全球研究：美國電力大周期下的投資主線：關(guān)注受益于電價(jià)上行的市場化發(fā)電IPP 20240612 -中金

1證券研究報(bào)告2024.06.12美國電力大周期下的投資主線：關(guān)注受益于電價(jià)上行的市場化發(fā)電IPPxianfan.chen@cicc.c全球研究組長1、美國電力緊缺周期開啟美國電力需求在產(chǎn)業(yè)及人口格局調(diào)整背景下迎來增長大周期，連續(xù)十五年用電零增時(shí)代或?qū)⒔K結(jié)。我們保守估算未來5年新興負(fù)荷貢獻(xiàn)年用電增量750億千瓦時(shí)，至少拉動總用電增長~2%。雖然總用電增速看似不高，但美國電力供給端擴(kuò)產(chǎn)存在諸多制約，或?qū)е鹿┙o持續(xù)趨緊。最為重要的是，美國市場化地區(qū)電價(jià)傳導(dǎo)及接受能力均很強(qiáng)，在供給趨緊、發(fā)生缺電時(shí)價(jià)格上漲彈性大，相關(guān)電力企業(yè)盈利能力或顯著抬升。具體而言：-需求側(cè)：我們估算未來5年新興負(fù)荷年均增量13GW，對應(yīng)年用電增量750億千瓦時(shí)，拉動用電增長~2%，其中數(shù)字經(jīng)濟(jì)、能源轉(zhuǎn)型、產(chǎn)業(yè)回流、人口流入貢獻(xiàn)550/73/65/60億千瓦時(shí)左右，對應(yīng)拉動1.38/0.18/0.16/0.15ppt。以上測算大多通過在建產(chǎn)能規(guī)模保守推算、并未計(jì)入未來持續(xù)增長動能，我們看好美國用電需求持續(xù)超預(yù)期。-供給側(cè)：美國電力系統(tǒng)存在歷史累積的投資滯后問題。電源方面，過去十年新增電源主要為支撐能力弱的新能源，但同期退役支撐能力強(qiáng)的煤電，透支備用率；電網(wǎng)方面，輸配電線路長期處于投資滯后狀態(tài)，尤其是高電壓等級的區(qū)域互聯(lián)線路存在缺口。短期看，我們通過項(xiàng)目排期估算2024-26年支撐性電源凈增13/3/4GW，缺口或?qū)⒗螅婚L期看，電源電網(wǎng)建設(shè)周期天然較長，疊加美國電力審批效率低、環(huán)保要求苛刻等問題，供給增長或持續(xù)慢于需求。-缺電可能性：缺電可能性一定程度上決定電價(jià)中樞，而系統(tǒng)備用率決定缺電概率。美國電力監(jiān)管部門一般設(shè)置15%~20%左右的備用率要求。過去十年全美層面?zhèn)溆寐蚀笾略?0%-25%區(qū)間、供應(yīng)總體充裕，但后續(xù)負(fù)荷增長加快或?qū)е聜溆寐士焖偻钢?。我們綜合最大負(fù)荷及支撐裝機(jī)測算得到，若負(fù)荷年增2%，2027~2028年左右備用率跌至監(jiān)管建議范圍以下；若負(fù)荷年增5%，2024~2025年前后備用率即降至建議范圍以下，缺電概率大幅提升。2、電力緊缺周期下哪些主體更受益？-市場化＞管制：市場類型上，我們認(rèn)為由供需關(guān)系定價(jià)的市場化地區(qū)供應(yīng)偏緊時(shí)電價(jià)上行彈性更大。如德州設(shè)有稀缺定價(jià)機(jī)制，若備用率低于一定閾值，電價(jià)可百倍增長，大幅提振所在區(qū)域電力企業(yè)收益。-市場化發(fā)電>電網(wǎng)及垂直一體化>市場化零售：環(huán)節(jié)上，我們認(rèn)為發(fā)電業(yè)務(wù)較電網(wǎng)、零售業(yè)務(wù)更受益。在供給偏緊周期下批發(fā)市場電價(jià)上行確定性高，但零售價(jià)格接受度或存在滯后，因此發(fā)電企業(yè)更充分獲益于批發(fā)電價(jià)上行。-僅1/3電源隨行就市，市場化發(fā)電資產(chǎn)具備稀缺性：美國僅半數(shù)地區(qū)完成電力市場化改革，我們估算當(dāng)前市場化發(fā)電規(guī)模500GW（煤/氣/核/水/新能源分別42/217/41/10/186GW占總裝機(jī)容量~45%。然而，市場化新能源大多簽訂長期固定價(jià)格PPA，并非傳統(tǒng)隨行就市機(jī)組，因此實(shí)際市場化發(fā)電規(guī)?；騼H320GW，占總裝機(jī)容量~30%。3、市場化發(fā)電資產(chǎn)中，哪些電源類型更受益？市場化發(fā)電除受益于電力市場基本面向好外，還可能疊加政策補(bǔ)貼、科技企業(yè)提供溢價(jià)等額外收益，我們認(rèn)為綜合電力市場價(jià)值、政策溢價(jià)、科技企業(yè)溢價(jià)三個(gè)維度，受益前景核電>氣電>新能源>煤電。4、美國電力行業(yè)主要標(biāo)的及投資建議美國大部分電力企業(yè)參與發(fā)電、輸配電、零售等多環(huán)節(jié)業(yè)務(wù)，主營發(fā)電業(yè)務(wù)的獨(dú)立發(fā)電商（IPP）標(biāo)的稀缺。建議優(yōu)先關(guān)注市場化發(fā)電業(yè)務(wù)占比高、用電高增地區(qū)敞口大、核電/氣電在發(fā)電資產(chǎn)中份額較高的IPP企業(yè)，如CEG（未覆蓋VST（未覆蓋NRG（未覆蓋）等；其次可關(guān)注經(jīng)營區(qū)域用電需求增長勢頭強(qiáng)勁，短期彈性較低，但盈利能力長期穩(wěn)定釋放的管制類電力企業(yè)，如Dominion（未覆蓋）等。風(fēng)險(xiǎn)提示：美國AI、產(chǎn)業(yè)回流等用電增長不及預(yù)期，政策補(bǔ)貼不及預(yù)期。更多作者及其他信息請見文末披露頁2美國電力緊缺大周期開啟 4數(shù)字經(jīng)濟(jì)、產(chǎn)業(yè)回流、能源轉(zhuǎn)型、人口等多因素拉動電力需求增長 但審批建設(shè)周期長、環(huán)保政策收緊制約新增供給 隨供給趨緊，電價(jià)中樞或?qū)⑸闲?電力緊缺周期下哪些主體更受益 美國電力行業(yè)格局及市場化進(jìn)展 電力緊缺周期下，市場化發(fā)電>電網(wǎng)及垂直一體化>市場化零售 21哪些電源類型更受益 22電力市場中所有電源均受益，調(diào)峰、靈活機(jī)組>基荷>新能源 23政策補(bǔ)貼當(dāng)前偏好清潔能源，新能源>核電>氣電>煤電 23科技企業(yè)偏好不間斷穩(wěn)定供應(yīng)，核電>氣電>新能源 24美國電力行業(yè)主要企業(yè)梳理 28業(yè)務(wù)類型維度 28電源類型維度 29區(qū)域維度 30風(fēng)險(xiǎn)提示 31附表1美國各州電力市場化現(xiàn)狀 32附表2美國重點(diǎn)區(qū)域電力供需動態(tài) 33圖表1：美國用電需求開啟增長周期 4圖表2：美國2025-26年電力合約價(jià)格顯著抬升 4圖表3：美國數(shù)據(jù)中心在建規(guī)模及分布 圖表4：美國主要云廠商資本開支計(jì)劃持續(xù)增加 圖表5：美國數(shù)據(jù)中心中長期用電增長前景及區(qū)域分布 圖表6：美國虛擬貨幣挖礦用電增長前景及區(qū)域分布 圖表7：美國制造業(yè)投資在產(chǎn)業(yè)政策發(fā)布后顯著加速，典型擴(kuò)產(chǎn)周期2-5年 圖表8：美國光伏制造擴(kuò)產(chǎn)計(jì)劃及用電強(qiáng)度 圖表9：美國電池制造擴(kuò)產(chǎn)計(jì)劃及用電強(qiáng)度 圖表10：美國新能源制造業(yè)回流計(jì)劃區(qū)域分布 圖表11：美國半導(dǎo)體制造產(chǎn)能擴(kuò)產(chǎn)計(jì)劃及區(qū)域分布 圖表12：美國熱泵、電動汽車滲透區(qū)域分布 圖表13：美國重點(diǎn)地區(qū)近三年各州人口凈流入情況 11圖表14：美國用電需求主要驅(qū)動因素總結(jié) 圖表15：美國用電需求增長區(qū)域分布特征總結(jié) 圖表16：美國發(fā)電裝機(jī)容量及發(fā)電量結(jié)構(gòu)，2013-2023年 圖表17：近十年新增電源以新能源為主，支撐性裝機(jī)凈增水平較低 圖表18：近十年輸配電線路亦投資滯后，跨區(qū)輸電能力或積累缺口 3圖表19：美國新增電源新建流程、并網(wǎng)建設(shè)周期示意 圖表20：美國新增電網(wǎng)流程、審批建設(shè)周期示意 圖表21：美國未來幾年新增電源排期 圖表22：退役電源排期 圖表23：綜合電源新增及退役排期，未來幾年支撐性容量凈增不足問題并無明顯改善 圖表24：從當(dāng)前電源新增及退役排期看，未來系統(tǒng)備用率 圖表25：NERC對需求的評估較為保守，上行周期常低估負(fù)荷增長 圖表26：ERCOT地區(qū)備用率趨勢 圖表27：PJM、MISO地區(qū)備用率趨勢 圖表28：主要電網(wǎng)區(qū)域備用率橫向?qū)Ρ?