光伏发电作为太阳能的一种利用方式，由于拥有保护气候、改善环境等众多优点，近年来受到越来越多国家的重视和政策支持。全球太阳能电池产量1996-2006年10年间增长26倍，年复合增长率38%。我们预计未来5年之内，光伏电池产量将保持35%以上的复合增长率，至2010年全球光伏电池需求可以超过7GW。在未来很长的时间内，多晶硅仍然是光伏发电最最主要的原材料，旺盛的光伏发电需求决定了多晶硅行业前景向好。
光伏发电市场正处于行业周期的成长期，还远远未达到成熟期。在成本短期内无法与常规电价相竞争的情况下，政府的政策支持尤为关键。
多晶硅是整个晶体硅光伏电池产业链中技术壁垒最高、投资额最大、建设周期最长的一环，这决定了在整个光伏发电产业链中，多晶硅环节是获得利润最高的。
多晶硅生产工艺的复杂性决定了大部分国内厂商的投产计划并不像预期的那么快。短期内供不应求的格局将继续维持，长期来看，随着多晶硅产能的逐步释放，多晶硅高价难以支撑。事实上，多晶硅巨头们之所以乐意签长单并规定硅料逐步降价，就是因为它们认可这一形势。在这里，我们可以把长单价格看作是未来多晶硅的期货价格，其走势决定了大家对于未来多晶硅价格的预期。
虽然大家对于多晶硅价格什么时间回落还有分歧，但迟早要回落已经基本达成共识，也就是说，随着多晶硅产量的逐步释放，多晶硅行业的盈利空间肯定会缩小，目前对于多晶硅厂商来说就是盈利周期的高点，从估值角度来说，我们并不应该给予过高的估值。当然作为新能源行业的一个投资主题，我们建议投资者关注天威保变、川投能源等有真正业绩贡献的个股。
一、光伏行业需求旺盛决定多晶硅行业前景向好
根据世界能源权威机构的分析，按照目前已经探明的化石能源储量以及开采速度来计算，全球石油剩余可采年限仅有41年，国内剩余可开采年限为15年；天然气剩余可采年限62年，国内剩余可开采年限30年；煤炭剩余可采年限230年，国内剩余可开采年限81年；铀剩余可采年限71年，国内剩余可开采年限为50年。化石能源储量的有限性决定了我们大力发展可再生能源的必要性和紧迫性。
目前，我们正处于一个高油价时代，环境污染给我们所带来的压力也越来越沉重，新能源的发展已经刻不容缓。太阳能作为一种可永续利用的清洁能源，有着巨大的开发应用潜力。因为人类赖以生存的自然资源几乎全部转换自太阳能，因此太阳能是人类得以生存和发展的最基础的能源形式，从现代科技的发展来看，太阳能开发利用技术的进步有可能决定着人类未来的生活方式。
光伏发电作为太阳能的一种利用方式，由于拥有保护气候、改善环境、节省空间、增加就业和提供边远地区电力等众多优点，近年来受到越来越多国家的重视和政策支持。全球太阳能电池产量1996-2006年10年间增长26倍，年复合增长率38%；太阳能电池年装机量1996-2006年10年间增长22倍，年复合增长率36%，成长速度只有半导体工业可堪比拟。我们预计未来5年之内，光伏电池产量将保持35%以上的复合增长率，至2010年全球光伏电池需求可以超过7GW。根据国际能源署（I E A）对太阳能光伏发电的未来发展所做出的预测：2 0 2 0年世界光伏发电的发电量占总发电量的2％，2 0 4 0年占总发电量的20%~ 28％。
我国的光伏发电市场启动较晚，2006年底，我国光伏发电累计装机容量为80MW，远远落后于发达国家。但随着政府政策支持力度不断加大，我国的光伏发电市场前景广阔，根据《可再生能源中长期规划》。2020年我国光伏发电总装机容量将达到180MW，2050年将达到10GW。
