1.上半年回顾
1.1 百万吨扩产项目延后投产
2024年上半年新投产4个项目，增加产能44万吨/年，加上年初205.6万吨/年，6月末产能249.6万吨/年，剔除万吨级小项目，5万吨级项目产能243万吨/年。
由于价格低迷已建成未投产，以及下半年可以建成具备投产条件的项目，合计产能106.5万吨/年。只要价格回弹，随时可以投产。
预计24年末，5万吨级以上规模项目总产能达到350万吨/年。
除以上项目，2023年下半年开始，其他筹备中的项目停止实质性推进或宣布终止，去年以来新宣布的项目未见实质性推进。
1.2 满负荷排产供过于求价格跌落现金成本
据硅业分会统计，上半年多晶硅产量106.15万吨，同比增长63.2%。一季度多晶硅企业满负荷运行，对应硅片高负荷运行，多晶硅价格稳定在5.5-7万元/吨的合理区间。二季度开始下游进入第三个亏损季度，降负荷清库存大幅减少硅料采购，引发4月份多晶硅价格跌破生产成本，5月下旬跌破现金成本后开始降负荷，但由于主要大企业仍然高负荷运行，6月份整体负荷只降到77%，7月份负荷66%，仍然有13.8万吨产量，还是超过单月硅片投料量。
1.3 库存持续累积百亿现金断流
上半年国内产量106.17万吨，加上进口2.14万吨，合计108.31万吨供应量。据硅业分会统计，上半年硅片产量365.72吉瓦，只需要投料84.12万吨（硅耗按2.3克/瓦），库存增加24.19万吨，占用百亿现金。7月份增加库存2.5万吨，8月份约2万吨。
2.下半年展望
2.1 下半年超低负荷运行减少亏损保现金流
从多晶硅全年供求平衡看：
1）2024年全球光伏新增装机最乐观的预测是575吉瓦（彭博新能源财经）
2）575吉瓦装机需要719吉瓦组件，扣除薄膜组件和国外硅料硅片电池组件一体化部分，如90%为中国企业提供的晶体硅光伏组件，约646吉瓦。需要投用多晶硅149万吨。
3）上半年多晶硅产量106万吨，进口2万吨，下半年假设仍进口2万吨，则下半年只需要生产39万吨。7、8月份排产约27万吨，1-8月份新增库存28.7万吨，则9月开始后4个月主要消化库存，月均排产低于3万吨，整体产能利用率低于15%。
在价格跌破现金成本情况下，下半年应该是全行业超低负荷运行，减少亏损保现金流，等待下游一体化龙头企业走出亏损。
2.2 全行业同步降负荷势在必行
无论是6月末产能243万吨/年（剔除万吨级小项目），还是年底前具备投产条件的合计350万吨/年，都是近两年来新建的5万吨级项目。
1）从项目区域分布获得的优惠电价考量：
新疆、内蒙产能占比超过56%，0.30-0.35元/千瓦时，最低区间
四川、云南水电占比高，丰水期价格低至0.3元/度电。枯水期价格最高到0.58元/度。现金成本差距可高达1.5万元/吨。可根据季节变化调整负荷，减少损失；
宁夏、青海、甘肃、陕西等地区电价在0.4元/度的中等区间；
2）从技术选型和投资强度考量：
改良西门子法
5-20万吨基地、2X2.5万吨产线，氢化单套20-35万吨。投资强度：7-8亿元/万吨（年产能）
还原炉40对棒为主。还原自动化或智能化控制，满负荷稳定生产条件下还原电耗35-40kwh/kg多晶硅，综合电耗50-60kwh/kg多晶硅。
模块化设计，国产化装备，建设期12个月，达产3个月，分装置检修。
硅烷流化床法
10万吨级基地、2万吨单元，万吨级岐化制备硅烷装置。氢化单套20-35万吨
投资强度：7-8亿元/万吨（年产能）
流化床炉：从2000吨到6000吨。流化床炉还原电耗低
流化床单独设计，国产化装备为主，建设期12个月，达产3个月，分装置检修
3）多晶硅项目竞争力考量结论
5万吨级项目之间成本差距不大，尤其现金成本比拼时，主要差异在用电价格；
低负荷运行会加大单位成本，主要是折旧摊销，低负荷运行不会显著增加现金成本；
龙头项目凭借现金流优势，在低于成本价格下高负荷生产，可以挤压其他项目减负荷直至停产，或新产能延后投产；
5万吨级项目柔性设计方便启停；停产并没有退出市场，而是等待市场价格回弹时恢复生产；
二季度开始多晶硅价格低于现金成本，负荷越高，亏损越大，而且库存累积占用大量现金流；
3.结论与展望
集体降负荷保现金流是唯一出路
3.1 只有龙头企业降负荷才能改变供应过剩，走出价格泥淖
3.2 降负荷是减亏保现金流，停产或延期开车没有退出市场，5万吨级项目可以灵活启停
3.3 多晶硅持续低价逼停友商代价巨大，比拼现金流有可能打败友商，但无法实现产能出清
3.4 下半年集体同步降负荷清库存，2025年整体负荷降到50-60%，供需平衡价格回归合理
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