能源危机的趋势(潜在的能源危机)

股票市场动态分析研究部

最近由于能源转型过快，新能源供应跟不上，全球能源危机全面爆发。缺电缺气的现象在很多国家随处可见。电价、气价、煤炭等相关燃料价格大幅上涨，民众生活成本飙升，阻碍了社会秩序。但是，这也给了投资市场很大的机会。煤炭、天然气瞬间成为投资者眼中的“香饽饽”，挖开了这些估值“洼地”。

同时，能源危机使得各国完善新能源供应体系更加迫切，带动支撑板块储能热度上升，其中作为主要方式的抽水蓄能将迎来更大的发展机遇。过度转型导致能源危机。

多年来，能源转型一直是全世界共同的话题。近年来，在“碳中和”概念的催化下，进入了白热化时期。目前，已有137个国家承诺或讨论了“碳中和”问题，其中有40个国家明确宣布了“碳中和”目标，并通过禁止销售燃油汽车、推广新能源汽车等措施，推动新能源替代传统化石能源的进程。

然而最近，全球许多地方突然爆发了能源短缺的危机，最明显的表现就是缺气缺电。除了前阵子中国“限电”，最近欧洲、印度、巴西等地也传出缺电缺气的消息，黎巴嫩甚至遭遇了全国范围停电的窘境。

国泰君安表示，海外能源危机的背后，有新能源转型后能源体系不稳定的因素。为了实现脱碳，欧洲的供电结构从煤电向天然气、海上风电、核电转变。英国15%的电力来自海上风力发电。由于英吉利海峡风力不足，风力发电不足，需要更换占发电量41%的天然气。而欧洲天然气也是在碳中和下压缩的，很难满足需求。美国德州也有压煤机组导致供电不稳定的问题。此外，产能市场不足和市场碎片化以及调度能力不足也导致大面积停电。

目前欧美天然气库存维持在历史较低水平。金证券认为，美国页岩气外部供应可能减少，而欧洲天然气市场可能继续维持供需偏紧格局。

由于供应短缺，相关产品价格飙升。今年9月以来，欧美等国的天然气和电力价格均创下历史新高。根据国际能源署的声明，9月份，欧洲的电价已升至十多年来的最高水平，许多市场的电价已升至100欧元/兆瓦时以上；英国每兆瓦时的电价目前已经上涨了近300英镑，同比涨幅高达700%，为1999年以来的最高水平。

10月5日，荷兰TTF天然气期货大涨。11月合约上涨22%，收于117.9欧元/兆瓦时，年内涨幅近6倍。欧洲天然气期货收于1550美元/千立方米；英国基准天然气价格报330便士/立方米，三地均创历史新高；国内方面，有机构透露，自2021年以来，中国进口液化天然气到岸价格不断上涨，推动中国天然气价格自3月以来持续上涨。

有业内人士指出，如果不同时具备灵活调整的能力，可能会加剧“能源贫困”现象与社会阶层之间的紧张关系，进而逆转能源转化的进程。据报道，许多没有签署长期批发价合同的英国天然气供应商因价格飙升而蒙受巨大损失。自8月以来，英国已有10家小型天然气公司相继宣布破产。此外，当地居民的生活成本激增，引发了“抢购”商品的热潮。

另一方面，投资市场嗅到了机会。天然气、发电用煤等板块概念指数一路上涨。许多分析师认为，缓解供需紧张需要一段时间，在能源短缺的情况下，这些商品的价格仍将上涨空，从而创造更多的投资机会。煤炭:“增产保供”下短期景气不会改变

在供需错配下，煤价屡创新高。据Wind、郭盛证券等机构统计，截至今年9月底，动力煤重要价格指数秦皇岛Q5500收盘价已达1683元/吨，9月累计涨幅已超过500元/吨，远超往年同期水平。进入10月后，上涨趋势依然强劲。截至10月11日，动力煤现货价格达到2200元/吨，刷新历史纪录。与此同时，动力煤期货价格同时开始快速上涨。东方财富Choice数据显示，截至10月11日，动力煤期货结算价达到1358.20元/吨，比年初的600多元/吨翻了一倍。(图一和图二)