在多晶硅供应紧缺的背景下，非晶硅技术（主要包括非晶硅和化合物薄膜光伏电池）将得到迅速发展。但是出于电池性能和原料的丰富性考虑，这些技术将成为重要补充，但都不能从根本上替代晶体硅技术。2007年非晶硅太阳能电池所占市场份额为12%，在未来很长的时间内，多晶硅仍然是光伏发电最最主要的原材料，旺盛的光伏发电需求决定了多晶硅行业前景向好。
二、光伏发电成本将逐步降低
我国有十分丰富的太阳能资源，1971-2000年的近30年，太阳年总辐照量平均在1 050~2 450kW.h/m2之间；大于1 050 kW.h/m2的地区占国土面积的96%以上。中国陆地表面每年接受的太阳能辐射相当于1.7万亿t标准煤。从全国来看，中国是太阳能资源相当丰富的国家，绝大多数地区年平均日辐射量在4 kW.h/m2以上，西藏最高达7 kW.h/m2。与同纬度的其他国家相比，和美国类似，比欧洲、日本优越得多。上述Ⅰ、Ⅱ、Ⅲ类地区约占全国总面积的2/3以上，年太阳辐射总量高于5 000 MJ/m2，年日照时数大于2 000 h，具有利用太阳能的良好条件。特别是Ⅰ、Ⅱ类地区，正是中国人口稀少、居住分散、交通不便的偏僻、边远的广大西北地区，经济发展较为落后。可充分利用当地丰富的太阳能资源，采用太阳光发电技术，发展经济，提高人民生活水平。
目前,与其它发电方式相比,太阳能光伏发电的成本偏高,一般来说，太阳能发电的发电成本和设备造价均为传统发电方式的10倍左右。但是，我们应该看到，一方面随着我们的传统能源价格的不断上涨，传统发电方式的上网电价也将初步提高，而另一方面，随着光伏发电技术水平的不断改进（单位用硅量已经由1995年的19克/瓦降低到目前的9克/瓦左右，我们预期未来还将进一步降低；硅片厚度已经由前几年的300微米降低到目前的180微米左右），尤其是多晶硅产能的释放而引起的价格下跌所带来的整个产业链成本的降低将导致光伏发电的成本不断下降。以下是我们对于光伏发电成本的测算：
假设前提:
1、2006年光伏发电系统成本为每千瓦5万元，每年下降10%。
2、初始投资的70%为贷款，30%为自有资金，贷款期限为20年，年贷款利率为7%
3、固定资产原值为初始投资的80%，折旧年限为20年，折旧提取后用于冲销贷款利息
4、光伏电站不消耗燃料，没有燃料支出，运行费用率大约为0.2%
5、光伏发电系统所需管理人员较少，工资和管理费用率大约为0.8%
6、太阳能电池寿命为20-30年，所需维护和更新较少，假设该部分费用率为0.5%
7、光伏发电系统免征所得税，增值税税率为6%，城市维护建设税是增值税的5%，教育附加税是增值税的3%。
8、资本年回报率为10%
9、常规电价的年增长率为3%
三、西门子法是生产多晶硅的主流工艺
光伏发电系统就是利用光伏效应将太阳能直接转换为电能的一种装置，它与传统的发电设备并不相同，传统的发电设备安装运行后，需要通过机械运动做功来转化成电能，而光伏发电基本静止不动，因此基本没有机械装置的制造难度，同样设备的后期维护也基本可以忽略不计，目前来看，制约光伏发电的最高的技术壁垒就是原材料多晶硅的获取。
目前，国内外多晶硅生产的主要工艺技术有以下几种：
1）改良西门子法——闭环式三氯氢硅氢还原法改良西门子法是用氯和氢合成氯化氢（或外购氯化氢），氯化氢和工业硅粉在一定的温度下合成三氯氢硅，然后对三氯氢硅进行分离精馏提纯，提纯后的三氯氢硅在氢还原炉内进行CVD反应生产高纯多晶硅。国内外现有的多晶硅厂绝大部分采用此法生产电子级与太阳能级多晶硅。
2）硅烷法——硅烷热分解法硅烷（SiH4）是以四氯化硅氢化法、硅合金分解法、氢化物还原法、硅的直接氢化法等方法制取。然后将制得的硅烷气提纯后在热分解炉生产纯度较高的棒状多晶硅。以前只有日本小松掌握此技术，由于发生过严重的爆炸事故后，没有继续扩大生产。但美国Asimi和SGS公司仍采用硅烷气热分解生产纯度较高的电子级多晶硅产品。
