近期，银河期货对相关多晶硅厂家进行调研，详细了解厂家开工情况、N型致密料占比、成本、交割品包装及厂家对期货衍生品应用计划等。
多晶硅期货以N型非溯源料定价
多晶硅期货采取基准交割品和替代交割品并行的品牌交割模式，其中基准交割品质量需符合N型硅片生产要求，且致密料需单独包装。替代交割品符合P型硅片生产要求且贴水12000元/吨，可混装。从2024年多晶硅现货价格来看，N/P型料价差基本在10000元/吨以下，多晶硅期货将锚定N型多晶硅料价格，倘若基准交割品不足，期货将锚定替代交割品价格。从包装来看，当前大部分交割品牌企业均采用致密料和菜花料等混合包装模式，尚未按照期货交割要求对致密料进行单独包装。包装问题对企业并无技术难点，但部分企业认为单独包装致密料价格将相较混包料上涨1000~2000元/吨。交割方面，对广州期货交易所公布的交割要求，厂家基本无技术难度。包装可调整，视频、留样、防伪等问题在实际操作过程中成本增加亦不明显。
从调研样本企业来看，两家交割品牌企业N型多晶硅占比可以达到80%左右，致密率可达70%~80%，可交割N型致密料比例可达60%~70%。此外，致密率可以动态调整，通过降低硅沉积速度可以提高致密料比例，但同时会增加成本，企业需在两者之间达到相对平衡。当前多晶硅行业有5家交割品牌企业，另有3~4家行业企业计划申请品牌。
多晶硅期货不设置区域升贴水，现有交割品牌企业产能分布在云南、四川、内蒙古、新疆、青海五大区域。部分光伏产品向欧美出口涉及溯源问题，可溯源多晶硅料相较普通产品价格更高，此前两者价格5000元/吨以上，2024年降低至3000元/吨左右。溯源料与普通料成本有一定差异，主要体现在工业硅原料和溯源工作小组的人力成本。从期货锚定最便宜可交割品角度看，期货大概率将锚定普通料，且参与交割的绝大部分产品为普通料。
多晶硅供应或在三季度放量
当前多晶硅全行业开工率35%左右，调研的样本企业开工率30%~40%，且3月以前基本不会复产。多晶硅停产的产能复产至满产周期为2至3个月，模块轮换的产线最快复产周期一个月左右。西南产能枯水期电价较高，一季度暂无复产可能。考虑到2至3个月的产能爬坡周期，2025年多晶硅供应将在三季度放量。多晶硅行业前景光明，需企业共同努力跳出供需错配周期，行业自律“以时间换空间”，有利于行业健康发展。多晶硅企业复产时间和节奏将更多参考行业自律情况。调研的两家样本企业表示节后暂无明确复产计划，需根据市场条件、行业自律情况和经营策略综合考虑。新增产能方面，当前的多晶硅市场价格并无投产经济性，可能与老产能进行置换，以降低综合成本和维护市场占有率。
多晶硅成本包括电力、工业硅、其他原料、各类费用和折旧等。除颗粒硅企业之外，其他企业成本差异主要体现在电力成本和折旧，其他各类成本差异不超过2000元/吨。调研的青海多晶硅企业工艺较为先进，单吨多晶硅电耗低于行业平均值，电价0.38~0.41元/度。调研的新疆样本多晶硅企业拥有自备电厂，虽多晶硅电耗略高，但依旧有成本优势。测算显示，枯水期全行业150万吨产能对应边际现金含税成本42000元/吨左右。丰水期全行业150万吨产能对应边际现金含税成本40000元/吨左右。2025年多晶硅产能压力较大，下半年期货最低价格可能跌破行业150万吨产能边际现金含税成本。
调研详情
青海某多晶硅企业A
产能及开工情况：产能共计15万吨，目前一期在产，二期处于停产状态，满开后月产可达到1.5万吨。暂未明确2025年提产时间，春节后暂无明确复产计划，还需考虑行业自律情况。假设提产，从开车到质量稳定时间为3个月左右。公司可以生产溯源料，根据客户需求调整，出具溯源材料。溯源料价格此前比普通料高4~5元/kg，但当前行情不佳，价差有所下移。溯源料需成立溯源小组，进行相关材料的编制，成本增加主要体现在人工成本，公司可根据下游需要动态调整溯源料比例。
