1.1 能源革命往事：马与鲸鱼油
在新兴事物对传统事物替代的过程中，传统行业并非一无是处。从历史中我们可以到一些答案：即便是在马匹逐步被火车、汽车在工业和商业领域替代之后，数量确实大幅下滑，但马匹的价格却在1935年、1957年创下阶段新高；而在煤油对鲸鱼油的替代过程中，鲸鱼油的价格也不是一开始就大幅下行，反而是在煤油被发现之后的20年里整体一直上涨，并创下了历史新高。
1.2 用电需求增加
工业生产&出口&上游企业高能耗
2021年8月PMI指数为50.1，这是自2020年3月以来，我国PMI指数连续18月站上50%的荣枯线。同时，2021年截至8月累计出口金额达13.6万亿元，同比增速达到23.2%。在这样的背景下，1-8月工业企业增加值同比增速13.1%，本身就对电力需求增多。
新型能源系统建设中的用电需求
从2010年初至2018年底，我国光伏电池产量增速在逐步下行；不过自2019年以来，光伏电池产量增速趋势上行。从我国光伏硅片的产能分布来看，内蒙、云南、四川、宁夏、新疆是光伏硅片的生产大省。其中，新疆、四川和宁夏三个地区2021年8月的用电量增速分别排名全国第一、第二和第四，用电量高增速省份集中在硅片生产大省。
如果将各省当月用电量同比作为被解释变量，使用各省当月工业增加值同比、时间虚拟变量（2019及以后=1，2018及以前=0）、地区虚拟变量（硅片生产大省=1，其他=0）作为解释变量进行回归，我们发现所有系数均显著。时间虚拟变量为正，说明2019年（光伏增速趋势重新向上）以后工业增加值要想实现同样的增速，所消耗的电力增速要更高。地点虚拟变量系数同样为正，说明硅片生产大省需要增加更多的电力消耗，才能实现相同的工业增加值增速，即单位产出的能耗更高。
这与当前经济增速中枢趋势下行、但全社会用电增速上行的现象相一致。新型能源系统的建设初期不单没能替代传统能源，反而带来了较大的用电需求。能源转型过程中，新的世界往往需要从传统世界中孕育产生。
1.3 供给端受限是全球性的
国内“碳中和”+限电限产政策减少了上游能源及原材料的供给。一方面，我国电力结构以火电为主，尽管1-8月火电发电量高增，但后续继续增长却受制于动力煤供给不足。另一方面，煤炭供给的不足又进一步导致了电力供给的不足，各地限电措施频出，从而使得下游的原材料生产出现瓶颈。
伴随电价飙涨，欧美企业端生产成本大幅抬升，对于工业生产影响很大。伴随电价飙升、推高企业生产成本，德国的工业生产自5月起出现下滑，法国的工业生产修复也明显放缓。与欧洲情况相似，电价飙涨也影响了美国的企业生产。高耗电的化工、金属加工业，5月以来的生产修复进程，明显慢于低耗电的计算机电子业。
1.4 2021用电需求大增：制造业/居民用电突破趋势，远非季节性可以解释
如果我们剔除周期性波动，看用电量的趋势项，则我们发现2021年的电力需求大增远非季节性可以解释：从总量上看趋势项明显突破了原来的增长趋势；从结构上看制造业/居民部门的用电远远突破了原来的趋势；采矿业还未达到2017年的历史高点，服务业的增幅也不是很明显。
1.5 2022年用电需求测算
（一）：总量大概率仍维持较高增长
如果考虑到单位能耗的降低目标以及电力消费占终端能源消费的比例，则在不同情境假设下，2022年的用电量大概率仍维持较高增长。其中：在单位GDP能耗下降3%的目标下，只要电力消费占比高于20.80%，则2022年的用电量增速就可以保持在10%及以上。
（二）：结构上，未来出口回落的影响可能有限
历史上PMI新出口订单与第二产业用电量增速相关性较高，2021年用电量高增也与疫情之下我国出口制造业的高景气度有关。但目前来看目前PMI新出口订单已经大幅回落，接近2011年以来的历史最低水平，第二产业的用电量增速也随之回落。因此出口回落的影响在2022年可能十分有限。假设三大产业的用电量增速回到2019年趋势项的水平，则2022年用电量增速可以达到6.59%。（报告来源：未来智库）
