要点

1、新旧世界的“共生”将带来大量新需求

当马与鲸鱼油的叙事成为能源转型中新旧能源资产价格表现的某种共识后，我们有必要从历史类比的思考中将视野拉回当下。新型能源系统的建设带来对于旧资源的需求可能会超过市场预期：

2、新旧世界的“对立”：传统能源的过度短缺不利于新能源发展

【资料图】

长期来看，新能源转型的终局便是老能源在能源系统中的份额大幅下降，这一点早已成为市场的共识。但正是因为这种长期“对立”的关系存在，使得传统资源企业因存续焦虑避免进行新的项目开发或者投资。

传统能源的适度短缺的确有助于新能源的快速替代，然而如果出现过度短缺，反而不利于新能源发展：一方面过度短缺会造成极高的通胀水平，可能不得不重启对于传统能源的依赖；另一方面能源成本上涨引发的通胀导致货币政策紧缩，这使得十分依赖于资本成本的新能源系统面临更长的投资回收期。

3、新旧世界的短板：空间错配VS时间错配

传统能源本质上也是能源的载体，但是由于其形成的时间过长（但也正是太阳能的时间价值形成了传统能源的稳定与可靠），但传统能源的空间分布不均成为了供需矛盾产生的根源之一。

1980年以来全球石油贸易量相对于消费量的占比从40%抬升至最高78%，全球化贸易在过去较好解决了空间错配的问题。但能源转型之下老能源与资源品的紧张、以及以俄乌冲突为分水岭的能源供应格局的重塑，让空间错配重新成为亟待解决的重要问题。

对于新能源而言，可以较大程度选择获取能源的空间（能源独立），但在时间上却无法掌控：很容易出现发电侧与需求侧负荷不匹配的情形，这也是新能源系统不稳定、短期低效的来源。随着新能源发电占比不断提升，解决时间错配问题的储能价值也将不断提升。

无论是解决空间错配还是时间错配，本质上资源运输和储能都是进行时间或空间维度的“能源套利”：根据我们的测算，当前国际油运/国内煤炭运费其实只占可获得套利空间的4%/7%左右，运费相较于能源套利空间而言仍有很大的提升空间；而对于储能而言，大部分情形下只要峰谷电价差高于0.7元/kWh就可以在8年内回收成本，目前国内大部分地区均能满足上述条件。

回顾2022年至今，旧能源中油运和新能源中的储能都成为了各自细分行业中的最大亮点。

4、老资源VS新开支，储能VS资源运输（油运和煤炭运输等）

对于新型能源系统的美好未来我们毫不怀疑，遗憾的是投资者对于大量资产大多基于终局的乐观定价思维，不可避免需要抵御短期景气和交易结构带来的波动。

相比来看，我们将行业配置的目光更多关注到新型能源系统的对立与共生面：当前预测PE隐含的对于煤炭/石油/铜/铝2021-2025年年化需求增长的要求仅分别为0.66%/1.30%/0.77%/0.96%。这显然与我们在考虑新需求之后的增速相去甚远，或许投资者计入了过多部分传统需求下行的悲观预期。

在能源转型过程中，解决传统资源空间错配的资源运输（如油运、煤炭运输）与新能源时间错配的储能其实有着相似的逻辑，而传统能源的空间错配问题得到解决后的潜在收益（地区能源价差）类似于储能的潜在收益（峰谷价差），在定价预期差之下，老能源的空间错配可能拥有更大投资机会。

风险提示：需求超预期下滑；通胀不及预期；测算误差；历史并不代表未来。

以下是报告正文：

能源转型过程中，新旧能源之间已经交替表现。当下我们马与鲸鱼油的叙事似乎成为了投资老能源的某种共识，而老能源较高的价格也成为了新型能源系统投资中一个重要的助推。

其实，由于本轮能源转型发生于新型能源系统经济性并不突出（至少达不到历史量级）时的主动转型，仍有几大特征值得探讨：

1、新旧世界的“共生”

1.1 新旧能源的接力：确保净能源的递增

所谓的“净能源”，即能源在生产时刨除自身所需消耗的能源投入之后，最终能够提供给经济社会所使用的能源[1]。一般而言为了保证经济的增长，净能源也应该保持增长。但一项新技术的应用却往往会在初期带来负的净能源，只有当技术进一步突破后才可能由负转正，因此在这个新技术应用的过渡期，原有能源体系其实反而是需要承担比以往更大的负荷。

