本文转载自微信公众号：国泰君安证券研究
作者：黄涛/方奕/苏徽/陈菲
核心观点：全球能源体系进入“电力主导”，但错配正在加剧；地缘扰动叠加夏季需求逻辑，对于全球电力系统冲击可能比预期更大，有望重塑全球能源投资框架。
摘要
全球能源体系进入“电力主导”，但错配正在加剧。我们认为电气化进程持续推进，叠加人工智能带来的持续性高负荷需求以及气候变暖驱动的极端高温，电力需求不再简单跟随经济增长，而是呈现出“基荷抬升+峰值放大”的结构性特征，电力在终端能源消费中的占比持续提升，成为承载几乎所有新增能源需求的核心载体。但电力系统的供给与投资体系仍停留在旧范式之中，而传统可调电源在去碳压力下持续收缩，导致全球电力系统脆弱性加剧。价格机制对供需的调节能力开始弱化，缺电不是单一美国的问题，已经演变为全球电力系统难以忽视的重大风险。
地缘扰动能源供应叠加夏季电力需求逻辑，可能影响比预期更大。我们认为市场在当前只计量了地缘导致的能源供应问题，并未真正意识到叠加全球电力需求旺季带来的风险。而全球气候变暖带来的夏季需求旺季冲击已经使得2025年全球电力系统已经捉襟见肘。当前地缘导致的能源供应稳定性下降，重要基荷能源天然气供给出现硬缺口，使得能源之间的替代关系被迫强化，气转煤趋势逐步显现。全球能源体系已经从“供需紧平衡”转向“供给不确定性主导”。一旦高温与高负荷叠加，任何边际扰动都可能被放大为电力系统的实际约束，从而进一步推升电价波动并加剧缺电风险。
全球缺电或重塑全球能源投资框架。我们认为，全球能源体系正在经历一轮由“效率驱动”向“安全驱动”的系统性重构。以此对应各国的能源政策可能从效率与环保向能源安全与稳定性让道；而对应全球电力投资逻辑的重构，未来的投资重点可能转向“系统能力扩张”以确保“保障系统可靠性”，这一变化或将导致电网、储能及基荷电源相关资产获得系统性重估；最后具备稳定出力能力的基荷电源，可能重新定义为“战略性资源”，核能长期方向，天然气短中期新增主力，煤炭重回短中期能源压舱石。
投资建议：从“效率驱动”到“安全驱动”，全球电力投资逻辑转向系统能力扩张，看好基荷能源/电力电网/新型储能。1) 基荷电源。具备稳定出力能力的基荷电源有望迎来系统性重定价与在估值，看好核电及其产业链/燃气发电及其产业链/煤炭及火电等；2)电力电网。全球电网投资加码与夏季缺电风险共振，新型电力基础设施投资有望加码，看好变压器/高压开关/智能电网/AIDC电源/电缆等；3)新型储能。从新能源配套升级为电力安全资产，看好能源基地配储/工商业储能/户储。
风险提示：地缘政治风险，全球宏观经济风险、能源市场变革风险
正文
1、投资概要
“In modern energy systems, the value of power is no longer defined by how cheaply it is produced, but by whether it is available when it is needed most.”
2025年9月我们发布了全球能源视角的第一篇，阐述了全球正在缺电的现实，指出美国会是其中缺电压力最大的，这也是25年12月以来市场发酵的重要投资方向。站在2026年迎峰度夏的时点，我们想用这篇深度来剖析全球缺电的深层次原因及推衍今年夏天需求叠加地缘供给扰动下造成的可能性后果，或成为重塑全球能源投资框架的重要分水岭。
全球能源体系进入“电力主导”，但错配正在加剧。我们认为，全球能源体系正在加速从“多能源并行”转向“电力单一载体主导”，但供需两端的演进节奏并不同步，电力系统内部的结构性错配正在快速加剧。电气化进程持续推进，叠加人工智能带来的持续性高负荷需求以及气候变暖驱动的极端高温，电力需求不再简单跟随经济增长，而是呈现出“基荷抬升+峰值放大”的结构性特征，电力在终端能源消费中的占比持续提升，成为承载几乎所有新增能源需求的核心载体。但电力系统的供给与投资体系仍停留在旧范式之中，而传统可调电源在去碳压力下持续收缩，导致全球电力系统脆弱性加剧。价格机制对供需的调节能力开始弱化，缺电不是单一美国的问题，已经演变为全球电力系统难以忽视的重大风险。
地缘扰动能源供应叠加夏季电力需求逻辑，可能影响比预期更大。我们认为市场在当前只计量了地缘导致的能源供应问题，并未真正意识到叠加全球电力需求旺季带来的风险。从全球气象机构研究数据表明厄尔尼诺潜在回归风险在加剧，但即使不考虑厄尔尼诺，全球气候变暖带来的夏季需求旺季冲击已经使得2025年全球电力系统已经捉襟见肘。而地缘导致的能源供应稳定性下降，重要基荷能源天然气供给出现硬缺口，使得能源之间的替代关系被迫强化，气转煤趋势逐步显现。全球能源体系已经从“供需紧平衡”转向“供给不确定性主导”。一旦高温与高负荷叠加，任何边际扰动都可能被放大为电力系统的实际约束，从而进一步推升电价波动并加剧缺电风险。
全球缺电或重塑全球能源投资框架。我们认为，全球能源体系正在经历一轮由“效率驱动”向“安全驱动”的系统性重构，其本质不是能源结构的线性调整，而是电力系统约束显性化之后，对能源政策、投资逻辑与资产定价的全面重塑。以此对应各国的能源政策可能从效率与环保向能源安全与稳定性让道；而对应全球电力投资逻辑的重构，未来的投资重点可能转向“系统能力扩张”以确保“保障系统可靠性”，这一变化或将导致电网、储能及基荷电源相关资产获得系统性重估；最后具备稳定出力能力的基荷电源，可能重新定义为“战略性资源”，核能长期方向，天然气短中期新增主力，煤炭重回短中期能源压舱石。
投资建议：从“效率驱动”到“安全驱动”，全球电力投资逻辑转向系统能力扩张，看好基荷能源/电力电网/新型储能。1) 基荷电源。具备稳定出力能力的基荷电源有望迎来系统性重定价与在估值，看好核电及其产业链/燃气发电及其产业链/煤炭及火电等；2)电力电网。全球电网投资加码与夏季缺电风险共振，新型电力基础设施投资有望加码，看好变压器/高压开关/智能电网/AIDC电源/电缆等；3)新型储能。从新能源配套升级为电力安全资产，看好能源基地配储/工商业储能/户储。
