（报告出品方/作者：华泰证券，申建国、周敦伟）
光伏进入平价时代，成长空间广阔
历经三大阶段，光伏行业进入平价新周期。第一阶段始于德国、西班牙等欧洲传统强国率先实施电价补贴，*策激励支撑光伏装机需求，新增装机需求主要源于欧洲，结束于欧债危机、欧美双反、补贴退坡。第二阶段始于中国年公布光伏标杆电价及补贴*策，行业重心向中国转移，新增装机需求以中美日为主导，光伏行业进入快速发展期，结束于中国“”*策补贴退坡。第三阶段始于光伏平价+碳中和目标全球化，主要驱动力是光伏生产成本下降、经济性上升，并且各国的双碳规划为光伏行业设定了明确的中长期发展目标。年后印度、南美、中东等新型市场光伏装机明显增长，光伏行业全球化发展并进入平价新周期。
成本下降弥补*策补贴退坡，平价时代利润空间打开。光伏学习曲线陡峭，LCOE从年的0.美元/kWh下降至年的0.美元/kWh，十年下降近90%，是过去十年LCOE下降最快的清洁能源。早期国内光伏行业发展由*策补贴和成本下降双重驱动，我国光伏行业年后加补贴后开始有经济性，行业进入三年蓬勃发展期，但标杆上网电价随LCOE逐年下调，利润空间逐渐压缩，年“”新*引致补贴大幅退坡后装新增装机受挫。年前后，光伏行业迈入平价时代，行业由*策驱动转为内生增长，随着度电成本持续降低，光伏利润空间重新放大。根据CPIA预测，年我国新增光伏装机容量将首次突破GW，未来十年光伏行业确定性的需求量增速或将超过降价速度，进入持续稳定的扩张阶段。
硅料：成本为王，颗粒硅破茧成蝶
硅料制造具有大化工行业属性，行业壁垒高。硅料，又称多晶硅，是以工业硅为原材料，经过提纯后得到的产物，可以应用于半导体及光伏领域。硅料产品具有同质化的特点，关键衡量指标为纯度，核心竞争力为成本。以改良西门子法为例，硅料环节具有以下特征：1）产线建设周期较长，一般需要一年建设期、半年产能爬坡期；2）投资成本较高，根据CPIA数据，年投产的万吨级硅料生产线设备投资成本约10.3亿元/万吨；3）能源耗量高，根据CPIA数据，年硅料生产平均综合电耗为63kWh/kg-Si，包括合成、电解制氢、精馏、还原、尾气回收、氢化等环节。4）资本和技术密集，硅料的资产周转率低，正常年份固定资产周转率低于1，项目投资回报主要取决于盈利能力和财务杠杆。
因此，硅料企业的成本控制与生产技术是最重要的竞争力，对硅料的相对售价和物料单耗都有决定性的影响，要素价格尤其是能源价格也是拉开成本差距的重要因素。过去3年里，产能新、规模大、电价低的成熟硅料产能牢牢占据着行业优势地位，行业集中度呈提升态势，年全球CR5占比66%。多晶硅料行业在经历了-年价格下跌以及*策导致行业需求下滑等历史后，海外多晶硅企业陆续退出或切换至电子级多晶硅，中国国内硅料厂商产能凭借成本、规模优势，占据全球光伏级多晶硅产能80%以上。
硅料产能陆续投放，供给压力减弱。硅料的高价格吸引了大量厂家扩产，除了通威、协鑫、大全、特变、亚洲硅业、东方希望六大传统巨头外，还有大量新进入者纷纷宣布入局。据PVTech统计，年以来，各厂家规划的产能达到万吨，其中六大巨头规划的产能只占40%左右，主要新产能来自新进入者。基于年全球光伏行业因多晶硅料供给不足导致硅料价格大幅上涨，各硅料厂商提出并加速硅料产能扩张计划，预计年底全球光伏多晶硅料名义产能将超万吨，按照组件硅耗2.85g/w、容配比1：1.2计算，多晶硅产量将能支撑约GW的全球装机，未来1年内硅料的供需情况大概率将彻底逆转。我们预计硅料的定价机制将重新回到边际产能定价时代。
