我们认为，中长期光伏最大的投资机会依然来自于技术红 利。度电成本下降一直是光伏需求增长核心驱动因素，成本下降 刺激终端需求，从而进一步规模化降本形成良性循环。通过技术 进步提效降本始终是行业前进方向。 硅烷流化床法作为新一代技术，有能耗低、成本低的天然优 势。我们认为在碳减排、要求碳足迹认证的大环境下，硅烷流化 床法将逐步替代传统改良西门子法成为下一代主流多晶硅生产技 术。
1.1、改良西门子法与硅烷流化床法
改良西门子法是目前主流的多晶硅生产方法，2021年市占率依旧超过 95%。改良西门子法是用氯气和氢气合成氯化氢(或外购 氯化氢)，氯化氢和工业硅粉(粗硅)在高温下合成三氯氢硅。然后 对三氯氢硅进行化学精制提纯。提纯精馏后的三氯氢硅在还原炉 内进行 CVD(化学气相沉淀法)反应生成高纯多晶硅。通过增加还 原尾气干法回收系统、SiCl4氢化工艺，使还原尾气被分离成氯硅 烷液体、氢气和氯化氢气体。分别循环回装置使用，实现闭路循 环。
硅烷流化床的原理：根据《硅烷流化床法生产粒状多晶硅》，硅烷流化床法主要是硅烷和氢气的混合气通过反应器底部进入流化床。在反应器顶部加入平均粒径约为0.2～0.6mm的细小硅颗粒作为籽晶，在反应器外壁加热器的作用下，同时伴随载气流速的不断增加，颗粒床层由固定床转变为流化床。在此条件下，硅烷受热立即分解为硅和氢气。硅烷分解后产生的硅沉积在籽晶表面，籽晶颗粒长到一定尺寸由于重力作用掉落到反应器底部，从反应器底的颗粒收集系统采出。这种持续加入籽晶和通入硅烷气和载气的方法，可以达到连续化生产。
我国主要是协鑫科技和陕西天宏两家公司使用硅烷流化床法 生产多晶硅。（1）江苏中能通过收购美国 SunEdison 的专利完善 了硅烷流化床法的技术布局。能采用 TCS 为原料，经过两步歧化 反应制备硅烷气： 第一步歧化反应： SiHCL3 →SiH2Cl2+SiCl4 第一步歧化反应： SiH2CL2 →SiH4+SiHCl3。（2）陕西天宏与美国 REC 合资，REC 转让电子级多晶硅、 电子级硅烷气以及粒装多晶硅生产技术，以 TCS 为原料，通过歧 化制备硅烷气，硅烷气再通过 REC 第三代流化床技术生产颗粒硅。
改良西门子法的优势与劣势：改良西门子法工艺成熟，产品 质量高，但由于是块状料，二次加料需要破碎才可以复投，对生 产效率、产能、成本都有较大影响。 硅烷流化床法的优势与劣势：硅籽晶在悬浮状态可以提供充 足的反应面积，从而反应效率较高，生产速度快，能耗低；可连 续、无间断生产；闭路循环生产、三废排放少。另外，颗粒硅可 以增加坩埚装料量，有效填充块状硅的间隙。但是流化床法带来 的氢跳、硅粉等问题会影响多晶硅纯度。
1.2、低能耗：颗粒硅天然优势，顺应碳减排趋势
碳足迹认证大势所趋。韩国、法国等国家均对进口光伏组件 碳足迹提出要求。法国太阳能项目 CRE 招标的必要条件是提供简 化碳排放报告—— “碳足迹”。法国招投标项目碳足迹数值要求 ECS 大约在 250-400 Kg eqco2/kWc.。欧洲组件供应商 CRE 碳足 迹数值可达到 200-250 Kg eq co2/kWc，而中国组件厂商碳足迹预 估数值高出平均数值 50%左右，投标竞争力低。我们认为低碳排 放的原材料未来将成为中下游生产商的首选。