3）流化床法
以四氯化硅、氢气、氯化氢和工业硅为原料在流化床内（沸腾床）高温高压下生成三氯氢硅，将三氯氢硅再进一步歧化加氢反应生成二氯二氢硅，继而生成硅烷气。
制得的硅烷气通入加有小颗粒硅粉的流化床反应炉内进行连续热分解反应，生成粒状多晶硅产品。因为在流化床反应炉内参与反应的硅表面积大，生产效率高，电耗低与成本低，适用于大规模生产太阳能级多晶硅。唯一的缺点是安全性差，危险性大。其次是产品纯度不高，但基本能满足太阳能电池生产的使用。
此法是美国联合碳化合物公司早年研究的工艺技术。目前世界上只有美国MEMC公司采用此法生产粒状多晶硅。此法比较适合生产价廉的太阳能级多晶硅。
4）太阳能级多晶硅新工艺技术
除了上述改良西门子法、硅烷热分解法、流化床反应炉法三种方法生产电子级与太阳能级多晶硅以外，还涌现出几种专门生产太阳能级多晶硅新工艺技术。
a）冶金法生产太阳能级多晶硅
主要工艺是：选择纯度较好的工业硅（即冶金硅）进行水平区熔单向凝固成硅锭，去除硅锭中金属杂质聚集的部分和外表部分后，进行粗粉碎与清洗，在等离子体融解炉中去除硼杂质，再进行第二次水平区熔单向凝固成硅锭，去除第二次区熔硅锭中金属杂质聚集的部分和外表部分，经粗粉碎与清洗后，在电子束融解炉中去除磷和碳杂质，直接生成太阳能级多晶硅。
b）气液沉积法生产粒状太阳能级多晶硅
主要工艺是：将反应器中的石墨管的温度升高到1500℃，流体三氯氢硅和氢气从石墨管的上部注入，在石墨管内壁1500℃高温处反应生成液体状硅，然后滴入底部，温度回升变成固体粒状的太阳能级多晶硅。
c）重掺硅废料提纯法生产太阳能级多晶硅
通过对重掺单晶硅生产过程中产生的硅废料提纯后，可以用作太阳能电池生产用的多晶硅，最终成本价可望控制在20美元/Kg以下。
尽管当前世界上有许多方法生产多晶硅，但应用最为广泛的技术仍然是使用化学法，约有70-80%的多晶硅采用改良的西门子法。1955年西门子公司采用化学方法，将粉碎的冶金级硅在硫化床反应器中与HCI气体混合并反应生成三氯氢硅和氢气，Si＋3HCI→SiHC13＋H2。由于SiHC13在30℃以下是液体，因此很容易与氢气分离。接着，通过精馏使SiHC13与其它氯化物分离，经过精馏的SiHCl3，其杂质水平可低于10-10％的电子级硅要求。提纯后的SiHC13通过CVD原理制备出多晶硅锭。该方法目前是最为成熟的技术工艺，缺点是工艺比较复杂，耗电多，投资大。
通过在西门子法工艺基础上，增加还原尾气干法回收系统、SiCl4氢化工艺，实现了闭路循环，形成当今广泛应用的改良西门子法。该方法通过采用大型还原炉，降低了单位产品的能耗；采用SiCl4氢化和尾气干法回收工艺，明显降低了原辅材料的消耗。 财经
目前国内的多晶硅技术也是采用该方法，该技术是最初由峨眉山半导体厂由俄罗斯引进，经过多位专家的刻苦钻研，攻克了多晶硅生产的“改良西门子法”中的四项核心技术，使我国多晶硅生产技术跨入世界先进水平。2001年在四川省政府大力推动下,由国家计委立项，在四川乐山成立新光硅业，专门运作多晶硅项目，峨嵋半导体厂的技术及设备划拨到新光硅业。新光硅业在峨嵋半导体材料厂技术的基础上进行了改进，主要体现在：将导油冷却改成了水冷，水源取自厂房附近的不花钱的大渡河，但其他厂家用导油就贵很多；改良了大还原炉的节能和密封性能；提高了氢化技术；改良了尾气的回收和分离。这四个环节是新光硅业的技术优势，能直接降低成本和提高纯度。追根朔源，国内其它企业的技术也基本来自于峨眉山半导体厂。
四、政策支持是关键