以光伏的建设为例，建设1MW容量的光伏所需要的硅片、电池片以及组件耗电达到43.45万千瓦时；同时需要消耗12.9吨的铝材，在所有能源中是最多的，而电解铝的制造是相当耗电的。因此我们可以进行以下计算：假设光伏的年可利用小时数为1280小时（2020年的数据），一吨电解铝的耗电量为13350千瓦时（能耗最低要求），则为建设1MW的光伏电站所需的主要原材料制造而消耗的电量为60.67万千瓦时，这意味着1MW光伏电站建设好了以后其净能源为-60.67万千瓦时，相当于该电站持续运营约半年才能够回收的电量。

[1] 《能源资本论》，P208。

这还没有考虑到现有的电网消纳能力是否足以支撑光伏/风电的快速发展。以欧洲为例，虽然欧洲的可再生能源发电占比是全球最高的，但是欧洲许多国家仍然缺乏足够的电网容量来迅速消纳越来越多的新能源项目：根据欧洲光伏协会的统计数据显示，当前欧洲的电网规划和连接情况很不均衡，均无法满足未来新能源发展的要求。

对于国内而言，存在同样的问题：电网投资缺乏激励，大部分都是由政府主导；同时由于大部分电网信息不是很透明，对于投资者的决策造成了阻碍，无法为光伏项目选择最佳位置。如果我们以光伏、风电实际发电量/全部装机容量理论发电量来衡量光伏、风电的并网程度，则我们会发现2021年仍有10%左右的光伏、风电发电无法被利用。而2015-2018年并网程度的大幅扩张时期恰好也对应着国内电网投资大幅增长的时期。

电网投资的不足将会大大增加新能源的使用成本。根据Eurelectric的资料显示，在欧洲：

（1）对于一个大约1MW的水电站，调试预计将会因审批而推迟3-4年（每年的成本为12-15万欧元）；（2）有的国家建造分布式光伏需要2年时间，主要是因为当地法律要求每个节点都需要提交申请，这对于一个380KWp的项目而言，额外增加的成本为2.5万欧元（几乎是项目总成本的10%）；（3）一个约35MW的陆上风电项目延期7年：仅设备供应商倒闭导致新风机申请新牌照产生的额外费用就达到25万欧元。

1.2 新型能源系统建设对于传统矿物资源的新需求

1.2.1 铜：电线电缆的新增需求年化增速可以达到4.5%

铜的中间产品中电线电缆占比高达63%，终端需求中设备制造、建筑和基础设施占大头。但我们通过计算发现：单位全球可再生能源新增投资对于铜的需求拉动明显要比全球制造业整体大（弹性系数0.26 VS 0.01）。

根据前文分析，电网投资将会是未来新能源快速发展的关键，根据ICA（全球铜业协会）的预测，由于电网投资带来的电线电缆需求对于铜的需求拉动将会达到年化4.5%的增速（2021-2035年）。此外，ICA预计到2040年，汽车零部件所需铜将增至每年600万吨，较2020年水平增加143%。用铜量的增加与电动汽车和自动驾驶汽车的增长有关，这些汽车的含铜量明显高于传统的内燃机汽车。

1.2.2 铝：汽车轻量化与电网投资成为新需求的主要贡献来源

铝的终端需求中排名前四的分别为建筑（24.68%）、交通运输（23.06%）、电力（12.05%）、设备制造（11.36%）。静态来看传统领域的需求的确仍占大头，但从增量的角度来看，未来汽车轻量化与电网的投资将会成为主要的增长源泉：由于电动车更重，因此对于轻量化的需求更大，插电式混合电动车和纯电动车的单位铝强度远远高于传统内燃机车。根据CRU的预测，到2030年铝的需求绝对量将增长3330万吨，年化增速将达到3.3%，其中：需求增长最多的将来自交通运输业（占增量的35%），其次是电力（占增量的16%）。