颗粒硅有助将光伏全生命周期碳排放控制在较低水平。颗粒 硅相比较改良西门子法主要在电耗方面大幅降低。每节约 1 度电， 就相应节约 0.4 千克标准煤，同时减少排放 0.272 千克碳，0.785 千克二氧化碳。协鑫颗粒硅于 21 年获得法国国家能源署颁发的碳 足迹认证证书。每 kg 颗粒硅碳排放量在 37kgco2，刷新了瓦克此 前创下的每功能单位 57.559 kgco2 当量的全球纪录。光伏上游制 造环节占据了光伏全生命周期“碳足迹”的 80%到 95%，颗粒硅 应用可以带动光伏发电全生命周期实现至少 80%的碳减排。
改良西门子法综合电耗已经降至 60kwh/kg 左右，但是未来能 耗降低路径受限。 （1）硅棒数量提升对还原电耗降低效果不再明显：还原过程 是西门子工艺中耗能最大的过程，随着硅棒数量增加，单根硅棒 的辐射热损失会逐渐降低。大型还原炉可以有效提高单炉产量和 生产效率，降低还原能耗。根据 CPIA 数据，目前多晶硅还原炉主 流设备为 36 对棒、 48 对棒还原炉，单炉产量 8-14 吨，双良节能 已经有 72 对棒多晶硅还原炉出货。随着硅棒数量持续增加，能耗 降低趋势会逐渐放缓，增加棒数对节能效果微乎其微。2021 年致 密料比例 70%~80%，还原炉电耗为 46kWh/kg-Si，同比-6.1%， CPIA 预计还原电耗有望于 2030年下降至 42kWh/kg-Si，电耗下降 幅度将放缓。
（2）蒸汽耗量已经将至较低水平，未来下降幅度较小：根据 CPIA 数据，2021 年企业蒸汽耗量均值为 18.4kg/kg-Si 左右，同比 -20%，预计 2030 年蒸汽耗量将下降至 8.8kg/kg-Si，平均每年下 降 1.08kg/kg-Si。
和改良西门子法相比，硅烷流化床法能耗显著降低，目前硅 烷流化床法综合电耗已经降低至 14.8kwh/kg（低于西门子法 75%），综合蒸汽单耗 15.3kg/kg。 硅烷流化床法能耗较低的原因主要有：（1）硅烷分解转化率 低：硅烷很容易分解，所以硅烷转化效率高达 95%，但是在西门 子法中，三氯氢硅在还原炉内的转化率只有 18%~25%。（2）反应 温度低：硅烷气体的工艺分解温度在 650℃~880℃之间，而三氯 氢硅则需要 1050℃~1150℃之间。（3）尾气回收流程缩短：硅烷 作为原料其反应温度低，分解较为完全，系统的尾气回收压力也 大为降低。反应副产物氢气（H2）易处理，再加上工艺温度相对 低，可节约尾气处理的投资、运行费用以及冷耗成本。
1.3、低成本：生产成本低+流动性好、填料密度高
颗粒硅生产成本目前比棒状硅低 20%左右，主要差距为电力 和人工成本，我们预计随着颗粒硅逐步达产，成本差距将进一步 拉大。我们将颗粒硅生产成本与棒状硅主流企业新产线生产成本 进行比较。由于 22H1 颗粒硅只有公司徐州地区有量产产能，所以 假设颗粒硅使用电价为 0.65 元/kwh，棒状硅大多在低电价区域， 所以假设电价为 0.3 元/kwh。颗粒硅电、人工和折旧成本分别为 9.62 元、1.3 元，分别比棒状硅 16.5 元、3 元低 42%、57%。随着 颗粒硅逐步在乐山、包头等低电价地区投产，假设电价降低至 0.3 元/kwh，颗粒硅生产成本将进一步降低至约 39 元/kg。