总体而言，光伏发电市场正处于行业周期的成长期，还远远未达到成熟期，即便光伏发电启动较早的发达国家，光伏发电量占总发电量的比重都很低。光伏发电未来的路还很漫长。
影响光伏发电的五个主要因素分别为政府补贴、多晶硅供应、电池片平均价格、利率政策和电价政策。在目前光伏发电上网电价短期内无法对常规电价形成竞争的情况下，政府的政策支持尤其重要。德国、美国和日本以及欧洲各国在光伏领域之所以走在世界前列，与其政府在目标引导、价格激励、财政补贴、税收优惠、信贷扶持、出口鼓励、科研和产业化促进等方面的综合作用是分不开的。我国也曾经推出“太阳能屋顶计划”和“路灯工程”等支持光伏发电的政策措施。
其实，政府政策支持与成本降低、旺盛需求之间存在正反馈效应。政府政策制支持的目的当然是推动行业的发展，通过不断的技术进步来促动光伏发电成本的逐步降低，也只有降低了成本才能推动行业需求的进一步扩大，同时，也才能更多的获得政府的政策支持。
五、多晶硅环节盈利能力最强
在整个的太阳能光伏发电系统中，设备投资大约占到成本的80%左右。其中，光伏电池占比超过60%。
整个光伏产业链由硅原材料、硅片、电池片、组件以及系统构成。由于技术壁垒的原因，越靠近上游的产品其技术壁垒越高，生产企业家数成金字塔形式分布。多晶硅是整个晶体硅光伏电池产业链中技术壁垒最高、投资额最大、建设期最长的一环，目前国际上生产多晶硅的厂商主要由7家构成，其多晶硅产量占据全球总产量的90%以上，这就从根本上决定了只要光伏产业能高速发展，多晶硅产业就能取得整个产业链中最为丰厚的利润。根据中国光伏产业发展报告统计数据，多晶硅环节利润空间占到整个光伏发电产业链的60%左右。
六、多晶硅供不应求格局仍将维持
下游的需求和产能释放的不足决定了多晶硅供应的紧俏，甚至导致了价格的暴涨，部分太阳能电池生产厂商苦于无法取得多晶硅而无法开工，从而才有了市场上所说的“拥硅为王”。
在严重供不应求的局面下，多晶硅价格出现了暴涨，太阳能多晶硅现货价格自2005年始从55美元/公斤开始节节攀升，在2006年到达200美元以上，受下游产能扩张材料供不应求影响，至2007年12月市场现货价格摸高至400美元/公斤，至今市场价格维持在300美元以上。目前国内企业生产多晶硅的成本大约为70-80美元/公斤，而由于政府的电价优惠以及技术水平先进的缘故，国外先进企业生产多晶硅的成本大约为15-25美元/公斤，虽然国内企业的成本数倍于国外厂商，但在短期内巨大的获利空间面前明显微不足道。
随着太阳能发电技术的不断进步，电池片的单位用硅量在不断下降，目前技术水平下，每瓦的用硅量已经由10几年前的20克降低到9克左右。据统计，2006年全球共需太阳能多晶硅2.5万吨。按照太阳能电池近5年来的复合增长率计算35%计算，2007年全球共需太阳多晶硅3.375万吨，2008年则需4.55万吨。即便充分考虑技术进步导致的硅料用料减少，2008年硅料需求仍将达到4.18万吨。而我们看到最新的传统多晶硅生产厂商扩产计划，2008年的产量肯定是严重供不应求的。所以我们认为，短期内多晶硅价格仍将维持在高位。
在暴利面前，国内众多企业纷纷开始介入这个行业，据不完全统计，国内多晶硅项目有50多个，但我们认为很多公司都低估了多晶硅生产工艺的复杂性。国际大厂有成熟的技术、大规模生产的经验，然而他们的投产建设期是2年，完全达产则需要4-5年，我们国内企业在短短2-3年之内能够迅速制造出一个个千吨甚至万吨级的多晶硅制造商吗？我们表示怀疑。据我们了解，江苏的中能虽已投产，但目前仍为尾气胀库问题困扰，而放出豪言的江西LDK至今仍未建成，通威股份的投产计划一拖再拖，更有其他为数众多的项目不见动静。