1.2.3 不同原材料的替代需求：取决于技术路径和成本对比

不同矿物资源之间，由于价格差异还可能存在替代效应：

（1）稀土元素的高价格可能会导致风电从永磁电机转向感应电机，从而增加对铜或铝的需求。从铜铝相对于镍和稀土的比价来看，仍很便宜。

（2）而目前电池的金属电极仍以银电极为主，但由于银价格较高（铜银比价仍在历史均值下方），部分企业及研究机构正积极开发利用贱金属（如铜等）替代银的电极技术。

2、新旧世界的“对立”

2.1 从长期维度，新能源替代老能源，老能源占比下降

站在长期的视角来看，新能源转型的终局便是老能源在能源系统中的份额大幅下降，新能源最终替代老能源成为能源供给的主力，这一点早已成为市场的共识。根据IEA在《到2050年净零排放：全球能源部门的路径演绎》中的测算：在2020年至2050年期间，全球电力需求将增长80%。全球超过85%的电力需求增长来自新兴市场和发展中经济体，主要来自可再生能源的强劲增长。而无论是在发达经济体还是新兴市场，煤电的使用量都将大幅下降。

2.2 正是因为“对立”，带来了传统资源开采的“焦虑”

对于传统能源而言企业家的存续焦虑既是资本开支不足的重要原因，同时也是市场需要给予这些传统能源企业的现存产能以足够的定价的驱动力。正是由于气候目标的限制，在没有碳捕捉技术的支持下，则82%的煤炭/49%的天然气/33%的石油不得被开采。而一个油气项目的全生命周期可以长达30年之久，而前10年的勘探、评估和开发阶段的投入很大，导致前10年的自由现金流均为负值。

因此在能源转型背景下油气企业以及相关的资本对于新项目的发掘意愿大幅下降，往往他们都会寻求已经发开到后期的项目进行收购或者投资。

对于金属矿物资源而言，由于其生产过程中十分依赖于电力和水资源：比如铜冶炼作为高耗能产业，每生产1吨精炼铜需要消耗约1吨标煤和5～10吨水资源，更不用说其冶炼过程还将产生各种污染物。而根据IEA的数据显示，全球铜矿和锂矿的主要供应区域存在较大的气候风险和水资源匮乏的风险。

2.3 因此中短期，老能源过度短缺反而会制约新能源的发展

中短期来看，适度的传统资源短缺有助于新型能源系统的快速发展，但过度短缺将会导致两个问题：全社会生活成本的上升（高通胀）以及融资成本上升。

面对高通胀，新能源系统“远水救不了近火”，这迫使欧洲的“环境先锋”德国甚至开始重新考虑是否要过快地推进能源转型：这本身就是矛盾的，因为欧洲推进新能源背后就是为了尽快摆脱在传统能源方面对于俄罗斯等国的依赖，同时实现环保上的诉求，而这些美好的愿景都在高能源价格之下变得过于遥远。

进一步地，由于高通胀，央行不得不收紧货币，从而导致利率大幅抬升：一方面会使得项目贴现率抬升，另一方面也增加了融资成本。融资成本和项目贴现率的上升将会拉长新能源项目的投资回收期：根据我们的测算，融资利率每上升2%，则光伏/风电的投资回收期将会增加1年。

从全生命周期的资本投入角度来看也是如此：由于新能源的前期投入更多，而能源产出其实并不稳定，因此其回收期相较于传统能源而言会更长，全社会潜在能源投入效率其实反而在下降，这会带来持续的能源侧的供给压力。经过测算：

（1）即便是考虑到光伏、风电的碳减排优势，根据不同EPC价格进行的敏感性分析显示，光伏的回收期大约为10年，风电约为8年；（2）虽然光伏和风电的运营成本较低（没有燃料成本），但光伏和风电的前期投入远远高于煤电、天然气，光伏的CAPEX/OPEX甚至高达96。极端情况下，不排除因为能源短缺放弃回收久期更长的新型能源系统的投资。

3、两个世界的矛盾：空间错配VS时间错配

新型能源系统可以较大程度选择获取能源的空间，但是时间变成了不可兼得项。老能源实质上是获取了太阳能的时间价值，但其空间分布不均成为了短板。因此，两个系统中解决短板的行业成为了未来真正的关键。从一定程度上，储能与油运等资源运输行业存在类似的底层逻辑。