颗粒硅小，填料密度高，单位产出增加从而降低生产成本。 根据 REC实验数据，使用 50%颗粒硅/50%块状料，相比较全部使 用块状料，提高29.3%装载重量。如果按照工厂规模使用粒状多晶 硅，可以同时降低消耗品成本。
1.4、市场主要的担忧：氢跳、硅粉和杂质
（1） 市场担忧一：含氢和硅粉含量较高。氢跳和硅粉存在的原因：根据《硅烷流化床法生产粒状多晶 硅》数据，在流化床反应器中 90%以上的硅烷气发生非均相分解 为硅和氢气，硅沉积在籽晶表面，形成 1-3mm 的颗粒状多晶硅。 部分硅粉吸附在颗粒硅表面，被称之为硅微粉、硅粉等。从流化 床反应器出来的颗粒硅内部有氢气，部分以悬挂键的形式存在，通常称之为溶融氢。溶融氢的存在容易在下游拉晶的过程中形成 氢跳，因此需要控制和降低颗粒硅中的氢浓度。颗粒硅表面硅粉 量高容易导致颗粒硅表面易吸附杂质降低产品质量，后续拉晶过 程中出现断线现象，同时不利于下游颗粒硅装填。
氢跳和硅粉都可以通过二次处理解决：硅粉目前主要从尾气 排出后作为副产品收集并出售，收集比例超过 10%。硅粉目前的 解决方式主要有两种，一种可以通过优化反应器中的关键参数， 包括增加顶部带出气体的流量、减少硅粉回落、升高反应温度使 硅单质快速成晶，从而降低硅粉产生。另外一种方法是对生产出 来的粒状硅进行抛光处理，设计抛光装置，在氮气保护气氛下， 提供一定的湿度、温度和氮气气速，抛光后的粒状硅表面硅粉去 除率达到 98%以上。
（2） 市场担忧二：金属杂质含量较高。杂质的来源主要来自原料、工艺环境、后处理环境等。如果 反应器内壁是金属杂质，生产过程中产品与金属内壁接触提高了 金属杂质含量，目前天宏采用非金属陶瓷材料内衬解决金属杂质 问题。
2.1、N型趋势确定，颗粒硅满足N型用料需求
2022 年是 N 型量产元年，N 型技术趋势确定。随着 P 型电池 逐渐接近理论效率极限，N 型技术成未来必然发展方向。2022 年 是 N 型量产元年，根据 PV Infolink 数据，N 型电池产能预计从 21 年 19GW 增长至 22 年 91GW，增长幅度达 393%。N 型对多晶硅杂质浓度有更高的要求，N 型用料标准略高于电 子三级。相比较 P 型电池需要太阳能特级的多晶硅材料，N 型电池 对晶硅材料标准有更高的要求。N 型要求多晶硅材料施主杂质 <0.3ppb、受主杂质<0.1ppb、体金属杂质<2ppb 以及表金属杂质 <5ppb。对比可知 N 型用料标准除表金属杂质要求略高外，其余对 杂质浓度要求均与电子三级用料需求一致。
协鑫颗粒硅预期标准可以满足 N 型用料需求，国内龙头多晶硅厂商可以采用西门子法生产 N 型料。大全、永祥等公司可以采 用西门子法生产 N 型硅料，大全已经实现 N 型料的批量销售，永 祥 90%以上的料都可以供 N 型。协鑫颗粒硅 ZN900 接近 N 型用料 标准，正在 N 型测试。
2.2、CCZ+颗粒硅或引领下一代多晶硅技术变革
拉晶方式从分批直拉法（CZ）演变为目前的 RCZ。传统单晶 硅分批拉制，采用“一埚一炉单棒技术”，即使用一个石英坩埚装 入硅料后只能拉出一根单晶硅棒，然后将破裂的坩埚抛弃。为了 提升生产效率，拉晶方式逐渐发展为多次加料直拉法（RCZ）。通 过 RCZ，一炉中每拉制出一根单晶棒后，通过二次加料工艺向坩 埚内补充硅料，再继续拉制下一根单晶棒。使用多次加料法，每 炉可以拉制 8-12 根单晶棒。