2、全球能源体系进入“电力主导”，但错配正在加剧
我们认为，全球能源体系正在加速从“多能源并行”转向“电力单一载体主导”，但供需两端的演进节奏并不同步，电力系统内部的结构性错配正在快速加剧。电气化进程持续推进，叠加人工智能带来的持续性高负荷需求以及气候变暖驱动的极端高温，电力需求不再简单跟随经济增长，而是呈现出“基荷抬升+峰值放大”的结构性特征，电力在终端能源消费中的占比持续提升，成为承载几乎所有新增能源需求的核心载体。但电力系统的供给与投资体系仍停留在旧范式之中，而传统可调电源在去碳压力下持续收缩，导致全球电力系统脆弱性加剧。价格机制对供需的调节能力开始弱化，缺电不是单一美国的问题，已经演变为全球电力系统难以忽视的重大风险。
2.1
全球能源体系进入“电力主导时代”：
需求增长逻辑发生根本性转变
我们的研究表明，疫情之后全球能源体系正在出现一个非常关键但尚未被市场充分定价的结构性变化——总能源需求与电力需求的增长路径开始明显分叉。根据IEA在《Global Energy Review 2025》中的测算，近年来全球电力需求增速显著快于整体能源需求，电力需求增长对总能源需求增长的贡献占比持续提升，2025年电力需求增速已经是能源增速的2.3倍，而疫情前比值只在1.5倍左右。
我们认为这一现象的本质，并不是简单的周期波动，而是能源体系内部结构正在发生重构。从终端需求结构看，电力正在加速替代传统化石能源，成为最核心的能源载体。而由此引申的变化将导致：
电力加速替代传统化石能源→新兴用电结构AI+极端天气占据主导，用电增速与传统GDP脱敏→电力系统脆弱性增加，电力系统社会责任远超以往
2.1.1. 电能替代传统能源近几年在加速
在过去，经济增长（GDP）通常与石油、煤炭、天然气的总消耗量同步；但近几年无论是交通领域的电动车渗透，还是发电领域新能源占比的提升，抑或工业领域的电气化改造，本质上都是将原本以“直接燃烧”为核心的能源使用方式，转向以电力为中介的间接使用。这意味着，在总能源需求并未显著抬升的情况下，电力需求会出现更快增长，即所谓的“电能替代传统能源”。
2.1.2. 全球电力需求增速抬升，与传统经济逐步脱敏，新兴用电AI+天气成为核心增量
此外近年来全球电力需求增速出现了明显的“台阶式抬升”，根据IEA数据，2023年全球电力需求同比增长约2.5%，仍处于疫情后的修复阶段；但进入2024年后，电力需求增速快速抬升至约4.4%，2025年仍保持了3%的较好水平，并且预计2026-2030年的复合增速为3.6%，明显超越过去10年年均2.5-3%的水平。
我们认为这一轮电力需求增速抬升，并未伴随着全球宏观经济的同步上行，根据IMF与世界银行长期数据，全球GDP增速仍稳定在2.5%–3%左右，并未出现类似电力需求那样的结构性跃升。这表明，电力需求与经济增长之间的传统联动关系正在发生边际弱化，电力需求的增长逻辑正在从“经济驱动”转向“结构驱动”。
更为关键的是，电力需求的变化不仅体现在总量上，更体现在“峰值负荷”的加速抬升。在欧洲与美国在2024年热浪期间，电力负荷往往在短时间内上升5%–10%，远超全年平均增长水平。
从结构上看，全球电力需求的新增来源正在发生明显变化，从传统的经济驱动转变为三大新兴动力：工业领域的深度电气化、人工智能驱动下的数据中心快速扩张，以及全球气候变暖所引发的制冷负荷激增。这三大因素不仅显著推高了用电总量，更深刻改变了电力消费的结构、时序与空间分布。
2.1.3. 效率的“悖论”，降低GDP能耗同时提升全球对于电力系统的依赖，电力系统的脆弱性加大
我们认为随着全球能源体系由电能逐步取代传统能源，电气化与能效提升确实降低了单位GDP的能耗，能源效率在提升。但是更重要的问题在于，站在更高的系统角度，却是绝大部分新兴需求均与电力系统直接挂钩，电力作为唯一载体的集中度不断提升，这将使得负荷更加集中于电网体系之内，从而放大系统波动。
我们认为从经济学的角度可以被定义为“效率的悖论”，即能源效率提升并未同步带来系统压力的下降，AI推升了新兴用电对于及时且大量的用电需要，而全球气候变暖带来极端气候波动将持续并且不断增大对于全球电力系统的压力，反而在一定程度上加剧了全球电力系统的脆弱性。
2.2
电力需求结构性变化：
全球气候变暖，推升居民用电占比，加大峰值用电强度
2.2.1. 全球气候变暖，不断推升的高温与增加的高温天数
我们认为从切实的数据角度，已经看到过去10年全球气候已经从“波动”进入“抬升趋势”。全球气象组织（WMO）的数据过去11年是有记录以来最暖的11年，海洋升温继续有增无减。2024年在厄尔尼诺的影响下，是有记录以来全球最热的年份；2025年在部分区域拉尼娜降温影响下，也仅仅较2024年略微降低，仍居历史前三；2023-2025年三年间全球气温约较工业化前高1.5°C。
欧盟气候中心Copernicus Climate Change Service同样给出一致结论，近几年连续刷新高温纪录，且极端高温事件频率明显增加。《2025 Global Climate Highlights》中指出，高温引发的连锁灾害全球半数陆地出现比平均更多的强高温日，美国南部、东亚部分地区高温天数偏多 45 天以上；中非部分地区偏多 110 天以上极强高温日（≥38°C）。
2.2.2. 温度中枢抬升的影响，制冷需求推升居民用电占比，更加拉大峰值波动
我们认为随着全球气温中枢的不断上移，和持续增加的炎热天气的时长，最直接的后果就是制冷需求成为电力需求中最刚性的增长项之一，这也是居民用电中最大的组成部分。我们一直强调的重视全社会用电量中居民用电的扰动，单从中国自身数据居民用电对于新增用电贡献已经达到了20-25%，而在夏季或者冬季用电高峰甚至可以超过40%。推衍至全球来看的话导致的最直接结果就是居民用电占全社会用电量的比重越来越大，而总量用电需求受天气的影响程度也会更加明显，不仅增速远超传统增长波动幅度还会更加剧烈。
