1.1 复盘：供需错配是涨价主因，高比例长单加剧价格波动
多晶硅产能刚性且扩产周期长，更易出现供不应求导致涨价的现象。在光 伏行业并不算长的历史上曾多次出现“拥硅为王”的局面，主要为发生在 2004-2008 年、2010-2011 年、以及 2020-2021 年的三次硅料价格大幅上 涨，导致这些结果的直接原因都是短期需求超预期而供给没跟上（阶段性 供需错配），但从本质上看，在一个高成长的行业，硅料作为技术/资金壁 垒高（尤其早期）、产能刚性且扩产/爬产周期长的环节之一，叠加例行检 修、生产事故等增加供给不确定性的因素，比其他环节更容易出现因供不 应求而导致涨价的情况。
复盘多晶硅三轮涨价周期，后两轮中长协单都起到推波助澜作用。在 2006-2008 年第一轮“拥硅为王”后，下游客户为了锁定硅料供应，不少 都选择与硅料大厂签订锁量锁价长单，部分企业（赛维 LDK、英利）甚至 直接进入硅料生产环节，间接导致了相关企业的破产和陨落。近两年上下 游签订的绝大多数都是锁量不锁价的长单，大量被锁定的硅料导致可以在 现货市场交易的供给变少，在市场一致预期硅料紧缺且需求向好的情况下， 现货价格更容易被进一步推高。
1.2 平价时代光伏需求弹性大，供给瓶颈决定装机上限
全球加速脱碳，政策、金融助力新能源装机高速增长。随着近年来全球对 气候问题的重视，各国政府及机构陆续制定了更为积极严格的零碳排放行 动计划：中国、美国、欧盟等国家/地区宣布将在 2050/2060 年达到碳中和， 其中法国、德国、英国、日本、韩国等超过 10 个国家已立法明确这一目标。 电力作为全球碳排放量最多的三大行业之一（另外两个是交通和工业），是 各个国家能源改革的重点领域。在碳中和目标下，因环保问题关停的火电、 核电机组将为新能源装机腾出更多空间，同时碳交易、绿色债券等金融支 持手段也将助力新能源装机高速增长，推动能源结构升级转型。
光伏需求弹性十足，装机预测逻辑转向“供给瓶颈决定需求”。
在全球大部分地区，光伏的度电成本已极具经济性和竞争力，同时因其对 生态环境影响小、建设场景丰富（沙漠、屋顶均可装）、建设周期短（3-4 个月），已成为目前新增装机占比最高的能源类型。2021 年以来，虽然受 到上游原材料涨价影响，光伏系统成本上升明显（光伏项目 PPA 电价持续上涨），但在全球能源成本大幅上升的背景下，光伏仍然是最具性价比的能 源类型之一。
考虑到平价后光伏摆脱补贴依赖、具备更高自主性，需求增速主要取决于 项目预期收益率；随着光伏持续降本提效、而化石能源发电因燃料短缺成 本大幅上升，光伏相对优势持续扩大；平价后光伏摆脱补贴依赖和规划束 缚，终端需求将具备极强的向上弹性，并呈现出对成本承受力的持续提升， 中短期光伏新增装机量将基本由供给瓶颈环节产能决定。中长期需求则仍 然可以基于各国减碳要求、用电量增速、终端用能电气化提升等宏观角度 参数进行测算，这与短期需求的高弹性和预测逻辑的变化不产生矛盾。
1.3 2022 年硅料仍为产业链最瓶颈环节，全年均价有望保持 15 万元以上
