近期，由于能源轉型过快、新能源供应无法跟进，一场全球性的能源危机全面爆发，缺电、缺气的现象在多国随处可见，电价、气价及煤炭等相关燃料价格陡然上升，人们生活成本骤增，对社会秩序造成了阻碍。但这也让投资市场看到了莫大机会，煤炭、天然气瞬时成为投资者眼中的“香饽饽”，纷纷开掘这些估值“洼地”。
　　与此同时，能源危机让各国完善新能源供应体系的需求更为迫切，带动配套板块储能热度上升，其中抽水蓄能作为主要方式将迎来较大发展机遇。

转型步子过大引发能源危机

　　多年来，能源转型一直是全球的共同话题，在近年“碳中和”概念的催化下更是进入了白热期。目前，有137个国家承诺“碳中和”或讨论“碳中和”议题，其中40个国家明确宣布“碳中和”目标，通过禁售燃油车、推广新能源汽车等措施来推动新能源代替传统化石能源的进程。
　　但在近期，全球多地突然爆发了能源短缺的危机，最明显的表现就是缺气和缺电。除了我国前一阵遭遇“限电拉闸”，近期又陆续传出欧洲、印度、巴西等地缺电、缺气的消息，黎巴嫩甚至遭遇了全国性停电的窘境。
　　国泰君安称，海外能源危机背后都有新能源转型后能源体系不稳定的因素。为实现脱碳，欧洲电力供应结构从煤电向天然气、海上风电、核能等转型，英国15%的电力来自于海上风电，由于英吉利海峡缺风导致风力发电不足，占发电量41%的天然气发电需要替补，而欧洲天然气也在碳中和下供给压缩，难以满足需求;美国德州也有压缩煤炭机组导致电力供应不稳的问题，此外，未建立容量市场和市场割裂缺乏调度能力也导致了大面积停电。
　　目前，欧美等地天然气库存均维持在历史较低水平。国金证券认为，美页岩气对外供应存在缩减可能性，同时欧洲天然气市场或持续维持供需趋紧格局。
　　供应紧缺的结果就是相关产品价格飙升。今年9月以来，欧美等国天然气、电力价格纷纷刷新历史新高。据国际能源机构声明，在9月欧洲电价就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;英国每兆瓦时电价如今已上涨近300英镑，同比上涨幅度达到了700%，创下自1999年以来的最高纪录。
　　10月5日，荷兰TTF天然气期货大幅上涨，11月份合约大涨22%，收报117.9欧元/兆瓦时，年内涨幅已接近6倍;欧洲天然气期货报收1550美元/千立方米;英国基准天然气价格报330便士/撒姆，三地均创下历史新高;国内方面，有机构透露，2021年以来，我国进口液化天然气到岸价格不断走高，推动我国天然气价格自3月以来不断上涨。
　　有业内人士指出，如果同时不具备灵活调节的能力，就可能加剧“能源贫困”现象与社会阶层之间的紧张关系，进而反噬到能源转型的进程。据报道，英国天然气多家没有签订长期批发价合约的供应商因价格暴涨而遭受巨大损失。自8月以来，英国已有10家小型天然气公司接连宣布破产，此外当地居民生活成本激增，引发了商品“抢购潮”。
　　而另一面，投资市场嗅到了机会。天然气、发电用的煤炭等板块概念指数一路走高。众多分析机构认为，供需紧张缓解仍需时日，能源短缺下这些大宗商品仍有涨价空间，产生更多投资机会。

煤炭：“增产保供”下短期景气度不改

　　在供需错配下，煤炭价格屡创新高。Wind、国盛证券等机构统计，截至今年9月末，动力煤重要价格指数——秦皇岛Q5500平仓价已达1683元/吨，整个9月累计上涨超500元/吨，远超往年同期水平。进入10月后涨势依然强劲，截至10月11日，动力煤现货报价达2200元/吨，刷新历史纪录。同时，动力煤期货价格同时点开始迅速走高。东方财富Choice数据显示，截至10月11日动力煤期货结算价达1358.20元/吨，较年初600余元/吨实现翻倍。（图一、二）
　　图一：今年来秦皇岛Q5500平仓价走势