圖表29：美國當(dāng)前電力系統(tǒng)垂直一體化管制模式及發(fā)電、零售兩頭放開市場化模式并存 圖表30：批發(fā)、零售市場化區(qū)域分布 圖表31：管制定價(jià)模式 20圖表32：電力市場定價(jià)模式——批發(fā)市場邊際出清及稀缺定價(jià)機(jī)制 21圖表33：美國電源裝機(jī)容量，按市場化及公用事業(yè)公司持有劃分 22圖表34：新能源多數(shù)簽訂PPA長協(xié)，隨行就市比例很低 22圖表35：新能源PTC及收益隨批發(fā)電價(jià)變化 24圖表36：核電PTC及收益隨批發(fā)電價(jià)變化 24圖表37：美國新能源PPA價(jià)格 25圖表38：美國不同市場綠證價(jià)格 25圖表39：數(shù)據(jù)中心簽約離網(wǎng)電源可能獲得的溢價(jià)空間探討 26圖表40：AWS–Talen離網(wǎng)核電電價(jià)簽訂情況 27圖表41：市場化發(fā)電電源類型受益前景討論 27圖表42：美國主要電力企業(yè)業(yè)務(wù)分布 28圖表43：涉及市場化發(fā)電業(yè)務(wù)的企業(yè)中，市場化發(fā)電業(yè)務(wù)占比 28圖表44：美國主要發(fā)電企業(yè)電源類型分布 29圖表45：持有核電資產(chǎn)規(guī)模排名 29圖表46：持有市場化氣電資產(chǎn)規(guī)模排名 30圖表47：美國主要發(fā)電企業(yè)區(qū)域敞口分布 30圖表48：美國主要電力企業(yè)受益于電力緊缺周期特征總結(jié) 31圖表49：美國各州電力市場化現(xiàn)狀，及各州與ISO/RTO對應(yīng)關(guān)系 32圖表50：ERCOT未來十年負(fù)荷、發(fā)電資源及備用率前景 33圖表51：PJM未來十年負(fù)荷、發(fā)電資源及備用率前景 33圖表52：CAISO未來十年負(fù)荷、發(fā)電資源及備用率前景 33圖表53：MISO未來十年負(fù)荷、發(fā)電資源及備用率前景 344美國電力緊缺大周期開啟美國電力需求在產(chǎn)業(yè)及人口格局調(diào)整背景下迎來增長大周期。AI/挖礦等數(shù)字經(jīng)濟(jì)、產(chǎn)業(yè)回流、能源轉(zhuǎn)型驅(qū)動的終端電氣化、人口增長等多因素促進(jìn)電力需求增長，用電連續(xù)十五年增速中樞為0的時(shí)代或?qū)⒔K結(jié)。然而，電力供給爬坡周期天然較長，疊加美國本土電力格局分散、決策效率低，環(huán)保要求較嚴(yán)等問題，中短期內(nèi)供給增長或持續(xù)慢于需求。據(jù)美國洲際交易所（ICE美國主要電力市場1-2年期電力期貨價(jià)格由30-40美元/MWh歷史中樞上漲至50-70美元/MWh，十年期期貨價(jià)格亦罕見增長，體現(xiàn)出市場對美國電力長期趨緊的預(yù)期。針對市場關(guān)注的焦點(diǎn)問題1）美國新興負(fù)荷貢獻(xiàn)多少用電增量2）供給趨緊條件下是否會出現(xiàn)缺電3）缺電情景下電價(jià)及電力企業(yè)收益如何傳導(dǎo)。我們認(rèn)為，美國本輪新增負(fù)荷區(qū)域分布不均衡，且不同地區(qū)電力供給條件（電源增減動態(tài)、電網(wǎng)互聯(lián)水平等）存在差異，因此需落實(shí)到區(qū)域?qū)用嬗^察供需動態(tài)及缺電可能性。同時(shí)，美國各區(qū)域電力市場化步調(diào)不一，電價(jià)形成機(jī)制亦有較大差異，因此電價(jià)及電力企業(yè)盈利的傳導(dǎo)更需分區(qū)域討論。以下我們嘗試梳理美國重點(diǎn)地區(qū)新興負(fù)荷增量、電力供給動態(tài)及缺電可能性。美國用電需求開啟增長周期美國用電量（TWh）美國用電量（TWh）5,0004,0003,000重回上行通道需求穩(wěn)定電力需求上行周期2,000重回上行通道需求穩(wěn)定電力需求上行周期1,00001990199119901991199219931994199519961997199819992000200120022003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E2031E2032E2033E2034E注：2024年后用電需求僅為預(yù)測示意，CAGR~2%資料來源：EIA，中金公司研究部圖表2：美國2025-26年電力合約價(jià)格顯著抬升0——EASTCOAST-NewYorkZoWESTCOAST-SP15注：2024年價(jià)格為1-4月平均水平資料來源：ICE，Bloomberg，中金公司研究部5在電力需求側(cè)，我們認(rèn)為按增量規(guī)模排序，5年左右中期尺度內(nèi)拉動美國用電增長的主要因素為數(shù)字經(jīng)濟(jì)、能源轉(zhuǎn)型驅(qū)動的終端電氣化、產(chǎn)業(yè)回流、人口流入四大類，分別至少貢獻(xiàn)年用電增量550/73/65/60億千瓦時(shí)，對應(yīng)拉動總用電增長1.38/0.18/0.16/0.15ppt，新興負(fù)荷總計(jì)至少拉動用電增長~2%。這些新增負(fù)荷部分是長期增長的慢變量，如終端電氣化、人口流入等；部分或?yàn)殡A躍增長的快變量，如在建數(shù)據(jù)中心規(guī)模大幅增加，通脹削減法案等產(chǎn)業(yè)政策后同期擴(kuò)張的制造業(yè)產(chǎn)能后續(xù)密集投產(chǎn)等。具體而言：數(shù)據(jù)中心和虛擬貨幣挖礦是美國數(shù)字經(jīng)濟(jì)領(lǐng)域用電的主要來源。據(jù)美國能源信息署（EIA當(dāng)前美國數(shù)據(jù)中心、挖礦份額均處于全球第一，且份額有逐年提升趨勢：2023年，美國在運(yùn)數(shù)據(jù)中心超過5000座，占全球一半左右，較2021年1/3左右份額進(jìn)一步提升，挖礦算力份額占全球38%左右。數(shù)據(jù)中心：據(jù)美國聯(lián)邦能源管理委員會（FERC）、美國電力科學(xué)研究院（EPRI）、JLL等機(jī)構(gòu)估測，2023年美國數(shù)據(jù)中心容量/年用電量分別為19GW/1500億千瓦時(shí)1，2024年電力容量或增至21GW左右，估算年用電量近1700億千瓦時(shí)，占總用電量比重超過4%。AI相關(guān)應(yīng)用發(fā)展拉動數(shù)據(jù)中心建設(shè)顯著加速，在建規(guī)模由2020年的1GW增至2023年的超過5GW2，考慮新建數(shù)據(jù)中心2年左右擴(kuò)產(chǎn)周期，我們認(rèn)為僅當(dāng)前在建規(guī)模就可支撐短期年均3GW左右負(fù)荷增量，假設(shè)負(fù)載率95%，則年用電增量至少達(dá)250億千瓦時(shí)，拉動總用電增長~0.63%。中期增長前景方面，數(shù)據(jù)中心建設(shè)主力云廠商資本開支預(yù)期強(qiáng)勁，亞馬遜、微軟、谷歌、META四大云廠商資本開支計(jì)劃仍在增加，2024、2025年資本開支增速分別為22%/8%，我們認(rèn)為或可支撐未來5年內(nèi)數(shù)據(jù)中心在建及投產(chǎn)規(guī)模至少與當(dāng)前水平相當(dāng)。長期增長前景方面，我們參考EPRI長期展望。EPRI考慮算力需求、能效提升等因素后對數(shù)據(jù)中心用電設(shè)置低增、溫和增長、高增、快速增長四個(gè)參考情景3，對應(yīng)2023-2030年用電增長CAGR3.7%/5%/10%/15%，年均用電增量60/90/210/360億千瓦時(shí)左右。