2022 年硅料为产业链供给瓶颈环节，其产能决定终端装机量。光伏产业链 中硅片、电池片和组件等环节扩产周期较短（3-6 个月），难以成为产业链 供给的限制因素，而扩产周期较长的环节硅料（18 个月以上）、玻璃（18 个月）和胶膜上游 EVA 粒子（3~5 年）有较大概率将成为供给瓶颈环节。 2021 年多晶硅产量约 57 万吨，按明年硅料产能释放节奏，预计 2022 年 多晶硅新增产量 22~27 万吨，合计可满足 260~280GW 组件需求，同比增 加 35-45%，与下游环节扩产产能比较，明年硅料大概率仍是供应链瓶颈。 此外，考虑到能耗双控政策的收紧或将给新项目的投产节奏带来不确定性， 令总供应量可能靠近预测范围下限。
全球能源成本上升、光伏成本承受力增强，明年均价有望保持 15 万以上。 在今年硅料和其他原材料成本持续上涨的压力下，组件价格从 1.6 元/W 攀 升至 1.8-1.9 元/W，但终端需求仍表现出较高韧性，2021 年 1-9 月国内光 伏新增装机 25.56GW，同比增长 44%，预计全年装机有望达到 55-60GW。 2022 年随着硅料新产能的释放，组件价格将从高位回落，考虑到全球能源 成本上涨和双碳目标，光伏终端需求及成本承受能力或表现超预期，硅料 全年均价有望保持在 15 万元/吨以上，按照当前辅材价格和组件合理盈利 水平测算，对应组件价格约 1.7~1.75 元/W。
1.4 硅片扩产规模远大于硅料，高比例长单逐渐常态化
硅片扩产规模远大于硅料，上下游格局逐步发生转变，高比例长单将成为 常态。
我们统计了 2021-2022 年硅片企业的扩产情况，预计 2021H2-2022 年国 内将新增 200GW 以上单晶硅棒名义产能，考虑到 3~6 个月的爬产周期， 测算对应有效产能也将达到 100GW 以上（对应硅料需求 29 万吨左右）， 而同期硅料新增有效产能仅为 22~27 万吨；随着新玩家的加入，硅片生产 企业也从原来的 5~6 家迅速拓展到仅 15GW 以上产能企业就有近 10 家， 而目前国内 4 万吨以上（对应 15GW 左右）规模的硅料企业仅 5 家，硅料 和硅片上下游的格局逐渐发生转变。
由于硅料和硅片扩产周期的不同，当前上下游之间这种供需错配的局面可 能将一直持续，即使假设 2019 年及之前的存量产能（约 120GW）因不具 备改造成大尺寸的经济性，在 2022 年全部停产退出市场，2022 年硅片的 有效产能仍大于硅料，大部分硅片企业开工率不足 100%或将成为新常态。
无论是新进入者还是老牌的硅片企业，为了保障已签长单的供货、提高/稳 定市占率、降低非硅成本，原材料的保供将成为生产规划的重中之重。根 据我们统计，2022 年国内主流硅料企业的 90%以上产能均已被下游长单 锁定，且最新的硅料长单已经签至 2026 年，未来几年高比例长单将成为 硅料行业的常态。
1.5 工业硅价格涨幅受下游需求限制，高盈利下供给有望增加
工业硅行业整体产能过剩，但出于成本/环保原因，开工率不足 50%。
工业硅（金属硅）通常由碳还原二氧化硅制备，是多晶硅、有机硅、硅铝 合金重要的原材料。工业硅按铁、铝、钙杂质百分比的不同可分为 553、 441、421 等不同牌号，冶金级工业硅（硅含量＜99%）主要用于生产硅铝 合金，化学级工业硅（硅含量≥99%）主要用于生产多晶硅、有机硅。一 般 1 吨多晶硅生产大约需要消耗 1.06~1.1 吨的工业硅，可用牌号为 421、 441、3303、553 等，各家企业掺配比例有所不同。