IEA在2024全球电力与能效研究中指出，建筑部门（居民+商业）电力消费增长是近年电力需求增长的核心来源，其中热浪驱动的空调用电是最重要的边际变量。IEA进一步强调，虽然许多因素都会促进电力消费增长，但峰值需求主要受空调保有量和日最高气温驱动。IEA针对部分地区的最新分析显示，近年制冷季的“峰值需求-气温”曲线已较往年发生上移，并且斜率变大。这意味着峰值电力需求不仅在每一个既定的气温水平下都较往年有所上升，并且气温越高，较往年上升的幅度越大。
我们从两个维度来看，全球气候变暖对于用电的结构性变化：
1）推升居民用电占比，提升旺季需求总量
以中国为例子可以非常清楚的看到全球气候变暖对于整体用电的影响。中国的居民用电一般占新增用电贡献的20-25%，其实是非常重要的需求变化点。2025Q1，受暖冬影响居民用电增速仅1.5%，直接导致全社会用电总量增速放缓至2.5%；而2025年7月夏季高峰，受高温影响东北空调装机量同比翻8倍，居民用电单月增速高达18%，直接拉升总量需求达到8.6%，单月对新增用电贡献超过40%，成为最大变动项。
2）拉大峰值的波动
从实证看，气温对电力负荷的拉动呈现明显“非线性”。IEA测算，在高温区域，气温每上升1°C，对应的电力峰值需求增量远高于平均电量增长，例如印度当前约为7GW/°C，未来可能升至12GW/°C，这本质上说明电力系统对高温的敏感度在上升。
2.3
电力需求结构性变化：
AI正在改变电力系统传统运行模式，大幅且快速的提升平均负荷需求
我们认为以人工智能为代表的数据中心负荷，正在成为未来全球新增用电中最具确定性的主导力量之一。IEA在《Electricity 2026》年度展望中提到，2025年全球数据中心、AI 及加密货币的合并用电量已超过 850 TWh，并预测到 2026 年底将突破 1,050 TWh。这意味着短短两年内，AI 带来的用电增量相当于一个德国的发电总量。未来全球新增电力需求AI是核心的增长级，尤其在美国，50%的新增用电可能都来自于AI相关。
我们认为AI并不仅仅增加了电力需求，更是改变了电力需求的时间分布与负荷结构。在这一背景下，电力系统原有依赖“新能源+调峰”的结构，开始面临新的约束：新能源的波动性越来越难以直接匹配数据中心的刚性负荷。因此，我们认为，AI数据中心的崛起，其影响已经超越“新增用电”这一单一维度，而正在推动电力系统从“满足总量需求”转向“匹配负荷结构”的新阶段。
我们认为随着AI用电的飞速提升，正在全面的改变全球电力系统的传统运行模式：
1）快速的落地时间。AI数据中心建设时间根据规模不同在12-36个月不等，中值在24个月，与公用事业公司的电网基础设施和资本支出周期严重不匹配（普遍5年左右+2-3年上网周期）。
2）用电习惯与传统有极大区别。区别于传统的居民及工商业用电有波峰波谷的概念，AI数据中心用电属于“刚性负荷”，数据中心与其客户签订的服务水平协议(SLA) 通常要求“五个九”（即99.999%）的正常运行时间，是不可能在电网供电紧张对其“拉闸限电”的，对电力系统的可靠性要求远高于一般工业负荷。
3）单体负荷规模极大。另外AI数据中心的“集群负荷”越来越凸显，当前AI数据中心用电负荷在0.5GW以内，但当前计划新建体量都在1GW甚至2GW以上，相当于300万人口的城市总电力需求集中在相当小的一个数据中心。
2.4
基荷与峰值的同步上移：
电力系统供需结构性错配加剧
我们认为结合AI数据中心为代表的新兴需求正在快速抬升全球电力系统的“基荷”；那么全球气候变暖所带来的极端高温，则正在显著抬升电力系统的“峰值”。这两类需求在时间维度上并不互相替代，而是叠加作用，使电力系统从“单峰结构”逐步演变为“高基荷+高峰值”的双重挤压状态。
但当前全球电力系统投资整体仍呈现出与宏观经济增长相匹配的特征，而非针对负荷结构变化进行前瞻性扩张。与此同时，电源建设周期长、电网改造复杂、储能仍处于经济性爬坡阶段，使得供给端难以在短时间内对需求冲击作出快速响应。更重要的是，当前电力体系在规划逻辑上，仍然在很大程度上依赖“平均需求增长”进行容量配置，即根据全年电量增速推算未来投资节奏，而非基于极端负荷场景进行冗余设计；叠加ESG压力下各国对于石化基荷能源的出清，导致供给缺口正在被放大。
2.4.1. 需求已经进入电力时代，但投资仍困在传统系统
虽然我们看到全球电力需求侧已经在AI数据中心及极端气候影响下显现出非常清晰的转变，但从当前全球电力系统的维度却很难看到有明确的行动去应对以上的需求侧变化。传统电力系统可以通过提升利用小时数或增加调峰能力来应对需求增长，但在当前结构下，系统既需要长期维持更高水平的基荷运行，又必须在极端天气条件下具备应对更高峰值的能力。这意味着电力系统的“有效容量需求”上升速度，正在快于电量需求本身的增长。
更重要的是新增电力投资与建设速度却并未看到跟随需求侧产生重大调整，根据IEA《World Energy Investment 2025》，基于数据，可以看到全球电力系统投资端的问题在于：
1）全球资本开支正在从传统能源供应链转向电力系统。但投资结构更多体现为“发电侧扩张”，而不是“系统能力扩张”。
2025年全球能源投资预计达到约3.3万亿美元，其中电力部门投资将达到约1.5万亿美元，已经比石油、天然气、煤炭上游供应投资总和高约50%，反映了全球能源投资正在被“电力时代”重塑的现实。
IEA数据显示，2025年全球发电资产投资约1万亿美元，而电网投资每年约4000亿美元，二者差距仍然显著。IEA特别强调，随着用电需求和新能源装机增长，电网投资正在难以跟上需求，当前全球新能源及储能规模达到超过2200GW滞留于电网并网排队名单中。要在 2030 年前持续满足电力需求，全球年度电网投资需从当前的4000 亿美元基础上，到2030 年提升约 50%。
这意味着，资本虽然正在流向电力部门，但更多流向“发电量资产”，而不是“系统可靠性资产”。