區(qū)域分布上，當(dāng)前全美80%數(shù)據(jù)中心集中分布在15個(gè)州，多為大型科技企業(yè)、政治中心附近或電價(jià)中樞較低地區(qū)，且在建及計(jì)劃新增容量大多仍集中在這些一梯隊(duì)地區(qū)，區(qū)域集中格局未見改變。按州劃分，弗吉尼亞、德州、加州、伊利諾伊份額占全美22%/14%/6%/5%，按電力市場化區(qū)域劃分，PJM、CAISO、ERCOT區(qū)域電力市場數(shù)據(jù)中心負(fù)荷最為集中4。EPRI，AnalyzingArtificialIntelligenceandDataCenterEnergyConsumption，2024;FERC,SummerEnergyMarketandElectricReliabilityAssessment,2024JLL，NorthAmericaDataCenterReport，2023低增情景對應(yīng)ChatGPT之前數(shù)據(jù)中心資本支出擴(kuò)張計(jì)劃；溫和增長情景主要考慮當(dāng)前已明確的擴(kuò)建計(jì)劃和規(guī)模；高增情景中考慮算力需求持續(xù)增長、但能效提升；快速增長情景中考慮算力需求持續(xù)增長、但能效提升緩慢。電力市場區(qū)域PJM=PJMInterconnection，CAISO=CaliforniaIndependentSystemOperator,ERCOT=ElectricityReliabilityCouncilofTexas,MISO=MidcontinentIndependentSystemOperator，NYISO=NewYorkIndependentSystemOperator,ISO-NE=NewEnglandIndependentSystemOperator,SPP=SouthwestPowerPool，美國電力市場化區(qū)域ISO/RTO與州的對應(yīng)關(guān)系列于附表1。6圖表3：美國數(shù)據(jù)中心在建規(guī)模及分布86420美國數(shù)據(jù)中心在建規(guī)模（GW）分區(qū)域數(shù)據(jù)中心在運(yùn)、在建規(guī)模（GW）運(yùn)行中在建8642020201H20202H20211H20212H20221H20222H20231H20232HPJMOutsideISOCAISO20201H20202H20211H20212H20221H20222H20231H20232H注：右圖數(shù)據(jù)中心區(qū)域在運(yùn)及在建規(guī)模統(tǒng)計(jì)截至20232H，OutsideISO表示電力市場化區(qū)域外的管制地區(qū)資料來源：JLL，標(biāo)普全球研究，中金公司研究部圖表4：美國主要云廠商資本開支計(jì)劃持續(xù)增加美國主要云廠商資本開支計(jì)劃（十億美元）40%Amazon亞馬遜Microsoft微軟Google谷歌YoY0資料來源：公司公告，Bloomberg，中金公司研究部Amazon亞馬遜Microsoft微軟Google谷歌YoY0資料來源：公司公告，Bloomberg，中金公司研究部圖表5：美國數(shù)據(jù)中心中長期用電增長前景及區(qū)域分布全美數(shù)據(jù)中心中長期用電估測情景CAGR2023年用電量（億千瓦時(shí)）2030年用電量（億千瓦時(shí)）2023-2030年用電增量（億千瓦時(shí)）2023-2030年增幅快速增長15.0%1,5214,0392,518166%高速增長10.0%1,5212,9641,44395%溫和增長5.0%1,5212,14061941%低速增長3.7%1,5211,96344229%數(shù)據(jù)中心用電區(qū)域分布2030年2030年用電量估測（億千瓦時(shí)）2023年用電量估測（億千瓦時(shí)）2023年占州用電量比重2030年占州用電量比重州數(shù)據(jù)中心占全國份額排序123456789 弗吉尼亞22%339伊利諾伊5%75俄勒岡4%64亞利桑那4%63愛荷華4%62佐治亞4%62賓夕法尼亞3%464255%4%5%7%4%6% 8% 7% 7% 注：假設(shè)區(qū)域份額占比不變，總量增長參考EPRI高增長情景資料來源：EPRI，中金公司研究部7虛擬貨幣：據(jù)EIA調(diào)研估測，2023年美國虛擬貨幣挖礦電力容量及年用電量10GW/700億千瓦時(shí)左右5，占總用電量比重近2%。未來挖礦負(fù)荷容量及用電量增量較數(shù)據(jù)中心更難判斷，一方面挖礦負(fù)荷更分散難以監(jiān)管統(tǒng)計(jì)，另一方面挖礦產(chǎn)能、負(fù)載率與虛擬貨幣價(jià)格、挖礦效率變化、電價(jià)等因素相關(guān)，若虛擬貨幣價(jià)格維持高位，則產(chǎn)能和負(fù)載率均會更高。當(dāng)前，挖礦負(fù)載最密集的德州地區(qū)已有41GW新增挖礦負(fù)荷申請、9GW獲批6，保守假設(shè)獲批的9GW在未來五年陸續(xù)投運(yùn)，則德州年新增1-2GW左右，考慮德州挖礦份額占全美1/3左右，則全美挖礦負(fù)荷年增或達(dá)3-6GW。假設(shè)設(shè)備負(fù)載率~80%，美國虛擬貨幣挖礦未來年用電增量可達(dá)210-420億千瓦時(shí)左右，增量量級或與數(shù)據(jù)中心相當(dāng)，可拉動總用電增長0.5~1%。區(qū)域分布上，在運(yùn)挖礦負(fù)荷主要分布在德州及東南部地區(qū)，德州、佐治亞、紐約份額占全美29%/10%/9%，德州目前儲備項(xiàng)目最多。東南部各州電力供應(yīng)機(jī)制仍為管制模式，因此新增挖礦負(fù)荷影響最大的市場化區(qū)域?yàn)镋RCOT。圖表6：美國虛擬貨幣挖礦用電增長前景及區(qū)域分布排序州算力占比2023年容量估測（GW）2023年用電量估測（億千瓦時(shí)）2030年用電量估測（億千瓦時(shí)）1德克薩斯州29%2.92006192佐治亞州10%1.0682093456789紐約州賓夕法尼亞州田納西州俄克拉荷馬州維吉尼亞州南卡羅來納州北卡羅來納州肯塔基州9%0.9614%0.428882%0.2122%0.2111%0.11%0.191%0.181%0.17注：假設(shè)區(qū)域份額占比不變，負(fù)荷總量按每年增加3GW的保守情景估算資料來源：EIA，F(xiàn)oundryUSA，中金公司研究部美國近年來通過補(bǔ)貼本土制造、設(shè)置貿(mào)易壁壘等方式引導(dǎo)新能源、半導(dǎo)體等關(guān)鍵制造業(yè)回流，2022年芯片與科學(xué)法案、通脹削減法案發(fā)布后制造業(yè)密集投資擴(kuò)產(chǎn)。當(dāng)前，多數(shù)產(chǎn)能仍在投資建廠階段，還未轉(zhuǎn)化為實(shí)質(zhì)性用電負(fù)荷，但考慮半導(dǎo)體制造2-4年、新能源制造不同環(huán)節(jié)的2-5年的擴(kuò)產(chǎn)爬坡周期，相關(guān)產(chǎn)能或在2024年底至2027年前后密集投產(chǎn)。EIA，TrackingelectricityconsumptionfromU.S.cryptocurrencyminingoperationsNERC，LTRA20238圖表7：美國制造業(yè)投資在產(chǎn)業(yè)政策發(fā)布后顯著加速，典型擴(kuò)產(chǎn)周期2-5年制造業(yè)投資（十億美元）0制造業(yè)投資（十億美元）0芯片與科學(xué)法案、通脹削減法案發(fā)布201020112012201320142015201620172018201920202021202220232024資料來源：USCensusBureau，IEA，中金公司研究部新能源制造業(yè)：通脹削減法案顯著促進(jìn)新能源制造產(chǎn)能擴(kuò)產(chǎn)。