　　图二：今年来动力煤期货结算价走势

　　海外煤价也在不断刷新纪录。Wind、国盛证券数据显示，整个9月，三大国际煤炭价格指数中的纽卡斯尔港动力煤价格为201.8美元/吨，周环比上涨7.6%，月环比上涨16.5%，同比大涨249.1%;南非理查兹湾动力煤价格同样一路上行，报收160美元/吨，居历史高位，周环比略降0.2%，月环比上涨7.2%，同比大涨160.3%;欧洲ARA三港动力煤价格本周突破前期高位，报收200.8美元/吨历史新高，周环比上涨13.6%，月环比上涨上涨27.1%，同比大涨265.9%。（图三）
　　图三：三大国际煤炭价格指数今年来走势

　　10月11日，A股动力煤早盘开盘强势大涨，尾盘封死涨停板。当日夜盘期货开盘，郑煤大幅高开超6%，焦煤、铁矿、焦炭也涨逾2%且后续涨幅继续扩大。截至夜盘收盘，动力煤主力合约涨幅扩大至10.85%，再度接近涨停;焦煤主力合约涨幅也超5%。 　　不过，国内市场对于煤炭的涨价盛景能否持续有所争议，一是因为国内“增产保供”施行，二是因为“煤改气”政策。
　　近期，國家能源局等部门出台了一系列能源保供稳价措施，对各地煤炭生产进行督导，敦促具备增产潜力的煤矿尽快释放产能。
　　目前，多个煤炭生产腹地已积极响应。内蒙古自治区72处煤矿被列入国家具备核增潜力名单，可临时按照拟核增后的产能组织生产，共计核增产能9835万吨/年;此外山西下发具体增产指标，将2021年前8个月已完成全年产量的51座煤矿及省内拟核增产能的98座煤矿列入保供煤矿，四季度可在确保安全的情况下组织生产，预计将增产2867.5万吨。
　　根据国家发改委要求，内蒙、山西、陕西三大产煤省四季度分别承担了5300万吨、5300万吨、3900万吨，共计1.45亿吨的长协保供量。
　　督促之下效果逐渐显露。据国家发展改革委透露，截至10月7日，全国存煤7天以下电厂数量比节前减少了90%;截至10月8日，国内沿海八省份的电厂电煤库存达到了1925.40万吨，较9月20日增加近200万吨。平均可用天数达到10.5天，增加1.14天。而库存升高、供给加大，通常就会对产品价格造成冲击。
　　“煤改气”政策对煤炭的影响则更为深远。“煤改气”政策在2013年前后就提出，是国家能源转型的长期战略。
　　但分析机构普遍认为，上述因素短期内并不会影响煤炭景气度。
　　首先，由于新能源稳定性等问题尚未彻底解决，能源转型仍需要较长过渡期，因此煤炭依然要在后期担纲重要角色。目前火力发电仍是我国能源结构中最重要的支撑，今年上半年火电发电量比例高达73%，煤炭采用量并不会受到明显冲击。
　　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上下浮动范围由分别不超过10%、15%，调整为原则上均不超过20%，并做好分类调节，对高耗能行业可由市场交易形成价格，不受上浮20%的限制。此举将助力煤价机制逐步传导疏通，提振电厂生产热情，从而保证煤炭采用量。
　　最后，近日山西洪涝灾害也阻碍了当地煤炭供给。据山西省应急管理厅10月8日消息，受强降雨影响，已停产煤矿60座。
　　信达证券表示，当前国内煤炭表外产能合法化已接近尾声，可供核增/核准产能快速收敛且核增门槛提高，限制煤企短期增产能力。国外在“双碳”目标导向下化石能源资本开支同样不足，而后疫情阶段经济复苏、需求好转，新能源出力不足导致化石能源供不应求，煤价易涨难跌。
　　今年，煤炭上市企业业绩表现较好，整体估值也不算高。东方财富数据显示，煤炭板块2021年上半年整体营收增长率达22.19%，归母净利润增速达67.18%。其中36家企业（中信行业分类）将近90%营收、净利润同比增长。整个板块10月13日市盈率TTM（整体法）约为11.35，。众多机构认为煤炭行业正处于上行中早期，潜藏较大布局机会，其中上游企业能够获得更大利润空间。