美国的困境：大量新能源及储备被滞留在电网排队中
根据Deloitte《2026年美国电力与公用事业展望》，2025 年起美国电力需求加速增长，预计 2035 年峰值需求增 26%，逼近电网极限；2035 年数据中心用电需求达176GW（较 2024 年翻 5 倍）；2030年工业电气化新增25GW需求。
与此同时，新增电源投产速度严重不足。能源结构正加速向可再生能源转型，截至 2025 年 7 月，可再生能源占新增装机的 93%，其中光伏与储能占比达 83%。但新能源并网进度严重滞后，总计 2 太瓦装机量积压在并网审批队列中，几乎是现有并网装机总量的两倍。
当前的电网投资受限审批周期长、变压器和电缆供应链紧张，以及部分地区公用事业财务状况较差。更重要的是，电网材料成本过去五年几乎翻倍，主要由于电缆和变压器需求上升。这意味着，即使资本愿意加大电网投资，实际落地也会受到设备交付、工程建设和监管审批的多重限制，根本难以匹配数据中心落地平均2-3年的周期。
欧洲的困境：部分充足的新能源供给，缺乏对应储能匹配
IEA《Electricity 2026》指出，欧盟2025年电网投资预计超过700亿美元，较十年前翻倍，但仍未匹配清洁能源部署节奏，导致并网排队、低价可再生能源难以从南欧输送到高需求区域等问题。2024年，西班牙出现接近零甚至负电价，爱尔兰因电网和储能能力不足削减了11%的可变可再生能源输出。
截至2025年底，根据欧洲太阳能协会和IEA数据估算欧盟27国累计风光装机量为650GW左右，较2022年装机增长超过50%；储能累计装机77.3 GWh，较2022年装机量增长超过3倍。
我们认为市场在讨论储能配比时，普遍采用“GWh / 风光累计装机GW”的口径，这一指标本质上衡量的是储能对新能源电量波动的平滑能力。在这一口径下，随着储能规模的快速增长，欧洲储能配比近年来确实在持续提升，看起来系统能力正在逐步改善。但我们认为，这一指标存在一个关键局限：它隐含的假设是电力系统的问题主要来自“电量波动”，而非“功率冲击”。
我们认为在当前电力需求结构发生变化的背景下，这一假设正在逐步失效。前文已经指出，电力系统正在同时受到两类冲击：一方面，AI数据中心等负荷持续抬升系统基荷；另一方面，极端高温推动空调负荷在短时间内大幅冲顶。这意味着，电力系统面临的核心约束正在从“电量是否充足”转向“在某一时点是否具备足够的瞬时供给能力”。
而IEA在评估电力系统可靠性时，更倾向于采用“GW / GW”的口径，即储能（或可调电源）在峰值时刻能够提供的功率，本质上是“容量配比”概念，对应的是系统在极端负荷时刻的承压能力。那么如果按照欧洲目前平均2小时的储能装机，计算下来欧洲2025年累计储能配比也仅不到7%。这也是为什么欧洲在近年来新能源装机速度这么快的情况下，断电、缺电、白天负电价等情况频出的原因。
2）基荷主力的石化能源投资下降，ESG下的去碳压力，正在放大缺口
从全球投资结构看，能源资本开支已经显著从传统石化能源向低碳电力资产转移。根据IEA数据2025年全球能源投资3.3万亿美元，其中清洁能源技术投资约2.2万亿美元，约为化石能源投资的2倍；而石化能源剔除石油（石油不发电），再加上核电，实际基荷电源端天然气、煤炭、核能总投资占总体的不到20%。
我们认为在当前AI抬升基荷、高温抬升峰值的需求结构下，电力系统真正短缺的是可输送、可调度、可在极端时刻提供容量的资产，而这正是基荷电源。资本大规模流向新能源、储能和清洁能源资产，但煤电、天然气等可调度基荷资产在ESG和去碳约束下长期投资不足。结果就是，电力系统的“电量资产”增长很快，但“可靠容量资产”增长不足，造成结构性错配。
煤电是最典型的例子，Global Energy Monitor数据显示，2024年全球新增投运煤电仅44.1GW，为20年来最低水平，显著低于2004–2024年年均72GW的投运水平；同时2024年全球煤电退役25.2GW，全球净增仅18.8GW。更重要的是，剔除中国后，全球其他地区煤电容量已经净减少9.2GW，其中退役22.8GW，新增仅13.5GW。除中国等少数国家外，全球煤电这一传统可调度基荷资产已经处于实质性收缩状态。
从项目储备看，收缩趋势更加明显。GEM数据显示，除中国和印度外，全球煤电开发管线已经连续第十年下降，从2015年的445GW下降至2024年的80GW，降幅超过80%；当前全球在建/规划煤电高度集中，中国和印度合计占新增拟建容量的绝大部分。
我们认为美国虽然在2025年重启煤电，对于其他发达国家具有指标性的意义，但延期退役煤电，只是“少减”，不是“新增”；在AI数据中心加速落地的情况下，美国新增可调度基荷能力仍面临燃气轮机交付、天然气管网、电网接入等瓶颈，因此可靠性缺口扩张速度被放缓，但是并未解决。
2.5
全球电力价格机制弱化：
从成本传导到容量稀缺定价
我们观察到由于全球电力系统无论是时间还是结构都在产生错配，那么从传导的电价角度可以非常清晰的发现，电价对于供需调节能力发生明显弱化。同时全球电价中枢逆能源价格上行及缺电发生时非线性价格飙升，或已经预示着全球电价机制从“调节供需”转向“揭示容量稀缺”。
我们认为电价对于供需调节弱化的核心原因在于需求与供给同时变“刚性”。一方面，AI数据中心等新兴负荷具备7×24小时持续用电特征，尤其以AI对于电价不敏感，难以通过价格进行需求压缩；另一方面，极端高温下的空调负荷具有高度同步性和刚性，价格对于其中大头居民需求的调节能力较弱（同时也有账单月结滞后问题）。IEA在《Electricity 2025》中也指出，数据中心、电气化与制冷需求已成为电力需求增长的主要驱动力，同时需求弹性在下降。
同时供给端也难以快速响应电力的价格信号，由于当前电网建设明显滞后于电力需求发展，同时储能尚处于规模攀升阶段，基荷能源中核能利用率已经较为饱和，天然气燃机由于上游制造业瓶颈问题不能完全填补供给缺口，而煤电由于欧洲长期的ESG压力面临持续出清下降，这都使得价格上涨难以快速转化为新增可用容量。
