中金：能源供给冲击下的全球绿色转型

分析能源供给冲击对绿色转型的影响应该理解绿色转型的实质。根据中金研究去年发布的《碳中和经济学》，实现碳中和主要是清洁能源替代化石能源的过程，而推动经济主体用清洁能源替代化石能源的动力是不断降低的绿色溢价。简单来讲，绿色溢价就是清洁能源成本和化石能源成本的差别。

现在大部分清洁能源的系统成本仍然高于化石能源，实现碳中和的过程就是要推动清洁能源成本低于化石能源成本。实现这一目标有两种方式：一种方式是降低清洁能源成本，主要靠技术进步；另一种方式是提升化石能源成本，通过碳交易、碳税等碳定价方式增加化石能源使用的成本，降低经济主体使用化石能源的动力。

图表1: 《碳中和经济学》绿色溢价框架

资料来源: 中金研究院

俄乌冲突带来的能源供给冲击会导致煤炭、石油、天然气等化石能源成本的上升。在供给端体现为生产成本上升，在需求端体现为实际收入下降。与碳定价对经济带来的影响类似，都会给经济发展带来滞胀。也就是说，在没有技术进步的情况下，仅靠化石能源成本上升实现碳中和，经济发展要付出滞胀的巨大代价。

但实际上，碳定价与能源供给冲击对能源价格和碳减排的作用机理是不一样的，也因此给绿色转型带来不同的影响。对于能源供给冲击，在给定的能源需求不变的情况下，化石能源价格将会被推高，由此可能会促使各部门减少对化石能源的使用，有利于碳减排。碳排放减少后对碳排放权的需求也会减少，导致碳价格的下降。欧盟碳市场的碳配额价格在俄乌冲突爆发初期骤然下跌在某种程度上也反映了这一点。

值得注意的是，以上分析并不能简单地得出地缘冲突将带来碳排放总量减少的结论。因为虽然冲突带来的能源价格上升在一定程度上会抑制化石能源消费，有助于碳排放减少，但也迫使经济主体更多使用便宜但更不清洁的煤炭。如果说前者是从用能总量上有助于碳减排，那后者则是在能源结构调整方面带来了更多的排放。因此，地缘冲突对全球碳排放的影响取决于总量和结构效应的相对大小。但从两种反向作用产生影响的时间看，化石能源消费总量的变化应该先于能源结构的变化。

图表2: 地缘冲突和碳约束：对能源价格与碳排放的影响

资料来源: 中金研究院

与地缘冲突不同，碳交易和碳税会首先作用于碳价。当碳价上升时，减少碳排放的动力增强，从而推动化石能源消费需求的下降，带来化石能源价格的下降。这两种方式都有可能导致碳排放下降，但是对传统的化石能源影响是不一样的。地缘冲突导致化石能源价格上升，碳交易和碳税导致化石能源价格下降。图表2总结了这两种不同的影响路径。

这两种不同的路径对经济和投资产生不同的影响。在地缘冲突的情况下，实际上是能源供给下降，带来实际收入下降，但同时使得现有的能源生产企业反而受益，而高能耗、高碳部门以及消费者则会受损；碳交易和碳税则是带来政府的财政收入上升，使得政府更有能力推动绿色转型，且通过碳定价实现碳减排成本在不同企业之间更合理的分担。

从投资的角度来看，由于地缘冲突持续多少时间存在不确定性，因此对清洁能源投资的刺激将主要作用于成熟技术；对于传统能源短期存在刺激作用，但因为长期碳减排目标不变，所以会优先刺激低成本、短周期的传统能源产能投资。碳交易和碳税所带来的绿色溢价下降相对会更持久一些。对清洁能源，将既带来对成熟技术的投资增加，也促进新技术投资的增加；对传统能源的投资，则有明显的抑制作用。

图表3: 地缘冲突和碳约束：对经济与投资的影响

资料来源: 中金研究院

俄乌冲突前的十多年时间，支撑全球主要经济体持续推动绿色转型主要是靠“三个替代”，即天然气替代煤炭发电（“气替代煤”），可再生能源替代煤炭发电（“可再生替代煤”），以及电动车替代燃油车（“电替代油”）。三种替代归根结底是在政策支持下页岩气、可再生能源发电和电动车技术带来的清洁能源相对低价的红利。

