贵金属专题报告：SMM光伏论坛会议纪要及白银市场调研报告

贵金属专题报告 2024年10月17日 研究员：陈婧 期货从业证号：F03107034 投资咨询号：Z0018401 邮箱：chenjing_qh1@chinastock.co m.cn SMM光伏论坛会议纪要及白银市场调研报告 第一部分参会和调研背景及目的 今年以来，贵金属板块表现靓丽。其中，伦敦银至今上涨约33%，沪银表现也不逊 色，上涨约32%，当前处于沪银合约2012年上市以来的历史高位。另外，值得一提的是，我们曾在去年末预测，2024年受到光伏用银的影响，内外盘的白银价差结构可能会出现历史罕见的方向改变，这一预期在今年5~6月兑现——内盘不含税银价和外盘银价的价差短暂地转为了正值。 那么，往后看，光伏行业的发展趋势如何？光伏电池片的技术路径有何变化？光伏的发展能否持续的带动白银需求的增长？银价走势未来将如何发展？ 为了回答这些问题，本文将尝试梳理本次SMM光伏产业论坛的内容，把全文分为新能源篇、光伏组件篇、光伏电池篇、银企调研篇和结论篇，力图通过自上而下、由宏观至微观的逻辑呈现光伏行业的发展现状、痛点和未来趋势，并以此为立足点，尝试对光伏用银和银价运行的前景进行展望。但为了提高阅读体验和效率，本报告将结论篇至于前端 （第二部分），供阅读者参考。 第二部分主要结论 通过对新能源市场、光伏组件市场、光伏电池市场和相关银企的调研，我们得出以下几条关键性结论： 1.新能源行业的发展方兴未艾，但随着新能源电量渗透率的提高，新能源的消纳瓶颈问题成为挑战。 2.在新能源市场面临消纳问题的同时，光伏行业在去年经历了快速扩张，今年整体仍有增长、中长期的前景也依然向好，但当前陷入了暂时性地供需失衡、处于供应大体过剩的阶段，企业开始进入残酷的淘汰赛，技术升级、降本增效、商业模式创新成为生存关 键。 3.在光伏电池片市场，PERC产能正逐步被市场淘汰，TOPCon产能占据主导，未来产能增量主要来自于包括HJT、BC、薄膜组件等新技术路线的新投入扩产。少银、无银成为行业降本增效的核心问题之一。目前行业较为看好BC技术的发展。 4.从调研来看，在从硝酸银到银粉银浆、再到光伏电池及组件企业，在过去的两到三年中，受到来自需求端的驱动，都出现了产能的快速扩张和产量的增长，但高速扩张之 下，各环节的企业也在不同程度上陷入了“内卷”。其中，银粉银浆行业因附加值相对较高 （仅针对白银的形态变化而言），头部企业的利润表现较好，但往后看，对于光伏电池少银、无银化的趋势，这些企业也在积极应对、密切关注未来的技术路径变化可能带来的影响。 5.最后，回到对于银价的判断。今年光伏电池用银量或不及年初预期（年初预期可能有20%左右的增长、达到6000吨以上）：一方面，下半年光伏电池排产不及预期，预计全年的光伏电池产量同比仅增加11.38%，另一方面，在光伏电池企业不断减少白银单耗的情 况下，当前市场主流的TOPCon电池的银耗从年初的109mg/片下降为当前的80-90mg/片，平均约下降20%左右，因此估计今年的光伏用银可能在5000-5500吨之间。 但是，光伏用银的不及预期是否会全然对银价形成利空？也不尽然。原因在于对于白银绝对价格走势的分析，我们仍主要着眼于（1）宏观因素；（2）外盘伦敦银的定价。从国际市场看，白银的定价权仍在海外市场，而在海外市场白银更多的是黄金的跟随者、受到宏观因素和投资者情绪的驱动，原因在于海外市场工业用银的占比仅约50%（国内市场工 业用银的占比高达80%），工业属性对于白银定价的影响低于其金融属性。因此，在海外主要国家已经开启降息、且黄金走势强劲的背景下，我们认为白银在绝对价格上仍有上涨空间，但需要注意白银的波动较黄金更大，在当前的宏观环境下，上涨的确定性也要小于黄金，因此在市场预期回调、政治风险事件缓和时可能带来更大的波动，注意及时调整仓 位。 那么，光伏用银不及预期的影响会体现在什么地方？