硅烷流化床法的主要原理是将硅烷或氯硅烷等作为原料，以氢气作为载体，从流化床炉的底部注入反应器后上升加热区，籽晶从反应器顶部注入或预先放置在反应器中，从底部注入的气体流速足以将籽晶沸腾起来，处于悬浮状态，注入的原料和氢气在加热区发生反应，沉积在硅籽晶上，随着悬浮的籽晶颗粒不断外延生长，长大到足够重量的硅颗粒沉降到反应器的底部，而反应的副产物从底部管路排除。
相较于块状硅，颗粒硅具有三大优点：1）块状硅能源消耗大，原炉中的沉积环节，还原炉及硅芯需加热到0摄氏度以上温度，综合电耗达到60-65kWH/kg-Si，硅烷流化床法反应温度约-摄氏度，综合电耗约15-18kWH/kg-Si15；2）块状硅产品需破碎，多晶硅料炉内生产完成之后，需要进行破碎才能够进行后续的直拉/铸锭单晶体投料，破碎过程复杂且容易混入杂质，进而影响晶体质量，破碎成本为约1-3元/kg-Si，颗粒硅直径较小，无需破碎便可用于拉晶/铸锭投料；3）块状硅非连续，多晶硅硅棒在炉内完成生长之后，需降温出炉，进而增加能源浪费及降低效率，硅烷硫化床法在颗粒硅达到一定质量以后自动下落制底部，可以持续反应与收集。
硅片：注重技术工艺，大尺寸、薄片化加速成本下降
行业壁垒较低，总产能过剩，大尺寸产能仍不足。硅片行业位于光伏产业链上游，利用单晶炉等设备将多晶硅料利用单晶直拉生长法制备成圆柱形高纯度单晶后，通过截断、倒磨、切片等工艺将圆形单晶棒制成硅片。此前硅片行业集中度较高，年底国内硅片行业CR5约74.1%。随着直拉单晶、切割技术的普及以及相关设备耗材的批量化制造，know-how在行业内逐渐扩散，加之近几年硅片利润较为稳定且丰厚，新玩家陆续入场，如双良节能40GW规划，高景15GW规划，华耀光电（亿晶）12GW规划、金阳新能源20GW规划等，大部分新入产能为大尺寸、薄片化的高质量产能，这些产能单瓦成本相对更低，传统小尺寸、非薄片化硅片企业利润或将受到挤压。我们预计年底硅片名义产能将超过GW，显著高于全球新增装机需求GW。光伏行业永恒的核心是降本增效，以mm/mm和um/um为代表的大尺寸、薄片化硅片渗透率持续提升，但由于大尺寸产能投产晚，目前仍相对短缺。
硅片环节重技术优化。硅片生产分为拉晶、切片两步，最终产品硅片同质化明显，核心在于成本控制，技术上注重经验积累和工艺改善，折旧、良率及产品可接受度、人工费用是影响毛利率的关键，超额收益主要源于成本下降。
大尺寸硅片份额快速提升。年市场上硅片尺寸种类多样，包括.75mm、mm、.75mm、mm、mm、mm等。其中，.75mm和mm尺寸占比合计达到50%，.75mm尺寸占比下降为5%，未来占比将持续降低；mm是现有电池产线可升级的最大尺寸方案，因此将是近2年的过渡尺寸；年mm和mm尺寸合计占比由年的4.5%迅速增长至45%，预计未来其占比仍将快速扩大。
大尺寸硅片能有效摊薄非硅成本。制造端，在效率不变的前提下，大尺寸硅片所需要的更大尺寸直拉单晶棒对应了单位时间拉棒效率的提高，同时，面积增大带来的硅片功率增加超过单片切片成本的增长，大尺寸硅片非硅成本具有明显优势。电站端，大尺寸硅片带来的组件单位尺寸更大，功率增加可有效降低单W支架、逆变器数量、线材、土地等BOS造价成本。根据中国能源网数据，对比-W组件，天合-W组件的系统初始投资成本与度电成本均降低9%以上；对比-W组件降低系统初始投资成本达4.57%，降低度电成本达3.94%。