图一：今年来秦皇岛Q5500平仓价走势

数据来源：Wind，国盛证券图1:秦皇岛Q5500今年收盘价走势来源:Wind，郭盛证券

图二：今年来动力煤期货结算价走势

图2:今年动力煤期货结算价走势

海外煤价也在不断刷新纪录。根据Wind和郭盛证券的数据，9月，国际三大煤价指数中的纽卡斯尔港动力煤价格为201.8美元/吨，周上涨7.6%，月上涨16.5%，同比上涨249.1%；南非理查兹湾动力煤价格也一路走高，收于160美元/吨，创历史新高，周环比微跌0.2%，环比上涨7.2%，同比上涨160.3%；欧洲ARA三港动力煤价格本周突破前期高点，收于200.8美元/吨的历史新高，周环比上涨13.6%，环比上涨27.1%，同比上涨265.9%。(图3)

图三：三大国际煤炭价格指数今年来走势

图3:今年三大国际煤价指数走势

10月11日，a股动力煤早盘强势上涨，尾盘封涨停。当昼夜期货开盘时，梅铮开盘明显高于6%，焦煤、铁矿石和焦炭也上涨了2%以上，随后涨幅继续扩大。截至夜盘收盘，动力煤主力合约涨幅达到10.85%，再次逼近涨停；焦煤主力合约涨幅也超过5%。

然而，由于“增产保供”和“煤改气”政策的实施，国内市场对煤炭价格上涨能否持续存在争议。

近期，国家能源局等部门出台了一系列保供稳价措施，督促各地煤炭生产，督促有增产潜力的煤矿尽快释放产能。

目前，许多煤炭生产腹地已经积极响应。内蒙古自治区72处煤矿已列入国家核增潜力名单，可根据待增产能临时组织，共核增产能9835万吨/年；此外，山西还下达了具体的增产指标，包括2021年前8个月已完成全年产量的煤矿51处，全省计划以核电增加产能的煤矿98处。第四季度可以在确保安全的情况下组织生产，预计增产2867.5万吨。

根据发改委要求，四季度内蒙古、山西、陕西三大产煤省份分别承担5300万吨、5300万吨、3900万吨，共计1.45亿吨长协保供。

在监管下，效果逐渐显现。国家发改委数据显示，截至10月7日，全国存煤7天以下电厂数量较节前减少90%；截至10月8日，全国沿海八省电厂动力煤库存达1925.4万吨，较9月20日增加近200万吨。平均可用天数达到10.5天，增加了1.14天。然而，库存和供应的增加通常会对产品价格产生影响。

“煤改气”政策对煤炭影响深远。“煤改气”政策是2013年前后提出的，是国家能源转型的长期战略。

但分析人士普遍认为，上述因素短期内不会影响煤炭的景气度。

首先，因为新能源的稳定性等问题还没有完全解决，能源转型还需要一个很长的过渡期，所以后期煤炭还是要发挥重要作用。目前，火力发电仍是我国能源结构中最重要的支撑。今年上半年火力发电占比高达73%，煤炭消费不会受到明显冲击。

其次，10月8日，国务院召开国务院常务会议，强调将市场交易电价波动幅度由分别不超过10%和15%调整为原则上不超过20%，并做好分类调整。对于高能耗行业，可以通过市场交易形成价格，不受20%上下浮动的限制。这将有助于煤炭价格机制逐步传导和疏通，提振电厂积极性，从而保证煤炭消费。

最后，最近山西的洪灾也阻碍了当地的煤炭供应。据山西省应急管理厅10月8日消息，受强降雨影响，已有60座煤矿停产。

信达证券表示，目前国内煤炭表外产能合法化接近尾声，可供核增/审批的产能快速收敛且核增门槛提高，限制了煤企短期增产的能力。在国外“双碳”目标的引导下，化石能源的资本支出也不足，然后在疫情阶段经济复苏，需求改善。新能源产量不足导致化石能源短缺，煤价易涨难跌。

今年煤炭上市公司表现不错，整体估值不高。东方财富数据显示，2021年上半年煤炭板块整体营收增速达到22.19%，归母净利润增速达到67.18%。其中，36家企业(中信行业分类)营收和净利润同比增长近九成。10月13日，全板块市盈率(TTM)约为11.35。不少机构认为，煤炭行业处于上升趋势的前期，存在较大的潜在布局机会，其中上游企业可获得较大利润空。天然气:供需错配难破，政策大力支持。