我们认为或将体现在内外白银价差结构方面。如本文开头所述，今年5-6月，内盘银价受到光伏用银的提振，一度打开了罕见的进口窗口，也是去年年底的预期的兑现。但这种机会在未来发生的概率可能会变低，尤其是在国内光伏行业供给过剩、同时企业持续降低白银单耗、甚至未来可能部分实 现无银化的情况下，内外价差可能会长期保持在更常见（内盘低于外盘）的情形之下。 第三部分新能源篇 一、新能源发展现状及面临的新形势 （一）、新能源规模从量变到质变 自2020年以来，中国已连续四年新能源年新增装机超过1亿千瓦（100GW）。2023 年，中国新能源新增装机容量2.9亿干瓦（290GW），占当年我国新增电源装机容量的82.1%，全球新能源新增装机的63%，与美国新能源累计装机容量相当，是德国的1.9倍。 截至2023年底，中国新能源累计装机容量达到10.5亿千瓦(1050GW)，占全国发电总装机的36.0%。2023年，中国新能源发电量达到1.47万亿千瓦时，新能源电量渗透率(占全国总发电量的)达到15.8%，标志着我国新能源的发展进入新阶段（后文有提到当新能源电量渗透率超过15%之后，将引发的电源、电网等系统成本将大幅上涨，导致供电成本上升）。 (二)、沙戈荒大基地、源网荷储一体化、分布式新能源多样化开发模式 1.沙戈荒风光大基地基本按期建成投产。第一批沙戈荒风光大基地除部分项目由于未获林草、水利、生态等批复，导致建设用地不落实，大部分建成并网。第二、三批项目核准过半。 2.源网荷储一体化新能源项目开始探索。内蒙、青海、甘肃、新疆、山西等印发目管理办法和实施细则，明确开发建设、源荷储配置、并网运行等要求。内蒙明确工业园区可再生能源替代项目、风光制氢一体化等6类优先支持项目 3.屋顶光伏在农村地区取得重要突破。全国新增光伏中接近一半是分布式;新分布式装机中户用光伏占一半。2023年，全国累计户用光伏容量达到1.18亿千瓦，县域农户累计安装户数已超过500万户。得益于整县光伏相关政策激励，户用光伏市场主要集中在农村地区。 4.驭风行动启动农村地区分散式风电开发。2024年3月，国家发展改革委、国家能源局、农业农村部联合印发《关于组织开展“千乡万村驭风行动”的通知》，"十四五”期间，在具备条件的县域农村地区，以村为单位，建成一批就地就近开发利用的风电项目， 原则上每个行政村不超过20兆瓦，推动构建“村里有风电、集体增收益、村民得实惠”的风电开发利用新格局。 （三）、国内电力市场建设再提速，新能源入市进程加快 根据国家能源局的数据，2023年新能源市场化交易电量占新能源总发电量的47.3%。两个重磅电力现货市场文件出台（《电力现货市场基本规则（试行）》、《国家发改委办公厅国家能源局综合司关于进一步加快电力现货市场建设工作的通知》），山西、广东、山东、山西现货市场率先转入正式运行，意味着新能源逐步进入电力市场，。 （四）、新能源进入新发展阶段，产业政策进入调整期 2023年9月，新华社受权发布《十四届全国人大常委会立法规划》，共130件，包含三类。其中，《可再生能源法(修改)》列入十四届全国人大常委会立法规划第一类项目。目前已启动多项立法相关研究。 二、高比例新能源消纳瓶颈及面临的挑战 （一）、给定电力系统存在消纳新能源(波动性电源)的比例上限 电力系统消纳变动性电源的能力取决于系统的电源结构、负荷特性以及电网。提高传统电源的调节能力、增加调峰电源、加强电网互联、提高需求侧响应能力是提高风电等变动性电源接纳比例的四个途径。 各国电力系统均存在接纳风电等变动性电源的比例上限。国际能源署研究表明，丹 麦、美国西部电网、加拿大、日本等风电消纳比例(风电发电量占本国用电量比例)上限分别为63%、45%、37%和19%(注:2018年研究数据)。 