头部厂商工艺技术更优，薄片化进程更快，加速硅成本降低。从起，中环股份对外报价的硅片厚度从um到um，市场主流厚度为um-um，整体降低2-3档。在保障良率的前提下硅片薄片化能够带来显著单瓦硅耗的下降，从而降低单瓦硅料成本。根据我们测算，假设电池片效率22.8％，功率=单位面积*效率，硅片厚度每下降5μm，硅片单瓦硅耗将减少0.05g/W，按元／kg硅料价格计算，硅片环节单瓦硅料成本将降低0.01元／W。
电池：N型电池放量元年，TOPCon已具有经济型
电池环节盈利波动性大，竞争格局较分散。由于电池片本身无法囤货，且技术迭代快，非硅成本与技术路线高度相关，成本差异主要来源于转化效率、良率、银浆耗量，新的技术路线成本更低，因此具有一定后发优势。电池环节对短期价格冲击敏感，毛利率波动性较强，最低点时毛利率接近5%，电池厂商迫于一体化发展，向下游组件厂延伸，完成“自产自销”才能在保障销量的同时有能力囤货，进一步抵御周期性风险带来的毛利率下跌。
此外，电池环节面临的技术性风险较强。以往新的技术引入后尚未普及就已经淘汰，导致电池厂企业设备实际淘汰年限显著低于计提折旧年限，大额利润被设备商赚取，容易陷入“挖金子不如卖铲子”的问题。技术快速变迁+向下游做一体化，电池环节集中度相对较低，根据CPIA统计，年底全球电池环节产能CR5约47.2%。
Perc降本增效瓶颈已至，N型电池逐渐放量。当前P型PERC电池效率平均23％已经接近24.5%的效率极限，且Perc技术Know-How已普及，行业呈现低门槛、低盈利的特点，亟待发展下一代技术。目前主流的TOPCON、HJT等电池技术均具备较好发展前景、TOPCON可在Perc产线上做升级，兼容性较好，HJT性能最佳，工艺流程少，但设备现阶段较贵。（报告来源：未来智库）
从短期到长期，电池行业技术演化表现出以下趋势：
1）PERC技术趋顶：PERC技术作为目前市场上的主流，按照各家厂商的产能扩张情况，短期内仍将保持较高的渗透率。PERC本身叠加其它技术持续升级，行业从年开始采用背面碱抛光技术、背面多层钝化膜技术、前表面激光选择性发射极技术等多重途径提升PERC电池片转化效率，目前龙头公司通威股份的量产效率达23.44%，接近PERC技术极限，进一步提升的边际效益降低。同时，PERC产业链各环节技术趋于成熟，原有技术和成本优势逐渐减弱，PERC电池行业面临竞争加剧、利润率降低的发展趋势。因此，市场将研究方向转向其它提效空间更大的技术。
2）国内TOPCon和HJT并行发力，国外厂商布局HJT为主：TOPCon在现有产线的基础上投资成本最低，HJT效率表现最好、生产环节最精简，二者各有优势，是“后PERC时代”厂商探索最积极的两个方向。从产能规划来看，EnergyTrend预计年新增N型电池产能中TOPCon占50%、HJT占29%。中期内可以预见两项技术不断提升转化效率、扩充产能、完善相关设备及产业链，进一步降低光伏发电成本，并对原有PERC市场形成替代。
3）IBC等高难度技术实现效率突破和经济性提升：目前IBC技术的技术难度高于TOPCon和HJT，制造成本高、量产效率差，尚处于产业化前夕。但其实验室表现存在想象空间，未来IBC与TOPCon结合形成TBC技术、与HJT结合形成HBC技术，效率提升空间更大。目前IBC产能规划显著小于TOPCon和HJT，仅有少量国内外公司进行布局，包括爱旭股份、SunPower（被中环收购吸纳技术）、天合光能、国家电投、中来股份等。
