工业硅：动态寻求估值与供需的平衡_期货频道

（原标题：工业硅：动态寻求估值与供需的平衡）

摘要：

今年以来，Si主力合约从18500元下跌至当前13200元附近，上市以来跌幅28.6%左右，盘中最低12270元，最大跌幅达到33.7%。现货方面，华东553#在13250元附近运行，年初在18500元附近，整体跌幅也在28%左右。

本文主要从估值和供需视角对工业硅进行分析后，形成以下论点：

核心论点：

1.估值视角：

a)价格中性：现货价格华东553#处于过去5年中价格50%分位。华东421#处于过去5年价格中47%分位。期货价格处于上市以来16%分位。

b)利润偏低：西南地区不同地区电费不同，粗略估算0.3-0.45电费分别对应理论成本区间13200-15400元。基于盘面+2000元交割价格测算，421#盘面利润微薄。

2.产业视角

a)扩产周期与需求不振双重压力致使价格走弱，若进入主动去库周期，则有望看到价格拐点

3.供需视角：

a)显性库存偏高：截止6月底，周度社会库存15.5万吨（环比+0.9，同比+7），工厂库存12.84（环比-0.06，同比+5.4）

b)整体开工有所下滑，但产量仍较高：月度开工61.67%，环比下降4%，同比下降6.3%。6月最后一周产量5.9万吨（同比+0.17）

c)需求端下游投产进度或不及预期。有机硅规划产能77.5万吨，55.5万吨计划在下半年投放。多晶硅产能规划115万吨，全部计划在下半年投放。

d)外需不足：2023年上半年累计出口量27.9万吨，上年同期为35.04万吨。

4.仓单情况：截止7月5日已注册仓单3620张（上一交易日3248张）

5.天气视角：四川、云南地区省内发电结构中水电占比80%左右。今年入夏以来水力发电量同比走弱。

综上，我们认为，工业硅估值中性略低，驱动依然向下。价格要等到显性库存有明显去化后方可迎来拐点。当前需关注夏季西南水电发电量。

风险点：

西南地区入夏后水力发电量持续下滑，“限电”问题加剧

正文：

一、估值视角：现货价格处于过去5年50%分位左右，期货价格处于上市以来16%分位

今年以来，工业硅整体呈现出下跌走势。在1-2月份，整体经济环境处于疫情后陆续复工状态。春节前，由于预期新年度宏观环境转好，需求同比增加，工业品普涨，工业硅跟随。春节后，需求在预期与现实中来回转换，首先是硅料价格企稳为需求带来了信心，其次是新年度经济好转预期持续，工业硅大体是区间震荡为主。3月以后，由于宏观风险加剧以及需求好转预期落空，硅价大幅下挫。随后在悲观现实以及套保压力中持续走弱。6月以来，因传言有产能减产，工业硅触底反弹，但再度吸引大批套保力量，盘面继续承压，维持区间震荡。

基差方面，当前最便宜可交割品为421#，且该牌号可升水盘面2000元交割，当下提供出负基差的正套空间，但利润有限。与此同时，基准交割品华东553#价格小幅升水盘面，从该角度我们认为，当前盘面估值处于中性略低的状态。

图1：工业硅价格走势

数据来源：百川、永安期货研究院

二、估值视角：部分主产地区/企业利润偏低，甚至倒挂

西南地区生产利润处于盈亏边缘附近。对于新疆来说，自备电厂价格较低，理论成本较低，全疆电网常年维持4毛以内，相对于西南地区较为稳定。当前随着西南丰水期的到来，尽管成本逐步下移，但当前现货价格方面对西南部分厂家来说仍旧处于盈亏边缘甚至于亏损状态。四川地区在步入丰水期之后，电费有明显的下降，在7月之后大部分企业可维持在4毛以内的电费，最低甚至可达到3毛5以下，我们测算了0.32-0.45元之间四川地区的理论生产成本，分别对应理论成本区间13600-15400元。基于盘面+2000元交割价格测算，421#盘面利润微薄。云南地区因硅价持续低迷，且今年2季度云南降雨偏弱，整体复产节奏推迟。云南地区生产成本区间在0.3-0.45元之间理论生产成本为13300-15200元之间。当前盘面+2000元交割价格计算421#处于盈亏边缘附近。

图2：主产区生产成本利润

数据来源：SMM、永安期货研究院

三、产业视角：等到主动去库有望见到价格拐点

产能扩张阶段与需求不及预期共振导致价格寻底。等到主动去库周期或有望见到价格拐点。2022年我国工业硅总产能达630.8万吨(同比+19.45%)，工业硅总产量约327.3万吨（同比+17.60%）。预计2023年中国工业硅产能及产量将分别达到644.6万吨和346.4万吨。与此同时，多晶硅和有机硅分别有新增产能规划。从产能周期价格定义的角度看，当前市场需求已经回落，但此前产能扩张计划已经投产或在投产过程中，整体供应处于过剩阶段，库存继续增加。适逢当下处于生产高峰，阶段性供应压力较大，叠加需求不振，我们认为这是库存增加的主要原因。若价格持续维持低位，枯水期西南开工有明显回落，在需求维持的基础之上，有望看到开始去库。