颗粒硅流动性、填充性好，目前在 RCZ 中主要作为复投料使 用。由于复投料对尺寸的要求为 10-70mm 左右，相比较于块状硅，颗粒硅无需破碎，降低 1-3 元/kg 的破碎成本，避免了破碎过程中 引入更多杂质。另外，颗粒硅流动性好，对石英加料筒磨损远小 于块料，延长石英加料筒寿命，减少杂质进入熔体。同时，颗粒 硅填充性好，加料筒可以多装 15%-20%的颗粒硅，可以省一次加 料。RCZ 拉制单晶无法避免头尾电阻率不均的问题。RCZ 在拉制 单晶过程中，坩埚内硅溶液会随着单晶硅棒的拉制而变少，引起 液面下降，造成拉制环境中热场不稳定。根据杂质分凝的原理， 分凝效应会使单晶尾部电阻率降低，进而造成头尾电阻率不均。
CCZ 拉制单晶电阻率一致性好，相比 RCZ 降低 10%生产成 本。CCZ 可以实现一边加料一边拉晶，良好建立拉制过程中稳态 热场，同时可以固定分凝系数以解决电阻率分布不均的问题。由 于拉晶和加料融化同时进行，CCZ 理论生产效率是 RCZ 的 1.4 倍 以上，单位电耗降低 20%以上。根据协鑫科技数据，CCZ 单炉产 量比 RCZ 高 20%以上，生产成本可降低 10%。但是由于 CCZ 是 连续加料前面残留的锅底料会影响后面拉的品质，因此对硅料杂 质含量要求很高。
CCZ 更适合制备 N 型单晶，符合技术发展方向。CCZ 技术拉 制的单晶硅棒，氧含量更低且更均匀、金属杂质累积速度更慢， 产品轴向电阻率分布均匀，其波动可以控制在 10％以内，这使得 CCz 技术更适用于生产高效 N 型单晶硅片。 颗粒硅是 CCZ 技术最理想用料，也是 CCZ 规模化量产的必要 条件。CCZ 需要细碎硅料，常用瓦克瓜子料或者颗粒料，大规模 CCZ 应用必须有足够的细碎硅料来源，破碎块料副产细碎料（瓜 子料）比例很低，靠破碎技术制造细碎硅料成本将很高，且易引 入杂质，因此颗粒硅是大规模 CCZ 技术应用的必要条件。
2.3、颗粒硅产能释放加速，渗透率提升在即
颗粒硅下游掺杂比例目前为 20%左右。颗粒硅发展前期，受 制于氢跳、硅粉等问题，颗粒硅只是少量掺杂，硅片厂家一般采 用大部分块状料掺杂一小部分颗粒硅料的做法，这样可以在保证 质量的前提下降低成本。随着氢跳和硅粉问题被解决，我们认为 颗粒硅掺杂比例将会逐步提升。 我们预计 24 年颗粒硅市占率将提升至约 24%。我们认为目前 颗粒硅市占率较低的原因主要为产能限制。2021 年颗粒硅产能主 要为徐州协鑫 3 万吨及天宏瑞科 1.8 万吨产能，市占率不到 5%。 预计 2024 年协鑫、天宏瑞科、韩华分别将有 40 万吨、9.8 万吨、 1.8万吨产能，合计51.6万吨产能，预计市占率将提升至约24%。
3.1、供需错配导致硅料价格周期波动
多晶硅价格由供需关系决定。第一轮涨价发生在 2003-2008 年。多晶硅材料被少数几个国际厂商垄断，产能有限使市场成为 卖方市场。多晶硅价格从 2003 年平均 25 美元/kg 上涨至 2008 年 平均 350 美元/千克。高利润吸引众多入局者。2008 年下半年，金 融危机爆发，欧洲部分国家降低补贴力度，国外需求萎缩，多晶 硅价格一路走跌。 第二轮涨价发生在 2010 年。世界经济形式好转，意大利和德 国等国家的光伏补贴政策再次刺激光伏市场的需求，叠加补贴下 滑带来的抢装行情，光伏行业景气度回升。