2020 年国内工业硅产能约 506 万吨，产量 222 万吨，整体开工率仅有 44%，主要是水电季节性生产和环保等原因。由于工业硅成本中电费占比 高达 30%，出于成本考量，国内约有 50%产能分布在水电资源丰富的云南、 四川等地，为季节性产能，即在丰水期（每年 5~11 月）生产，枯水期减产； 32%左右分布在新疆，利用当地低廉的煤电、年内开工率相对稳定。
下游需求对工业硅成本承受能力有限，近期价格开始高位回落。
2021 年 1-8 月国内工业硅产量累计 173 万吨，同比增长 31%，但由于今 年工业硅出口及有机硅、多晶硅需求增加，叠加 9 月份云南工业硅限产消 息刺激，工业硅价格短短一个月内从 2 万/吨出头上涨至最高 6 万/吨。
从下游来看，有机硅和多晶硅目前价格下对工业硅成本承受能力尚可，工 业硅成本与价格比值在 20%左右；硅铝合金使用工业硅比例虽小得多（仅 10%左右），但由于供应商大多为中小企业，主要原材料电解铝价格大幅上 涨下，资金和成本转嫁能力已难以支撑工业硅价格的继续上涨，随着能耗 双控的影响蔓延到铝合金等领域，对应的采购积极性开始减弱，工业硅价 格从 9 月底高位开始回落，尤其以冶金级跌幅最大，达到-30%左右。
工业硅高盈利刺激下，枯水期开工率或高于往年，叠加之前停摆的项目开 始启动复产，有望保障明年工业硅供应。
生产 1 吨工业硅耗电量约 1.3 万度，假设其他成本不变，电价每上涨 1 毛/ 度，对应成本增加约 1300 元/吨。在枯水期，假设用电成本上涨到 4-5 毛/ 度，对应成本将增加至 2 万元/吨，按照目前工业硅价格 4~6 万元/吨，仍 有丰厚的利润空间，有望提高企业在枯水期生产的积极性，增加市场供给。
根据我们调研了解，前期受到云南限产影响的企业 9 月 26 日已经复产，同 时在工业硅高盈利的推动下，之前因资金、成本等问题停摆的项目也开始 着手启动/复产，其中新疆晶和源 28 万吨工业硅已于 9 月初点火开始爬产， 合盛硅业黑河地区、云南宏盛等多个 1~2 万吨小产能也于近期陆续点火， 有望保障明年工业硅供应。（报告来源：未来智库）
2、硅料进入门槛提高，长期盈利中枢或将在1.5~2万元/吨
2.1 能耗双控进一步提高进入门槛，扩产项目落地不确定性增加
本轮硅料供需紧张背景下，一体化组件企业多选择合资/参股方式锁定原材 料，侧面验证硅料进入门槛高。虽然硅料相对于主产业链下游环节供需紧 张的局面仍将在较长一段时间内持续，但由于多晶硅的高技术壁垒和周期 属性，以及历史上曾出现因盲目扩张低效硅料产能而导致投资失败的案例， 导致本轮硅料紧缺、涨价过程中，一体化组件龙头几乎一边倒的选择通过 合资/参股的方式去锁定原材料，而非自主投资扩产，侧面验证了多晶硅环 节具有相对较高的进入门槛。
能耗双控要求将进一步提高硅料扩产门槛，技术、成本领先的头部获取指 标能力更强。“十三五”期间国家提出实行能源消费强度和总量双控制度， 并将每年双控目标分解下达至各地区执行，进入“十四五”之后，在“双 碳”目标下，能耗双控的重要性更加凸显。9 月 11 日，根据国家发改委发 布的《完善能源消费强度和总量双控制度方案》，国家将加强对高耗能高排 放项目的管控，未达到能耗强度降低基本目标进度要求的地区，将缓批限 批新上高能耗项目，且须实行能耗等量减量替代；对能耗双控目标完成进 度滞后的地区，将合理控制新上高耗能项目投产节奏。面对国内严峻的节 能形势，未来多晶硅扩产项目的审批要求或将更加严格，生产效能高、技 术先进、资金实力强的硅料龙头企业将有更强的获取指标能力。
