近期绿电交易、新能源运营商以及天然气涨价等话题引发了市场的广泛关注，郭丽丽团队总结了以下四个问题并进行分析回答：
（1）绿电是否有后续交易量？
（2）新能源运营商的估值怎么看？
（3）天然气上游标的表现为什么疲软？
（4）天然气价格上涨的趋势会持续多久？
Q1、绿电是否有后续交易量？
认为绿电市场未来交易量以及交易规模有望持续增长，分别从供给端、需求端以及交易机制三个角度分析。
供给端：
1.风电、光伏平价项目增多：目前售电方优先组织平价风电和光伏发电企业。我国陆上风电已经于2021迎来平价时代，在碳中和承诺驱动能源加速转型的背景下，我国风电、光伏装机容量有望高增。我们预计2020-2030年，风电、光伏累计装机容量CAGR将分别达到9%、15%；2020-2050年，风电、光伏累计装机容量CAGR分别为6%、9%。随着装机规模的提升以及风电、光伏建设成本的持续下降，未来投运平价项目数量将进一步增加，绿电市场的供给量有望保持增长态势。
2.其他可交易项目种类有望增多：在水电纳入交易待条件成熟时，将逐步扩大至符合条件的水电。此外，含补贴的项目等待机制完善和时机成熟时也会纳入交易范围，有望进一步推升绿电供给量。
需求端：
企业购买绿电的需求增加：近些年越来越多的国内外企业购买绿电需求迫切。宝马汽车、巴斯夫股份公司等跨国企业，都提出在未来十几年内实现100%绿色电力生产的目标；首钢等传统工业企业，期待用绿电生产推动转型升级；我国许多出口型企业，也希望用绿电生产来增强产品的国际竞争力。在两碳背景下，企业购买绿电的需求将会持续提升。
市场交易机制：
市场交易频率有望抬升：绿电交易是在电力中长期市场体系框架内设立的一个全新交易品种，是原有中长期电力交易的扩展。绿电交易试点启动后的首次交易共完成79.35亿千瓦时，而国网经营区今年仅上半年直接交易电量就达到10154亿千瓦时。目前受限于较小的成交规模，绿电交易仍以年度（多月）为周期组织开展。未来随着交易需求的提升，或将组织月度和月内交易，进一步带动交易规模提升。
Q2、新能源运营商的估值怎么看？
认为新能源运营商整体估值仍具备提升空间，分别从建造成本、绿电交易提振和行业中长期成长性三个维度进行分析。
一、建造成本下行：
风电：
陆上风电方面，据IRENA数据，我国陆上风电LCOE已由2010年0.14美元，下降66%至2019年0.05美元（约合人民币0.32元），2021年陆上风电正式进入平价时代。目前我国大基地项目正加速推进，机组大型化、技术革新、关键零部件国产化、机组性能提升等有望带动陆风度电成本进一步下降。
海上风电方面，海上风电LCOE已由2010年0.18美元，下降37%至2019年0.11美元（约合人民币0.77元）。但是海上风电造价成本较高，实现平价仍需一定过渡期，可通过发电量提升，工程造价、运维费用等成本下降，以及规模化开发等方式助力海风降本增效。此外东南沿海省份发展海风优势凸显，十四五期间海上风电发展有望提速。
光伏：近年来我国光伏产业发展迅速，截至2020年新增装机48.2GW，累计装机已达253GW，光伏发电已成为度电成本最低的非水可再生能源，用户侧及工商侧光伏发电LCOE分别由2012年0.162/0.147美元每千瓦时，下降至2019年0.067/0.064美元每千瓦时。从成本下降原因看，由技术进步带来的材料成本下降，以及转换效率提升是关键影响因素。展望未来，随着硅片尺寸大型化、异质结电池逐步迈向产业化等因素驱动，光伏产业链各环节成本仍有下降空间。
二、绿电交易提振：
绿电交易可以增厚新能源运营商利润，促进电力消纳：由于新能源发电的不稳定等技术特点，让电力系统消纳和运行成本出现明显上升。绿电交易将有意愿承担更多社会责任的一部分电力用户区分出来，与风电、光伏发电项目直接交易，以市场化方式引导绿色电力消费，一方面可充分体现出绿色电力的环境价值，另一方面绿电消费产生的收益可反哺绿电发展，更好促进新型电力系统建设。首批绿电交易价格较当地电力中长期交易价格溢价0.03-0.05元/千瓦时，有望增厚运营商利润，提振新能源运营商项目建设的积极性。