提效是目的，钝化是核心。由于光生伏特的原理在于尽可能减少电荷（多子与少子）间的复合，但硅片切割所导致的硅原子被破坏而形成的悬挂键（缺陷）将导致大量的电荷在这些位置复合从而影响效率。表面钝化技术的目的便是让上述缺陷失活从而阻止电荷间的复合，Perc技术由于仍然存在正面与背面金属电极与硅片间的直接接触，所以理论效率受到了限制。Perc升级到Topcon成为背面无接触，到HJT则成为双面无接触，故理论光电转换效率得到了明显提升。目前国内电池片厂商对于Topcon技术每年的量产效率提升KPI为0.5%/年，N型组件将从此打开效率提升空间。
TOPCon已具备经济性。根据我们测算，目前TOPCon电池端非硅约0.21元/W，较PERC高0.05元/W。一体化看，硅片端N型与P型成本基本打平，组件段N型更高功率摊薄成本，非硅较P型低约0.02元/W，一体化成本N型组件较P型成本高3-4分每瓦。在最新价格体系下，N型组件较P型溢价约0.1元/W，Topcon相比PERC优势已显现。随着后续栅线增加降低银耗+银浆国产化降价+良率效率提升，我们预计到23年TOPCon电池端成本有望控制在PERC电池成本+0.03元/W以内，硅片成本比P型硅片低0.01元/W，最终实现一体化成本和P型打平，N型电池盈利性进一步提升。
22年N型渗透率破冰，先Topcon，后HJT。扩产难易度上，Topcon可实现在Perc产线上改造升级，但随着硅片薄片化的趋势的强化，HJT对于厚度低于um的硅片有更好的支持度以及良率，同时未来可以连接更高级的IBC及HBC技术。随着N型电池片技术逐步投产，技术成熟度提高，成本降低，无论是Topcon还是HJT，最终将逐步的替代Perc技术成为主流。根据集邦咨询数据，截至年，Topcon电池规划总产能已达GW，HJT电池规划产能达.5GW。我们预测年N型电池全年出货将会超过20GW，渗透率8.7%，预计22年N型电池片及组件渗透率超10%，23年渗透率有望突破20%。
组件：一体化增强盈利能力，品牌、渠道巩固行业地位
组件环节一体化程度加深，市场份额向头部集中。伴随年行业原料短缺引发的硅料上涨，包括晶澳、阿特斯、晶科等企业在内的组件企业均进一步投资布局上游硅片，电池片等产能，并与硅料企业签订长单锁量协议，通过一体化制造能力及稳固的硅料供应保障组件交付更少受到供给因素的干扰并获取上游环节利润。同时，由于组件环节设备投入低，工艺简单，一体化有助于强化整体竞争壁垒。今年来组件行业集中度持续提升，根据PVinfo数据，-组件环节CR5分别为42.8%/55.1%/62%。我们预计年隆基出货60-65GW、天合40-45GW、晶澳40-45GW、晶科35-40GW、阿特斯20-25GW，22年全球新增光伏装机GW，则组件环节CR5将进一步上升至70%。
品牌源于产品质量与可靠性。光伏组件使用周期长达25年以上，产品质量及运行稳定性将体现企业的品牌综合实力，因组件可靠性导致的发电效率降低或过早失效都将提高光伏度电成本，甚至导致安全隐患，损害电站运营方的投资收益率。工作环境、背板耐用性、机械应力能力、PID、LID、EVA质量等因素均可对发电效率、故障率、衰减速度造成影响，可靠性较差的组件销售商最终将被市场淘汰。组件具有一定的同质性，但随着头部企业的产品质量通过市场长时间的检测，品质硬、口碑好的一线企业能在全生命周期内发电量会有更好的预期，因此具有一定品牌溢价。