當(dāng)前美國在建、宣布擴(kuò)產(chǎn)的光伏組件產(chǎn)能接近60GW，為現(xiàn)有產(chǎn)能的3倍，其中在建/宣布擴(kuò)建分別1.5/55GW。電池電芯在建和宣布擴(kuò)產(chǎn)的產(chǎn)能高達(dá)超過1000GWh，是現(xiàn)有產(chǎn)能的近10倍，其中在建/宣布擴(kuò)建分別590/490GWh。從擴(kuò)產(chǎn)環(huán)節(jié)上看，美國目前已開建的新能源產(chǎn)能主要集中在中下游環(huán)節(jié)，如光伏偏中上游的電池片、硅片已有擴(kuò)產(chǎn)計(jì)劃但很少開建；電池電芯的在建和宣布擴(kuò)產(chǎn)產(chǎn)能是偏中上游的正極、負(fù)極、電解液等產(chǎn)能的4倍以上。可見中上游環(huán)節(jié)的產(chǎn)能建設(shè)挑戰(zhàn)更大，全產(chǎn)業(yè)鏈回流困難。結(jié)合擴(kuò)產(chǎn)計(jì)劃及各環(huán)節(jié)單位電耗，我們測算光伏組件、電池電芯在建產(chǎn)能投產(chǎn)后用電增量分別為0.2/32億千瓦時(shí)左右，假設(shè)中上游環(huán)節(jié)25%由美國本土生產(chǎn)，則對應(yīng)中上游制造年用電量15/10億千瓦時(shí)。因此，光伏、電池全產(chǎn)業(yè)鏈在建產(chǎn)能投運(yùn)后貢獻(xiàn)年用電量近60億千瓦時(shí)，考慮新能源制造產(chǎn)能爬坡期3年左右，則年均用電增量~20億千瓦時(shí)左右，拉動總用電增長0.05%。若進(jìn)一步將宣布擴(kuò)產(chǎn)但未開建產(chǎn)能納入考慮，則相關(guān)產(chǎn)能投運(yùn)后年用電增量或高達(dá)130億千瓦時(shí)以上。區(qū)域分布上，新能源制造業(yè)回流區(qū)域主要為佐治亞、北卡、密西根等傳統(tǒng)制造業(yè)地區(qū)，這些地區(qū)電力體制多為成本加成定價(jià)的管制模式，新增新能源用電影響最大的市場化區(qū)域?yàn)镻JM。圖表8：美國光伏制造擴(kuò)產(chǎn)計(jì)劃及用電強(qiáng)度6050403020美國光伏組件擴(kuò)產(chǎn)進(jìn)展（GW）光伏制造單位電耗（億千瓦時(shí)/GW光伏制造單位電耗（億千瓦時(shí)/GW）2.52.00.50.0多晶硅硅片電池片多晶硅硅片電池片組件全產(chǎn)業(yè)鏈注：擴(kuò)產(chǎn)產(chǎn)能統(tǒng)計(jì)截至2023年底資料來源：BNEF，中金公司研究部9圖表9：美國電池制造擴(kuò)產(chǎn)計(jì)劃及用電強(qiáng)度電池制造單位電耗（億千瓦時(shí)/GW電池制造單位電耗（億千瓦時(shí)/GW）0已投運(yùn)在建負(fù)極正極銅箔隔膜電池制造全產(chǎn)已投運(yùn)在建注：擴(kuò)產(chǎn)產(chǎn)能統(tǒng)計(jì)截至2024年2月資料來源：BNEF，中金公司研究部圖表10：美國新能源制造業(yè)回流計(jì)劃區(qū)域分布伊利諾伊佐治亞資料來源：BNEF，中金公司研究部半導(dǎo)體制造業(yè)：美國芯片與科學(xué)法案后，半導(dǎo)體產(chǎn)能擴(kuò)產(chǎn)投資規(guī)模超過2000億美元7，從已披露擴(kuò)產(chǎn)項(xiàng)目看，新建/擴(kuò)建工廠單位負(fù)荷投資額中樞約為1.1億美元/MW、0.7億美元/MW，由此估算2000億美元投資至少對應(yīng)2.2GW以上電力負(fù)荷，與第三方機(jī)構(gòu)standearth統(tǒng)計(jì)的英特爾、臺積電、Micron、三星四大半導(dǎo)體企業(yè)擴(kuò)產(chǎn)負(fù)荷2.1GW相符。假設(shè)芯片制造負(fù)載率~70%，則擴(kuò)產(chǎn)產(chǎn)能用電量增量在135億千瓦時(shí)左右，考慮2-4年產(chǎn)能擴(kuò)建周期，年均用電增量或在45億千瓦時(shí)左右，拉動總用電增長0.1%。區(qū)域分布上，當(dāng)前擴(kuò)產(chǎn)半導(dǎo)體產(chǎn)能集中在亞利桑那州、俄亥俄州、俄勒岡州、愛達(dá)荷州、德州等地，多為電力管制區(qū)域，新增用電負(fù)荷影響最大的市場化區(qū)域?yàn)镋RCOT、PJM。CSIS，EnergyConsiderationsattheDawnofStrategicManufacturing，2024圖表11：美國半導(dǎo)體制造產(chǎn)能擴(kuò)產(chǎn)計(jì)劃及區(qū)域分布投資額（億美元）電力需求（MW）區(qū)域分布200200361亞利桑那俄亥俄900紐約愛達(dá)荷250200德州400380亞利桑那資料來源：公司公告，standearth，麥肯錫，中金公司研究部美國需求側(cè)能源轉(zhuǎn)型兩大主要場景為建筑、交通領(lǐng)域以電代油氣的熱泵和電動汽車應(yīng)用。熱泵：據(jù)EIA統(tǒng)計(jì)，2020年美國熱泵滲透率已超過13%，1.2億戶居民中熱泵使用戶數(shù)約1600萬戶。考慮熱泵典型容量及負(fù)載率3.5kW/18%，則熱泵負(fù)荷容量/年用電量56GW/880億千瓦時(shí)左右。熱泵滲透前景與氣候條件、電價(jià)及地方層面能源轉(zhuǎn)型政策規(guī)制相關(guān)，我們根據(jù)業(yè)內(nèi)目標(biāo)值保守估計(jì)2030年熱泵滲透戶數(shù)達(dá)到2000萬戶左右8，年均增加50萬戶，則年新增負(fù)荷容量/用電量分別為2GW/28億千瓦時(shí)，拉動總用電增長0.07%。電動汽車：美國當(dāng)前電動汽車保有量300萬輛左右，假設(shè)15000公里年行駛里程及百公里20千瓦時(shí)綜合耗電，則當(dāng)前電動車年用電量90億千瓦時(shí)左右。假設(shè)未來美國電動車保有量年均新增150~300萬輛，對應(yīng)滲透率約10%~20%，則電動汽車充電每年增量45-90億千瓦時(shí)，拉動總用電增長0.1~0.2%。區(qū)域分布上，熱泵主要滲透區(qū)域在佛羅里達(dá)、德州等南部區(qū)域，電動車則集中在加州等地；電動汽車分布更加集中，滲透較快地區(qū)主要為加州、佛羅里達(dá)、德州等，新增用電負(fù)荷影響最大的市場化區(qū)域?yàn)镃AISO、ERCOT。圖表12：美國熱泵、電動汽車滲透區(qū)域分布1200120010008006004002000電動汽車保有量（千量）加利福利尼亞州佛羅里達(dá)州德克薩斯州紐約州華盛頓州新澤西州注：熱泵保有量為2020年水平，電動汽車保有量為2023年水平資料來源：EIA，中金公司研究部RMI，Whata20millionheatpumpcommitmentmeansfortheUS，2023疫情后全球人口格局出現(xiàn)調(diào)整，美國近年來總?cè)丝诔蕛袅魅霊B(tài)勢。據(jù)USCensusBureau，2021-2023年人口凈流入50/120/160萬人。我們暫不考慮人口流入帶來的商業(yè)與工業(yè)用電，僅考慮居民用電增量，按照2023年居民年人均用電量4100千瓦時(shí)估算，2021-23年人口凈流入拉動居民用電增量140億千瓦時(shí)。假設(shè)未來年均人口凈流入150萬人，對應(yīng)年均居民用電增量60億千瓦時(shí)左右，拉動總用電增長~0.15%。各區(qū)域人口凈流入存在顯著不均衡。德州、佛羅里達(dá)等南部地區(qū)密集凈流入，加州、紐約等地區(qū)凈流出，2021-2023年德州、佛羅里達(dá)、北卡人口凈流入或貢獻(xiàn)居民用電增量52/42/16億千瓦時(shí)。此外值得注意的是，由于居民負(fù)載率低，故雖然用電量增量規(guī)模看似有限，但對最大負(fù)荷貢獻(xiàn)程度高，人口凈流入地區(qū)夏季、晚間等高峰期電力緊缺發(fā)生可能性變大。