图3：当前处于被动补库阶段末尾，预计枯水期可看到主动去库

数据来源：公开资讯、永安期货研究院

四、供需视角：显性库存偏高，供应仍旧有压力，需求不及预期

整体库存偏高，隐性库存或有小幅去化。显性库存仍旧偏高，部分原因是由于产能扩张周期中仓库样本量的增加，以及本年度需求不佳导致。社会库存的统计中，涵盖了云南新增社会仓库，因此整体库存有一个较为明显的短周期增量。贸易环节库销比呈现下降走势，由于社会库存显性库存量在增加，我们认为，消费有边际好转，因此推动了贸易环节库销比的小幅下调。这意味着在6月中下旬的盘面反弹过程中，隐性库存有去库的情况。截止6月底，工业硅社会库存15.5万吨，环比增加0.9万吨，同比增加7万吨。工厂库存12.84万吨，环比减少600吨，同比增加5.4万吨。

图4：显性库存、贸易环节库销比

数据来源：百川、SMM、永安期货研究院

西南地区上半年整体开工不及上年同期，主要是因为上半年利润持续走弱的缘故。在西南地区枯水期，新疆地区有电费优势，且新增产能大部分在新疆，因此新疆地区的开工整体较强，也对价格形成了一定的压力。本年度西南丰水期复产进度弱于上年同期。截止5月底，全国月度开工61.67%，环比下降4%，同比下降6.3%。6月最后一周产量5.9万吨（同比+0.17）。其中四川开工率30.03%，上年同期为72.71%。云南开工22%，上年同期67.97%，云南开工高峰期由原本的六月初推迟至六月底七月初。

预计在9月底丰水期结束之前，云南可维持相对高的开工率。四川地区去年盛夏因限电导致部分炉子停工，所以产量有明显下滑，今年需重点关注四川地区是否存在“限电”，对供应端带来明显变量。

图5：开工、周度产量

数据来源：百川盈孚、永安期货研究院

表观消费量尚可，较上年同期基本持平。截止2023年6月，表观消费量28.1万吨，上年同期为28.36万吨。基本持平。这也与我们所认知的贸易环节库销比有隐性库存去化相符合，且今年整体产量较上年同期明显增加，表观消费量同比维持，导致累库，这也与我们所认知的需求端增速不及预期的情况相符合。

图6：表需

数据来源：百川盈孚、永安期货研究院

海外因去年年底能源价格高企，导致部分用硅企业关停，叠加宏观经济进入下行周期，表现为整体出口同比走弱。2023年上半年累计出口量27.9万吨，上年同期为35.04万吨。

图7：出口

数据来源：百川盈孚、永安期货研究院

上游扩产周期原本应该对应下游高速增长，但当下在工业硅的扩产周期中赶上需求不及预期的结果。该供需问题主要表现为工业硅下游有机硅和多晶硅均有扩产计划，但由于整体经济负反馈，产能扩张进度或有延迟，从而导致工业硅的需求不及预期。

按照产能规划，百川口径有机硅新增产能77.5万吨，理论消耗工业硅量新增在38.25万吨左右。但实际投产时间尚未知晓，因此我们认为本年度有机硅产能新增情况或不及预期。从需求端来讲，对工业硅支持力度有限。

图8：有机硅

数据来源：百川盈孚、永安期货研究院

多晶硅亦然。多晶硅作为光伏最上游原材料，在全球推进双碳以及绿色能源的进程中处于高增长模式。但在过去几年中，硅料的投产周期和其下游硅片、电池片、组件等环节的投产周期有错配。硅料扩产周期1-2年，硅片、电池片环节扩产周期在6-9个月，组件在3-6个月左右。下游加速扩张的时候，会造成短期下游和硅料的供需错配。在光伏下游集中投产的时刻，如果硅料扩产是同期规划的，那么产能落地的时间会落后于下游，因此此前的供需错配导致硅料价格大幅上涨。伴随着多晶硅新产能的持续落地，硅料生产利润被压缩属于合理现象。我们认为当下硅料环节的生产利润回归到了合理范围。

当前多晶硅问题在于，硅料生产利润暴涨吸引了更多的新增产能，包括此前未涉及光伏产业的企业。这导致了硅料存在供应过剩的现象。尽管大量投产，增加了对工业硅需求的预期，但同时是加速硅料价格下跌的因素。

当前，由于硅料价格下跌，预计在2023年下半年集中投产的项目存在延迟的可能。这使得原本预期硅料大量投产对工业硅需求增加的预期落空。

图9：光伏各环节投产周期错配

数据来源：百川盈孚、永安期货研究院

图10：多晶硅产能规划

数据来源：百川盈孚、永安期货研究院

五、注册仓单：换月和仓单注册是焦点

主力合约于7月5日下午完成移仓，当前焦点问题是在限仓到来之前，08合约虚实盘比例问题。截止7月5日，累计仓单注册量达到3620张，截止6月30日，仓单注册量2252张。6月工作日20天，日均仓单注册量112.6张。

图11：仓单日报

数据来源：广期所、永安期货

六、天气视角：今年夏天西南水电发电量同比偏低

四川和云南省发电结构均是水电为主，今年四川和云南夏季水力发电量同比偏低。国家统计局数据显示，今年5月，四川省水力发电量同比下降24%；云南省水力发电量同比下降43%。去年5月四川和云南地区发电量分别同比增长47%和55.6%，但是今年云南和四川地区在入夏后发电量处于相对偏低位置。