此外，我们观察到全球电价近年来出现逆成本端能源价格的中枢上移趋势；且在缺电到来是，非线性的价格飙升，或已经开始反映电力资产的稀缺性，“电价不再决定供需，而是在告诉市场供需已经失衡”。
以欧洲为例，2023–2025年天然气价格较2022年高点已明显回落，但电价并未同步回归低位。根据Ember统计，欧洲电价在气价回落后仍维持在历史均值之上的区间运行。美国同样呈现类似趋势，EIA数据显示近年来美国居民电价持续上行，而天然气做为美国占比45%的第一大发电源，成本端却在2023年开始明显回落。我们认为这些现象或表明，电价已不再完全由燃料成本驱动，而开始反映系统结构性约束，包括电网瓶颈、可调电源不足以及容量冗余下降。
2025年夏季欧洲热浪期间，德国电价较基准日平均翻1.7倍，最高点一度超过400欧元/MWh，波兰超过470欧元/MWh。更重要的是，这类价格飙升并未有效缓解供需矛盾。在极端情况下，即使电价大幅上涨，系统仍可能面临备用容量耗尽甚至停电风险。这意味着，电价已经从“边际成本信号”转变为“容量稀缺信号”。
3、地缘扰动能源供应叠加夏季电力需求逻辑，可能影响比预期更大
我们认为市场在当前只计量了地缘导致的能源供应问题，并未真正意识到叠加全球电力需求旺季带来的风险。从全球气象机构研究数据表明厄尔尼诺潜在回归风险在加剧，但即使不考虑厄尔尼诺，全球气候变暖带来的夏季需求旺季冲击已经使得2025年全球电力系统已经捉襟见肘。而地缘导致的能源供应稳定性下降，重要基荷能源天然气供给出现硬缺口，使得能源之间的替代关系被迫强化，气转煤趋势逐步显现。全球能源体系已经从“供需紧平衡”转向“供给不确定性主导”。一旦高温与高负荷叠加，任何边际扰动都可能被放大为电力系统的实际约束，从而进一步推升电价波动并加剧缺电风险。
3.1
2025年夏季全球缺电反映出的全球电力系统已经难堪重负
我们的研究表明全球电力系统正在经历AI+全球气候变暖带来的与传统完全不一样的新兴的用电冲击，而全球电力系统投资无论是速度还是方向均有错配。我们回顾2025年夏季，全球主要发达国家经济体再加上印度，均出现了用电负荷飙涨，缺电甚至断电的情况，这其实已经表明在2025年夏季需求高峰的时点，全球的电力系统已经呈现了难堪重负的情况。
那么即使不考虑天气因素，单纯通过一年时间各国的正常经济增长叠加AI的快速发展，用电的缺口大概率是在继续扩张的。
3.2
厄尔尼诺的极端高温是今夏的可能情形，全球电力系统可能面临更加严峻考验
我们认为，2026年夏季的天气风险并非建立在极端假设之上，而是建立在主要气象机构对ENSO（太平洋海水冷暖交替的大周期）转向厄尔尼诺的概率上修，以及2023–24年强厄尔尼诺已验证的全球冲击经验之上。若厄尔尼诺在今年夏季形成，其影响将叠加过去十年全球温度中枢抬升，使北半球夏季高温、干旱及电力峰值压力进一步放大。对于已经处在“AI抬基荷、气候抬峰值、供给端投资滞后”的电力系统而言，这意味着2026年夏季可能成为比2025年更严峻的一轮压力测试。
我们通过研究认为，厄尔尼诺不是单一“升温事件”，而是会同时改变温度、降水和水电/核电/火电冷却条件。对电力系统来说，它可能通过三条路径放大压力：第一，高温推升空调负荷；第二，干旱压制水电出力；第三，河流水温升高影响核电和火电冷却效率。2024年的经验已经证明，厄尔尼诺在全球变暖背景下会把“天气波动”转化为“电力系统压力”。
截至4月24日，全球气象组织（WMO）更新了对于ENSO的跟踪，报告的标题就叫“厄尔尼诺形成的可能性在加强，”2026年4月初ENSO处于中性，但赤道太平洋次表层热含量正在上升，多数动力和统计模型指向2026年北半球夏季/秋季转向厄尔尼诺，部分模型显示5–7月即可能达到厄尔尼诺阈值。日本气象厅JMA的判断更直接， 2026年4月10日发布的ENSO展望显示，2026年3月NINO.3海温距平为+0.3°C，ENSO中性仍在持续；但其模型判断，春季形成厄尔尼诺的概率为60%，到北半球夏季形成厄尔尼诺的概率为70%。
2023-2024年两年厄尔尼诺刚过去不久，全球都对它带来的冲击仍心有余悸。WMO指出，2023–24年厄尔尼诺是1950年以来峰值第五高的事件，Oceanic Niño Index一度达到2.0°C；2024年全球平均气温达到较工业化前高1.55±0.13°C，是175年观测史最热年份。
更重要的是，2024年并不是“单纯全球平均温度高”，而是极端天气大范围扩散。WMO指出，2024年每个月都接近或刷新历史同期高温纪录，东部北美、北非、欧洲、南亚和东亚等地区年均温均异常偏高；北半球夏季热浪集中影响东亚、东南欧、地中海、中东和美国西南部，3–5月季风前期热浪还影响东南亚、西非、萨赫勒、中美洲及印度北部。
降水与水资源端的冲击同样明显。2024年，南部非洲、北部南美、亚马逊、墨西哥西北部、加勒比部分地区和南欧/东南欧偏干；WMO明确指出，南部非洲干旱与厄尔尼诺条件相关，并对农业和水电生产造成显著影响。
3.3
地缘扰动仍在，加大夏季需求旺季供给不确定性
截至2026年5月初，中东地缘冲突仍未完全解除，霍尔木兹海峡通航尚未恢复至正常状态。霍尔木兹海峡是全球能源运输最核心的咽喉之一，正常情况下约有全球20%石油与20%左右LNG贸易量经由该海峡运输。我们认为地缘对于全球能源供给的影响已经超过2个月，在全球主要发达国家夏季用电高峰即将来临之际，供给端的影响可能会加大对于电力需求旺季重要能源波动幅度。
3.3.1. 原油，正在从价格端传导到能源贸易和矿业供给成本及供应
我们认为，原油扰动是本轮全球能源供给不确定性的第一层传导，其直接影响并不在发电替代，而在于通过船燃、柴油和运输成本，系统性抬升煤炭、LNG和矿业供给的边际成本。对于夏季用电高峰而言，这意味着能源市场面对的不是单一燃料价格上涨，而是能源供给链条整体成本抬升且脆弱性加大。尤其在澳洲高卡煤存在不同程度燃油依赖的背景下，若地缘扰动持续，燃油成本与燃油可得性可能从“成本变量”升级为“供给变量”，进一步加剧全球能源贸易市场的紧平衡。
