3w的灯泡用多久耗一度电

（报告出品方/作者：华泰证券，张馨元，王以，瀚文）

2021 年以来，供给侧多重因素驱动全球主要能源价格快速上涨，至今仍处于 2010 年以来 的绝对高位，呈现中枢抬升的特征。2021 年以来，欧美极端天气将新能源出力不稳的缺陷 暴露无遗，对传统能源的需求快速提升。而传统能源企业则受此前疫情冲击需求以及全球 碳中和推进的影响大幅削减资本开支，产能收缩明显，传统能源的供需缺口快速走扩，年 末的寒冬进一步推升了用能需求。进入 2022 年，俄乌冲突爆发，欧美对俄（主要产能国） 的制裁升级则加剧了供给的收紧。全球石油、天然气以及煤炭价格由此呈现 2021 年初、 2021 年末以及 2022 年一季度末至今的三段式上涨。尽管 6 月下旬以来，欧美衰退预期的 升温使得能源价格出现筑顶回落迹象，但至今价格中枢的抬升依然明显。

分项来看，原油方面，2021 年初至 8 月 29 日，WTI 原油及布伦特原油分别上涨 103.7%及 105.7%。天然气方面，2021 年初至 8 月 29 日，NYMEX 天然气上涨 261%，至 8 月 15 日受俄 罗斯供应收紧影响严重的欧洲 TTF 天然气前向一个月合约价格涨幅达到惊人的 1074.7%。 原油、天然气价格的上涨推升了作为替代能源的煤炭的需求，IPE 理查德湾煤炭期货（对 应欧洲需求为主）价格在 2021 年初至 8 月 19 日的区间涨幅达 288.86%。能源价格的暴涨 传导至发电端导致欧美的居民及工业电价同样快速上行，同比增速为 2008 年以来的最高 水平。

另一方面，衰退风险的加剧很大程度上也是能源供给短缺的结果。衰退预期的快速升温与 风险的加剧源于今年 1 季度美联储率先开启加息周期并采取了较为激进的加息节奏（使得 年内预期加息 300bp 以上，历史少见），7 月欧央行亦选择追随美联储的步伐。发达国家 央行之所以采取激进加息的手段目的便在于遏制处于历史高位的通胀，衰退预期与 CPI 同 环比呈现极强的正相关性。而拆解欧美 CPI 便可发现，通胀居高不下的最大推手便是能源 价格。美国方面，2021 年下半年以来，能源价格对于不断走高的 CPI 的贡献均在 25%以 上，欧洲方面则更为明显，1Q21 以来，能源价格飙升是 HICP 同比上行最主要的推力， 其他分项的贡献则稳健的多。综上，便形成了能源价格飙升—>通胀几乎失控—>加息周期 开启—>衰退预期升温风险加剧的传导链条。

当期能源成本的高企将成为生产端及消费端节能需求提升、相关投资增加的催化剂，前瞻 来看，当前进行节能资本开支性价比较优。

异常天气与紧供给支撑全球能源价格并对我国产生外溢影响

若衰退发生或许不会引发能源价格在短期大幅回落，有两大支撑力。第一，如前所述，本 轮衰退之于欧美的最大风险点是供给侧的能源价格上涨，而非需求的大幅收缩。疫情以来， 欧美居民部门的收入水平提升而非下降，资产负债表扩张而非收缩。根据华泰宏观团队 2022.8.9 发布的研报《推演海外衰退风险及其宏观影响》中对美国经济数据的预测，本轮 衰退如果发生，比 08 年可能幅度较浅，但低迷时间更长。第二，北半球高温天气加剧， 热浪频繁出现，欧美及国内多地气温创历史新高，使得夏季用能需求较往年进一步提升， 传统能源调峰、消纳作用凸显，使得天然气等能源价格高位震荡。前瞻来看，高温过后将 进入冬季能源补库阶段，对能源价格形成支撑。

分项来看，传统能源供给偏紧的局面短期难以改变，同样意味着能源价格的高位震荡有支 撑。高企的能源价格意味着当前生产端及消费端节能投资的投资回收期均将被大幅压缩， 强化节能需求。