圖表13：美國重點(diǎn)地區(qū)近三年各州人口凈流入情況萬人萬人202120222023806040200-20-40-60-80德州佛羅里達(dá)北卡羅萊納佐治亞亞利桑那賓夕法尼亞路易斯安納伊利諾伊紐約加州資料來源：USCensus資料來源：US綜合以上用電增長驅(qū)動因素分析，我們保守估算未來5年美國新興負(fù)荷年均至少增加13GW，對應(yīng)年用電增量750億千瓦時(shí)，約為2023年總用電量的近2%。分負(fù)荷類型看，數(shù)字經(jīng)濟(jì)、終端電氣化、重點(diǎn)產(chǎn)業(yè)回流、人口流入年均貢獻(xiàn)用電增量550/73/65/60億千瓦時(shí)左右，對應(yīng)拉動總用電量增長1.38/0.18/0.16/0.15ppt。在此基礎(chǔ)上，用電增長還有可能持續(xù)超預(yù)期。當(dāng)前我們對數(shù)字經(jīng)濟(jì)、終端電氣化、重點(diǎn)產(chǎn)業(yè)回流等方面的負(fù)荷增量均選取偏保守情景，大多僅用當(dāng)前在建規(guī)?；A(chǔ)上推算增量，并未計(jì)入持續(xù)增長動能。此外，在我們考慮的重點(diǎn)負(fù)荷之外，還有較多增量因素：如新能源制造中除光伏和電池制造外，制氫產(chǎn)業(yè)電耗高，雖然當(dāng)前綠氫IRA補(bǔ)貼規(guī)則門檻設(shè)置較為苛刻，短期產(chǎn)業(yè)擴(kuò)產(chǎn)進(jìn)展滯后，但若發(fā)展加速，未來可能成為另一大用電增量來源；再如美國油氣等傳統(tǒng)產(chǎn)業(yè)發(fā)展景氣，對用電需求存在持續(xù)拉動作用?？偨Y(jié)而言，美國中長期電力需求增長前景廣闊，若數(shù)字經(jīng)濟(jì)發(fā)展、產(chǎn)業(yè)回流持續(xù)，用電增長或持續(xù)高于當(dāng)前認(rèn)知。分區(qū)域看，我們測算ERCOT、PJM、東南部三區(qū)域用電增長或占全美增量六成。ERCOT區(qū)域受數(shù)據(jù)中心、挖礦、人口凈流入等多因素拉動用電增長預(yù)期強(qiáng)勁，PJM受制造業(yè)回流拉動較大，東南部電力管制州制造業(yè)回流及人口凈流入貢獻(xiàn)用電增量。我們保守估算，若年用電增量750億千瓦時(shí)，ERCOT、PJM、東南部管制地區(qū)增量均在150億千瓦時(shí)左右，三區(qū)域用電增長或占全美用電增量六成左右，其中ERCOT用電增速至少在3%以上。圖表14：美國用電需求主要驅(qū)動因素總結(jié) 分類未來5年年均用電量增量（億千瓦時(shí)）占2023年總用電量比重未來5年年均負(fù)荷增量（GW）數(shù)字經(jīng)濟(jì)數(shù)據(jù)中心2500.6%3產(chǎn)業(yè)回流終端電氣化人口挖礦新能源制造半導(dǎo)體制造熱泵EV居民用電30030020452845600.8%0.1%0.1%0.1%0.1%0.2%450.7223 總計(jì) 748 1.9% 12.8 資料來源：EIA，EPRI，F(xiàn)oundryUSA，BNEF，中金公司研究部圖表15：美國用電需求增長區(qū)域分布特征總結(jié)（億千瓦時(shí)）（億千瓦時(shí)）數(shù)據(jù)中心挖礦新能源制造半導(dǎo)體制造熱泵EV居民用電區(qū)域年均用電增量占全國比重區(qū)域年均用電增量估算年均用電增量估算2503002045284560748100%ERCOT29%0%9%6%3%28%19%PJM34%9%54%8%7%19%東南部管制地區(qū)35%35%21%40%18%CAISO6%0%0%0%50%-12%314%注：各負(fù)荷增量類型區(qū)域分布通過產(chǎn)能擴(kuò)張計(jì)劃、投資額、保有量等推算，假設(shè)區(qū)域份額不變資料來源：EIA，EPRI，F(xiàn)oundryUSA，BNEF，中金公司研究部美國電力供給端電源電網(wǎng)均有投資滯后，建設(shè)低效問題。電源方面，2023年發(fā)電量結(jié)構(gòu)中氣電/核電/煤電/新能源/水電占比分別為43%/18%/16%/16%/6%。近幾年年均裝機(jī)容量凈增10-20GW，但新增容量主要為對電力系統(tǒng)支撐能力較弱的新能源，退役電源為支撐能力較強(qiáng)的煤電，支撐裝機(jī)容量凈增量多在0以下，一定程度透支發(fā)電側(cè)備用率；電網(wǎng)方面，美國電網(wǎng)頂層規(guī)劃較弱且供應(yīng)格局分散，在擴(kuò)建升級時(shí)由于涉及主體較多、協(xié)調(diào)周期長，因此輸配電線路長期處于投資滯后狀態(tài)，尤其是高電壓等級的區(qū)域間互聯(lián)線路存在缺口。圖表16：美國發(fā)電裝機(jī)容量及發(fā)電量結(jié)構(gòu)，2013-2023年6005004003002001000020132014201520162017201820192020202120222023一水電煤電——?dú)怆姾穗姟L(fēng)電——光伏其他凈發(fā)電量（凈發(fā)電量（TWh）2013201420152016201720182019202020212022資料來源：EIA，中金公司研究部圖表17：近十年新增電源以新能源為主，支撐性裝機(jī)凈增水平較低圖表18：近十年輸配電線路亦投資滯后，跨區(qū)輸電能力或積累缺口403020-10-20新增裝機(jī)結(jié)構(gòu)（GW）20132014201520162017201820192020202120222023水電煤電氣電核電風(fēng)電光伏其他 裝機(jī)增量 支撐裝機(jī)增量4,000020132014201520162017201820192注：支撐裝機(jī)容量=夏季凈裝機(jī)容量×支撐系數(shù)，風(fēng)電、光伏支撐系數(shù)取NERC披資料來源：NERC，中金公司研究部露的各區(qū)域平均值，風(fēng)電~15%，光伏~40%資料來源：EIA，NERC，中金公司研究部我們認(rèn)為，電力供給側(cè)建設(shè)周期天然較負(fù)荷長，再疊加美國電力建設(shè)效率低、環(huán)保等其他制度限制等特色問題，其電力供給彈性或比預(yù)期更低。具體來看：第一，美國新建電源、電網(wǎng)周期均較長。新建電源需經(jīng)歷并網(wǎng)申請→可研→系統(tǒng)及設(shè)備影響評估→并網(wǎng)協(xié)議→建設(shè)→投運(yùn)的系列流程，其中從并網(wǎng)申請至獲得并網(wǎng)協(xié)議周期近三年，風(fēng)電/光伏/光儲/氣電/儲能并網(wǎng)審批周期中樞分別在40/30/29/25/20個(gè)月；從獲得并網(wǎng)協(xié)議至投運(yùn)間建設(shè)周期水電、核電機(jī)組長達(dá)10年，氣電4-5年，風(fēng)電、光伏等新能源建設(shè)周期1-2年，因此傳統(tǒng)電源短期內(nèi)難以靈活增加供給，增量主要靠新能源；新建電網(wǎng)輸電線路從審批到建設(shè)投產(chǎn)周期需要7-13年，其中大型電力變壓器交貨周期2年左右。圖表19：美國新增電源新建流程、并網(wǎng)建設(shè)周期示意電源建設(shè)設(shè)備影響研究設(shè)備影響研究系統(tǒng)影響研究服務(wù)申請客戶協(xié)商并網(wǎng)審批資料來源：LBNL，IEA，中金公司研究部圖表20：美國新增電網(wǎng)流程、審批建設(shè)周期示意7.5~13年7.5~13年成本分配，F(xiàn)ERC核定費(fèi)率6~12個(gè)月輸電線路選址建設(shè)聯(lián)邦合規(guī)程序輸電線路規(guī)劃3~5年3~5年資料來源：IEA，ERCOT，中金公司研究部第二，部分電源受環(huán)保政策限制面臨加速退役。美國環(huán)保局EPA對氣電、煤電設(shè)有嚴(yán)格環(huán)保限制。氣電：允許新增，但新建大型基荷氣電必須配套碳捕集設(shè)施或使用生物燃料。已有機(jī)組暫不受額外減排要求；煤電：不允許新增，已有機(jī)組受煤灰處理政策、減排政策要求需要升級改造9。