渠道能力高筑竞争壁垒。过去几年，光伏电站的需求主要集中于环保意识较强的几个世界大国，随着度电成本的降低，全球对于碳中和意识的强化，至今有越来越多的国家加入了建设光伏电站的行列，年新增装机量达GW级的国家数量不断增长。虽然组件行业玩家的数量也在增长，但有能力将销售渠道扩张到全球各个地区的企业相对较少，渠道铺设具有资金壁垒和人才壁垒，同时需要产品质量的支持以及口碑积累，分销商考虑到机会成本将优先与大厂合作，新入玩家不具备这些方面的优势。
全球能源提价，分布式光伏收益率客观，提振下游装机需求。随着全球疫情以来货币宽松以及碳排交易价格上涨带动的欧美PPA电价上涨趋势，叠加欧洲地区冲突加剧带来的以原有为背景的能源价格上涨，国内峰谷电差持续加大。全球分布式光伏在年迎来较快增速，预计22年增长势头将会延续。根据当前国内光伏资源和电价计算，国内分布式光伏投资IRR已能达到不错水平。根据华泰公用环保团队22年2月在报告《分布式光伏：下一个蓝海市场》的测算，全国大部分地区工商业与公共建筑BAPV具备投资价值：1）87%省市IRR不低于6%，其中9个省市IRR高于10%，得益于工商业电价的上涨与这些地区较高的光伏发电利用小时数；2）国内大部分地区的公共建筑BAPV具备投资价值，63%省市IRR不低于6%，其中6个省市IRR高于10%。
我们认为，分布式光伏客户普遍价格明感度低，单W毛利相比集中式光伏有进一步提升空间，尤其是海外客户，对分布式光伏价格接受程度更高。平价背景下，组件降价压力边际减小，主产业链有望实现量利齐升。
协鑫科技：轻资产转型主业，颗粒硅技术先驱
协鑫科技能源控股有限公司6年10月在香港成立，7年11月在香港上市，股票代码HK，年入选恒生综合指数成份股及恒生中国内地指数成份股，年5月入选福布斯全球上市公司0强。公司总部位于香港，在苏州、徐州设有管理中心，在*、扬州、常州、无锡、阜宁、宁夏、四川、北京、台北等地设有代表处或子公司，在美国旧金山、苏州工业园区、徐州等地设有研发中心。公司是位列行业前沿的高效光伏材料研发和制造商，掌握并引领高效光伏材料技术的发展方向，在多晶硅、硅片等光伏产品上一直保持技术驱动者地位。公司年收购了美国SunEdison颗粒硅相关技术资产工艺包，获得大量专利。
年公司业绩扭亏为盈，全年实现归母净利51亿元。年“”*策导致光伏行业发展放缓，叠加公司的电站业务受困于补贴拖欠，公司整体资金紧张，18-20年持续亏损。年光伏平价推动下游装机需求高增，光伏行业景气度上行，多晶硅价格持续上涨，带动公司业绩向好。年公司硅片自产业务、多晶硅料业务、电站业务、硅片代工业务占收入比分别为43%、30%、15%和8%。
颗粒硅引领光伏原料降本。硅烷流化床法与改良西门子法是两种硅料生产工艺，目前改良西门子法的为主流方法，根据CPIA数据，占比超过95%，使用该方法的企业主要包括通威股份、大全能源、新特能源等。以颗粒硅产品为代表的流化床法在经过不断的研发改进后，逐渐商业化。两种方法的不同包括能效高低、运行的连续性，使用的便捷性以及工艺的成熟度。
颗粒硅成本端具有约11.6元/kg优势，降幅23%+。整体来看，与西门子工艺相比，流化床法除了增加一些内衬成本外，系统性的降低了成本，我们测算了西门子比较理想状态下的成本、颗粒硅成本以及自备硅粉的颗粒硅成本进行对比，在要素价格相同（电价0.35元/kWh）的情况下，颗粒硅在成本端约有11.6元/kg的优势，假如自备硅粉，蒸汽成本可以省略、且硅粉成本更低，成本优势可进一步拉大到18.3元/kg。同时，电价每上涨0.1元/kWh，颗粒硅成本优势将放大3.2元/kg。
