硅片處于光伏產(chǎn)業(yè)鏈中處于制造環(huán)節(jié)最前端。硅片環(huán)節(jié)的職能是將硅料加工成規(guī)范尺寸的硅片，應用于下游的電池和組件，在產(chǎn)業(yè)鏈中起到承接作用。同時硅片環(huán)節(jié)也是單多晶的分界點，單多晶產(chǎn)品在電池片與組件過程的區(qū)別很小，差異主要源自硅片環(huán)節(jié)的拉棒/鑄錠工藝的不同，因此硅片環(huán)節(jié)是單多晶工藝路線差別的根本所在。

       單晶硅片制造的單晶電池轉(zhuǎn)換效率明顯高于多晶電池，但因為受限于成本高企，單晶曾經(jīng)的市場份額一直較低。但隨著單晶多次拉晶法的推廣以及大面積采用金剛線切割工藝切割硅片，單晶硅片正逐步奪回性價比優(yōu)勢。但總體而言，全球的硅片產(chǎn)能都明顯的過剩，2018年全球光伏總裝機量不過104GW，而2018年底，預計協(xié)鑫、隆基、中環(huán)的產(chǎn)能分別達到30GW、28GW和23GW，一體化組件廠的硅片產(chǎn)能達到30GW以上，遠遠超過市場需求。

       單晶優(yōu)勢漸現(xiàn) 未來市場看漲

       光伏硅片行業(yè)是典型的重資產(chǎn)行業(yè)，為了保持成本優(yōu)勢通常需要不斷的購買新設備和對舊設備進行升級，資金投入較大。另外單晶硅片采用的直拉單晶爐長晶，多晶則是鑄錠爐，設備不通用導致經(jīng)營策略難以調(diào)整。

       單多晶硅片路線之爭的核心在于二者性價比孰高孰低。

       A、由于多晶鑄錠技術相對簡單，而且單爐投料可達1200-1500kg，鑄錠工藝的電耗已降至6.5kWh/kg以下，方棒成本也降至20元/kg左右；

       B、提拉單晶的單爐投料則不超過300kg，方棒成本在40元/kg以上，因此鑄錠環(huán)節(jié)的低成本是多晶硅片成本優(yōu)勢的主要來源。

       C、切片成本單多晶總體差別不大，單晶略占優(yōu)勢。多晶硅片由于碎片率高、切割效率略低，導致單晶在切片環(huán)節(jié)成本略站優(yōu)勢。

       D、效率方面，多晶電池比單晶片能量轉(zhuǎn)換效率低1%~2%，這是單晶硅片競爭優(yōu)勢的主要來源。新電池技術在單晶硅片上的成功應用，將單多晶電池的效率差距拉開到2.5個百分點左右。

       從1950年代初至1980年，光伏市場僅有單晶電池產(chǎn)品。1980年后，多晶電池憑借低成本的經(jīng)濟效益，份額逐年提高，在2011-2015年期間多晶產(chǎn)品市占率一度達到80%左右。從2015年起，隨著長晶成本快速下降以及金剛線切片技術的率先應用，單晶迅速縮小與多晶成本差距，開始擴大份額。2017年，中國領跑者計劃單晶產(chǎn)品優(yōu)先，開啟中國單晶市場火爆行情，進一步提高了單晶市場份額。

       根據(jù)CPIA的研討會數(shù)據(jù)，2018年上半年單晶硅片的產(chǎn)量占比已經(jīng)達到了52.7%，單晶電池片的產(chǎn)量占比達到了41%；而這個數(shù)據(jù)在2017年全年則分別為31%和32.3%。根據(jù)ITRPV數(shù)據(jù)，從需求端看，未來晶硅市場的增量將以單晶為主，多晶市場增長非常有限。