其中，煤灰處理政策針對全部已有機(jī)組、已經(jīng)生效，部分煤電由于滿足煤灰要求新增成本高計(jì)劃提前退役；減排政策時(shí)間上仍有緩沖期——若要運(yùn)行至2039年后，則2032年前需要配置碳捕集CCS減排90%，若在2032-2039年前退役也需要在2030年前通過改造減排16%，2032年前退役煤電無需減排改造。但減排所需升級成本更高，配套CCS減排改造后煤電發(fā)電成本上漲40%以上，幾乎難以在電力市場獲利，因此若減排政策繼續(xù)推行且碳捕集技術(shù)不顯著降本，煤電裝機(jī)將在2032年前后進(jìn)一步大量退出。EPA預(yù)計(jì)在煤灰及減排政策影響下，2023—2035年美國將有126GW煤炭機(jī)組退役，2040年后預(yù)計(jì)僅剩12GW繼續(xù)運(yùn)行。從新增、退役電源排期視角看，在建項(xiàng)目排期隱含2024、2025年新增電源容量50/45GW左右,其中新能源八成左右，新增支撐性容量9/12GW。2024、2025年退役容量8GW/17GW左右，主要為煤電、氣電、核電。綜合考慮電源增減，2024、2025年裝機(jī)容量凈增43/28GW，支撐性容量凈增13/3GW，支撐性容量凈增不足問題并無明顯改善。若新建電源、電網(wǎng)建設(shè)不根本性提效，環(huán)保政策不放松，則電力供需趨緊、在運(yùn)電源稀缺性不斷提升。EPA，LegacyCoalCombustionResidualsSurfaceImpoundmentsandCCRManagementUnits圖表21：美國未來幾年新增電源排期圖表22：退役電源排期60504030200新增電源計(jì)劃（GW）2024E2025E2026E2027E2028E新增電源計(jì)劃（GW）02024E2025E2026E2027E2028E光伏注：截至2023年底的計(jì)劃新增電源排期，由于新能源建設(shè)周期多在1-2年，故2026年以后新增裝機(jī)容量仍有滾動增加空間，圖中未包含儲能容量資料來源：EIA，中金公司研究部注：截至2023年底的計(jì)劃退役電源排期資料來源：EIA，中金公司研究部圖表圖表23：綜合電源新增及退役排期，未來幾年支撐性容量凈增不足問題并無明顯改善0.-.--0.-.--2024E2025E2026E2027E2028E 資料來源：EIA，EPA，中金公司研究部美國市場化地區(qū)電價(jià)傳導(dǎo)及接受能力均很強(qiáng)，在供給趨緊、發(fā)生缺電時(shí)價(jià)格上漲彈性大，相關(guān)電力企業(yè)盈利空間或顯著抬升。電價(jià)中樞一定程度上由缺電概率決定，而系統(tǒng)備用率決定缺電概率。短期電力需求彈性極低，在發(fā)生缺電時(shí)價(jià)格邊際上漲空間很大，將顯著抬高平均電價(jià)，因此缺電概率一定程度上決定著電價(jià)中樞。對于某一區(qū)域電力市場而言，缺電概率常用備用率（reservemargin）表征預(yù)判，備用率=（跨區(qū)互聯(lián)容量+當(dāng)?shù)刂涡噪娫囱b機(jī)容量-最大負(fù)荷）/最大負(fù)荷，即本地可發(fā)電容量與可調(diào)度外地發(fā)電容量供給之和與峰段需求的相對關(guān)系，美國電力監(jiān)管部門一般視區(qū)域供需特征設(shè)置15%~20%左右的備用率要求。美國過去十年全國層面?zhèn)溆寐蚀笾略?0%-25%區(qū)間、供應(yīng)總體充裕，但后續(xù)負(fù)荷增長加快或?qū)е聜溆寐士焖偻钢?。我們綜合最大負(fù)荷及支撐裝機(jī)測算得到，美國全國層面電力系統(tǒng)備用率在20~25%區(qū)間，近幾年由于傳統(tǒng)電源退出較多，凈裝機(jī)增量為負(fù)，備用率降至~20%。向前看，電源支撐裝機(jī)短期（3年左右）基本由項(xiàng)目排期決定，長期增量亦有環(huán)保、審批制約彈性較?。回?fù)荷側(cè)根據(jù)我們上述保守估算，年均增速或至少在2%以上。我們設(shè)置未來負(fù)荷年增2%、3%、5%三個(gè)情景分別測算備用率走勢：負(fù)荷低增情景下2027~2028年左右備用率跌至監(jiān)管建議范圍以下，負(fù)荷高增情景下2024~2025年前后即降至建議范圍以下，出現(xiàn)缺電概率大幅提升。圖表24：從當(dāng)前電源新增及退役排期看，未來系統(tǒng)備用率CAGR+2%監(jiān)管要求的備用率參考范圍CAGR+3%CAGRCAGR+5%低負(fù)荷增速注低負(fù)荷增速注：備用率=（支撐性裝機(jī)–最大負(fù)荷）/最大負(fù)荷，未來支撐性裝機(jī)通過EIA公布的項(xiàng)目排期測算，最大負(fù)荷設(shè)置低中高增三個(gè)參考情景，對應(yīng)CAGR2%、3%、5%資料來源：EIA，NERC，中金公司研究部分區(qū)域看，北美電力可靠性委員會NERC每年對未來十年各區(qū)域備用率進(jìn)行詳細(xì)評估10，但其需求預(yù)測偏保守，或高估各地備用率。我們認(rèn)為，NERC對供給的預(yù)判一般較為準(zhǔn)確，但需求預(yù)測保守，回溯歷史，其在電力需求上行周期的負(fù)荷預(yù)測較實(shí)際情況偏差很大。對需求的低估主要是由于美國電力監(jiān)管部門前期規(guī)定ISO/RTO在長期供需評估中不能納入未簽訂并網(wǎng)協(xié)議的負(fù)荷，我們看到在2023年最新評估中，增長前景較為確定但未簽協(xié)議的數(shù)據(jù)中心、挖較高負(fù)荷增速礦、產(chǎn)業(yè)回流等新興負(fù)荷增長未納入考慮。圖表25：NERC對需求的評估較為保守，上行周期常低估負(fù)荷增長543210TWh資料來源：NERC，中金公司研究部NERC，Long-TermReliabilityAssessment50%40%30%20%10%0%-10%-20%-30%18014012010080600考慮負(fù)荷調(diào)整后評估（GW）備用率圖表27：PJM、MISO地區(qū)備用率趨勢注：ERCOT負(fù)荷調(diào)整基于2024年6月最新披露的潛在并網(wǎng)負(fù)荷量，我們假設(shè)潛在負(fù)荷半數(shù)在未來十年投產(chǎn)資料來源：NERC，ERCOT，中金公司研究部在NERC基礎(chǔ)上，我們調(diào)整測算各區(qū)域備用率發(fā)現(xiàn)，ERCOT、MISO等地缺電概率較大。從測算結(jié)果來看，部分地區(qū)或出現(xiàn)供給不足驅(qū)動的缺電，典型的如MISO——雖然新興負(fù)荷增長動力不足，但煤電、氣電等傳統(tǒng)電源退出激進(jìn)，導(dǎo)致備用率下行；部分地區(qū)當(dāng)前備用率較為充裕，但需求快速增長或透支備用率，典型的如ERCOT——當(dāng)前備用率在30%上下，但負(fù)荷增長強(qiáng)勁，ERCOT最新內(nèi)部評估未來可能并網(wǎng)的潛在負(fù)荷增量或高達(dá)15050%40%30%20%10%0%-10%-20%-30%18014012010080600考慮負(fù)荷調(diào)整后評估（GW）備用率圖表27：PJM、MISO地區(qū)備用率趨勢注：ERCOT負(fù)荷調(diào)整基于2024年6月最新披露的潛在并網(wǎng)負(fù)荷量，我們假設(shè)潛在負(fù)荷半數(shù)在未來十年投產(chǎn)資料來源：NERC，ERCOT，中金公司研究部80604020050%45%80604020050%45%40%35%30%25%20%15%10%5%0%NERC-2023原始評估（GW）2024202520262024202520262027202820292030203120322033本地凈負(fù)荷-調(diào)整后預(yù)估備用率-調(diào)整后本地已有電源+互聯(lián)容量+Tier1電源增量監(jiān)管指導(dǎo)備用率本地凈負(fù)荷預(yù)估備用率本地已有電源+互聯(lián)容量+Tier1電源增量監(jiān)管指導(dǎo)備用率202420252026202720282029203020312032203325045%35%25045%35%25%5%-5%-15%-25%PJM電力供需及備用率前瞻（GW）80604020MISO80604020MISO電力供需及備用率前瞻（GW）2000020242025202620272028202920302031203220332024202520262027202820292030203120322033本地凈負(fù)荷監(jiān)管指導(dǎo)備用率本地已有電源+互聯(lián)容量+Tier1電源增量預(yù)估備用率-調(diào)整后本地凈負(fù)荷本地凈負(fù)荷監(jiān)管指導(dǎo)備用率本地已有電源+互聯(lián)容量+Tier1電源增量預(yù)估備用率-調(diào)整后 