产能过剩背景下，颗粒硅有望凭借壁垒利润穿越周期。根据经济学原理，长期价格会落在成本最高厂商的边际成本处，我们选择以生产成本考量厂商的边际成本，即硅料价格取决于行业的成本曲线，即将各厂商产能按成本由低到高排列。根据我们测算，年全球光伏装机约GW，对应多晶硅需求约99.3万吨，对应边际成本最高企业的现金成本约42元/kg，假设折旧约7.5元/kg，我们预计年多晶硅行业竞争加剧后价格下限约49.5元/kg。根据公司披露，协鑫包头颗粒硅现金成本仅30元/kg，符合我们的测算，即颗粒硅较西门子能节约12元/kg的成本，公司有望凭借显著的成本优势享受更高的利润空间。
股价震荡攀升，硅烷流化床法前景可期。截至6月2日，股价为2.81港元。8年左右，欧盟对内地光伏企业开始征收反倾销税，协鑫科技趁机降本增效，扩大市占率抢夺市场，年前后，公司开始布局硅烷流化床工艺，年江苏中能的硅烷气首期装置调试成功，并顺利产出合格的高纯度硅烷气，为FBR产业化迈出一大步。年左右，公司开始利用硅烷流化床法生产颗粒硅，多晶硅装置投产，股价随之小幅上扬；年左右，多晶硅需求增多，公司股价攀升；年4月19日，协鑫科技与中环股份签订战略合作协议，拟就在内蒙古呼和浩特市投资新建光伏级和电子级硅料项目展开深入合作，颗粒硅产能再度扩张，股价上涨9%。（报告来源：未来智库）
新特能源：硅料行业龙头企业，行业集中度高，竞争格局稳固
新特能源股份有限公司是特变电工股份有限公司控股子公司，是专业从事光伏新能源产品研制，硅基新材、先进陶瓷、锆基新材、粉体新材等产品研发，风、光资源的开发、运营以及节能环保技术应用的高新技术企业集团。在光、风等电力工程项目领域，公司致力于提供从项目开发、投（融）资、设计、建设到运营维护的全生命周期的解决方案及全系列并网逆变器等新能源核心产品，先后承建多座离、并网新能源电站，装机容量超过18GW。
乘硅料景气东风，公司积极改造、扩张多晶硅产能。公司成立以来，多晶硅料从9年的0.15万吨增加到年的7.2万吨，随着*技改项目改造完成，加之年中包头10万吨产能投放，我们预计，公司22年底名义产能或将接近20万吨。公司宣布亿元投资准东高纯多晶硅项目，涉及产能20万吨，分2期建设，我们预计22年开工建设，23-24年陆续投产，25年达产后公司多晶硅产能将达到40万吨水平，稳坐行业前列。
供给端成本曲线陡峭，过剩阶段由边际产能现金成本定价。根据经济学原理，长期价格会落在边际产能对应的成本上，我们选择以生产成本考量厂商的边际成本，即硅料价格取决于行业的成本曲线。根据上文行业部分中的测算，年全球多晶硅需求落在95-万吨，对应边际成本最高企业的现金成本约42元/kg，假设折旧约7.5元/kg，我们预计年多晶硅行业竞争加剧后价格下限约49.5元/kg。
公司技术成熟，与下游合作关系好。公司凭借长达10年的多晶硅制造经验，下游客户包括隆基、晶澳等龙头厂家，已签订了长期供货协议，21-23年共计锁定超过35万吨硅料产量，保障未来业绩水平。