能耗双控或将增加新产能落地不确定性，拉长扩产周期。根据国家发改委 发布的《2021 年上半年各地区的能耗双控目标完成情况晴雨表》，青海、 宁夏、云南、新疆、四川、江苏等硅料产能主要分布地区能耗总量及强度 预警等级为一级和二级，为了确保完成能耗双控目标，相关地区的新项目 审批及在建项目投产节奏或将受到影响，导致新产能扩产周期拉长。
2.2 低电价资源愈发稀缺，新产能现金成本中枢或将上移
电价驱动成本差异化，资源优势者利润丰厚。硅料主要生产成本为硅粉 （35%）、电费（33%）、折旧（13%）等，不同企业的硅粉和折旧成本差 异较小，电费成本取决于综合电耗和用电成本，随着生产工艺的技术更迭 趋缓，未来综合电耗下降空间较小，因此用电成本将成为企业之间重要的 成本差异来源。2018 年至今，国内硅料新产能加速向新疆、内蒙、云南、 四川等电价便宜的地区集中，使得近几年新产能的现金成本均位于成本曲 线左侧区域，具有明显的后发优势。
长期看新产能成本中枢或将上移，提前锁定低电价的企业成本优势有望放 大。长期来看，低电价地区的电力负荷有限，且能耗双控目标考核机制下， 新产能获取低电价的难度提高，导致企业难以持续进行低电价扩张，未来 新产能现金成本中枢或将上移。随着节能环保政策升级、煤电成本上涨， 今年以来在电力资源紧张的情况下，内蒙古、宁夏、云南等地陆续放开电 价上浮限制，部分老产能用电成本也较前几年有所上升，提前锁定低电价 的硅料电力成本优势有望放大。
2.3 N 型技术提高硅料品质差异性，高质量低成本产能有望取得超额利润
硅料品质存在差异性，高品质低成本产能易取得超额利润。多晶硅的杂质 （如碳、氧及其他元素）含量决定了硅料的品质和纯度。按照我国现行国 家标准，多晶硅纯度按照由高到低分为电子级三级、二级、一级和太阳能 级特级、三级、二级、一级。太阳能级多晶硅通常要求硅的纯度达到至少 6N（99.9999%）以上，单晶用料纯度则要求达到 9N 以上（太阳能特级及 以上），具有较高的技术门槛。目前国内大部分多晶硅企业虽然都具备单晶 用料的生产能力，但生产成本和质量分布情况仍存在差异，头部企业高纯 度硅料兼具低成本与高品质，随着单多晶用料价差的拉大，更容易取得超 额利润。
N 型技术对硅料品质的要求进一步提高。按照长晶过程中掺杂元素的不同， 可将硅片或电池片分为 P 型和 N 型，P 型电池主要掺杂 3 价硼或镓元素， 以空穴导电为主，目前最常见的电池技术即为 P 型 PERC；N 型电池主要 掺杂 5 价磷或砷元素，以电子导电为主，具有无光衰、弱光效应好的优点， 随着异质结、TOPCon 技术的发展，N 型产品有望成为未来主流的电池技 术。N 型技术对硅料纯度要求更高，一般需要达到至少电子二级及以上水 平，目前只有少数几家头部企业具备 N 型料稳定供应能力，随着下游 N 型 电池占比提高，N型料有望因供不应求和高转换效率而产生溢价。
2.4 硅料重资产、扩产周期长，长期合理盈利中枢在 1.5~2 万元/吨
硅料重资产、扩产周期长，按照合理投资回报率反推，硅料长期合理盈利 中枢（单吨净利）在 1.5~2 万元/吨。