在一次能源消费及碳排放的双重约束下，我们预计风电累计装机规模将由2020年2.8亿千瓦提升至2030年6亿千瓦、2050年16亿千瓦，2020-2050年CAGR达6%；光伏累计装机规模将由2020年2.5亿千瓦提升至2030年10亿千瓦、2050年36亿千瓦，2020-2050年CAGR达9%。
Q3、天然气上游标的表现为什么疲软？
量的层面，十四五能源双控力度不减，天然气需求或受一定的抑制。“十四五”能源消耗强度降低13.5%的目标意味着我国将以年均2%左右的能源消费增长支撑约5%左右的GDP增速，在经济复苏快的大背景下将给“十四五”时期的双控工作带来较大的挑战。从地方落实的情况来看，“十四五”开局之年部分地区能耗控制形势较为紧张。2021年8月发改委印发《2021年上半年各地区能耗双控目标完成情况晴雨表》显示十三五末期的双控困局仍在部分地区延续，其中双控目标均为红灯预警的省市高达七个，分别是青海、宁夏、广西、广东、福建、云南和江苏。我国天然气下游需求大致可分为城市燃气、工业用气、发电用气和化工用气四个板块，2019年这四大需求占比分别约为37%、35%、17%、11%。我们认为十四五能耗控制力度不减叠加地方较为紧张的双控局势或将一定程度上抑制天然气在下游工业、发电以及化工端的消费需求。
价的层面，近期国家对于煤炭市场的整治和管控措施或引发市场对于同样属于一次化石能源的天然气终端价格受管控的担忧。我们认为我国煤价和气价的影响因素存在着较大差异。我国是典型的“富煤贫油少气”的国家，2020年原煤产量达39亿吨，同比增长1.4%，故煤价的波动更多受到国内供给变动的影响。但是我国对天然气进口有着较高的依存度，2020年我国天然气进口量为1404亿立方米，占全年消费量的42.8%，且需求的增加将进一步抬升进口需求，今年上半年我国天然气表观消费量实现同比17%的高增，对应LNG进口量实现27%的大幅增长，因此国内天然气价格受到国际气价影响较大。
国际气价的高低通过现货价格和长协价格影响到我国LNG进口成本。以2020年为例，全年我国LNG现货进口量2717万吨，约计380亿方，占 LNG 进口量的 40.5%，剩余气量以长协形式进口。价格层面，现货价格一般参考JKM；长协价格与油价挂钩一般参考JCC。2021年上半年中国LNG现货价及长协挂钩的JCC均呈持续增长的趋势，带动综合进口成本持续抬升。
Q4、天然气价格上涨的趋势会持续多久？
对于此轮国内气价上涨，我们认为主要由国内需求旺盛叠加全球天然气供需偏紧的格局下进口成本高企所致，天然气价格上涨趋势或将持续到明年采暖季结束。
需求旺盛：2021年1-9月我国天然气表观消费量达2724.98亿立方米，同比增长15.56%。今年国内需求的高增主要有以下原因：一方面，两碳目标下“工业煤改气”节奏加快；另一方面，经济处复苏通道，高温进一步催化需求。上半年，我国用电量达3.93万亿千瓦时，同比增长17.3%，较2019年同期增长15.8%，两年同期平均增长7.6%。
成本方面，国际气价的大幅走高，抬升了我国LNG进口成本。根据海关数据，2021年9月我国LNG平均进口价格为601.9美元/吨，同比增长130.7%。对于国际气价的大幅走高，我们同样可以从需求、供给以及库存三个角度去理解：需求端，全球经济复苏&全球碳中和提速；供给端，资本开支缩减，产量跟进仍需时日；库存端，主要消费地低位库存拉动补库需求。
展望未来天然气价格走势，我们认为供暖季及前期补库阶段LNG价格支撑仍足。从经验上看，临近供暖季LNG价格往往支撑较足。从具体供需角度看，预计下半年供需比例为0.9802，相较上半年将进一步收窄，预计下半年我国天然气供需仍将维持紧平衡，天然气价格上涨趋势或维持到明年初供暖季结束。
【风险提示】补贴兑付节奏大幅放缓；新能源消纳不及预期；政策推行不及预期；国内气价超预期波动；国际气价大幅抬升；下游需求受高价抑制等
本文编选自“天风研究”，作者：郭丽丽团队；智通财经编辑：陈筱亦。