股价先横盘震荡，后逆势抬升。根据“十三五”规划，17-20年只有安装28GW空间，装机量的透支导致行业预期变低，减缓了资本支出的进度，年股价下调。年，新*出台，需求下降，光伏板块普跌。年12月14日，双碳目标的推出，叠加公司与隆基绿能签订合作框架协议，21年股价迎来一波上涨潮；年来，由于环保限电，工业硅供过于求，市场预期下行，股价呈现一定回落。
大全能源：低成本的老牌硅料龙头
大全能源是全球领先的多晶硅企业。公司成立于年，十年励精图治，专注于多晶硅生产。公司是国内最早从事高纯多晶硅研发和制造的高纯多晶硅制造企业之一，经过多年来的研发投入和精心运营，公司在产量、品质和成本控制等方面已经迈入头部企业行列。年7月，公司回归A股成功在科创板上市。公司股权结构集中，实控人为徐氏父子。徐广福、徐翔父子通过开曼大全间接持有公司2.02%的股份，开曼大全持有公司79.57%的股份。自9年以来，徐广福一直担任开曼大全的董事长，徐翔一直担任开曼大全的董事，公司控制权集中，股权结构稳定。
公司产能释放与行业景气周期共振，业绩实现大幅增长。公司近三年业绩稳步增长，年实现营业收入.32亿元，同比增长.23%。多晶硅行业为重资产行业，景气周期下高经营杠杆的放大作用促使净利润有较大增长潜力，-年公司归母净利润为2.47、10.43、57.24亿元，同比分别增长-39.02%、.34%、.56%。
生产成本明显下降，成本管控得力。-年，大全能源的多晶硅完全生产成本从60.13元/kg下降到41.38元/kg，直接人工下降与电力下降是推动生产成本下降的主要动力，公司成本控制能力位居行业第一梯队。成本是硅料行业长期护城河。在成本控制方面，公司通过采购流程管控降低采购成本、提升生产工艺降低原材料和能源单耗等一系列方法等使得公司的成本长期处于行业较低水平，竞争力较强。
我们认为公司成本优势源于长期布局，是公司主要的长期壁垒：
1）精细化管理，生产方式高度自动化，公司于年四季度启动数字化管理升级项目，全面提升了生产精细化管理，生产稳定性大幅提高，产能利用率长期保持%以上。
2）积极向上游延伸，与包头签订合作框架，一期20万吨工业硅粉已经开始申请能评指标，项目达成后将具备30万吨工业硅粉生产能力，有望通过打通上游供应链，进一步降低生产成本。工业硅价格抬升导致公司去年成本攀升。年以来，整体光伏市场持续增长，下游需求旺盛、高纯硅料市场紧俏，使得销售单价一路大幅上涨。公司成本优势明显，年前三季度单位成本变动不大，21Q4工业硅粉价格上涨，导致第四季度单位成本有所上升。
3）卡位*低电价资源，单位电力成本降低带动制造费用下降。公司具有全球唯一一家单体7万吨的多晶硅工厂，位于电价较低的*地区，目前低电价区域已成为行业紧缺资源，*地区自备电厂原则上不准新建。公司单位电力成本由年的18.24元/千克降至年的11.62/千克，带动制造费用明显下降。考虑到电费占公司营业成本3成左右，公司有望持续受益*低电价优势。
股价波动与光伏行业景气度相关。公司于年上市，一个月左右股价冲高至91.03元；全年多晶硅销售单价一路上涨，公司产销两旺；年2月，公司提交定增方案，预计扩张产能至10万吨，随后公司与顶级太阳能公司签订长单，股价横盘震荡；年一季报显示营收同比增长%，受益于多晶硅三期B阶段于1月达产。Q1，金属硅的价格回归理性区间，公司盈利改善。
（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）
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