預(yù)估備用率監(jiān)管指導(dǎo)備用率30%25%20%5%0%資料來源：NERC，中金公司研究部ERCOT,BoardofDirectorsMeeting2024圖表28：主要電網(wǎng)區(qū)域備用率橫向?qū)Ρ?0%40%30%20%0%-10%-20%-30%2024202520262027202820292030203120322033備用率ERCOTPJMCAISOMISO備用率注：MISO由于無明顯負(fù)荷增量驅(qū)動，需求側(cè)未做調(diào)整，圖中列示即為NERC長期預(yù)判值；ERCOT、PJM、CAISO采用調(diào)整后的負(fù)荷測算備用率，負(fù)荷增速結(jié)合ISO指引、我們對當(dāng)?shù)刎?fù)荷增長的預(yù)判等進(jìn)行預(yù)判；中長期內(nèi)電源供給將滾動增加，抬升備用率，圖中列示對當(dāng)前切面的觀察預(yù)測資料來源：NERC，中金公司研究部電力緊缺周期下哪些主體更受益我們認(rèn)為，在電力緊缺周期下，供需關(guān)系定價(jià)的市場化地區(qū)電價(jià)上漲彈性顯著高于成本加成定價(jià)的管制地區(qū)。市場化地區(qū)中，設(shè)有稀缺定價(jià)機(jī)制、價(jià)格上限高的德州區(qū)域市場ERCOT電價(jià)上漲彈性最大；從業(yè)務(wù)環(huán)節(jié)看，發(fā)電業(yè)務(wù)較電網(wǎng)、零售業(yè)務(wù)更受益，批發(fā)市場電價(jià)上行確定性高，但零售價(jià)格接受度或存在滯后，發(fā)電企業(yè)更充分獲益于批發(fā)電價(jià)上行。美國從2002年起開始推進(jìn)電力市場化，主要思路為管住中間、放開兩頭，即對于中間自然壟斷的輸配電環(huán)節(jié)保持管制，兩頭的發(fā)電和零售環(huán)節(jié)進(jìn)行市場化改革。但目前，美國各地區(qū)電力市場化步調(diào)不一，僅半數(shù)州完成發(fā)電或零售市場化，少數(shù)州同時(shí)實(shí)現(xiàn)發(fā)電、零售均實(shí)現(xiàn)市場化，東南部及西部地區(qū)大多仍維持垂直一體化管制模式12。圖表29：美國當(dāng)前電力系統(tǒng)垂直一體化管制模式及發(fā)電、零售兩頭放開市場化模式并存資料來源：FERC，中金公司研究部圖表30：批發(fā)、零售市場化區(qū)域分布資料來源：FERC，中金公司研究部RFF，USElectricityMarkets，2022管制模式下，電價(jià)采用準(zhǔn)許成本+合理收益的成本加成型定價(jià)。具體而言，管制電價(jià)包含基礎(chǔ)電價(jià)和成本回收兩項(xiàng)，其中基礎(chǔ)電價(jià)=（capex存量-折舊）*準(zhǔn)許收益率，其中capex為供電必須的資本支出，由當(dāng)?shù)乇O(jiān)管部門審核投資必要性，準(zhǔn)許收益率為股權(quán)、債權(quán)的綜合要求回報(bào)率，股權(quán)收益率（regulatoryROE）同樣由當(dāng)?shù)乇O(jiān)管部門審核，美國不同地區(qū)電力核準(zhǔn)ROE水平不同，但大多分布在9%~12%；成本回收部分主要為燃料、運(yùn)維等成本項(xiàng)的完全傳導(dǎo)。電力市場化地區(qū)根據(jù)供需關(guān)系定價(jià)，緊缺周期下上漲彈性更大。具體而言，零售端由當(dāng)?shù)厥垭娖髽I(yè)與終端用戶雙邊協(xié)商定價(jià)；發(fā)電端（批發(fā)市場）定價(jià)比零售端復(fù)雜，批發(fā)電價(jià)中包含電量電價(jià)、容量電價(jià)、輔助服務(wù)價(jià)格幾個(gè)主要部分。?電量電價(jià)定價(jià)采用優(yōu)先次序法（meritorder）邊際出清定價(jià)機(jī)制，需求水平?jīng)Q定邊際機(jī)組，邊際機(jī)組報(bào)價(jià)決定了此刻電價(jià)水平。若需求水平低，則邊際機(jī)組落在可變成本為0的新能源上，則現(xiàn)貨價(jià)格可能為0。若需求水平持續(xù)偏高，則邊際機(jī)組多落在調(diào)峰燃?xì)饣蛉加蜋C(jī)組，現(xiàn)貨價(jià)格大幅提升。?除電量電價(jià)外，大部分地區(qū)還通過容量電價(jià)補(bǔ)償支撐性電源，若電力緊缺，容量電價(jià)提升，以鼓勵新增電源投資。部分地區(qū)容量電價(jià)通過集中采購競價(jià)形成，部分地區(qū)由售電企業(yè)分散式雙邊交易形成（當(dāng)?shù)豂SO要求售電企業(yè)滿足一定備用率要求）。德州目前暫無容量電價(jià)機(jī)制，以現(xiàn)貨市場稀缺定價(jià)取代容量補(bǔ)償，即在備用率低于要求時(shí)大幅上抬電量電價(jià)，以激勵現(xiàn)有調(diào)峰機(jī)組充分出力。在稀缺定價(jià)下，德州批發(fā)電價(jià)上限為5000美元/MWh，顯著高于其他地區(qū)2000美元/MWh水平，緊缺時(shí)段德州發(fā)電企業(yè)有機(jī)會獲得可觀超額收益。?輔助服務(wù)價(jià)格機(jī)制地區(qū)差異更大，服務(wù)種類、定價(jià)模式不一，且在批發(fā)電價(jià)中的占比相對較小，此處暫不展開。圖表31：管制定價(jià)模式監(jiān)管股本回報(bào)率監(jiān)管股本回報(bào)率n但不計(jì)入費(fèi)率基礎(chǔ)，不能獲利費(fèi)率基礎(chǔ)電價(jià)收入資本成本成本回收域公用事業(yè)委員會定期核準(zhǔn)，范圍在9%-12%左右費(fèi)率基礎(chǔ)電價(jià)收入資本成本成本回收債務(wù)成本n費(fèi)率基礎(chǔ)為扣除折舊后的固定資產(chǎn)存量債務(wù)成本資料來源：FERC，中金公司研究部圖表32：電力市場定價(jià)模式——批發(fā)市場邊際出清及稀缺定價(jià)機(jī)制燃油發(fā)電燃油發(fā)電邊際成本邊際成本氣電氣電煤電煤電新能源核電新能源核電容量容量電力需求電力需求注：僅ERCOT采用稀缺定價(jià)機(jī)制資料來源：EIA，ERCOT,中金公司研究部我們認(rèn)為電力偏緊缺周期下，發(fā)電業(yè)務(wù)>電網(wǎng)及垂直一體化業(yè)務(wù)>零售業(yè)務(wù)。對于市場化售電企業(yè)，收益端為與終端用戶簽訂的電價(jià)，一般提前按月或年度鎖定固定價(jià)格。成本端為批發(fā)市場采購電力的成本，同樣通過中長協(xié)鎖定部分電量，剩余在現(xiàn)貨市場采購。在供給偏緊周期，批發(fā)市場電價(jià)上行是較為確定的趨勢，但終端價(jià)格接受度或存在滯后，同時(shí)終端電價(jià)上浮還受競爭環(huán)境制約，因此電價(jià)上行期零售環(huán)節(jié)更易出現(xiàn)傳導(dǎo)不暢、利潤壓縮情況。對于垂直一體化電力或電網(wǎng)企業(yè)，收益=（capex存量-折舊）*準(zhǔn)許收益率+燃料等成本傳導(dǎo)，與資產(chǎn)規(guī)模相關(guān)。在供需偏緊周期，管制電力企業(yè)擴(kuò)大資本支出新建電源、電網(wǎng)設(shè)施，從而基礎(chǔ)電價(jià)、整體收益和利潤均可能提升，但由于短期內(nèi)存量資產(chǎn)增幅有限，基礎(chǔ)電價(jià)上行空間相對較小。