页岩气革命使得2010-2020年天然气价格维持在较低水平，推动主要经济体的发电结构都不同程度地经历了天然气替代煤炭；风电和光伏的发电成本在过去的十多年内持续下降，在不考虑系统成本的情况下，许多地区的风光发电成本已经低于燃煤发电；电动车市场渗透率的不断提升持续强化了全球石油需求将快速见顶的预期，导致上游投资持续下降。因此，要了解这一轮能源供给冲击将给全球绿色转型带来怎样的影响，可以从分析上述三个替代进程入手。

（一）天然气替代煤炭还将继续吗？

如上所述，过去一个时期全球“气替代煤”进展顺利主要得益于低价天然气。天然气低价的主要原因是从本世纪初开始爆发的页岩气革命。但是，长期低价导致上游投资从2014年开始持续下降，并于2021年反映到了回升的价格上。随着天然气价格的持续上涨，天然气在发电领域替代煤炭的进程就开始面临越来越大的压力。俄乌冲突加速了天然气价格的上升，特别是考虑到未来欧盟最终将逐步与俄气脱钩，进一步加大了天然气替代煤电的阻力。

我们根据荷兰TTF天然气期货价格和欧洲三港（ARA）动力煤FOB价格，对气电和煤电的度电成本进行估算，发现自去年下半年来，气电和煤电度电成本的价格差屡次冲高。俄乌冲突后，气电和煤电度电成本最高曾相差0.35美元。尽管今年4月以来价差有所回落，但仍显著高于去年同期水平。

图表4：美国各类天然气开采情况

资料来源: IEA，中金研究院

图表5: 全球天然气资本开支和经营费用

资料来源: Global Gas Report 2022 (IGU)，中金研究院

图表6: 气电和煤电度电成本价格差走势

资料来源: 同花顺iFinD，中金研究院；注：按每度电耗天然气0.19标方、耗煤（Q6000）350克折算

不难看出，虽然俄乌冲突不一定是阻碍气替代煤的主因，但它可能是欧洲国家决定暂缓退煤的“最后一根稻草”。目前，希腊已经明确要将弃煤进程从2025年推迟到2028年。英国、意大利、德国和波兰等煤炭消费大国采取了延长燃煤机组服役时限、启动煤炭战略储备、提高煤矿产量等措施确保煤炭供应。受能源供给冲击影响，保加利亚和土耳其等仍在制定或考虑退煤计划的国家也纷纷延缓退煤进展。

图表7: 欧洲国家推迟或可能推迟退煤进程情况

资料来源: 路透社、彭博社、独立报、SVJ、PV magazine、煤炭网，中金研究院；注：● 表示明确推迟退煤进程，● 表示可能推迟退煤进程（采取影响退煤的行动或已开展的退煤计划推进迟缓）

（二）可再生能源会更快地替代煤炭吗？

俄乌冲突前，一方面可再生能源的发电成本持续降低。过去十几年，太阳能、风能等新能源生产成本快速下降，2021年全球新能源电力平均成本已经低于化石能源电力成本，集中式光伏发电和风电的平均发电成本较2009年分别下降了7.5倍和1.6倍。目前，在很多国家，可再生能源的发电成本已经低于化石能源。Fraunhofer基于德国2021年市场数据测算各类发电技术的平准化发电成本显示，太阳能光伏和陆上风电的发电成本已明显低于其它化石能源。

另一方面，煤炭价格在经历了上一个低价周期后，于2021年伴随疫后经济复苏已经进入上涨周期。俄乌冲突带来的对俄煤制裁，进一步推高了煤价，且很可能将延长这一轮煤价上涨周期的持续时间。世界银行2021年预测这一轮煤价上涨将在2022年见顶，更近期的预测则普遍认为煤价上涨周期不会很快结束。这无疑将利好可再生能源发电替代煤电的进程。

图表8: 基于德国2021年市场数据测算的各技术平准化发电成本（LCOE）

资料来源: Fraunhofer (2021)，中金研究院

尽管如此，未来可再生能源能否抓住时机，加速对煤电的替代，还要看可再生能源经济性的优势能否继续发挥出来。毋庸置疑的是，可再生能源的发电成本还将继续下降，根据国际可再生能源署估计，到2025年，全球陆上风力发电的加权平均成本可下降26%，海上风力发电成本可下降35%，聚光太阳能发电技术成本可下降至少37%，太阳能光伏发电技术成本可下降59%。

