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在“网易方向大会：第四次能源危机爆发？”上，中金公司大宗商品首席分析师郭朝辉发表了“能源供需为何频繁错配？”的主题演讲。其认为，本轮能源价格攀升的主因在于近期市场供需发生错配，而非产能制约这一长期问题。四季度油价上行的预期强劲，这与当前全球原油库存位于历史低位相关。今年大宗商品市场始终面临供给侧风险，9月以来的五大影响因素分别为疫情、天气、产业政策、地缘政治和电力涨价。
当前市场对能源价格继续上涨仍持有较强预期。原油市场方面，油品需求有望在4Q加快复苏，除了取暖季带来的季节性回升外，欧美航空煤油消费缺口的修复还将为全球油品消费贡献200万桶/天的增量。相较需求的台阶式复苏，原油产量的线性缓慢提升是油市频繁出现供需错配的主要原因。往前看，随着明年OPEC+供应约束相对变弱，叠加北美页岩油复产持续推进，供应增长空间扩大下，油市出现供需错配的频率将会下降。煤炭市场方面，当前全球都在缺煤缺气，煤炭进口成本高企下，我国煤炭价格难以在年内回到绿色区间。
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对于这一轮的能源价格上涨，郭朝辉认为，主因在于近期市场供需错配，而这种情况在今年一二季度均有发生，可以看到当时市场的炒作逻辑与现在极其相似。一方面，一季度美国德州寒潮使北美页岩油产量下滑，进而导致原油去库加快，叠加航空煤油恢复预期，引发市场对原油供给的强烈担忧，这与近期北美飓风季扰动供应的市场逻辑类似。另一方面，三季度的开工旺季预期和四季度的取暖旺季预期加重原油供应担忧的逻辑也十分相似。
因此，整体来看，全球市场炒油价或炒能源品价格的逻辑非常相似。但需注意，四季度能源价格涨幅更大，其中的投机溢价主要来源于当前库存较一季度处于更低位置。目前，全球原油库存已经回到疫情前水平，也就是说，疫情期间需求下滑导致的近2亿桶累积库存已经完成出清。具体来看，第一个“1亿桶”的出清时间是从去年6月到今年5月，是OPEC减产和疫后全球需求正常复苏带来的全球范围内去库。第二个“1亿桶”的消耗则主要来自美国，该阶段美国原油去库量占总体的70%。而北美的这一轮库存消耗主要源于8月飓风季来袭，导致美国石油产量砸了一个“大坑”，这个“坑”代表的降产幅度与一季度德州寒潮带来的减产一模一样。但是，极端天气对炼油厂开工的影响却大不一样，本次飓风季过后炼厂超预期快速复工，加工环节没有中断但生产中断的情形下，美国局部市场出现了非常严重的错配情况，所以我们看到，本次飓风季期间，美国原油库存的去库速度有所加快。
在理解了本轮去库存的逻辑后，我们就会发现，不能将近期原油的去库速度进行线性外推，因为其主因在于局部天气的短时扰动。因此，由于供应和需求都会受到价格反向的影响，当前供需的增速差或将难以持续。
基于石油市场的短缺现状分析，可以看到，近期大宗商品库存下降的背后，除了疫后需求的快速恢复，供给侧遭遇的各类风险冲击也不容忽视。今年9月以来，大宗商品市场面临的供应风险种类从四个增加至五个，其分别是：
第一，疫情。疫情反复对大宗商品生产供应的扰动十分名，但是随着疫情趋稳，其影响已经开始消退。
第二，天气。除北美飓风季外，包括像当前国内山西暴雨影响煤矿生产，全球各地都有类似情况，比如今年欧洲风电发电量不及预期也是受到了天气影响。
第三，产业政策。其影响非常深远，当前主要是减碳相关的政策。目前全球范围内的减碳政策压力是非常大的，所以我们可以看到，最近G20的声明态度也变得更为灵活，释放了一些调整的可能性。国内方面，当前部分地区“一刀切”式的政策约束已经开始调整，这其实是非常对的。
第四，地缘政治。以石油市场为例，当前油品需求较疫情前仍有恢复空间，其中欧美航空煤油是主要拖累，但油价已经超过疫情前水平，这是因为OPEC限产约束下，全球产量较疫情前水平的缺口更大。
第五，电力涨价。全球电力价格上行对中间冶炼环节和产能均有较大影响。可以看到的，由于近五倍的电价对生产利润造成严重挤压，当前有很多欧洲的电解锌、电解铝厂都已关闭。
