2022年欧洲能源危机专题报告 把握能源保障与产能转移两大方向

1、 欧洲能源问题持续性或超预期

1.1、 本轮能源危机以来终端电价大幅上行

本轮欧洲能源危机引发燃料价格与终端电价大幅上行。本轮欧洲能源危机起始于 2 月的俄乌冲突，在欧盟宣布对在俄制裁后迅速发酵，能源短缺逐渐成为欧洲各国面 临的共同问题，主要表现为燃料价格与终端电价的快速上行。一方面，截至 9 月 20 日，IPE 英国天然气期货价与纽卡斯尔动力煤现货价在年内同比上行 71%/187%。另一 方面，终端电价的涨幅更为惊人，以法国为例，截至 8 月底 NordPool 法国参考电价 相较上年同比上行 537%。 进入 9 月，密集政策干预下能源价格出现高位回落迹象。9 月以来欧洲各国相 继出台应对政策，其中英国公布一揽子援助计划，指出将确保未来两年内英国普通家 庭每年的能源支出将不超过 2500 英镑；德国政府于月初宣布第三轮救助法案，总金 额达 650 亿欧元；瑞典与芬兰政府也出台了为本国电力公司提供流动性担保的相关提 案。此外，欧盟委员会也在月中公布了紧急干预市场的一系列措施，其中包括建议各 成员国在高峰用电时段强制减少 5%的用电量，总体用电量减少 10%，以及将电力企业 的边际收入上限定为每兆瓦 180 欧元。从实际效果来看， 9 月以来欧洲能源价格与终 端电价多数呈下行态势，但能源价格绝对位置仍高于上年同期。

1.2、 短期欧洲能源脱俄难度较大

前期欧洲涉及对俄能源制裁力度大，涵盖煤炭、石油、新能源等多方面。俄乌 冲突后欧盟已通过七轮对俄的制裁，在这七轮制裁中与能源相关的内容主要有第四轮 的“禁止欧洲对俄罗斯能源行业进行新的投资”，第五轮的“将停止购买、进口或转 运产自俄罗斯或从俄罗斯出口的煤炭及其他固体化石燃料”以及第六轮的“将逐步削 减俄罗斯石油进口，在 6 个月内停止购买俄罗斯海运原油，并在 8 个月内停止购买俄 石油产品”。此外，正在商讨的第八轮制裁也提到将对俄罗斯石油出口施加价格上限。 对俄能源制裁措施的密集出台也使得欧洲在短期寻求能源替代的紧迫性提升。 对俄能源依赖度高，使得欧洲短期寻求能源替代难度较大。根据 BP，2021 年俄 罗斯占欧盟煤炭/石油/管道天然气/LNG 天然气进口比重分别为 48%/30%/72%/16%，除 LNG 天然气（第三）外，其余品种均为欧洲能源第一大进口国。从 2021 年俄罗斯能源 进口量占全欧消费比重来看，2021 年天然气/煤炭/石油项的占比分别为 37%/20%/25%, 对于俄能源的高度依赖使得欧洲短期内寻求能源替代的方案的难度加大。

1.3、 悲观情形下 2023 年 3 月欧天然气库存或见底

北溪一号停供对俄天然气储备影响较大。正如前文所述，天然气为欧洲对俄依赖 度最高的能源品种。以北溪一号为例，高峰时期单日输气流量接近 1750GWh，若按高 峰期单日输气量计算全年输气量占当前全欧天然气储备量的接近 2/3，自 8 月底以来 北溪 1 号即宣布暂停输气，引发了市场对欧冬季天然气储备的担忧。

当前库存储备率并未高于 2019-2020 年水平。从目前的天然气储备情况来看， 全欧天然气库存储备率已达到 85%以上，要高于 2021 年同期水平，但要低于 2020 与 2019 年。每年的 11 月到次年的 3 月为传统的欧洲供暖季，因此从过往经验来看每年 的欧洲天然气库存低点都出现在 3 月。 悲观情形下，到 2023 年 3 月天然气库存仍有见底可能。根据 IMF 工作论文 Natural Gas in Europe: The Potential Impact of Disruptions to Supply 中的推 算，在俄罗斯天然气全面断供的悲观情形下，即使 70%的供应由替代天然气和能源弥 补，按往年平均天然气消费量计算得到的缺口也在 15%-20%。 因此即使考虑到欧盟各国此前达成“自愿削减 15%天然气用量”的协议能够最终 落地，到 2023 年 3 月天然气库存仍有见底升至不足的可能。且到 2023 年 6 月底，存 储水平也将远低于季节性平均水平，这也意味着能源短缺问题在 2023 年/2024 年冬 季仍有可能持续。