但是，我们必须看到，随着可再生能源在各国电力系统渗透率的提高，其间歇性、波动性的缺陷给系统稳定运行带来的冲击也将越来越大，这意味着整个电力系统要付出更多的成本用于平抑功率波动、增加转动惯量、提高预测精度、保证稳定运行等。根据经合组织核能署的一项研究表明，当非水可再生能源在电力系统的渗透率达到10%之后，系统成本开始明显上升，且随着渗透率的升高而加速提升。

经过过去十多年的发展，主要电力消费国的可再生能源渗透率已经有了较大的提升，其中德国已经接近30%。事实上，欧洲整体已经达到17%，丹麦甚至已经超过了50%。对于这些可再生能源渗透率已经较高的国家，未来煤价高位的替代红利相对较小。

图表9: 不同可再生能源渗透率下系统成本

资料来源: 经合组织核能署，中金研究院。注：VRE为波动性可再生能源如风电、光伏等。不同VRE渗透率下度电系统成本测算中考虑一定的灵活性水电、电网互联基础支撑。

图表10: 典型国家可再生能源渗透率

资料来源: BP统计年鉴，中金研究院。注：可再生能源渗透率=波动性可再生能源发电量/总发电量；图中展示年度电量超过500TWh的主要能源消费国2021年可再生能源渗透率情况。

因此，我们看到，欧盟此时推出对清洁能源支持力度更大的REPowerEU方案。与此前公布的“Fit for 55”一揽子提案相比，此次将2030年可再生能源在能源消费中的占比目标从40%提高到45%，意味着欧盟可再生能源装机有望从目前的511吉瓦增加到2030年的1236吉瓦，其中，光伏发电累计装机达到600吉瓦，包括陆上和海上在内的风电累计装机达到480吉瓦；绿氢产量由560万吨/年激增到2000万吨/年。这些政策目标可为欧洲可再生能源经济性提供更强保障，促进相关技术进步，从而惠及其他地区，助力可再生能源对煤炭的替代。

（三）电替代油一定会迎来更大利好吗？

与上面两种替代不同，过去十几年电动车的发展并没有在路面交通领域带来电力对燃料油的大规模替代，更多地是由电动车产业的迅速崛起形成了市场对石油需求预期的重构。在看好电动车产业加速发展的大背景下，越来越多的机构形成了全球石油需求即将达峰的预期，其中，预测最早的达峰年甚至在2027年。

这种预期带来的一个后果是，油气公司持续减少资本支出，上游投资不足，供需逐渐处于紧平衡状态。IEA数据显示，2021年全球上游油气投资规模仅为2019年疫情爆发前的70%左右，为2014年的45%。疫后经济复苏推动石油需求快速上涨，供给不足推高油价。这就是俄乌冲突前油价开始攀升的主要原因。俄乌冲突后，俄油产能被移出有效供给，油价被进一步推高。

高油价无疑将有利于电动车的发展，但电替代油要真正形成一定规模，我们仍然需要回答两个问题：高油价对电动车的发展有多大影响？这种影响可以持续多长时间？

油价对电动车市场渗透率的影响，应该从电动车产业发展阶段来看。过去十几年，电动车快速发展，经历了“从无到有”阶段，并刚刚进入“从小到大”阶段。在“从无到有”阶段的大部分时间，全球油价处于相对低位，电动车产业面临的主要是续航里程、充电体系等技术问题以及相应的高购置成本问题，还有生产端的量产能力问题。在技术创新、产品迭代和规模化的过程中，政策对电动车的影响更大。

因此，我们可以看到，在这个时期，中美欧等电动车发展较快的国家和地区，对新能源产业以补贴、退税、提高节能环保标准、限制燃油车销售比例等不同的形式给予了强力政策支持，拉动了产业的快速发展。在这一时期，油价对影响消费者购买电动车意愿的作用相对有限。Shafiei等在2012年针对冰岛电动车购车意愿做的调查研究显示，人们认为只有电动车价格下降且不用担心充电问题时，高油价才能推动电动车占领汽车市场。