原油

供需关系的相对强弱主导油价，需求大幅收缩或打击大幅增加均可能使得油价*。从 2008 年以来的油价复盘来看，若需求坍塌则油价大概率回落，典型的便是 2008-2009 年 的深度衰退期间，布油期货一度由 2008 年 6 月末的 139.8 美元/桶回落至 2008 年末的 45.6 美元/桶。若供给大幅增加则油价亦有回落风险，典型的便是 2014 年起，OPEC 为与 美国页岩油争夺定价权而大幅增产，导致布油期货由 2014 年 6 月末的 112.4 美元/桶* 至 2015 年末的 37.3 美元/桶。而 2011 年，2013 年及 2019 年的阶段性需求收缩期间，由 于供给侧同样收紧，甚至幅度更大，原油价格呈现高位震荡或回升的走势。

本轮供给偏紧而需求大幅收缩的概率较低意味着油价中枢的抬升有支撑。分供给来源看， 美国页岩油近期产量及库存近期均有所回升，但距疫情前水平仍有差距。油价高位期间， 美国页岩油企业的偿债意愿强于资本开支意愿，《通胀削减法案》的出台可能进一步压制 未来的资本开支，而完工钻井数环比增速斜率放缓以及 DUC 数量的下滑意味着产能约束 下，美国页岩油短期难以大幅增供。OPEC 方面，8 月初的 OPEC 会议同意 9 月仅微幅 增产 10 万桶/天，为历史最低增产幅度，扩产意愿不强。历史视角，疫情后 OPEC 产量与 油价呈现较强正相关，相机选择的意味明显。前瞻视角，需求走弱预期下，EIA 预测 OPEC 原油剩余产能将小幅上行，产量方面，至 2023 年末将维持震荡。俄罗斯方面，欧 洲能源去俄化的态度并没有转变，产量向有效供给的转化受限。

天然气

俄乌冲突下俄罗斯的供给强度仍是最大变量，对欧洲影响最大，若俄罗斯保持现有供给水 平，欧洲也需要需求的削减来实现供需平衡，对于全球供需亦有外溢影响。根据 IMF 相关 研究，假设欧洲能够通过俄方及非俄（主要是美国 LNG 进口）在夏天结束前实现 80%的 储气量，按照 2021 年的供需关系，工业部门及居民部门需要分别削减 4bcm（5%）及 13bcm（15%）的用量以避免天然气的供给短缺。而一旦俄方断供，那么在冬季（11 月初 至 3 月）需求高峰将出现 36bcm（3600 万立方米）的供给短缺，不同国家需要削减的需 求幅度有差异，德国、奥地利以及意大利需要削减的幅度最大。如果出现 2021 年般的严 冬则将意味欧洲各国需要额外再削减总计 30bcm 的天然气需求。

其他市场方面，俄方供给收紧导致欧洲进口需求增加叠加本国持续高温进一步推升需求， 美国天然气储气库的注气量仅有 180 亿立方英尺左右，处于较低水平。欧洲方面，除了高 温天气外，碳价的上涨亦对天然气价格有一定传导。亚洲市场方面，主要消费国的冬季备 货仍在进行（主要为东北亚），日本则有部分企业收到俄方更换“萨哈林-2 号”运营商的 通知，对日本供应保障的担忧边际加剧。国内方面，持续高温进一步提升了天然气作为替 代能源的需求，叠加部分液厂检修仍在进行，海外供需偏紧推升进口成本，国内 LNG 价 格上行。

电力

“碳中和”的积极推进正在逐步改变欧美及中国为代表的各国发电系统结构，旺季强需求 下风光发电不稳定的弊端暴露，传统能源价格的上涨将快速传导至电价。全球来看， 2018-2020 年以来，可再生能源发电量增速大于电力需求增速，对传统能源发电形成挤出， 在欧美尤其是力求降低能源对外依存度的欧洲尤为显著。2021 年下半年以来全球范围内 传统能源价格上涨导致的批发电价上涨在 2022 年持续，其中欧洲的电力涨价尤为明显， 美国 2Q22 平均批发电价的同比涨幅达到 130%。 夏季以来极端天气带来的用能需求激增进一步暴露了风光发电在时间上的间歇性以及空间 上资源与负荷错配两大结症。对新能源依赖度较高的欧洲不得不重启煤电等传统能源（莱 茵河干涸导致的运输不畅削弱替代作用），其对电价的传导也更为通畅，从期货价格看， IEA 预测，欧洲能源将在 2022/2023 年冬季冲顶。