1.6 供给：调度仍有提升空间，瞬时负荷高峰可能成为“拉闸”原因
据国家发改委经济运行调节局负责人在9月29日介绍，今年冬天全国总装机将达到24亿千瓦左右，同比增加约2亿千万，有效顶峰负荷将超过12亿千瓦，能够保障最高用电负荷需求；
但结构上来看，发电侧与用电侧并非一一对应匹配，因此调度不足可能会导致部分地区的负荷不足，从而出现“拉闸限电”：辽宁召开的全省电力保障工作会议披露，9月10日起，辽宁外来净受入电力大幅下降，导致出现负荷缺口，9月10日-22日，共启动6轮III级（负荷缺口5%-10%）和3轮IV级（负荷缺口5%及以下）；9月23日-25日，由于风电骤减等原因，电力供应缺口进一步增加至严重级别，辽宁启动3轮II级（负荷缺口10-20%）有序用电措施，个别时段在实施有序用电措施最大错避峰416.92万千瓦的情况下，电网仍存在供电缺口。
作为未来重要电力输送渠道的“特高压”建设在进行中，目前仅开通两条，且“十四五”规划中未提及新项目，不能期待调度渠道在短时间内拓宽。（1）2018 年提出的 4 条：陕北-湖北、雅中-江西、白鹤滩-江苏、白鹤滩-浙江。（2）2020 年初提出的 3 条：金上水电外送、陇东山东、哈密-重庆。其中，陕北-湖北、雅中-江西已于 2021 年建成投运，白鹤滩-江苏、白鹤滩-浙江已于近期开工建设。
今年全球的电力短缺，其中都有新能源供应受天气影响，出力不足的因素：国内来看，今年来水不足，导致水电出力少，1-8月水电发电量同比增速为-1%；从上市公司2021半年报中表述来看，上半年，长江整体来水偏少，长江电力管辖的四座电站上半年发电量713亿KWH，同比下降11.0%，其中，三峡电站发电量基本较去年同期持平，葛洲坝电站/向家坝电站/溪洛渡电站发电量较去年同期增长6.89%/-31.85%/-27.35%。
1.7 2022年电力供需缺口：火电全发力大概率也不够用
2020年，电力行业全年动力煤消费量20.855亿吨，占全部动力煤消费量的60.68%，火电产量53302亿千万时，占全部电力的70%。
当前保供稳价的手段：核增产能、扩建产能、加大进口、加速投产这几种手段，在2022年大约能新增动力煤供给32610万吨，按上述比例，则对电力行业新增供给19892万吨，对应发电为2021年火电发电量的8.69%。假设上述火电全发力，则在不同用电量增速假设下，对于可再生能源发电占比和增速的要求依旧很高。比如在接近基准假设情形下，2022年用电量增速为7.20%，则需要可再生能源的发电占比达到33%，同比增速达到9%。
同样地，如果我们抛开火电发电的限制，考虑到不同可再生能源发电的占比和2022年用电量增速的组合下，94.23%的情境都要求2022年可再生能源发电增速要高于2016-2021年的均值8.73%，可再生能源的发电压力依旧很大。
在“碳中和”的长期目标下，要素价格和生产成本有长期提升的压力，而这一点在近期国内外碳价的上涨上得到了充分体现。根据我国最新的碳价测算，火电发电、电解铝以及钢铁的单位产出碳排放将使得生产成本大幅上升。而如果根据欧盟的碳价测算的话，碳成本将变为国内的约8倍。未来我国的火电、煤炭、钢铁、铝等碳排放较为严重的行业的产品价格中枢上升会成为长期通胀的来源。而当下的分配机制看企业将根据历史排放获得上述配额，这相当于提升了利润中枢(未来超过配额外的产品需要超过这一成本才有可能被生产，存量的毛利率被进一步抬升)。
2.1 我国历史上的“类滞胀”区间划分：2007-2008/2010-2011