图表11: 部分机构的全球石油需求预测

资料来源: RFF，BNEF，Equinor，IEA，OPEC，Shell，中金研究院

图表12: 全球油价与电动车销售量

资料来源: BP，EVvolumes，中金研究院

在产业发展进入“从小到大”的阶段后，电动车的产业成熟度达到较高水平，技术问题逐步得到解决，更多的消费者逐步形成电动车使用习惯。此时，我们认为，消费者购买意愿受支持性政策的影响有所减少，受油价的影响将有所增强。江苏大学2022年的一项研究对3000多份问卷调查的观测值进行分析认为，油价大幅上涨将显著提升消费者购买纯电动车的意愿。

该研究显示，当油价处在高位并继续上涨时，哪怕取消补贴和免征购置税等支持政策，消费者购买纯电动车的意愿大概率不会降低；在同样的情景下，消费者也更能忍受续航里程较低、充电便利度低的车型。另外，高油价也为推动政策制定者出台诸如禁售燃油车等具有更大力度的政策创造条件。例如，欧盟2022年5月公布的RePowerEU行动方案在3月版本的基础上增添了油气节能和提高能效等新举措；欧洲议会还表决通过了2035年后欧盟境内禁售包括混合动力汽车在内的燃油车的提案。

那么，电动车的高油价红利能持续多久呢？目前，有一种观点认为，基于过去油气产业发展的规律，即高油价必然带来对上游投资的增加，从而再次迎来低油价，这意味着电动车高油价红利可能迅速消失。预测短期油价是一件很有挑战的事情，也并非本文的重点。根据世界银行2022年4月对大宗商品价格预测，俄乌冲突将促使高油价持续到2024年。

从更长期看，油价是否会持续保持在一个相对较高的水平，需要看投资者对石油这一高碳能源的未来是否重拾信心，改变对未来石油需求的预期。2021年当油价开始走高时，这种信心似乎并没有建立。事实上，高油价给电动车带来的发展红利反而会强化石油加速见顶的预期。如果只从这个角度看，未来油价保持在较高水平的可能性将进一步上升。

俄乌冲突之前，特别是去年下半年经历能源供应紧张以来，我国就已经面临兼顾能源保供和“双碳”行动的双重挑战。俄乌冲突带来的全球能源供给冲击导致应对该挑战的难度进一步加大。这主要是由于，一方面在欧洲煤炭对天然气替代效应的作用下，我国煤炭进口成本上升，导致煤炭供应压力增大；另一方面在中欧高耗能工业品的互补效应下，我国高耗能产品生产增加带动工业用煤需求增加。煤炭供需领域的减和增，不仅增加了能源保供的难度，也推动能源消费相关碳排放上升。具体分析如下：

图表13: 国际能源供给冲击对国内能源、工业领域影响链条示意图

资料来源: 中金研究院

（一）欧洲煤代气的替代效应影响

煤炭是天然气的主要替代能源，应用场景重叠度高且具备经济性优势。此次全球能源供给冲击主要由天然气供给短缺引起，而发电是天然气的主要应用场景，与煤炭的下游应用重合度较高。2021年欧洲（经合组织）净发电量中，气电、煤电和燃油发电的比例约为17：12：1。煤电规模与气电较为接近，且可以高效替代气电实现调峰，因此煤电替代气电是当前的主要能源替代形式。

煤炭价格优势显著。以欧洲市场具有代表性的石油、天然气和煤炭价格为例，我们选取了Brent原油、TTF天然气和欧洲三港（ARA）动力煤进行价格比较。为方便不同能源品种间比价，我们以欧洲三港（ARA）动力煤热值作为基准，将其他两种能源折算为基准煤计价的形式，得出2020年3月至今三种化石能源的单位基准煤价格趋势。

在该测算下，单位基准煤天然气价格自2021年8月起超越石油价格并屡创新高（图表15）。相较其他两种能源，煤炭的单位基准煤价格优势显著，也预示在油气供应紧缺的情况下，全球煤炭替代油气的需求面临持续推高的压力。正如我们上文提到的，为了确保短期内能源安全，已有多个欧洲国家在政策层面决定推迟退煤进程。