国内方面，石油天然气对外依存度高，此外用电高峰进行时，下半年电价有支撑。石油与 天然气方面，我国对外依存度较高，前者在 70%以上，后者亦超 40%，全球“涨价潮” 下，我国不免受到牵连。电力方面，与欧洲类似，我国同样积极建设新型电力系统，降低 能源对外依存度，副作用是电力供给的稳定性下降。尽管煤炭保供力度加大，但近期持续 高温增加用电需求，干旱导致水电出力减少的背景下，部分地区再次出现“限电”，映射 电力供需偏紧格局。前瞻来看，根据中电联预测，2022 年下半年全社会用电量增速约为 7%，全年增速约为 5.5%，全年电力供需呈现紧平衡。从季节性特征来看，下半年的电力 供需缺口整体大于上半年，8 月、9 月以及 12 月的压力最大，意味着国内电价易上难下。

综上，虽然衰退风险边际加剧，但本轮衰退的结症在于能源供给的收紧，欧美依然强劲的 居民资产负债表意味着全球总需求的收缩可能不及 2008 年的深度衰退，短期来看，需求 侧，夏季高温以及冬季补库带来的能源需求能够支撑能源价格中枢的抬升。供给侧，原油 方面美国、OPEC、俄罗斯等产油国不具备大幅扩产的能力与意愿。天然气方面，俄罗斯 供给已有削减，未来不确定性仍然较强，欧洲寻求替代供给者（美国 LNG）及替代能源 （煤炭）对全球产生外溢影响，全球范围内石油、天然气及煤炭等传统能源价格或仍将高 位运行，并传导至电价，使其 2021 年下半年来的上行趋势延续。

能源价格高企的结果是，一方面，生产端及消费端的用能成本快速走高，使得两端用户出 于降本，自发的产生节能增效相关的投资需求，原因在于能源价格中枢的抬升使得节能增 效投资的投资回收期被缩短，过往节能投资面临的经济性约束边际“松绑”。另一方面， 政府部门为遏制不断走高的能源价格，保障能源安全，或采用政策约束的方式压低用能需 求，被动催生节能增效投资。典型的代表是欧盟委员会 8 月 5 日通过一项决议，2022 年 8 月 1 日至 2023 年 3 月 31 日期间，将天然气需求量在过去 5 年平均消费量的基础上削减 15%，潜在的措施包括鼓励工业燃料转换，有针对性地减少供热供冷服务等。

碳中和目标的推进与气候周期的影响推升当期节能投资的性价比

尽管短期能源价格的高企缩短了生产端以及消费端的节能投资的回收期，但多数节能投资 的回收期仍在 1 年以上，部分生产端的节能增效技术回收期长达 5 年以上。而进一步思考， 当前进行节能增效投资在中长期看也具有性价比，至少有两层推力。

第一，中长期看“碳中和”仍然是全球共同的目标，按照 IEA 的 2050 NZE 路径设计，当 前至 2030 年，节能增效是实现这一目标最主要的路径之一，而节能环保指数的估值对碳 中和政策最为敏感。当前已宣布的气候承诺方案（APS）特别是在 2030 年之前的关键时 期，远未达到实现 2050 年净零排放（NZE）所需的减排量，存在 12Gt 二氧化碳当量的差 距，而节能增效约能填补其中 2.6Gt（占比超 20%），仅次于电力脱碳（填补 5Gt），高于 终端电气化、氢能以及 CCUS（合计填补 2Gt）。能效提升本身也是节能的重要路径，而 过去 5 年能源强度年均提升仅 1.3%，远低于 NZE 设计的 2020-2030 年 4%的目标，未来 节能增效需加倍提速，国内亦定调“节能是第一能源”。从政策发布前后 1 日，“碳中和” 各赛道的估值变化幅度看，节能赛道正反馈效应强于电力脱碳，意味着市场定价不充分。