截至2026年4月底，我们观察到中东冲突仍未完全平息，霍尔木兹海峡通航恢复仍然不稳定。EIA数据显示，2025年经霍尔木兹海峡运输的石油+成品油约为2000万桶/日，相当于全球石油及液体燃料消费的约20%，同时约占全球海运石油贸易的四分之一以上；此外，全球约五分之一LNG贸易也经过该海峡，主要来自卡塔尔，全球的能源“咽喉”依然运输受限。
我们不过多讨论地缘对于原油的影响，因为原油并不直接发电，但原油是全球能源贸易的成本锚；它一旦上行，会立刻传导到海运燃料、柴油、矿山开采、港口物流和跨境运输，最终抬升煤炭、LNG和金属矿产的边际供给成本及最终的开采能力。
1)拉升海运和矿山开采成本
我们认为原油比较直接的传导就是引发船用燃料价格快速上行，海运费大幅上涨进而影响能源海运的贸易成本。4月下旬全球平均船燃价格仍在750美元/吨附近，亚太均价接近785美元/吨，新加坡约688.5美元/吨，较2月冲突前大涨了30%以上。
2）燃油安全库存供给威胁矿山正常运营
我们认为原油另外一条重要的影响路线就是通过燃油来威胁当前矿业产出，能源中煤炭的影响可能是最大。
澳洲是最值得关注的煤炭出口国之一，因为它既是全球高卡动力煤核心供应来源，又是液体燃料高度依赖进口的经济体。澳大利亚政府最低库存义务数据显示，截至4月21日数据折算为汽油44天、航空煤油30天、柴油33天。
采矿行业占澳大利亚每年约100亿升柴油使用量的35%，而煤炭开采业约占整体采矿业的近一半（剩下为铁矿、锂矿及其他矿业）。澳洲按照2025年数据，90%的燃油依赖进口的成品油，而进口的主要来源地出自亚洲的韩国、马来、印度等国，而这些国家都是高度依赖中东的进口原油。
我们认为澳洲短期大概率不会因为柴油断供导致大规模停产，但燃油安全垫并不厚，若霍尔木兹扰动延续、亚洲成品油供应紧张，澳洲煤矿的柴油成本和可得性风险会持续上升。
3.3.2. 天然气，发达国家最主要的基荷电源，地缘导致的供给硬缺口及飙升的价格
我们认为，相比原油，天然气是本轮地缘扰动中对夏季电力系统更直接、更核心的冲击变量。原油主要通过运输和柴油成本抬升能源供给成本，而天然气本身就是欧洲、日韩、中国台湾等地区的重要发电燃料。霍尔木兹海峡影响全球约20%的LNG贸易，卡塔尔两条LNG生产线受损导致约1280万吨/年（占全球LNG贸易量3%）产能退出3–5年，并可能推迟North Field扩产节奏，使此前市场期待的2026–2028年LNG供应宽松被明显后移。
从需求侧看，欧洲冬末库存降至2022年以来低位，夏季补库刚性较强；叠加日本、韩国、中国台湾等夏季旺季的补库需求，可能拉动天然气价格明显回升，同时供给的硬缺口可能导致进行能源的被迫“切换”。
截至4月底，霍尔木兹海峡对天然气的影响主要体现在卡塔尔LNG出口。EIA数据显示，全球约20% LNG贸易量经由霍尔木兹海峡运输，主要来自卡塔尔；卡塔尔是全球最核心的LNG出口国之一，因此海峡通航不稳定会直接影响亚洲和欧洲LNG现货市场。EIA最新跟踪显示，截至4月24日当周，欧洲TTF LNG期货价格较海峡关闭前上涨35%至14.80美元/MMBtu，东亚JKM价格上涨51%至16.02美元/MMBtu。
3.3.2.1. 地缘导致天然气供给产生硬缺口
占全球LNG 20%的贸易量需要通过霍尔木兹海峡运输，而3月开始的地缘冲突使得中东的LNG海运贸易中断。按照IEA估算，海峡关闭每月将导致大约100亿立方米的LNG供应损失，目前3-4月已经累计影响了近200亿立方米。
而伊朗袭击导致卡塔尔17%的液化天然气出口产能受到影响，导致每年1280万吨液化天然气（约占全球LNG贸易量的3%）生产中断，持续时间预计为3至5年，造成全球天然气供给的硬性缺口。假设恢复期为4年，对卡塔尔LNG设施的攻击造成的损失将导致卡塔尔2030年前LNG产量减少近700亿立方米。
另外卡塔尔能源公司的NFE（North Field East）扩产项目在当前的地缘局势中也可能推迟，这也将导致2026-2030年LNG供应减少近200亿立方米。
根据IEA刚刚发布的《2026Q2天然气市场报告》，指出中东冲突极大改变了全球天然气市场的前景，短期供应损失与产能增速放缓的共同作用，可能导致2026至2030年间液化天然气供应累计减少约1200亿立方米，占全球LNG预期供应量的15%。尽管其他地区的新液化项目预计会逐步抵消这些损失，但市场供应紧张的局面将持续至2026年和2027年。
3.3.2.2. 临近夏季的天然气补库需求，可能重新拉升天然气价格
我们认为天然气的另外一个上行风险来自于即将开始的欧洲叠加亚洲天然气补库。其中欧洲的风险在于“低库存+补库刚需”，IEA指出，欧盟地下天然气库存冬季结束时仅约28%，为2022年以来最低水平，低于上一年冬末的34%。欧洲能源委员会ACER进一步判断，由于伊朗战争扰动LNG市场，欧盟今年难以在冬季前完成90%库存目标；若要完成目标，需要较2025年增加LNG进口约13%，虽然欧洲的进口天然气主要来源于美国及挪威，但现实是原本依赖中东天然气的亚洲客户为了丰富天然气进口源，开始与欧洲争夺气源，已经导致了欧洲天然气价格提升了40%。
我们认为虽然欧洲近几年新能源发展迅速，天然气发电占总体的约12-14%左右，但欧洲天然气对电力系统的重要性仍然不低，气电仍是调峰、平衡和边际定价的重要电源。欧洲的问题不是单纯“气不够发电”，而是气价上涨会抬高边际电价，同时补库行为会与夏季发电需求竞争LNG现货。库存越低，夏季补库越刚性；地缘风险越高，补库越倾向提前；这会形成“补库推高气价—气价推高电价—高温推升气电需求”的正反馈。