产品和成本：已经获批广州期货交易所多晶硅交割品牌，致密料比例最高可以达到89%，当前N型占比82%左右，单独包装的纯N型致密料占比可达60%左右，单独生产的菜花料较少。当前并无单独的N型致密料包装，以混包为主，后续可根据要求进行调整。交割制度要求的视频、留样、双防伪标识实施起来并无难度，且成本方面增加不明显。单独N型致密料与N型混包料之间的成本差异1~2元/kg。目前硅料厂家非电成本差异不大，经营管理和人工成本有细微差别，成本差异主要体现在电价和质量差异。青海存在丰枯水期，但丰枯水期电价差小于云南、四川。每月电价不同，综合电价0.38~0.41元/度。
套期保值：不排除后市参与套期保值，但当前期货价格并无套期保值性价比，后续套期保值根据公司生产经营情况再做计划。当前并无库存，2024年12月订单尚未交付完毕，目前处于发货阶段。
后市观点：多晶硅作为光伏行业的核心材料，中国具有质量、规模、成本优势，在全球能源转型大背景下，具有较好前景。欧洲、美国市场增速放缓，但非洲、中东、南亚等市场正在崛起。长远来看，行业不会长期处于亏损状态。
青海某多晶硅企业B
产能和开工情况：当前运行产能为11万吨，另外10万吨正建成，2025年投产，新产能成本更低，即便是在行业自律情况下，也可和老产能进行置换。满开状态下，产能利用率可以达到120%。目前开工率40%左右，两条线部分模块轮换，后续提产较快。对于轮换生产的产线，提产时间1至2个月，新产能爬坡期超过3个月。当前并无提产计划，3—4月后考虑提高开工率。公司部分产品有溯源优势，目前亦可按照市场需求生产可溯源产品，此前溯源产品与普通产品价差5~6元/kg，当前3元/kg左右。
产品和成本：产品已经获批广州期货交易所多晶硅交割品牌，N型致密料占比80%左右，符合基准交割品要求的占比60%~70%。符合交割标准的包装可以根据市场需求调整，当前产品无法交割，且下游并无防伪要求，因而目前暂未尝试交割品包装。留样、视频保留等无操作难题，根据市场需求调整。交割品牌并未完全覆盖存量产能，新产能后市可能再申请交割品牌。成本方面，老产能成本较高，后市可能置换，电价每月波动，具体在0.38~0.4元/度。青海有新的水电站投产，后市低价电力增加，电价有下调可能。
套期保值：当前价格不合适套保且距离交割月份较远，具体参与模式需进一步论证。
青海某光伏企业
产能及开工情况：公司主营业务偏光伏行业下游，目前暂无实际投产的多晶硅产能，规划多晶硅产能15万吨，但多晶硅市场行情较差，暂未落实。目前工业硅已建成8台33000KVA矿热炉，可随时投料生产，投产后主要供应当地多晶硅厂。工业硅产能配备余热发电装置，可回收20%电力。工业硅技术进步较快，单炉、单日产量已经增加至60~65吨，还原电耗11000度/吨，动力电及辅助电耗1000度/吨以内。余热发电回收装置运行后，实际单吨电耗可降低至11000度以下。青海电价存在浮动，当前不含税电价0.39元/度，投产后工业硅含税现金成本10900元/吨左右，完全成本超过12000元/吨。
工艺方面：以全煤法为主，石油焦是否使用、用量比例需开工后参考实际成本和产品情况进行调整。生产技术方面，工业硅停炉保温后重启时间不超过15天，技改的矿热炉一个月就能再度投入生产。工业硅单炉产量主要与使用的电极大小有关，理论上33000KVA的矿热炉单日产量最高可达66吨，部分工艺先进的工业硅企业单炉单日产量已经在70吨以上。从行业趋势来看，西北大炉型工业硅产能单炉产量快速提升，大厂基本配备余热发电装置，成本显著下调。关于工业硅行情，工业硅价格存在周期，此前周期两年左右，期货上市后拉长了周期，但价格很难长期处于现金成本以下。
索比光伏网 https://news.solarbe.com/202502/06/386261.html