2011-2013 年多晶硅行业开始去库存调整的下行周期。根据 《2012-2013 年中国光伏产业年度报告》数据，2012 年全球光伏 新增装机量达到 32GW 同比+6%。组件产量 36GW，按照耗硅量 6g/w 计算，组件对应硅料需求为 21.6 万吨，而全球多晶硅实际产 量为 23.4 万吨，当年产能为 40 万吨。产能同比增加 20%，但是 产量却略低于 2011 年的 24 万吨。2012 年多晶硅报价明显低于生 产成本，国内停产企业数量接近 80%。2013 年下半年至 2019 年 底，多晶硅行业总体供应过剩是价格一路走低的根本原因。
3.2、硅料产能逐步释放，价格或将回落至约95元/kg
2023年全年多晶硅需求预计为96~106万吨。根据PV Infolink 预计，2023 年全球光伏装机量预计为 326GW~360GW，假设容配 比为 1:1.2，对应组件装机量为 391GW~432GW，假设耗硅量为 2.45g/w，对应多晶硅需求为 96 万吨~106 万吨。 2023 年多晶硅有效供给超过 145 万吨，预计 23 年 Q1 供需格 局才能得到缓解。根据 PV Infolink 数据，2022 年全年多晶硅供给 紧平衡，我们认为 22 年 Q4 硅料价格下降幅度有限。23Q1 开始硅 料产能释放加速，全年硅料供给预计超过145万吨，我们预计硅料 价格将从 23 年 Q1 开始逐步回落。
我们预计 2023 年底多晶硅价格将回归至约 95 元/kg。我们通过梳理 2023 年多晶硅产能及成本发现 23 年硅料需求对应最高生 产成本预计约 55 元/kg。参考多晶硅企业历史毛利率中枢水平约 30%~40%，我们预计多晶硅价格合理水平为 95 元/kg（含税）左 右。
4.1、护城河一：十年磨一剑，自研+收购筑专利壁垒
完善专利是公司核心竞争力。公司通过历时 8年的自主研发， 已经突破 FBR 法无法长周期稳定运行的瓶颈，并且通过吸收 SunEdison 先进技术，实现 FBR 法技术、品质的双优化。目前， 公司是全世界唯一拥有成熟 FBR 法和长周期管理经验团队的集团， 在全球拥有技术专利 700 余项。陕西天宏瑞科是国内除了协鑫外唯一一家可以量产颗粒硅的 企业。天宏的 2 万吨颗粒硅项目是陕西有色和挪威 REC 盒子的项 目，2021 年形成 1.8 万吨颗粒硅和一部分硅烷气供应能力，目前 天宏瑞科已经启动 8 万吨扩产项目。 另外内蒙古兴洋的团队于 2014 年开始筹备颗粒硅相关技术， 完成过千吨中试线。通威永祥也有储备相关技术。
协鑫历经十年实现从中试到量产，在设备、工艺积累、技术 和人才储备等方面拥有高壁垒。国外颗粒硅产业化起步较早，其 中 SunEdison 团队和知识产权被协鑫科技收购，协鑫 2010 年开始 颗粒硅中试，2019 年才具备产业化条件。REC 在与天宏合作后， 在国内经历 7-8 年实现产业化。从专利到拥有完整工业化装置需要 较长时间改良工艺、设备，改进技术并储备人才，长时间的积累为协鑫构筑了技术护城河。
4.2、护城河二：自建工业硅保障原料质量及供应链安全
