比峰值：按照国家的规划，风光电的发电占比要从21年的11.8%增加到25年的20%，30年的30%，21年我国新增装机量中，光伏占比31.1%。所以目前行业虽然经过了几年的大发展，但远未达到峰值。
2、产能过剩：硅料产能的扩产周期比较长，虽然各家都在扩产，但实际形成有效产能的释放并不多，以22年为例，原先预今年产能会增加到99.7万吨，但实际有效产能应该不会超过80万吨，所以硅料产能的释放远比预期慢，这从价格的变化也能体现出来。
3、资金紧张：硅料产能的投入对资金量要求非常大，很多玩家的投产不达预期，这是很主要的原因，对于该行业的初创企业来讲，依然面临很大的资金压力，靠股权和债权融资可以解决部分前期投入的问题，但更重要的还是建设速度，在硅料尚处于高位的情况下，初创企业快速释放产能，回笼资金，进而实现大跨步的发展，是该行业初创项目能否成功的关键因素。
4、专业性强：光伏硅料虽然看上去只是一个上游的原料供应商，但随着光伏技术的更迭，对光伏硅料本身的精度、加工的工艺都提出了极高的要求，这里面涉及到很多行业本身的专业型技术，所以也有较高、较强的基础性门槛。