今年以来，a股天然气指数一路飙升，尤其是9月份以来。截至10月12日，日收益874.03元，较9月初的100元上涨近1倍，最高点达到949.48元(图4)。今年年初至10月12日，天然气板块组成区间涨跌(算术平均)32.67%。

图四：A股天然气指数走势

数据来源：东方财富Choice图4:a股天然气指数走势来源:东方财富Choice

从制度上来看，供需紧张的局面还是很难打破的。据西部证券报道，全球天然气供应比例最大的美国液化天然气出口设施产能利用率已接近满负荷，进入瓶颈期。第二大市场俄罗斯的供应潜力也不足。当地领先的天然气公司Gazprom的历史资本支出有限，未来几年的天然气供应有限。全球碳中和将长期推高天然气在一次能源中的比重。在需求方面，全球最大的天然气进口地区欧洲今年上半年的需求增长出现了复苏。中国的第十四个五年计划提出，未来中国每年将增加200-300亿立方米的天然气需求。此外，“煤改气”政策将继续推进，未来天然气装机容量有望保持较快增长。预计天然气行业最初的繁荣将持续到2022年底。

国际能源署(IEA)预测，到2024年，全球天然气需求将比新冠肺炎疫情爆发前增加7%。根据麦肯锡的数据，到2035年，液化天然气的需求预计将每年增长3.4%，超过其他化石燃料。

天然气板块整体表现也不错。东方财富数据显示，该板块上半年营收同比增长29.78%，净利润激增545.96%。86.44%的成份股同期实现盈利，74.58%的成份股净利润同比增长。

需要注意的是，其中部分企业估值较高。截至10月13日，神棱股份的市盈率TTM高达1382.89，市盈率超过100倍的成份股有十只。但被尾部企业中和后，截至10月13日，板块整体利润率TTM为11.62，与煤炭水平相近。新能源发展的基石。抽水蓄能是关键点。

虽然煤炭和天然气是目前的“顶流”，但在新能源大势所趋的情况下，迟早有一天我们会接受被边缘化的结局。新能源要想及时承接全球能源转型，需要解决供应体系不稳定的问题，储能是一种有效的手段。其中，抽水蓄能是目前最成熟、最经济的蓄能方式。

今年7月，中国国家发改委、能源局发布《关于加快发展新能源储能的指导意见》，提出到2025年，新能源储能由商业化起步阶段向规模化发展转变；到2030年，新能源储存将完全市场化。

9月17日，国家能源局发布《抽水蓄能中长期发展规划(2021-2035年)》。提出到2025年，抽水蓄能总规模62GW以上；到2030年，总生产规模约120GW到2035年，形成适应新能源大规模发展需求的技术先进、管理优质、国际竞争力强的现代抽水蓄能产业，培育一批大型骨干抽水蓄能企业。中长期规划布局重点实施项目340个，总装机容量约421GW。

此前在5月，国家发改委也发布了《国家发展改革委关于进一步完善抽水蓄能设备新能源和环保储能价格形成机制的意见》，要求进一步完善抽水蓄能价格形成机制，以竞争方式形成电价，将容量电价纳入输配电价回收范围，完善抽水蓄能电站成本分摊和分流方式。

近十年来，我国抽水蓄能装机容量持续增长，占世界比重越来越大(图5)。今年以来，抽水蓄能板块多次领涨a股板块。今年年初至10月12日，该板块上涨62.67%，市盈率(TTM)约21.63。

图五：全球及中国抽水蓄能装机规模

数据来源：国际可再生能源机构，光大证券研究所整理图5:全球及中国抽水蓄能装机规模数据来源:国际可再生能源署、光大证券研究所。

分析机构指出，中国抽水蓄能将迎来新的发展窗口期。但应该看到，其建设进度仍低于规划预期。到2020年底，全国投入运行的抽水蓄能电站总规模仅为30GW，不到第一个规划目标的1/3。

与此同时，国外储能市场也在蓄势待发，抽水蓄能也是其中的主力。据BNEF统计，2020年欧洲将有0.52GW的电表前储能，其中可再生能源并网储能0.33GW，电力辅助服务储能0.18GW同年，家庭储能增加0.64GW，同比增长90%，占新增市场的52%。到2020年，欧洲累计家庭储能1.6GW，居世界第一。据预测，到2030年，欧洲抽水蓄能将比目前水平增加15GW，到2050年将增加50GW。