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多晶硅涨回4.6万元/吨：一轮减产协同背后的成本线博弈

中国能源产业发展网发布时间：

2026-09-23 10:42

【中国能源产业发展网】原创【作者】马行川

多晶硅致密料的市场成交价回到4.6万元/吨附近，比年中的低点反弹超过两成。硅片环节同步跟上，N型182毫米硅片报价站稳1.15元/片上方，TOPCon电池片主流成交价回升到0.30元/瓦。这三个数字连在一起，构成了2026年三季度光伏主产业链最直观的变化。

供给端的动作确实在加码。四川、内蒙古、新疆等主要硅料基地在三季度陆续下调开工负荷，部分产线以检修方式降低运行强度；8月6日，八家多晶硅龙头企业签署《反内卷倡议书》，公开承诺售价不低于完全成本、严格执行能耗新标。但产量的收缩比预期更慢：机构监测显示，2026年8月国内多晶硅产量约11.36万吨，环比仍小幅增长，产能利用率约39.5%，明显低于正常水位。这意味着价格上涨更多由成本约束与预期推动，实际供给的实质性收缩仍在路上。

期货市场给出的信号更早也更敏感。9月4日，广期所多晶硅主力合约收报37795元/吨，单日上涨0.72%，较8月初涨停时的35890元/吨又抬升了一个台阶。资本市场的定价通常领先现货，这轮上行说明交易者已经把减产落地计入了预期。

但如果只把这件事理解成一次减产涨价，就会漏掉更关键的部分：这一轮价格修复，是光伏制造环节在亏损区间里被现金流逼出来的选择。中信建投期货测算，此前硅料、硅片环节的完全成本利润率一度分别约为-49.98%和-73.45%。在这样的水位上，“以价换量”的代价已经超过了企业承受能力，减产不再是与同行博弈的手段，而是维持现金流的必要动作。

制度层面的动作同步推进，是这一轮与过往周期最不同的地方。2026年6月27日，经国家市场监督管理总局、国家标准化管理委员会批准，GB 29447-2026《硅多晶和锗单位产品能源消耗限额》等三项光伏领域强制性国家标准发布，自2027年1月1日起强制实施，其中多晶硅3级能耗限定值较此前明显收严。8月6日晚，通威、协鑫、大全、新特等八家多晶硅企业在上海签署《反内卷倡议书》，这批企业合计占国内有效产能九成以上。这些动作指向同一个方向：把价格竞争从企业之间的消耗战，转向有统一成本标尺、有价格合规指导的秩序化出清。行业治理从倡议走向制度，意味着高成本的落后产能将加速退出，而具备成本优势的产能会获得更稳定的经营预期。

涨价是否具备向下游传导的能力，眼下正处在验证期。Mysteel统计显示，8月24日至30日光伏组件中标均价为0.738元/瓦，低价订单正在逐步退出；InfoLink Consulting 9月2日报价中，TOPCon组件均价约0.723元/瓦。辅材环节同步跟涨，索比咨询9月4日数据显示，光伏玻璃新单价格上涨6.1%。从硅料到硅片、电池片、组件再到辅材，价格传导的链条在一点点打通。

制约因素同样清晰。上海有色网数据显示，2026年上半年我国新增光伏装机72.07吉瓦，同比下降66.04%。集中式项目对组件涨价的接受度偏低，电价的收益模型重构之后，投资方对设备采购成本更加敏感。库存端也不轻松，截至7月底，硅片库存已升至28.5吉瓦，而多晶硅产量仍在增长。涨价的落地速度，最终要由终端需求和库存去化的节奏来检验。

产业链各环节的处境并不均匀。硅料环节的减产协同最容易达成，因为头部集中度高、产能调节成本相对可控；硅片环节夹在中间，既要承受硅料涨价，又要面对电池片企业的议价；电池片与组件环节则直接面对终端电站的成本约束。在利润修复的过程中，谁能把成本曲线压得足够低，谁就更有可能在价格回升的同时守住份额。

把这轮变化放进更长的时间轴上看，光伏制造正在经历一次从规模扩张到效率优先的切换。过去两年，行业习惯于用产能利用率换取市场份额，结果是全链条价格倒挂、亏损面持续扩大。如今减产协同、能耗约束、收储机制三管齐下，供给侧的出清路径比此前任何一轮周期都更清晰。不过，供给侧的动作只能修复价格中枢，无法凭空创造需求。真正的平衡点，取决于国内装机节奏何时企稳、海外市场能否消化新增产能。