天然气：供需错配难破政策大力扶持

　　今年以来，A股天然气指数一路飙升，尤其从9月开始进入高速增长。截至10月12日报收874.03元，较9月初上涨近100元，期间最高点达到了949.48元（图四）。天然气板块今年初至10月12日成分区间涨跌幅（算术平均）达32.67%。
　　图四：A股天然气指数走势

　　据机构观点，供需紧张的情况后续依然难以破局。西部证券表示，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接近满负荷，进入瓶颈，第二大市场俄罗斯供应潜力也不足，当地天然气龙头企业Gazprom历史资本开支有限，未来几年天然气供应受限。全球碳中和将长期推升天然气的一次能源占比。需求端，全球最大天然气进口地区欧洲今年上半年需求恢复性增长。中国出台的十四五规划提出未来我国每年将新增20-30Bcm的天然气需求，加之“煤改气”政策持续推进，天然气装机量未来也有望保持快速增长。初步预计天然气行业高景气将持续至2022年底。
　　国际能源署（IEA）预计，到2024年全球天然气需求将比新冠疫情前增长7%。另据麦肯锡数据，到2035年液化天然气的需求预计将以每年3.4%的速度增长，超过其他化石燃料。
　　天然气板块整体业绩同样表现较好。东方财富数据显示，板块上半年营收同比增长29.78%，净利润更是暴涨545.96%。86.44%的成分股同期均实现盈利，74.58%成分股净利润同比上升。
　　需要注意的是，其中部分企业的估值已较高。截至10月13日，深冷股份市盈率TTM（扣非）高达1382.89，此外百倍以上市盈率的成分股还有十只。不过经尾部企业中和，截至10月13日板块整体盈率TTM（整体法）为11.62，与煤炭水平差不多。

储能：新能源发展基石抽水蓄能是重点

　　虽说煤炭与天然气是眼下的“顶流”，但在新能源大势所趋的情况下，迟早有一天要接受被边缘化的结局。而新能源若要及时承接全球能源转型，就需要解决供应体系不稳定的难题，储能正是有效手段。其中抽水蓄能，又是当前时点最成熟、经济性最优的储能方式。
　　今年7月，我国发改委、能源局发布了《关于加快推动新型储能发展的指导意见》，提出了到2025年，实现新型储能从商业化初期向规模化发展转变;到2030年实现新型储能全面市场化发展。
　　9月17日，国家能源局发布了《抽水蓄能中长期发展规划（2021-2035年）》。提出到2025年，抽水蓄能投产总规模62GW以上;到2030年，投产总规模120GW左右;到2035年，形成满足新能源高比例大规模发展需求的，技术先进、管理优质、国际竞争力强的抽水蓄能现代化产业，培育形成一批抽水蓄能大型骨干企业。中长期规划布局重点实施项目340个，总装机容量约421GW。
　　此前5月，国家发改委还发布了《国家发展改革委关于进一步完善抽水电力设备新能源、环保蓄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，以竞争性方式形成电量电价，将容量电价纳入输配电价回收，健全抽水蓄能电站费用分摊疏导方式。
　　过去十年，国内抽水蓄能装机规模持续增长，占全球比例不断增大（图五）。今年以来，抽水蓄能板块在A股众板块中已出现多次领涨。今年初至10月12日，板块涨幅达62.67%，市盈率TTM（整体法）约为21.63。
　　图五：全球及中国抽水蓄能装机规模

　　分析机构指出，我国抽水蓄能将迎来新的发展窗口期。但要注意的是，其建设进度仍不及规划预期。截至2020年底，我国已投产的抽水蓄能电站总规模仅为30GW，不到第一次选点规划目标的1/3。
　　与此同时，国外储能市场也是蓄势待发，同样以抽水蓄能为主。根据BNEF统计，2020年欧洲表前储能新增0.52GW，其中用于可再生能源并网的储能0.33GW，参与电力辅助服务的储能0.18GW;同年户用储能新增0.64GW，同比增长90%，占新增市场的52%，截至2020年欧洲户用储能累计1.6GW，市场规模居全球第一。欧盟预测到2030年欧洲抽水蓄能较当前水平共增加15GW，到2050年增加50GW。