1.4、 政策着力于短期，电价后续仍有上行可能

开源节流两手抓，能源政策更加强调短期见效。为了应对高企的能源价格与巨大 的用电缺口，欧盟年内密集出台了能源保障相关政策，可以概括为开源节流两个层面。 开源方面，欧盟 REPower 方案提出的替代方案主要包括加大对美国、埃及与以色列的 LNG 天然气进口，寻求亚洲天然气中间买家等。 节流层面，欧盟委员会也在 9 月中旬公布了紧急干预市场能源价格的措施，建议 到 2023 年 3 月 31 日，各成员国在高峰用电时段强制减少 5%的用电量，总体用电量减 少 10%，并提出临时将电力企业的收入上限定为每兆瓦 180 欧元，超过上限的收入由 政府征收用于补贴电力消费者支出。展望后续，政策关注点可能还是会集中在短期的 电力供需匹配，强调能源干预的即时见效。

从期货价格来看，电力价格后续仍有较大上行可能。欧洲电价采取边际成本定价， 发电商根据生产成本定价。尽管欧盟临时性将电力企业的收入上限定为每兆瓦 180 欧 元，但从 9 月下旬的电力报价来看欧盟多数国家 2023 年基准负荷电力期货价格仍要 高于此水平，以法国为例，8 月法国基准负荷电力期货价格曾一度涨至 1000 欧元/兆 瓦时以上，进入 9 月有明显回落但仍在 550 欧元/兆瓦附近，2024 年的期货价格也在 270 欧元/兆瓦时，因此我们认为进入供暖季后欧洲电力价格后续仍有较大上行可能。

2、把握能源保障与产能转移两大方向

保供形势严峻，欧盟需要寻找开源节流的“阻力最小”方向。前文提到随着供暖 季到来，欧洲天然气供应大概率趋紧，电价后续仍有较大概率走高，而考虑到近期俄 乌冲突再度升级，欧洲能源脱俄进程亦有可能加快。面临如此严峻的能源保供形势， 欧盟在短期内寻求破局之道就亟需找到开源节流的“阻力最小”方向，在供应端短期 内更多地依赖俄以外国家能源进口，这也将会对能源品价格形成一定支撑。在需求端 牺牲高耗能的化工/有色品生产，更多地让电于民，这也会为相关品种的进口替代提 供良机。

建议关注能源保障与产能转移两大方向。能源保障层面，新能源可能面临短期扰 动但长线成长逻辑依然清晰，看好储能、光伏、风电、热泵等相关领域景气的延续性。 旧能源受益逻辑偏短期，但确定性相对更强，推荐关注煤炭/油运的阶段性配置机会。 此外，受益于欧洲限电，产能转移形成进出口替代的化工（MDI，维生素）、有色 （铝、锌等）相关品种对应的细分方向投资机会也值得关注。

2.1、 新能源：短期扰动不改长线趋势

可再生能源发展法案通过使得欧洲中长期新能源进程进一步加快。9 月中旬欧盟 通过了可再生能源发展法案（REDII），继续明确了可再生能源在最终能源消费总量 中的份额 2030 年需要增加到 45%，与 2022 年 5 月欧盟公布的 REPower EU 能源计划目 标一致。根据此前 REPowerEU 的表述，欧盟计划在 2030 年摆脱对俄能源依赖，并将 2030 年可再生能源装机量目标由 1067GW 提升至 1236GW，上调幅度在 15%以上。一直 以来欧洲对于可再生能源发展较为重视，本次法案的提出有望使得中长期新能源替代 节奏进一步加快。