图表14: 2010年来国际煤炭价格趋势

资料来源: Wind，同花顺iFinD，中金研究院

图表15: 石油、天然气和煤炭价格趋势

资料来源: 同花顺iFinD，中金研究院

图表16: 经合组织欧洲成员国天然气、煤炭净发电量趋势

资料来源: Wind，中金研究院

政策调控叠加人民币汇率下行，导致我国内外煤价倒挂严重。尽管国际市场煤炭价格受需求刺激大幅上涨，但国内煤价受到政策调控因素影响，并未与海外同步拉升。自2021年10月底以来，国内外煤价长期处于倒挂之中，且倒挂趋势一度走阔。近期，人民币兑美元汇率下行也进一步加剧了进口成本压力。

截至7月25日，澳大利亚纽卡斯尔港、南非理查德湾Q5500动力煤最新FOB价格分别为每吨400美元和343美元，按即期汇率折算人民币每吨约2701元和2316元。反观国内市场，秦皇岛Q5500动力煤最新市场价维持在1220元/吨左右，国内外煤价倒挂高达约1000-1500元/吨。

图表17: 2020年以来国内外煤炭价差

资料来源: Wind，同花顺iFinD，中金研究院

国内外煤价倒挂抑制进口需求，国内供应出现结构性缺口。受到海外煤价与国内煤价倒挂影响，进口煤成本大幅上涨，煤炭进口需求一定程度上受到抑制。根据国家统计局最新数据显示，去年12月以来国内煤炭进口数量开始出现下滑，今年1-6月全国煤炭进口量约1.15亿吨，同比下降17.5%。进口煤对国内煤炭市场的调控作用减弱，国内供应缺口受国产煤需求上升而拉大，保供稳增长压力增加。

特别是在煤炭消费量较高的沿海地区，进口煤占比相对较高，煤价倒挂对进口需求的影响尤为显著。2021年下半年，沿海11省份煤炭进口数量约占全国煤炭进口数量的43.7%；而2022年1-6月沿海11省份由于成本压力寻求国内煤炭替代，煤炭进口数量占全国比例下滑至35.3%。在国内煤炭消费弹性很小的情况下，自产保供压力进一步提升。

图表18: 全国煤炭进口月度走势

资料来源: Wind，同花顺iFinD，中金研究院

图表19: 沿海省份煤炭进口月度走势

资料来源: 海关总署，国家统计局，同花顺iFinD，中金研究院

（二）中欧高耗能产品互补效应的影响

欧洲能源成本高企，已导致当地化工、有色等高耗能产业产量显著降低，全球高耗能产业竞争格局变化。俄乌危机后，欧洲天然气、电力价格进一步上涨，涨幅较去年同期已达4倍左右，高昂的能源成本使得能源密集型工业企业不得不削减产量。其中，以天然气作原料、耗电水平也较高的化工行业，以及耗电水平非常高的有色金属冶炼行业影响最为明显。

化工方面，欧洲化学工业委员会CEFIC最新研究报告显示，欧洲大部分国家化工品产量从今年3月起显著下降，2022年一季度欧洲27国化工总产量较2021年四季度下降0.7%，其中石化和聚合物降幅最大。报告认为，高企的能源价格和供应链扰动可能为下半年欧洲化工行业带来更多下行风险；有色方面，据上海有色网SMM统计，西欧电解铝产能约326万吨/年，由于能源紧张，去年四季度以来已经减产90万吨/年，损失产量近30%，占全球产能的1.2%。此外，欧洲氧化铝产量也大幅降低，5月同比减少约20%左右。

欧洲产能下降导致部分工业品全球性供需缺口拉大，国际市场价格走高。化工方面，欧洲（EU27和欧洲其他国家）占全球18%化工市场份额，仅次于亚洲（图表21）。欧洲化工产能的损失使得PVC、化肥等价格大涨；对于有色行业，以电解铝为例，欧洲产能占全球10%左右。供应端产能扰动叠加需求端新能源等持续升温，造成国际市场铝价大幅波动。