多晶硅对杂质含量和元素种类有严格的限定，工业硅质量影 响多晶硅杂质成分。工业硅是生产多晶硅的主要原料，工业硅的 杂质含量直接影响多晶硅的杂质，进而影响少数载流子寿命。 工业硅粉中的金属杂质会影响电池光谱效应及电化学性能。 杂质主要分为金属杂质和非金属杂质。工业硅粉是金属杂质的主 要来源，金属杂质主要包括 Fe、Al、Ca 等，硅粉中如果含有过多 金属杂质，会影响硅烷纯度，进而影响多晶硅的生产质量。
非金属杂质主要包括氧、碳、氮、磷、硼等。杂质氧可以和 金属杂质结合成沉淀相，或者团聚并结合空穴等缺陷，进而降低 太阳能电池的转换效率。碳可以和氧发生作用，并结合空穴或者 间隙 Si 原子，对多晶硅质量产生不利影响。 自建工业硅可以生产出更符合多晶硅生产需求的工业硅。目 前电池技术正处于由 P 型向 N 型升级的过程中，下游市场对 N 型 硅料的纯度和杂质元素都提出更高的要求。外采工业硅粉杂质种 类和含量差异较大，因此需要在多晶硅生产过程中对不同批次的 工业硅粉相应调整配方和工艺参数。公司自建多晶硅可以通过生 产出更符合多晶硅生产要求的工业硅，从而更准确的控制多晶硅 产品质量。
配套工业硅保障原材料可靠供应。多晶硅龙头均配套工业硅 项目，我们认为在能耗双控的背景下，工业硅作为高能耗项目未 来审批将会逐步收紧，公司配套一定比例的工业硅是保障产业链 安全、原材料质量与稳定供应，提高公司竞争力的有效手段。
4.3、护城河三：成本优势——低电耗+低人工成本+低折旧+低成本工业硅
低电耗：公司颗粒硅综合电耗已经降至 14.8kwh/kg，比西门 子法 60kwh/kg 左右降低了 75%。 低人工成本：公司乐山 10 万吨颗粒硅项目需要员工人数约 800 人，但是西门子法主流企业 10 万吨项目需要约 1200-1600 人。 人工成本低于西门子法约 33%~50%。 低投资成本：协鑫乐山项目投资成本为7.2亿元/万吨，远低于 目前主流西门子法 8~10 亿元/万吨。假设都按照 10 年期、5%残值 折旧，我们预计协鑫单位折旧成本比主流西门子法低 0.76~2.66 元 /kg。
受能耗双控的影响，工业硅价格 21 年经历了大起大落，目前 价格维持在 2 万元/吨左右，公司配套工业硅项目将稳定原材料成 本、保障原材料供应。协鑫内蒙项目配套 15 万吨工业硅，新疆原 规划 20万吨工业硅，乌海配套 15万吨工业硅。公司与新安股份于 乐山合作建立 20 万吨工业硅项目，优先供应乐山协鑫颗粒硅。
低工业硅成本：我们预计公司配套工业硅成本约为 1.6 万元/ 吨，外购工业硅价格约 2.4 万元/吨（含税）。工业硅生产成本主要 由电力、还原剂、电极和硅石构成，其中电力成本占比约 35%。 我们通过拆分合盛硅业工业硅原材料消耗量，预计在电价 0.3 元 /kwh 的低电价地区，工业硅成本可以实现 1.6 万元/吨。根据合盛 硅业历史数据，工业硅合理毛利率水平为 30%左右，预计工业硅 外购单价约 2.4 万元/吨（含税），如果在能耗双控的背景下电价上 涨，工业硅价格将继续水涨船高。工业硅成本占据颗粒硅成本的 50%左右，工业硅端节省 30%的成本，传导到颗粒硅端可以节约15%左右的成本。
我们预计颗粒硅和棒状硅未来生产成本分别可以达到32元/kg、 49元/kg，颗粒硅成本预计未来低于棒状硅 36%。我们假设未来理 想状态下颗粒硅和棒状硅均使用自建工业硅，综合电耗可分别以 降低至 10kwh/kg、 55kwh/kg；享受 0.3 元/kwh 低电价；蒸汽消耗 降低至 8.8kg/kg，颗粒硅和棒状硅现金成本分别为24元/kg、42元 /kg；生产成本分别为 32 元/kg、49 元/kg。