3.1 旧能源与资源的空间错配：运输资源的重要性在提升

全球传统资源品的供给集中度很高，由于资源供给和需求的空间错配，资源品的贸易需求在不断增长。在上述背景下，以俄乌冲突为代表的地缘政治冲突给全球部分重要资源品（原油、天然气、铝、镍等）的贸易造成了困扰，逆全球化其实反而是增加了资源品的摩擦成本，这也会导致本身就存在的资源错配问题更加突出。而当下能源转型与长期资本开支不足造成的传统能源、资源品的紧张，让解决空间错配问题以压低价格中枢成为重要命题。

以欧洲为例，如果不从俄罗斯进口石油，则从其他国家进口石油所需的运输距离将大幅增加，这还没考虑到其他国家是否还有充足的石油供给。因此以油运为代表的运输资源的重要性大幅提升。

3.2 新能源的时间错配：需要依赖储能进行调节

尽管新能源的装机容量增长很快，但实际应用中，新能源的电力产出存在不稳定和“低效”的问题：一般而言用电需求侧的峰值较为固定，但新能源发电的供给侧却不那么稳定，因为风力大小和光照强度无法被人类所掌控，这就会导致时间上的供需错配问题（类比传统资源存在的空间错配问题）：即可能风力、光照最强的时候却不是用电最高峰的时候。要解决上述新能源发电和实际用电的时间错配问题，储能的重要性不言而喻。

储能是指通过某种中间介质将能量以某种形式暂时储存起来，从而能够在需要的时候以特定形式释放出来的过程。那其实广义储能甚至包括了煤炭、石油、天然气等这些传统能源，本质上它们也是能源的载体，只不过它们的储能过程较为漫长，而且人为不可控；而狭义储能则是我们平常所讨论的储能：包括物理储能（抽水蓄能、压缩空气等）和电化学储能（以各种电池为主）。

抽水蓄能依旧是全球主要的储能形式，但锂电池在2021年的占比提升十分迅速，使得抽水蓄能占比首次低于90%。而从能量成本和能效对比来看，抽水蓄能依旧是成本最低且无污染的储能形式，但能效不如锂电池。锂电池在所有高能效区间内的储能形式中成本最低。相较于抽水蓄能受限于地理限制且规模较大（不适合分布式），锂电池在储能中的应用更为灵活。

因此狭义上的储能系统其实解决了新能源发电侧和需求侧的时间错配问题，这会带来“能源套利”：由于峰谷电价差的存在，储能可以帮助用户通过“谷储峰用”节省用电成本或者“低买高卖”赚取价差。根据CNESA，以中国某个工业园的分布式光伏储能项目为例进行测算：该项目的初始投入约为1.5亿元，而每年的运维成本约30万，但每年可以根据峰谷电价差节省电费约1900万元，因此理想情况下的预期投资回收期约8年，与光伏的投资回收期基本一致。

而实际上当能源错配的程度越严重，导致能源价格大幅上涨时，此时能源套利的空间也就越大：此时更优的选择其实并非扩大新能源电源侧的投资（只会加大时间错配的矛盾），而是储能侧的投资。

4、能源转型下的资源投资探讨

当德国表明此前逐步淘汰煤炭的计划可能推迟的时候，其实反而不是“碳中和”的倒退，而是一种及时的“纠偏”：即当人们过度地寄希望于新能源系统在储能技术、电网投资尚未十分完善之前就能够长久稳定地承担此前传统一次能源的责任时，这明显是不太符合历史规律的。这种“认错”反而是尊重历史进程的体现：任何一种新技术的应用都大概率将面临初期成本太高甚至是负产出的困境，而旧系统的平稳运行恰恰为新事物的发展和衍生打下了基础。

但目前资本市场的定价明显还没有体现这种“纠偏”：

（1）新能源的市值以终局思维透支了较多的未来增长：2021年全球新能源在所有能源中的消费占比仅为6.71%，但截至目前新能源占全部能源股票市值的比例高达25.83%。这一终局思维或许本身不存在问题，但需要注意短期景气波动。