图表20: 欧洲氧化铝产量

资料来源: Wind，中金研究院

图表21: 2020年全球化工市场份额

资料来源: CEFIC，中金研究院

图表22: 伦铝价格走势

资料来源: Wind，中金研究院

国内得益于以煤为主的资源禀赋及电煤价格管控措施，能源价格受国际油气供给冲击影响相对较小。一次能源方面，国内市场煤价格虽因国际市场油气替代效应有所上涨，但涨幅在2倍左右，较欧洲等地天然气4倍以上涨幅而言相对温和，煤炭/天然气价格比、煤炭/原油价格比均有降低，这使得国内煤头化工品较海外气头化工品优势扩大；电力方面，国内发电结构中煤电发电量占比六成以上，为保证电力稳定供应，目前发电用动力煤适用长协价格，明显低于市场价格。

在电煤长协价格机制下，煤电发电成本可控，终端电价绝大部分涨幅控制在20%以内。相比之下，欧洲天然气发电占全部发电量的17~18%，虽从占比来看并非主力，但由于欧洲电力市场采用边际定价机制，燃气机组作为电力系统的边际出清机组，在大多数地区决定了当地的市场电价。目前欧洲多国工业电价较正常水平上涨2倍以上，至0.2~0.3欧元/千瓦时水平（折合1.4~2.1元/千瓦时）。可见，在国内电煤、电价管控机制下，国内外电价差距悬殊，使得部分高耗电产业，如铝、氯碱工业等竞争优势更加凸显。

高耗能产品出口数量与价格呈现跟随特征，国内外能源成本分化或将导致下半年化工、有色等高耗能产业出口显著增加。目前，以己二酸、烧碱、醋酸为代表的化工品欧洲市场价格已经达到国内的两倍以上；电解铝出口虽设置了15%的惩罚性关税，但当前沪铝/伦铝比大幅下降至1以下，能源价差带来的成本优势已可抵消惩罚性关税影响，导致近期铝材出口数量明显增加，5月铝材出口量同比增长50%以上。

图表23: 铝材出口数量

资料来源: Wind，同花顺iFinD，中金研究院

那么，从更广义的行业视角，高耗能工业品的成本优势提升是否会直接导致出口量显著增加呢？我们在回顾近年来四大典型高耗能行业出口数量、价格趋势后认为，在无明显产业限制政策或疫情等供应端扰动的情况下，出口数量呈明显的价格跟随特征。从2020年12月到2021年2月，有色、钢铁价格指数分别上升218%和85%，出口数量指数相应增加211%和67%。而从2021年三季度起，国内经历较严重的电力紧缺，高耗能产业限制措施升级（包括有序用电、差别电价等），出口数量与价格跟随度降低，限制效果明显。

2022年，叠加疫情影响，长三角等地区生产、物流受拖累，部分产量释放受阻，出口数量与价格指数跟随度进一步降低。也就是说，虽然过去几个月国内高耗能工业品已较海外具备明显竞争优势，但受疫情影响，高耗能产品出口虽有增加，但增幅不大。然而，随着国内疫情缓解，生产、物流等环节打通，海运价格逐步回落，若相关产业限制政策不动态升级，则高耗能工业品出口或将大幅增加。

图表24: 四大高耗能出口价格指数

资料来源: 海关总署，Wind，中金研究院

图表25: 四大高耗能出口数量指数

资料来源: 海关总署，Wind，中金研究院

图表26: 四大高耗能行业综合出口价格、数量指数趋势

资料来源: 海关总署，Wind，中金研究院；注：四大高耗能行业包括黑色金属冶炼业及压延加工、有色金属冶炼业及压延加工、化学原料及化学制品制造业、和化学原料及化学制品制造业。图中出口数量、价格指数为四个行业指数均值。

高耗能工业品的能源套利既会增加国内能源消费总量，增加国内煤炭、电力保供压力，同时也将对能耗强度、碳排放强度控制产生负向影响。2021年，我国钢铁、化工、有色、建材等四大高耗能行业用电量占比约27%，仅电解铝用电量占比就高达6.6%。假设今年下半年，因高耗能工业品出口套利带动四大行业产量额外增加5%，那么高耗能出口将对全社会用电量增速贡献1.35ppt。