图表1：各国电力系统接纳风电等变动性电源的比例上限 数据来源:SMM银河期货 （二）、高比例新能源消纳挑战一:电力电量平衡与电力供应安全问题 进入“十四五”以来，新能源呈现大规模、高比例、跨越式增长趋势，新能源出力波动性与不确定性导致其参与系统平衡的有效容量（新能源有效容量是指在系统平衡或者容量充裕性分析中所考虑的能够等效替代的常规电源发电容量）远低于常规电源，供应保障能力偏低且不稳定。系统电力电量平衡难度加大，并将随着新能源电量渗透率提高进一步加剧。 根据国际能源署，新能源接入被划分为6个阶段： 第1阶段:电量渗透率低于3%，新能源接入对电力系统基本没有影响; 第2阶段:电量渗连率3-15%，对系统运性的影响开始显现，可通过加强功率预测和优化调度运行方式解决问题； 第3阶段:电量渗透率15-25%，新能源对系统电力供应安全的影响开始凸显，需要增加系统灵活性，增加调频电站以及引入储能等; 第4阶段:电量渗透率25-40%，系统运行稳定性面临挑战，部分时段100%新能源供 电。 第5、第6阶段，电量渗透率超过40%，新能源导致供需失衡将十分严重。目前，中国处于第3阶段，而部分省份已经步入第4阶段。 受新能源固有的随机性和间歇性特征影响，新能源同时率低、波动大，供电保障能力不足。特别是在极热无连续明雨等特殊天气下，新能源对高峰电力平衡支撑有限，增加了系统供应安全风险： （1）新能源平均同时率低：新能源“大装机小电量”、“极热无风晚峰无光”特征显著。区域范围新能源年平均同时率低、仅17%左右，对尖峰电力支撑能力有限。 （注：同时率=风电基地总出力/同一采样时间内风电基地装机容量，同时率反映一个或多个风电场机组同时出力情况。） （2）新能源晚峰支撑能力弱：冬季负荷晚高峰期间，水电支撑能力下降的同时光伏出力基本为零、风电波动明显。 （二）、高比例新能源消纳挑战二:电力系统运行安全风险问题 高比例新能源接入导致系统抗扰动能力下降，运行安全风险突出，运行安全管控难度加大：新能源高比例接入从根本上改变了电网“源随荷动”的基本平衡模式，电力平衡范围由局部逐步扩展至全网，增加了电网运行控制的复杂程度和各级调度统筹协调难度。 随着新能源大规模接入和跨区直流容量的持续增加，深度电力电子化系统的复杂性、跨区直流大功率冲击下系统的脆弱性，成为电力系统稳定问题的新特征。 （三）、新能源消纳挑战三:电力供应成本上升问题 新能源平价上网不等于平价利用，新能源大规模发展将推动电力供应成本上升。国际权威机构研究表明，新能源电量渗透率超过15%之后，引发的电源、电网等系统成本将大幅上涨，导致供电成本上升。 （四）、高比例新能源消纳挑战四:新能源利用率与渗透率、收益率成为“新不可能三角” 随着新能源发电渗透率的提高，利用率下降是系统经济运行必然结果。 新能源发电渗透率在临界值之内，弃电率普遍不高，超过临界值，弃电率将显著提 升。欧美国家均存在不同程度的新能源弃电，2020年风电弃电率普遍处于3%-11%区间。丹麦、爱尔兰长期保持较低的弃电率，但随着风电渗透率超过30%，近三年弃电率明显上升。有关研究认为，导致新能源弃电率显著上升的发电量渗透率临界点在30%-40%区间。 弃电的主要原因如下： 1.经济弃电:当发现低价或负价能源时，调度/市场按机组经济报价由高到低进行经济弃电，即发电机组的未出清电量; 2.自行弃电:按自发电计划参与电力市场的发电商，通过主动减少自发电计划造成的弃电， 3.调度弃电:系统运营机构为防范或缓解系统安全可靠风险而进行的弃电，属于特殊情况下不得不干预系统运行的行为。 图表2：弃电率虽风电占比增加而上升 数据来源:SMM银河期货 从新能源参与电力市场的实践来看，新能源参与现货市场价格较低。 新能源具有“低边际成本、高系统成本”和“出力高波动性、高随机性、高不可预测性”的特点，在现货市场上无法连续提供可靠稳定的电能量，因此也无法拿到完整的电能量价格。 三、问题解决：构建面向市场的新能源多元消纳机制 解决上述问题需要源网荷共同承担新能源消纳责任，健全可再生能源电力消纳保障机 制，建立多元消纳保障机制，推动源网荷共担消纳责任。 存