2000以来我国经历过2次经济增速放缓但通胀上行的“类滞胀”时期，分别是：2007-06至2008-08、2010-03至2011-07。之所以称为“类滞胀”主要是因为我国这2次“类滞胀”区间中经济增速仍很快，基本上均保持了接近两位数的高增长，严格意义上并不符合“经济停滞”的定义。
2.2“胀”的起因：需求扩张→食品/消费品/上游原材料一同上涨
从CPI来看，主要受到食品/消费品大幅上涨的影响；从PPI来看，主要受上游原材料价格上涨的影响。其中，CPI中食品/消费品上涨的主要贡献来源是猪肉、农产品、中药；而PPI中上游原材料上涨的主要贡献来源：第一次“类滞胀”主要是石油/煤炭、铁矿石/钢铁；第二次“类滞胀”主要是燃气、农副产品加工、钢铁、水泥、煤炭。
在应对类滞胀的情况时我国央行以抑制通胀为主，因此频繁加准，紧缩货币；与此同时财政政策也开始边际收紧。最终导致经济有所下滑：与美国的滞胀有所不同的是当时我国经济增长仍处于接近两位数，我国在抑制通胀的政策空间上要更广一些，即可以通过牺牲经济来走出胀。
2.3“类滞胀”的本质：价格对政策的反应时滞更长
“类滞胀”其实就是经济增长对于政策收紧的敏感度比价格本身更高，即价格对于政策的反应时滞更长，所以导致经济增长先于通胀回落，而价格水平仍维持在高位。而这种价格黏性，一方面来自于居民收入改善→消费需求大幅增加的传导过程滞后于政策和经济增长本身；另一方面，我国上游原材料有不少依赖于进口（铁矿石、石油、煤炭），由于进口原材料价格上涨带来的成本输入型通胀短期内难以被国内政策收紧影响。
我们需要提醒投资者注意的是，本轮“经济需求回落+PPI上行+政策环境温和”的“类滞胀”组合有别于历史上任何一次由于政策主动收紧带来的类滞胀环境，不能简单地“刻舟求剑”。前两次“类滞胀”的起因和终结都主要来自需求因素，而本轮主要是来自供给因素。因此体现到价格指标上前两次类滞胀PPI与CPI均大幅上行，而这一次仅仅体现为PPI大幅上行，CPI仍处于低位。（报告来源：未来智库）
需求因素受政策刺激/收紧的影响更大，而面对供给因素导致的通胀，参考1970s美国的滞胀循环，往往政策收紧带来的经济失速问题会更为严重，且无法彻底解决通胀问题，因此政策收紧的幅度往往会受限。
根据2018年中国统计局公布的投入产出表计算，电力、热力的供应占全部行业中间投入的3.7%，如果再考虑所有能源品，即煤炭与石油和天然气，这一比例将达到7.5%;能源价格的上涨将明显推升全社会的生产成本。
需要看到的是在1970年代的全球大通胀时，美国的能源占中间投入比一路从5.9%上升到14.4%，能源价格的提升对全社会成本的推动力会越来越强。
前两次“类滞胀”之后，在政策大幅收紧之下通胀和经济同时回落，但由于在当时经济增速是从两位数回落至个位数，因此对于
当时政策制定者而言经济增长的“安全垫”其实是存在的，压制通胀是更为核心的目标；但这一次其实经济本身就已经处于下台阶之后的个位数增长（不考虑疫情带来的基数效应）。我们观察到：当前除了出口由于海外reopen仍保持一定的韧性以外，国内需求大幅走弱：基建/地产/制造业投资当月同比均大幅回落，消费仍十分疲软。
换个角度理解，当下数据层面的看似“滞胀”，其实对应着过往的“衰退”时期的需求水平。未来有可能出现疫情后“二次企稳复苏”而非“二次衰退”的场景。如果政策开始稳增长从而带来下游需求逐步企稳甚至回升，在这种环境下原本就处在高位的通胀弹性也会比经济复苏本身更大，对于周期股的盈利预期反而会更加稳定。因此，周期股的盈利未来可能未等充分回落，可能就迎来二次上升。
（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。）