5.1、规划颗粒硅70万吨产能，产品得到下游客户认可
预计公司 22 年内将实现 26 万吨颗粒硅产能，36 万吨多晶硅 产能，颗粒硅出货预计约 7 万吨。公司规划颗粒硅产能主要分布在 徐州、乐山、包头、乌海和呼和浩特，规划颗粒硅产能达到 70 万吨。 我们预计徐州地区 22 年颗粒硅将出货约 4 万吨。徐州地区已 有 6 万吨颗粒硅产能，预计改造剩余西门子法 4 万吨为颗粒硅，徐 州预计明年将有 10 万吨颗粒硅产能。 我们预计乐山地区 22 年颗粒硅将出货约 3 万吨。乐山 10 万 吨颗粒硅预计 22 年年底前达产。乐山协鑫 10 万吨颗粒硅项目已 经完成或者正在进入工程建筑安装节点，开启单机调试待产状态， 计划于年底前满负荷投运。
公司与上机数控在包头共同投资建设 30 万吨颗粒硅项目，其 中一期 10 万吨预计于今年四季度投产。 公司于乌海与东源科技合作开展 10 万吨颗粒硅项目，配套 15 万吨工业硅，公司持股协鑫东立 70%，项目已于 22 年 9 月开工建 设。 与 TCL、中环合作在呼和浩特开展 10 万吨颗粒硅项目。TCL 科技全资子公司天津硅石拟出资 18 亿元与江苏中能设立新公司开 展约 10 万吨颗粒硅项目，公司持股 60%。
公司在手硅料长单超 70 万吨，公司颗粒硅逐步得到下游客户 认可。公司分别和中环、隆基、晶澳科技、双良节能以及上机数 控签订超过 70 万吨硅料订单，颗粒硅在下游开始应用并得到客户 认可。受限于颗粒硅产能，下游掺杂比例不高，我们认为随着产 能释放，颗粒硅掺杂比例将得到快速提升。
5.2、5GW拉晶示范项目助力颗粒硅+CCZ应用
公司硅片业务主要包括拉晶和切片代工两部分，硅片年产能 50GW。硅片主要包括单晶硅片、多晶硅片、以及铸锭单晶硅片、 片三种。徐州 5GW 直拉单晶示范项目是作 CCZ 与颗粒硅适配应 用，未来示范项目的成功经验将完全开放给市场。
5.3、光伏电站逐步卖出，公司现金流得到改善
公司自持光伏电站主要包括位于美国和中国的光伏电站，截 至 2021 年底，光伏电站业务还包括位于美国的 18MW 及位于中国 的 5 家共 133MW 电站。 协鑫新能源 4 年出售光伏电站约 6.76GW。协鑫科技子公司协 鑫新能源主营业务是建设、运营及管理光伏电站。为了减少补贴 滞后的影响，从 2018 年起，协鑫新能源重点推行“开发转让、建 成出售、服务输出”的轻资产经营模式。18 年至今出售约 6.76GW 电站（不包括海外区域）。截至 2021 年底，协鑫新能源光 伏电站总装机容量约 1.051GW，已签约出售但未完成交割光伏电 站规模 298MW，交易完成后所持光伏电站规模约 753MW。
21 年出售电站超 2.9GW，公司整体负债率降低至 49.6%。21 年公司大量出售电站超 2.9GW，协鑫新能源负债率从 20年 81%降 低至 56%，协鑫科技资产负债率从 2020 年 60.8%降低至 49.6%。 如果不含协鑫新能源，公司负债率有更大下降空间。
（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。）