多晶硅是光伏产业链里技术、资金壁垒最高（8-10 亿元/万吨）、扩产周期 最长（1.5-2 年）的环节之一，为了达到更优的成本控制，如今多晶硅扩产 动辄 5 万吨起跳，不仅提高了硅料行业的进入门槛，同时也增大了能耗管 控和安全风险，企业进行投资决策时往往十分谨慎（代表对 IRR 的要求 高）；同时由于扩产周期长、产能启停成本高昂，为了避免盈利波动带来的 投资风险，企业会根据当下或未来一段时间内对价格的判断进行收益率分析，一般需要项目 IRR 至少达到 25%以上（代表当下盈利水平可能会影响 投资决策）。
对于企业来说，如果硅料盈利长期处于低位（IRR 过低），将会导致项目投 资热情降低、甚至逼退落后产能出清，在下游需求持续增长的情况下，不 可避免的将出现供需紧张导致的价格上涨；而当硅料盈利长期处于高位 （IRR 过高），又会推动企业积极扩产多晶硅，带来阶段性的产能过剩、从 而引发价格下跌。
基于以上分析，我们认为，长期硅料价格将围绕一个合理的价格/盈利中枢 上下波动，因此，我们提出可以从企业决策角度出发，按照硅料项目的预 期投资回报率，来倒推多晶硅企业的长期合理盈利中枢，挖掘企业的长期 投资价值。
为了排除工业硅价格对结论的影响，我们选取单吨净利作为盈利指标，测 算不同投资成本和单吨净利下，硅料项目的内部收益率。需要特别说明的 是，由于硅料环节的重资产、周期属性，企业一般要求项目的静态投资回 收期要少于 6 年，因此我们选取运营期 IRR 和六年内 IRR 两个收益率指标 进行分析，运营期 IRR 为多晶硅产能 15 年生产运营期内现金流净额的折 现率，六年内 IRR 为多晶硅产能 6 年生产运营期内现金流净额的折现率。
按照硅料单吨投资额 8~10 亿元，当单吨净利为 1.5~2 亿元时，运营期 IRR 为 18%~27%，六年内 IRR 为 4%~17%，项目具有比较好的投资价值， 能吸引到大部分企业进行主动扩产布局，以保证行业健康稳步地增长。考 虑到龙头企业成本领先行业平均水平，长期合理单吨盈利中枢或高于 1.5~2 万元/吨。
3、改良西门子法技术成熟稳定，头部企业集中度将再提升
3.1 改良西门子法稳占主流地位，协鑫颗粒硅将作为有效补充
目前多晶硅制备工艺主要分为改良西门子法（93%）和硅烷流化床法 （7%），二者的核心区别在于高纯硅的沉积工艺不同。
西门子法通过三氯氢硅（SiHCl3）和氢气发生还原反应（1080℃）制 备多晶硅，还原反应在钟罩式还原炉中进行，产生的高纯晶硅沉积在 呈 U 型的高温硅芯（载体）上，因此初始成品为硅棒状（又称“棒状 硅”），破碎后可用于下游拉晶。改良西门子法在西门子法的基础上增 加了尾气回收和冷氢化工艺，实现了闭环生产，不仅能降低能耗，还 减少了副产品对环境的污染，自多晶硅工业化发展至今，绝大部分企 业都采用改良西门子法生产多晶硅，是当下比较成熟稳定又兼具低成 本的技术路线。
流化床法（Fluidised Bed Reactor，FBR）根据原材料不同可分为三 氯氢硅法和硅烷法两种，目前除瓦克使用三氯氢硅外，天宏瑞科 （REC 合资）和保利协鑫（收购 SunEdison FBR 资产）均使用硅烷 法。硅烷流化床法通过使硅烷气体（SiH4）热分解（500~700℃）并 沉积在硅籽晶（载体）表面形成颗粒硅，由于反应器（流化床炉）从 底部注入气体时流速较高，籽晶刚发生反应时处于悬浮状态，因此沉 积面积大、速率快，可有效降低电耗，当籽晶长大到一定重量（直径 约 2mm）时将沉降到反应器底部，最终通过管道排出颗粒硅成品，可 直接用于下游拉晶。