（2）当前大部分传统资源品的估值所隐含未来长期增长预期十分悲观：我们可以根据此前《真正的周期：重塑估值的权利》中的公式[2]对当前各个细分资源板块的预测PE所隐含的未来年化增长进行测算，则当前估值隐含的对于煤炭、石油石化、铜、铝所要求的未来5年增长压力其实很小：煤炭/铜/铝均不到1%，石油石化也仅为1.3%。

[2] 详见《真正的周期：重塑估值的权利》报告P14。

前文我们分析了未来铜、铝的需求年化增速分别可以达到4.5%、3.3%，都远高于当前估值所隐含的增速；而至于煤炭、原油的需求增速，我们可以根据单位GDP能耗强度和实际GDP的增长进行敏感性分析：只要2021-2025年的实际GDP年化增速高于3.44%，则对应煤炭消费量的年化增速就会大于当前估值所隐含的0.66%。

（3）除此之外，对于解决传统资源品的空间错配的运输资源（油运、煤炭运输）以及解决新能源发电侧和用电需求侧时间错配的储能也将受益于“能源套利”：能源的空间价差（国家与区域之间能源价差）和时间价差（峰谷电价差）。

关于能源的空间错配套利，目前俄罗斯与非俄罗斯的油价差在历史高位（接近40美元/桶），假设一艘运力为20万吨（1吨原油约7.33桶，20万吨折合约146万桶）的超大型（VLCC）油轮进行运输，根据上海航运交易所的最新数据（7月27日）显示目前从中东运往宁波港的VLCC油轮运费价格为11.92美元/吨，那么我们就可以算出这艘油轮的总运费/可以进行能源套利的最大价值=（11.92*200000）/（40*1460000）=4.08%，也就是当前的运费其实只占可获得套利空间的4%左右，运费相较于能源套利空间而言仍有很大的提升空间。

甚至是国内不同省份之间的煤炭也存在类似的套利空间：如果我们假设电价背后所隐含的煤炭价格折算系数基本一致的前提下，则电价的差异即煤炭价格的差异，我们可以看到东部沿海地区的电网代理代购电价是最贵的，而西北和西南部是最便宜的。同样是煤电发电占比较高、电力需求较为旺盛的省份，但山东/广东/江苏之间的电价差异却很明显：山东的每一度电价相比于广东/江苏便宜了0.14元/0.08元，假设一度电耗煤量为0.1229kg的标准煤（折算成5500K动力煤约0.16kg），则上述电价差异换算成5500K动力煤煤价差异约875元/吨（山东-广东）、500元/吨（山东-江苏）。而目前国内煤炭铁路运输的价格（秦皇岛-广州，5-6万DWT）约60元/吨，则运价/煤炭价差=60/875=6.86%，运费相较于能源套利空间而言仍有很大的提升空间。如果考虑到价差更高的新疆煤，则空间错配解决带来的机会同样巨大。

至于新能源的时间错配套利，根据我们的测算，一个运营20年、一天冲放1次、每年运维成本在30万元的分布式光伏储能项目，在不同的储能容量和储能成本假设下，如果要在8年回收投资成本，其所隐含的峰谷电价差最低为0.39元/kWh，最高为0.96元/kWh。而根据国际能源网的最新数据显示，1-7月我国工商业电价峰谷差的均值最高的地区是广东珠三角地区，高达1.27元/kWh，有17个省区市的工商业电价峰谷差超过0.70元/kWh。这意味着大部分省市进行分布式光伏储能项目投资是可以保证在8年内回收成本的，是有利可图的。

5、风险提示

1）需求超预期下滑。如果需求超预期下滑，则周期股的盈利可能也会大幅下滑，不利于周期股的表现。

2）通胀不及预期。上游行业周期股的估值抬升核心假设之一便是长期通胀中枢的上移，如果通胀低于预期，则价值重估的基础便不再成立。

3）测算误差。文中相关数据的测算可能会存在一定的误差，关于估值空间的测算方法可能也存在一定的局限性。

4）历史并不代表未来。历史发生过的事情并不代表未来一定会发生，基于历史出现的规律进行的推演在未来有不实现的风险。

本文作者：民生策略团队牟一凌、方智勇，来源：一凌策略研究，原文标题：《能源转型：共生、对立与时空错配 | 民生策略》，原文有删改。