对产业链上的企业而言，当下的经营重点已经从“抢订单”转向“算成本”。硅料企业需要判断复产时点，硅片企业需要平衡开工率与库存，组件企业则要在价格与份额之间重新取舍。这些决策共同决定了下半年产业链的盈利分布。而对这些判断最终的检验标准只有一条：当价格上涨到某个位置时，终端是否愿意买单。

要理解这轮减产的力度，需要回到多晶硅的成本结构。多晶硅生产属于高耗能环节，电力成本在总成本中占据相当比重，装置连续运行的稳定性又直接决定单位电耗与物料消耗。这意味着，当价格跌破现金成本线时，企业面临的选择只有两个：以检修名义降低负荷，或者停掉整条产线。三季度四川、内蒙古、新疆基地的开工调整，本质上是在电价、能耗与市场价格的三角关系里重新寻找平衡点。

产能收储平台的推进则提供了另一种可能。2025年12月，注册资本30亿元的北京光和谦成科技有限责任公司注册成立，多家硅料龙头与中国光伏行业协会全资子公司参股，被业内视为多晶硅产能整合收购的平台载体。与传统意义上的关停不同，收储机制试图通过统一安排退出节奏、给予退出方合理补偿，避免企业在价格低谷时无序甩货、进一步击穿成本线。值得注意的是，2026年1月，市场监管总局就“约定产能、产量、价格、划分市场”等潜在垄断风险约谈了行业协会与头部企业，要求限期提交整改方案，平台运营模式因此面临调整。机制能否发挥作用，取决于两个条件：参与主体的覆盖面是否足够广，以及退出产能能否被长期封存而不在价格回暖时迅速复产。

产业技术路线的收敛也在改变供需节奏。N型产品对P型的替代已基本完成，硅片环节的规格切换让存量库存的适用性下降，部分老旧产能即便维持运行，也难以匹配下游主流需求。技术迭代叠加能耗约束，使得这一轮产能出清的“质量”高于以往——退出的往往是既无成本优势、又无技术适配性的产能，而留下的产线在成本曲线上的位置更为有利。

下游环节的态度则决定了价格传导的速度。电池片企业对硅片涨价的接受度，取决于自身订单的饱满程度；组件企业对电池片涨价的接受度，又取决于终端电站的招标节奏。8月下旬以来，组件中标均价从低位缓慢抬升，说明低价抢单的行为在减少，但招标规模有限，价格信号还需更多成交案例来确认。

判断这轮修复能走多远，可以盯住四个指标：一是多晶硅的社会库存与硅片库存能否持续下降；二是各环节开工率的变化方向，尤其是头部企业的复产节奏；三是组件招标价格能否稳定在0.7元/瓦以上并带动成交放量；四是国内新增装机数据能否止跌。这四个指标里，前两个指向供给纪律，后两个指向需求承接，任何一组出现反复，价格修复的斜率都会改变。

从行业组织方式的角度看，2026年的这轮调整与2012年、2018年那两次周期有本质区别。过去的价格修复主要靠需求端的爆发式增长消化过剩产能，企业自身在产能纪律上缺乏约束；这一次，需求端进入增速放缓的平台期，价格修复只能依靠供给端的主动收缩与制度化的产能治理。这意味着行业要习惯一种新的均衡：在总量不再高速扩张的前提下，通过效率提升与结构优化获取利润。

【文中信息及数据来源于：国家市场监督管理总局、国家标准化管理委员会2026年第28号公告（GB 29447-2026《硅多晶和锗单位产品能源消耗限额》等三项强制性国家标准）、中国光伏行业协会关于八家企业签署《反内卷倡议书》的公开信息（2026年8月6日）、国家市场监督管理总局2026年1月关于多晶硅产能整合平台的约谈信息、InfoLink Consulting 2026年9月2日光伏产业链报价、上海有色网2026年上半年光伏装机数据、中信建投期货成本利润测算、上海钢联Mysteel 2026年9月多晶硅产量月报、索比咨询2026年9月4日光伏玻璃价格数据、广州期货交易所多晶硅主力合约2026年9月4日收盘价】

【研究支持机构：《中国工业报社》能源与双碳研究中心 |中国能源产业发展网】

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中国能源产业发展网原创

作者：

马行川