往前看，五类供应风险在持续性上将有所分化。随着疫情逐步趋稳，天气扰动虽仍存不确定性但影响周期较短，产业政策带来的上游投资走弱的影响更偏长期，地缘政治的影响则更为持续。电力涨价虽与四季度旺季相关，但能源短缺的影响也不容忽视。
横向比较来看，当前大宗商品中库存最紧张的还是能源。现阶段，能源价格上涨的市场预期非常强劲。原油市场上，除四季度取暖需求的季节性回升外，欧美航空煤油这一“最后拼图”的补齐也将为全球原油供应带来不小压力。煤炭和天然气市场也都面临取暖、发电旺季将至的供应压力。
低库存将放大基本面对价格的影响效果，因此当前市场对能源短缺、能源危机的担忧较强。往后看，就石油市场而言，产能瓶颈还未出现，当前全球原油产量与已有产能仍有较大差距，因此供应不足的核心在于现有产量的恢复及预期。供需恢复不一致是当前油市短缺的主要原因。可以看到，目前全球石油需求与疫情前相比仍有200-300万桶左右的日消费量尚未恢复，而日产量相比疫情前则差了将近600万桶左右。往后看，若2022年油品需求环比增长仍维持在今年的较高水平，则产能短缺问题或将出现。但我们预计，需求恢复至疫情前水平后，其内生增长动力或将趋弱，在此基准情形下，供给每天600万桶的稳定恢复将使油价承受较大的下行压力。此外，若我们考虑伊朗供应的释放可能，明年全球原油供应甚至将有600-800万桶/天的增量，原油产量的约束或将进一步有所放松。
基于以上供需分析，我们预计今年四季度能源短缺仍会延续。地缘政治或市场份额的竞争持续存在，OPEC维持淡季产量协议的情形下，供应恢复仍为线性渐进式。相较之下，需求的恢复在事件触发后将呈台阶式突变特征。2020年5至6月，欧美复工带动汽柴油消费快速恢复，与近期欧美通航对航空煤油消费的大幅提振极其类似。
往前看，在OPEC供给约束条件相对变弱的情况下，北美页岩油复产仍在推进，全球原油供应的增长空间有望扩大，石油市场出现供需错配的概率或将于明年有所下降。复盘七十年代的石油危机，可以看到，当时产量下降和需求增长的变化情况与现在十分相似，但必须注意，在当时油价从20多涨到40多美元/桶时，当时没有北海油田。涨到40多美金以后，欧洲北海油田才开发出来。但现在全球原油供应并非由OPEC完全掌控，否则当前600万桶/天的产量缺口不一定能够补齐，但在“保份额”的产量政策目的下，若明年北美页岩油稳定复产，OPEC的产量恢复也将有所提速。可以看到，OPEC+计划于明年5月提高减产基准，这意味着其结束减产后，产量将超过疫情前的基准水平。
因此，我们对明年后半年的油价的看法并非特别乐观，且现阶段的油价走高也并非周期性的上涨。从历史经验上看，油价大周期一般来自需求增速超过产能投产的速度，而这种供给端的冲击很少能带起来大周期，因为供应的变动将迅速使价有所调整。
天然气市场方面，其当前主要问题还是来自海外，且主要在欧洲。目前来看，类似于“远水解不了近渴”，北溪2号对于进口端的补充稍显乏力。因此，今冬海外气的高价可能很难得到改善，而其通过进口成本传导到国内市场，我国天然气价格今冬也难下高位。
煤炭市场方面，今年国内煤炭短缺源于三个方面，一是产量不足；二是天气扰动，即今年是水电小年，叠加热夏冷冬的超预期天气；三是进口走弱。因此，煤炭最大的问题还是在供应端，当前国家保供政策频繁推出，通过增加产能、转换产能等方法填补当前供需缺口，是非常正确的思路，是解决当前煤炭“燃眉之急”的正确方法。尽管从产能到产量端的传导不能立即解决现在的库存紧缺问题，但也可以在边际上使其有所改善，而且如果产能在今年四季度可以如期投产，还是能够解决大部分的短缺问题。
我们从量、价两个角度来看当前的动力煤市场。“量”方面，自有产量回升，叠加进口补充，今冬缺煤或取暖供应不足的情况大概率不会出现。“价”方面，当前煤价高企主因在于全球范围的煤炭短缺，在进口成本的支撑下，国内煤炭价格于年内回到绿色区间的可能性极低。
此外，煤炭市场的季节性特征同样不能忽视。随着取暖旺季结束，加持产能投放和未来产能的一定程度保留，煤炭市场短缺应该不会成为一个持续的周期性现象。
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