圖一：2016-20年PERC電池與常規(guī)電池轉(zhuǎn)換效率預測

圖二：單多晶價差持續(xù)縮窄

       產(chǎn)能明顯過剩 龍頭構筑規(guī)模壁壘

       光伏產(chǎn)業(yè)總體處于產(chǎn)能過剩的狀態(tài)，硅片環(huán)節(jié)的過剩尤為突出。根據(jù)PVInfolink的統(tǒng)計數(shù)據(jù)，截至2018年2季度末，全球硅片總產(chǎn)能超過160GW，年化產(chǎn)能利用率僅有74.6%，低于上下游的多晶硅和電池片環(huán)節(jié)。盡管面臨過剩，由于新產(chǎn)能的生產(chǎn)成本較既有產(chǎn)能有明顯優(yōu)勢，2018年硅片的產(chǎn)能仍在大舉擴張。單晶硅片從46GW增加至73GW，同比增長60%，增量主要來自隆基、中環(huán)等龍頭企業(yè)的擴張，多晶硅片從98GW增加至114GW，同比增長17%，主要來自金剛線改造帶來的切片產(chǎn)能自然增加。

       過剩背景下，硅片行業(yè)的規(guī)模效應和馬太效應非常明顯。一線龍頭加速擴產(chǎn)以鞏固市場地位，構建規(guī)模壁壘。

       硅片市場的主要供應商分為兩大類。一類是垂直一體化廠商（晶科、晶澳、天合等），只要現(xiàn)金成本不高于外購成本，他們通常優(yōu)先使用自己生產(chǎn)的硅片，這也是“531新政”后這些廠的硅片產(chǎn)能仍然能夠滿跑的原因之一。另一類是第三方的龍頭廠商，比較有代表性的是隆基、中環(huán)和協(xié)鑫三大供應商，滿足一體化廠商的硅片缺口和其他電池廠的硅片需求。

圖三、2018上半年硅片產(chǎn)能分布（單晶、多晶綜合）

       2018年全球光伏總裝機了不過104GW，而2018年底，預計協(xié)鑫、隆基、中環(huán)的產(chǎn)能分別達到30GW、28GW和23GW，一體化組件廠的硅片產(chǎn)能達到30GW以上，遠遠超過市場需求。

       受供需失衡影響，光伏全產(chǎn)業(yè)鏈價格均出現(xiàn)大幅下降。年初以來，降幅較大的環(huán)節(jié)集中在中上游，“531新政”之前，由于硅片環(huán)節(jié)新產(chǎn)能大量投放，單多晶硅片的價格已經(jīng)下調(diào)37%和22%，其他環(huán)節(jié)調(diào)整幅度相對較小?！?31”新政后，硅片降價有所收斂，但整體來看降價幅度依舊較大。

       中短期內(nèi)，大背景仍是供過于求，價格下降趨勢不會改變。長期看，寡頭成本趨于同質(zhì)，高毛利時代終成歷史。需求端，我國光伏裝機量將從高速爆發(fā)增長逐步過渡到緩慢穩(wěn)定增長階段；供給端，硅片龍頭仍在持續(xù)擴產(chǎn)能，同時龍頭的利潤率趨于一致，過剩背景下可能導致整個環(huán)節(jié)都沒有超額利潤。硅片高毛利時代將成為歷史，未來價格會到達龍頭的盈利底部，硅片迎來龍頭的微利時代。

       此外，由于單晶優(yōu)勢逐步顯現(xiàn)，中長期內(nèi)，單晶所需致密料有望持續(xù)擴張，各大硅料廠商雖然將竭盡全力提升產(chǎn)出中致密料的占比，但受制于工藝，硅料產(chǎn)品中至少有30%的菜花料產(chǎn)出，因此單晶料供給相對緊張的局面難以改觀甚至可能更加突出，這也是為何德國瓦克和韓國OCI產(chǎn)品成本高企，中國依舊需要大量進口，因為其硅料質(zhì)量更高，純度更高，致密料更為突出。而菜花料供給則有較強的剛性，過剩局面持續(xù)概率較高。