亚洲地区中，日本LNG发电占比达到30%，但由于气源的多样化，日本在当前LNG库存约400万吨，短期缺气的风险不高。韩国的情况会比日本严峻，韩国天然气发电占比在25-30%，但由于韩国是卡塔尔LNG长期合同的重要买家，供给扰动及价格上涨对于韩国的影响较大。而中国台湾地区压力最大，由于中国台湾天然气发电占比达到50%，而其中超过1/3来自于霍尔木兹海峡，是亚洲对于LNG最敏感的地区之一。所以在即将来临的夏季用电高峰日本、韩国、中国台湾可能都会加大对于天然气的补库力度，叠加欧洲的补库，可能将重新带动欧洲亚洲天然气价格重新大涨。
3.3.3. 煤炭，短期清晰的能源切换，全球煤炭平衡表的大幅收缩导致价格中枢可能确定性上移
我们认为即使仅考虑短期天然气供给硬缺口带动的日韩、中国台湾、欧洲短期切换煤炭及印尼和美国的出口减量，对于全球动力煤海运贸易平衡表的减量就已经超过10%。而考虑夏季临近欧洲亚洲天然气价格重新上涨带动的经济性切换，和夏季全球电力需求抬升，可能进一步加大全球动力煤海运贸易平衡表的紧缺程度，全球煤价中枢也将出现确定性上涨。
3.3.3.1. 短期的能源切换已经到来
我们认为在当前全球天然气供给短缺及价格大涨、海运费因燃料成本飙涨下，日韩、中国台湾已经率先显现切换煤炭的态势，韩国在2026年3月首周即实现了煤电产出均值20.7 GW，比2025年同期大幅增长4.8 GW；中国台湾的兴达电厂四台总计2.1 GW的煤电机组被列为战略预备力量，当备用容量率跌至8%以下或LNG到货周期超过安全阈值时，这些机组将在48-72小时内启动；日本近期放松低效率煤电机组利用率限制（取消50% cap），允许煤电提高出力、替代LNG。
我们预计如果把来源于中东天然气全部交由煤炭解决的话，最乐观会带来3800万吨左右的煤炭增量，当然实际过程中不可能100%的切煤，折中来看也依然可能有1500-2000万吨的煤炭需求增量。除日韩、中国台湾外，欧洲由于天然气价格大涨，对于重启煤电厂的诉求也在增加，但不同于22年俄乌冲突时候，欧洲当前新能源占比大幅提升到20-30%，另外22年以来欧洲已经淘汰了约25GW的煤电机组（占22年总装机量的17%），22年俄乌冲突也仅导致欧洲煤炭消耗提升1700万吨，预计当前能源切换导致的弹性更小。
东南亚东盟区域，印尼及越南占东盟煤炭消耗量的74%，其余部分国家天然气占比较大，但即使切煤，对于总量拉动不明显，整体东南亚看，煤炭用量提升空间有限。
综合来看，全球短期能源切换带来的煤炭新增需求量级可能在2000-3000万吨的水平，略低于2022年俄乌冲突带来的短期需求增量。
3.3.3.2. 全球最大动力煤出口国印尼确定消减产量配额
印尼做为全球最大的煤炭出口国，2024-2025年总煤炭出口量约占全球1/3，动力煤占比达到40%以上。我们观察到自2025年3月以来，印尼煤炭出口政策出现了由“数量管控”向“数量+价格双重管控”的明显转向，其核心在于在全球能源紧张背景下强化资源控制与定价主导权。
2025年初，印尼在既有DMO（25%国内保供义务）框架基础上，明显收紧出口审批节奏，并强化对未完成国内供应企业的出口限制，使得煤炭由“出口导向型商品”逐步转向“国内优先的战略资源”。在此基础上，印尼政府同步强化HBA基准价体系的约束力，逐步推动出口合同向HBA挂钩或参考定价转移，并提高特许权费与税收对HBA的敏感度，我们认为实质上将煤炭定价由完全依附纽卡斯尔（NEWC）等国际指数，转向“印尼基准+国际指数”的双轨体系，其背后反映的是印尼试图从全球最大低卡煤供应国，向“具备一定定价影响力的资源主导方”转变。
进入2026年以来，印尼能源与矿产资源部长 Bahlil Lahadalia 明确表示，政府将下调矿业产量配额，以支撑包括煤炭在内的大宗商品价格；到2月初，路透进一步报道，政府提出的2026年煤炭产量目标大约是6亿吨，较2025年实际产量约7.9亿吨明显下调。到3月下旬，政策表述从“要砍到6亿吨”转向“视市场情况做有节制的放松”。我们由此判断，印尼政府对于出口控制的思路不会转变，2026年全年出口下降的方向是确定的。
1.1.1.1. 美国重启煤电，对于出口也在减量
我们认为2025年可能成为美国煤炭的转折之年，伴随着AI缺电问题的日益严峻，特朗普政府政策全面支持“重启煤电”，美国煤电及煤炭消耗量10年内首次显现12.4%的大幅回升态势。与此同时，作为支撑后续美国电量提升的重要基荷电源天然气与煤电，天然气已经率先在供需两旺下开启价格上行，2025年实证已经越过与煤电的经济性平衡线，导致公用事业公司更多切换至煤电发电。
2025年美国煤炭受益电煤需求大幅提升12.3%影响，需求量抬升约3800万吨，美国解决的方式是依靠国内增产接近2000万吨，同时美国24年还有5000万吨出头的优质高卡动力煤出口，这部分2025年减少约1400万吨以满足国内需求。我们认为参考2025年美国切换煤炭发电的趋势，后续每年带来的煤炭需求增量约3000-4000万吨规模，将有可能每年减少出口规模1000万吨左右。
4、全球缺电或重塑全球能源投资框架
我们认为，全球能源体系正在经历一轮由“效率驱动”向“安全驱动”的系统性重构，其本质不是能源结构的线性调整，而是电力系统约束显性化之后，对能源政策、投资逻辑与资产定价的全面重塑。以此对应各国的能源政策可能从效率与环保向能源安全与稳定性让道；而对应全球电力投资逻辑的重构，未来的投资重点可能转向“系统能力扩张”以确保“保障系统可靠性”，这一变化或将导致电网、储能及基荷电源相关资产获得系统性重估；最后具备稳定出力能力的基荷电源，可能重新定义为“战略性资源”，核能长期方向，天然气短中期新增主力，煤炭重回短中期能源压舱石。
4.1
能源政策让渡能源安全
我们认为在当前全球的能源形式下，日本、美国、欧洲等国能源政策在电力约束显性化背景下显示出明显的系统性调整，或已经指出了未来全球各国类似的调整方向，效率、环保给能源安全与稳定性让道。