我们假设电量增量中50%由煤电贡献，那么对应原煤消费增量超过2500万吨，高耗能产业出口反弹或将大幅增加夏季高峰时段保供压力。高耗能产业的能源套利还将对全社会能耗水平造成负面影响。回顾高耗能出口大幅增加的典型阶段2020年底至2021年一季度，钢铁、有色、建材、化工行业用电强度同比增幅最高分别达25%、19%、55%、34%，显著提升了全社会能耗及碳排放水平。若今年高耗能出口景气重演，将对国内节能减排造成较大的掣肘。

图表27: 四大高耗能行业用电强度同比增幅变化趋势

资料来源: 国家统计局，Wind，中金研究院；注：行业用电强度=用电量/工业增加值，图中为各行业用电强度的月度同比增幅变化趋势。

（三）迎接兼顾能源保供和实现“双碳”目标的挑战

在低碳转型下化石能源投资受抑制、欧洲与俄罗斯能源关系重构两层逻辑下，传统能源供需紧平衡或更频繁出现，国际能源市场价格大概率处于高位。对于国内而言，保供压力和次生的工业品能源套利现象也将是长期需要面临的问题。

在能源保供方面，考虑煤炭进口不确定性上升，如何提高煤炭供给弹性，是当前确保能源供应安全的关键。除了合理增加煤炭产能外，还可从存量潜力挖掘、储备能力建设、煤源战略布局三方面进行布局。

（1）挖掘存量潜力：一方面，煤矿智能化生产和煤炭智慧物流有助于提升全产业链效率，减少产量损耗。推进煤炭行业上下游数字化转型，可从技术维度最大限度提高产能弹性。另一方面，优化安全生产与生态环保等方面的政策约束力度，研究建立煤炭弹性产能和煤矿弹性生产机制；

（2）强化储备建设：煤炭供需的阶段性、地域性紧张在一定范围内可通过煤炭储备能力柔性调节。因地制宜建立相应保障能力的储备基地，充分调动企业的积极性参与储备基地的建设，可避免产能的过度增加。

（3）优化煤源布局：对内重点提高疆煤外运的经济性，短期可通过进一步加大疆电外送比例间接实现；对外多元化煤炭进口来源，加强国境间铁路等基础设施互联互通，并在通关效率等方面给予一定政策扶持。

此外，加速发展可再生能源是平衡短期保供制约和长期“双碳”目标的必然选择。在国际传统能源市场波动加剧情况下，长期提升可再生能源占比符合能源安全、低碳转型的双重目标。因此，风电、光伏等可再生能源发电等相关领域基础设施的投资建设不应减速。应充分考虑土地资源、开发成本、电源与负荷匹配特征等因素，因地制宜发展集中式、分布式发电项目。

对于西部、北部地区，应加快建设已纳入规划的集中式风光大基地项目。发展大基地风光项目的关键在于消纳，为避免再次出现2016~2017年的大范围弃风弃光问题，应从下游产业向大基地聚集、特高压外送通道配套两方面进行布局。对于中东部地区，考虑土地资源紧张，应有序推进分布式光伏建设。加强电源与配电网的协调配合，在加强配网硬件设施、提升配网信息化水平方面提前布局投资。

国际能源波动下高耗能产业套利机会增加，为避免国内能源消费量过度增加、能耗水平反弹，需要更加敏捷弹性的高耗能产业限制、升级措施。在产业低碳转型战略下，国内已采取多种措施对高耗能行业进行限制和升级引导，措施包括：能耗双控、新增产能限制、出口配额、惩罚性关税、差别电价、惩罚性电价等。在以上各类措施中，出口配额、关税、限产等手段效果直接，但对于中长期产业升级的引导作用较弱，且缺乏弹性。

例如电解铝的惩罚性关税，在能源价格大幅波动背景下，若能源套利收益超过惩罚性关税成本，有较大概率出现政策滞后真空期。而通过电价手段进行调节，既能够更灵活地适应市场变化，还能通过电价与能耗水平挂钩模式，引导产业内部技术升级、降低整体能耗。此外，电价手段还能够通过较为市场化的方式筛选出价格接受能力较高的优质企业，相较产能扩建限制目录、指定行业限产等措施更具弹性，有助于全社会产业结构升级。因此，高耗能电价调控未来应在产业升级、低碳转型中发挥更多功效。