8 月下旬以来新能源板块回调幅度较大，市场对于海外层面担忧可能有三。其一， 新能源建设周期相对较长，所谓“远水难解近渴”，建设新能源的紧迫性或下降；其 二，9 月中旬欧盟委员会正式提议禁止所有强制劳动的商品进入欧洲市场，参考此前 美国类似方案，可能对欧洲进口国内新能源类产品造成负面影响；其三，欧洲增加对 获利能源公司的征税可能会影响本土新能源企业的资本开支意愿。 短期扰动影响有限不改长线逻辑，建议关注光伏、储能、风电、热泵等方向。我 们主要从三个维度加以理解，从欧洲新能源装机需求来看，尽管 2021 年电力短缺期 间可再生能源发电量增速有所放缓，但风电与太阳能装机量同比增速分别为 7.3%/14.3%,与 2020 年增速基本持平，短期建设紧迫性下降对于建设进度的影响有限。 其次，从欧洲潜在的进口禁令实施的可能性角度，考虑到国内新能源产业，例如 光伏、储能相较欧洲本土企业在产能、技术层面领先幅度较大（2022H1 国内光伏企业包揽组件出货前五，2021 年国内储能锂离子电池全球出货占比 60%以上），短期内采 取“一刀切”的可能性有限。最后，从出口数据印证维度，22H1 光伏相关/锂电池对 欧出口额均实现翻倍以上增速，热泵在上年出口高基数的背景下依然实现累计 25%的 增长，在对欧出口整体增速放缓的前提下这些品种仍然保持了较强的景气。中长期来 看，能源改革仍是解决欧洲能源问题的关键，我们也建议把握光伏、储能、风电、热 泵等方向的低吸机会。

2.2、 旧能源：天然气与煤炭价格年内仍有支撑

天然气与煤炭价格年内仍有支撑，石油价格关注对俄石油限价与 OPEC 增减产情 况。 天然气层面，欧洲与俄天然气脱钩进程加快，这也使得本土与 LNG 的进口供应 的压力增大，供暖季（2022.11-2023.3）天然气价格仍将维持高位。煤炭层面，俄对 欧天然气实施断供迫使欧洲大规模恢复火电，加大了欧洲对煤炭的采购力度。短期来 看，欧洲重启火电将对年内煤炭实现支撑。石油层面，若后续 G7 对俄石油采取限价， 石油价格存在一定下探可能，此外也需关注 OPEC 在 10 月的增减产情况。行业选择层面，推荐关注具备一定进口替代逻辑的煤炭，以及受益于 LNG 天然气运输放量的油运 方向。

2.3、 化工：寻求进出口替代方向

多家欧洲化工企业宣布减产或停产。欧盟各成员国在 7 月达成自愿削减 15%天然 气用量协议后，主要针对工业领域展开了一系列限气举措。天然气是化工企业重要的 燃料与生产原料，天然气用量受限使得欧洲化工生产受到较大阻力,2022 年以来已有 巴斯夫、陶氏、科思创等多家工厂宣布或计划减停产。

欧洲产能占比较高，国内有望实现进出口替代的维生素/PVP/聚氨酯类/蛋氨酸 等值得关注。从具体品种上看，欧洲产能占比较高品种维生素（45%）、PVP(40%)、 聚氨酯类（TDI,MDI, 接近 40%）等品种值得关注，从 2022 年以来相关品种的进出口 数据来看，维生素等品种国内进/出口替代效应已有体现，若欧洲能源危机后续持续 发酵，国内相关生产企业产能与价格优势有望得以显现。

2.4、 有色：关注高耗能金属的供给置换

高耗能金属诸如铝、锌的替代有望实现国内企业的供给置换。受欧洲工业限电影 响，欧洲金属冶炼厂的开工率大幅下行，能耗强度较大的金属品种例如铝、锌生产将 受到明显冲击，例如全球最大的锌冶炼企业 Nyrstar 在 9 月即宣布关闭锌冶炼厂，受 影响产能在 30 万吨/年以上。从出口与库存角度也同样有所体现，2022 年以来原铝净进口量大幅下行，而出口量则脱敏于海外需求衰退实现了高增长,LME 库存也显示下半 年以来铝、锌库存呈现加速去库的特征。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）