从日本的角度分析，其正在系统性调整其能源结构。近年来日本逐步推进核电重启，截至2026年已有超过10台核电机组恢复运行，同时政府明确将核电占比目标由原先的20%上调，并延长核电机组运行年限。此外，日本近期放松了对低效率煤电机组利用率的限制（取消50% cap），允许煤电在高气价环境下提高出力以替代LNG发电。这一变化本质上意味着，日本已从“去煤+去核”的双重约束，转向在能源安全框架下重新配置基荷电源。
美国也在出现类似趋势，受AI用电需求快速增长影响，美国电力系统对可靠容量的需求显著上升。2025年以来，美国多地延缓煤电退役，并在部分区域实际重启煤电机组运行。同时，在天然气价格上行及燃机设备交付周期延长的背景下，煤电作为“现有可调度容量”的价值明显提升。EIA数据显示，2025年美国煤炭消费量出现约12%以上的同比增长，为过去16年来首次大幅回升。
欧洲虽然仍以能源转型为主线，但在实际运行中同样出现“安全优先”的调整。2022年俄乌冲突后，欧洲已经多次延长煤电与核电机组的运行周期，而在当前天然气供给不确定性上升的背景下，部分国家重新讨论煤电作为备用电源的战略价值。同时，欧洲对于天然气储备、电网互联及调峰能力的投入显著增加，反映出其能源政策正在从单一去碳目标向“安全+低碳”双目标转变。
而从更广泛的角度看，我们认为甚至印尼对煤炭出口的管控强化、本土优先供给机制（DMO）收紧，本质上也是资源国从“出口导向”转向“能源安全导向”的体现。
4.2
全球电力投资逻辑重构：从发电扩张到系统能力扩张
我们认为过去的能源投资主要围绕“发电量扩张”展开，核心目标是以更低成本或者是更清洁方式提供更多电量；但在当前电力系统约束变化下，投资重点需要转向“系统能力扩张”以确保“保障系统可靠性”，这一变化或将导致电网、储能及基荷电源相关资产获得系统性重估。
重新定价电网投资。IEA在《Electricity 2026》指出，为满足2030年前电力需求，全球年度电网投资需要从当前约4000亿美元提高约50%，同时还要扩张电网供应链和劳动力。如果今年夏季全球缺电兑现，可能直接导致各国政府进一步提高电网、变压器、输电线路、配电自动化和区域互联投资优先级。过去新能源项目的瓶颈是“有没有发电资源”，现在更核心的是“能不能并网、能不能送出、能不能在高峰时段支撑负荷”。这可能会带来电网设备订单的持续上修，尤其是变压器、高压开关、HVDC、配网自动化、电缆和电力电子设备。
储能需求可能会从“新能源配套”升级为“电力安全资产”。我们认为过去储能更多被看作新能源消纳工具，而未来可能会更像电力系统的保险资产。公用事业侧储能用于削峰、调频和容量支持；工商业储能用于降低峰时电价暴露；户储则对应居民对电价波动、停电风险和能源安全的自我对冲。
备用电源和分布式可靠性资产会被继续重视。包括备用柴油/燃气机、SOFC、微电网、UPS、户储、工商业储能和园区级能源系统。
4.3
能源品的战略资源再审视：基荷电源的系统性重定价与再估值
我们认为在电力系统约束逐步从“电量不足”转向“容量稀缺”的背景下，能源品的定价逻辑正在发生根本变化。其中最核心的变化，并非某一类能源价格的短期波动，而是具备稳定出力能力的基荷电源，正在被重新定义为“战略性资源”，同时AI驱动的基荷需求使基荷电源价值长期化，而非周期性。
核能会被重新定价为低碳基荷资产。过去核电的争议主要在安全、成本和建设周期，但在“AI基荷+高温峰值+天然气供给不确定性”背景下，核电的价值会从“低碳电源”进一步转向“高可靠低碳基荷”。世界银行2025年也取消了长期以来对核能融资的禁令，计划支持现有核电延寿及SMR发展。
天然气机组投资确定性及一致性加速，但上游制造业瓶颈及资源供给硬缺口限制部分发展。从LOCE角度，先进循环燃机CCGT是经济性最强的基荷能源，同时兼具相对的环保、灵活性。但我们认为上游的制造业瓶颈使得机组的落地必然与预期产生一定的滞后性。同时全球LNG供给也受到卡塔尔装置中期受损、新增产能延后等硬性影响，LNG的能源安全成为部分依赖LNG进口国家不得不面对的长期问题，发展必然与此次地缘发生前的乐观预期有所调整。
煤炭全球重新定价，短期重新成为能源压舱石，推动全球煤价中枢抬升。在基荷电源核能新增缓慢、天然气上游制造业瓶颈及能源供应硬缺口、电网建设周期约束的情况下，煤电是唯一同时具备规模、可调度性与燃料可储备能力的电源，已有煤电资产的利用率、退役节奏和战略备用价值会被重新评估。全球煤炭供给收缩周期下，需求反而抬升将有望推动全球煤价中枢上移。
5
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风险提示
地缘政治风险：大国博弈加剧，地区冲突外溢。2022年以来俄乌冲突及当前的美伊冲突，都放大了全球能源产业链的风险，加大了能源市场的变化及波动。
全球宏观经济风险：全球经济增长失速，货币政策分化。全球经济增长显著失速，主要经济体如美国、日本等财政赤字和政府债务不断攀升，财政政策空间受到挤压。美联储持续加息，给全球经济带来负面溢出效应，而中国、巴西等国则选择降息应对经济下行风险，全球货币政策出现分化，国际宏观经济对能源市场影响较大。
能源市场变革风险：全球能源价格波动存在不确定性，能源转型对煤炭行业造成挑战。国际油气和能源市场价格存在不确定性，国际能源供应链不稳定，降水、极端天气等因素导致可再生能源波动性加大，同时，一些关键矿物和芯片、核心零部件等的安全供应问题越发突出，影响能源供应链的稳定。而随着低碳转型步伐加快，给煤炭行业发展带来风险。
报告来源
以上内容节选自国泰海通证券已发布的证券研究报告。
报告名称：全球缺电重塑能源投资框架——Global Energy Perspectives Series；报告日期：2026.05.12 报告作者：
黄涛（分析师），登记编号：S0880515090001
方奕（分析师），登记编号：S0880520120005
苏徽（分析师），登记编号：S0880516080006
陈菲（分析师），登记编号：S0880525040127
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