电价对改良西门子法成本影响较大，缺电背景下颗粒硅更具成本优势。硅 烷流化床法反应温度低、沉积效率高，先进产能综合电耗低至 20kWh/kg 以下，远低于改良西门子法的 55-60kWh/kg，未来受高电价和缺电影响较 小，相对改良西门子法显示出比较明显的电力成本优势。
FBR 成本与品质存在“跷跷板”效应，最佳生产成本仍有待全新万吨级产 线验证。
杂质多需要定期更换内壁：纯硅在流化床炉沉积的过程中，沸腾的颗粒硅 会不断冲击反应器内壁，长期使用容易使内壁腐蚀，常用的镍合金材料内 壁会产生金属杂质问题、影响产品纯度，虽然可通过更换成碳化硅或石墨 材料解决，但同时可能会带来碳含量的问题，因此运行一段时间后仍需更 换内壁。理论上内壁更换频率越高、产品纯度越好，但会增加更多的耗材/ 生产运维成本。
粉尘多需要频繁启停清理：颗粒硅相互碰撞容易在内壁沉积硅粉，造成设 备沾污和堵塞，也会降低流化床的传热效率，可能诱发器壁的破裂，因此 设备需要根据粉尘情况进行启停、清理，将额外增加制造费用。
无论是更换内壁还是清理粉尘，过于频繁的启停都会导致开停前后低端料 的占比提高，进而影响高品质颗粒硅的产量。
另外，硅烷是一种极为活泼的气体，一旦泄露容易引发爆炸，目前颗粒硅 尚未有大规模产线长期运行经验，因此长期生产存在一定安全风险。
综上，颗粒硅如果要达到比较高的纯度，不可避免的会带来成本的上升。 考虑到现有产线设备较老、前期投资成本高，颗粒硅成本与品质之间的最 佳平衡点仍有待全新万吨级产线出来后进一步验证。
中短期颗粒硅将作为改良西门子法的有效补充，长期可能会加速边际产能 退出。颗粒硅表面平滑、流动性好，但因杂质问题尚未完全解决，目前主 要用于填缝、复投，是改良西门子法拉制单晶的有效补充。近年来保利协 鑫持续对颗粒硅技术投入研发，或能对流化床内壁材料等核心辅材及生产 工艺做出改善，进而提升颗粒硅的性价比及竞争力。长期看颗粒硅市场份 额将取决于：1）大规模量产后相对西门子法的性价比；2）能否大规模用 于 N 型产品；3）下游客户对供应链安全的要求。随着未来颗粒硅新产能 投产，其低成本优势有望加速行业边际产能的退出。（报告来源：未来智库）
3.2 扩产绑定下游优质客户，市场向头部企业集中
绑定下游优质客户，助力产能稳步提升。根据我们前面统计，截至 2021 年 9 月，多晶硅企业与下游签署的合资项目合计达到 80 万吨，硅料企业主 要为通威、新特、协鑫等头部企业，组件企业主要为隆基、晶科、晶澳、 天合等头部一体化企业。对于硅料企业来说，合资/参股的方式可以保障企 业在大规模扩产的过程中保持资金充裕、提高扩产确定性，同时在产能阶 段性过剩的时候通过与头部客户的深度绑定更好的消纳产量。
新一轮扩产周期后，硅料市场集中度将再次提升。多晶硅市场呈现寡头垄 断的竞争格局，根据目前各家企业的扩产进度，预计 2021 年底产能最大 的前四家企业分别为通威、协鑫、大全、新特，产能占比将达到 69%， 2022 年底前四大企业产能占比将达到 76%，市场进一步向头部企业集中。
4、重点公司分析
4.1 通威股份