目前众多公司中，我们最为看好新光硅业系列项目。与国内大多其他项目不同，新光生产的为难度更高的电子级多晶硅。自从07年2月点火以来，新光一期的产量稳步提高，到11月时已经可以稳定在80吨/月，2008年一季度由于检修原因，产量仍然能够达到160吨，可以说新光硅业基本上掌握了千吨级的工艺。我们认为在08年新光硅业将展现其真正的盈利能力，是国内多晶硅行业最大的受益者。至于其他企业，我们还需要拭目以待。
七、技术壁垒决定高盈利水平
多晶硅的价格暴涨对于下游电池制造商来言，无疑造成极大的成本压力。目前，光伏产业的多晶硅来源主要还是传统七巨头，而且多以长单价格为主，现货市场只占小部分，不足以影响整体价格水平。这其实产生了一个很有意思的现象，大家普遍认为多晶硅行业先入者将充分享受行业的景气繁荣，但现实情况是，传统的多晶硅厂商出于谨慎考虑而纷纷采取签订长单形式供货，个别新进入的厂商反而享受到了现货价格下的暴利。当然，我们认为多晶硅价格绝对不会无休止涨下去，因为，按照目前的太阳能组件价格，中小电池厂商已经微利甚至亏损，硅料价格继续上涨，必然造成光伏产业，特别是晶体硅光伏电池的发展受到极大损害。虽然我们坚定看好光伏行业的长期前景，但毕竟现在这还是个靠国外政府推动的产业。如果多晶硅价格长期居高不下，那就意味着电池价格难以稳步下降，而如果政府看不到稳定的价格下降趋势，我们不排除他们减少补贴的可能。因此长期来看光伏企业将会降低产品价格，多晶硅高价则难以长期支撑。事实上，多晶硅巨头们之所以乐意签长单并规定硅料逐步降价，就是因为它们认可这一形势。在这里，我们可以把长单价格看作是未来多晶硅的期货价格，其走势决定了大家对于未来多晶硅价格的预期。
当然，我们绝对看好多晶硅行业的高盈利水平，目前全球太阳能电池片产能利用率约55%，也就是说目前的太阳能电池生产线有接近一半处于闲置状态。一旦多晶硅价格下跌，下游需求将释放，从而刺激市场需求，光伏电池厂商随即扩产，又形成对多晶硅更高的需求，对其价格形成支撑。另一方面，多晶硅环节的集中度远高于下游，有更强的议价能力。这种正反馈效应会推动光伏发电行业不断前进。所以从长期来看，多晶硅行业的利润水平会逐渐降低，但会维持在一定的高度上，这是由于多晶硅是整个晶体硅光伏电池产业链中技术壁垒最高、投资额最大、建设期最长的一环，这就从根本上决定了只要光伏产业能高速发展，多晶硅产业就能取得整个产业链中最为丰厚的利润。
八、盈利周期高点下的估值
国际上多晶硅厂家主要是那七个大厂，最大的Hemlock不上市，上市的有REC、MEMC、Wacker、Tokuyama、Mitsubishi Material、Sumitomo Titanium等，REC是多晶硅到组件的全产业链，MEMC产品主要是多晶硅和硅片，半导体部分占了一半多，Wacker和Tokuyama是综合性化工厂，Mitsubishi Material是综合性材料厂，Sumitomo Titanium的钛材料占一半多，都不是纯多晶硅工厂。因此，他们的估值水平也相差极大，Wacker目前相当于07PE20倍，08PE17倍，MEMC07PE18倍，07PE15倍，REC07PE64倍，07PE45倍，Mitsubishi Material07PE和08PE为9倍左右。我们看到，大部分多晶硅厂商的估值水平并不高。
回到国内市场，虽然大家对于多晶硅价格什么时间回落还有分歧，但迟早要回落已经基本达成共识，也就是说，随着多晶硅产量的逐步释放，多晶硅行业的盈利空间肯定会缩小，目前对于多晶硅厂商来说就是盈利周期的高点，从估值角度来说，我们并不应该给予过高的估值。当然作为新能源行业的一个投资主题，我们建议投资者关注天威保变、川投能源等有真正业绩贡献的个股。