公司硅料产能居行业第一，2022-2023 年权益出货复合增速达到 73%。公 司现有多晶硅产能 8 万吨，分布在四川乐山、内蒙古包头等电价资源便宜 的地区。根据公司硅料扩产计划，将在 2021 年底前投产乐山 5 万吨、云 南保山 5 万吨，2022 年中投产包头 5 万吨，2022 年底前投产乐山 10 万吨， 预计 2021 年底、2022 年底硅料总产能将分别达到 18 万吨、33 万吨，同 比增长 125%、83%，对应 2022-2023 年权益出货分别为 17 万吨、27 万 吨，复合增速达到 73%。公司现有产能单晶料占比已达到 98%以上，同时 可以向下游批量供给高纯度的 N型料。2021 上半年公司多晶硅平均生产成 本 3.65 万元/吨（乐山一期及包头一期平均生产成本 3.37 万元/吨），毛利 率为 69.39%，处于行业领先水平。
4.2 大全能源/大全新能源
老牌多晶硅龙头回 A 重启高速增长。大全能源成立于 2011 年，控股股东 大全新能源持有公司 79.57%股份。现有多晶硅产能 7 万吨，分布在新疆 石河子地区，凭借当地低廉的煤电资源，成本持续处于行业第一梯队。 2021 年 7 月 22 日，公司成功登陆科创板，募集资金将投资于年产 1000 吨高纯半导体材料项目、年产 35000 吨多晶硅项目和补充流动资产。随着 新产能于 2021 年底投产，预计 2022 年公司出货将达到 12 万吨左右，同 比增长 40%。另外，公司计划在未来三年保持年均 50%左右的产能增速， 拟在 2024 年底前总产能达到 27 万吨。
4.3 新特能源/特变电工
技改升级、新产能投放，成本有望持续下降。新特能源成立于 2008 年， 为特变电工控股子公司（持股比例 66.61%），现有多晶硅产能 7 万吨，位 于新疆乌鲁木齐。公司拥有一座 2*350MW 自备电厂，只有少量用电需要 外购，具有一定成本优势。根据公司计划，2022 年上半年冷氢化技改升级 后，多晶硅产能将达到 10 万吨左右，有望推动生产成本进一步下降；另外 内蒙古包头 10 万吨新产能计划 2022 年下半年投产，预计 2022 年底多晶 硅总产能将达到 20 万吨，同比增长 186%。
4.4 保利协鑫能源
多年研发布局，颗粒硅量产终见曙光。公司 2006 年成立，旗下全资子公 司中能硅业是国内最早实现多晶硅规模化生产的企业之一。2017 年公司收 购美国 SunEdison FBR 相关技术资产，在颗粒硅技术上不断取得进步，已 成为国内颗粒硅领先企业。截至 2021 年 9 月底，公司与隆基、中环、晶 澳等下游头部客户已累计签署约 75 万吨硅料长单协议。目前公司在新疆、 徐州分别有 6 万吨、4 万吨棒状硅和徐州 1 万吨颗粒硅产能， 未来公司多晶硅扩产将围绕颗粒硅展开，主要包括徐州 2+3 万吨扩建项目、 乐山 10 万吨和内蒙古 30 万吨新建项目，预计 2022 年底公司颗粒硅产能 有望达到 18 万吨，成为全球第一大颗粒硅制造商。
4.5 亚洲硅业
绑定头部客户，扩产跻身第一梯队。公司成立于 2006 年，是国内最早以 现代化工艺研发和生产多晶硅的企业之一，目前在青海西宁有多晶硅产能 2 万吨。2020 年公司正式通过隆基股份 N型电池用料认证，成为我国多晶 硅企业中首家通过认证的供应商，现已具备 3000 吨 N 型电池用料生产能 力。公司 2020-2021 年分别与隆基、晶澳签订 5 年期 12.48 万吨、3 年期 1.98 万吨硅料长单，并于 2020 年 8 月 17 日启动青海 6 万吨高纯晶硅项目， 预计一期 3 万吨将于 2022 年一季度投产，2022 年出货量有望实现同比翻 倍增长。