可見，管制定價(jià)模式避免了供需寬松、電價(jià)較低情況下所建電源電網(wǎng)設(shè)施無法回收成本的風(fēng)險(xiǎn)，但在供需偏緊、電價(jià)上行階段，成本加成型定價(jià)模式使得盈利上行彈性相對較小。值得注意的是，對于電力需求增長預(yù)期較為明確、電量持續(xù)大規(guī)模增長的管制區(qū)域，新增資本支出可能持續(xù)高增，我們認(rèn)為這將帶動收益在較長周期內(nèi)穩(wěn)定上行。雖然短期價(jià)格彈性相對不大，但長期持續(xù)釋放盈利空間。對于市場化發(fā)電企業(yè)，收益端由電力批發(fā)市場現(xiàn)貨價(jià)格及期貨價(jià)格共同決定。發(fā)電企業(yè)普遍提前1-2年將大部分電量鎖定長協(xié)合同，長協(xié)價(jià)格中樞一般參考電量交付年份的期貨價(jià)格，在此基礎(chǔ)按電源出力特性調(diào)整價(jià)格，長協(xié)合同外電量在現(xiàn)貨市場交易結(jié)算。在供給偏緊周期，現(xiàn)貨電價(jià)易出現(xiàn)大幅增長，在極度緊缺條件下還可能觸發(fā)稀缺定價(jià)機(jī)制，電價(jià)漲百倍以上。同時(shí)，對未來供應(yīng)偏緊的預(yù)期也會導(dǎo)致期貨價(jià)格中樞抬升，因此發(fā)電企業(yè)收益端抬升彈性較大。舉例而言，若市場化發(fā)電企業(yè)長協(xié)/現(xiàn)貨交易比例8:2，參考期貨價(jià)格簽訂的長協(xié)電價(jià)漲幅30%，現(xiàn)貨市場中捕獲電價(jià)漲幅50%，則對應(yīng)收益增幅34%；若因?yàn)闃O端缺電觸發(fā)稀缺定價(jià)，一年中出現(xiàn)3天現(xiàn)貨價(jià)格漲百倍，其余時(shí)間捕獲電價(jià)平均漲幅50%，則對應(yīng)綜合收益增幅達(dá)到50%以上。發(fā)電企業(yè)成本端主要為燃料、運(yùn)維等成本，核電、新能源等發(fā)電成本較為穩(wěn)定，有望獲得超額收益。氣電燃料成本雖然可能隨電力需求旺盛有所抬升，但由電力需求帶動的電價(jià)上行情景下氣電火花價(jià)差一般也呈抬升趨勢，即電價(jià)漲幅高于氣價(jià)。因此，考慮成本因素后市場化發(fā)電企業(yè)盈利彈性仍較大。哪些電源類型更受益我們認(rèn)為，美國市場化發(fā)電資產(chǎn)具備稀缺性。電源類型上，綜合考慮電力市場價(jià)值、政策溢價(jià)、科技企業(yè)溢價(jià)三個(gè)維度，受益前景核電>氣電>新能源>煤電。美國僅1/3電源裝機(jī)隨行就市，市場化發(fā)電資產(chǎn)具備稀缺性。如上述分析，美國發(fā)電電源中并非全部為市場化機(jī)組、充分受益于緊缺周期，我們根據(jù)EIA機(jī)組層面信息測算得到，美國市場化發(fā)電規(guī)模500GW左右，大致占總裝機(jī)容量的45%。按電源類型分，市場化煤電/氣電/核電/水電/新能源凈裝機(jī)容量分別約42/217/41/10/186GW，占比22%/43%/43%/10%/81%13。其中，新能源市場化裝機(jī)規(guī)模雖然大，但絕大部分簽訂了10年固定價(jià)格PPA，非隨行就市的商業(yè)（merchant）機(jī)組，按新能源5%為商業(yè)機(jī)組考慮，市場化的商業(yè)新能源約10GW。因此，我們估算美國隨行就市的發(fā)電裝機(jī)規(guī)模320GW左右，主要是氣電、核電及煤電，僅占總裝機(jī)容量的30%，具備稀缺性。90%80%70%60%50%40%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%7006005004003002001000300GW2502005020122013201420152016201720182019202020212022。一公用事業(yè)類企業(yè)持有xIPP持有GW煤電燃油發(fā)電氣電核電水電新能源其他公用事業(yè)類企業(yè)持有IPP持有IPP持有占比注：右圖分電源類型統(tǒng)計(jì)基于2022年夏季凈裝機(jī)容量資料來源：EIA，中金公司研究部圖表34：新能源多數(shù)簽訂PPA長協(xié)，隨行就市比例很低100.0%80.0%60.0%40.0%20.0%0.0%20202021光伏2022202320202021風(fēng)電20222023商業(yè)公用事業(yè)承購PPA終端用戶承購PPA公用事業(yè)自營長協(xié)對沖其他資料來源：BNEF，中金公司研究部均為2022年夏季凈裝機(jī)容量市場化發(fā)電資產(chǎn)中，不同電源類型在電力市場中的獲利能力、受政策偏好程度、受終端用戶偏好程度均存在差異，受政策和用戶偏好可能獲更高溢價(jià)，以下我們討論不同電源類型的受益機(jī)制和盈利空間。若電力供應(yīng)趨緊，所有電源類型在電力市場中的收益中樞均有抬升趨勢，但調(diào)峰、靈活性電源受益程度更大。如前文分析，發(fā)電企業(yè)在電力市場中的收益主要來自于電量和容量電價(jià)兩部分。若電力供應(yīng)趨緊，電量和容量電價(jià)均會上行，所有參與電力市場的電源收益中樞均上升。但由于不同電源出力特性、高峰時(shí)段支撐能力不同，電量和容量收益上行程度略有差異。電量部分，電力供應(yīng)偏緊并不意味著所有時(shí)段供應(yīng)都緊張，更有可能發(fā)生的是需求峰段緊張而谷段偏寬松，峰谷價(jià)差拉大，在峰段出力的調(diào)峰電源更受益。電量電價(jià)收益尖峰電源>靈活性電源>基荷>新能源。容量部分，美國多數(shù)地區(qū)容量補(bǔ)償不僅限于氣電核電等支撐性電源，新能源也可獲得一定容量電價(jià)，但新能源置信系數(shù)低，容量收益相對少。容量電價(jià)收益靈活性電源=基荷>新能源。在電力市場獲得電價(jià)收益基礎(chǔ)上，美國部分發(fā)電機(jī)組還會獲得聯(lián)邦、地方政府補(bǔ)貼，其中最主要的是通脹削減法案（IRA）框架下的生產(chǎn)稅收補(bǔ)貼（PTC）。對于核電，IRAPTC對所有地區(qū)、所有機(jī)組實(shí)施全面補(bǔ)貼。2016年起，美國地方層面開始補(bǔ)貼核電發(fā)電，如紐約、伊利諾伊、新澤西等地對核電的零排放補(bǔ)貼（CMC、ZEC等）14。2021年，聯(lián)邦層面提出美國民用核信用計(jì)劃15，對于部分先進(jìn)核電機(jī)組提供財(cái)政信貸，以支持其運(yùn)營。2024年起，通脹削減法案PTC提出2024-2032年期間對所有地區(qū)、所有核電機(jī)組進(jìn)行全面補(bǔ)貼。IRA核電PTC具體補(bǔ)貼規(guī)則為：基準(zhǔn)補(bǔ)貼3美元/MWh，在此基礎(chǔ)上若滿足雇員工資等要求，基準(zhǔn)補(bǔ)貼翻五倍至15美元/MWh，并隨通脹調(diào)整16。同時(shí)，PTC補(bǔ)貼隨批發(fā)電價(jià)提升退坡，若批發(fā)電價(jià)高于25美元/MWh，PTC逐步下降17，保證核電電量收益+PTC穩(wěn)定在45美元/MWh左右，若批發(fā)電價(jià)高于45美元/MWh，PTC退坡至0，核電收益隨批發(fā)電價(jià)自然增長，可見IRAPTC提供了核電的保障性底價(jià)。九年補(bǔ)貼周期內(nèi)，核電盈利模式改變。前期，市場化核電在電力市場隨行就市，若批發(fā)電價(jià)較低，核電機(jī)組可能面臨虧損。2010-2020年十年間，美國各地平均批發(fā)電價(jià)在20-40美元/MWh水平，核電發(fā)電成本30美元/MWh左右，因此全行業(yè)處于低利潤或虧損情況。IRAPTC提供的45美元/MWh核電底價(jià)遠(yuǎn)高于發(fā)電成本，且保障性底價(jià)隨通脹調(diào)整不斷提升，價(jià)格提升預(yù)期再添確定性（以往電價(jià)不一定跑得過通脹）。因此，市場化核電盈利模式變?yōu)槁?lián)邦政府保障性價(jià)格托底+底價(jià)隨通脹確定性調(diào)整+收益空間隨批發(fā)市場上不封頂模式。對于新能源，風(fēng)電、光伏、儲能等均可自由選擇投資稅收抵免ITC或生產(chǎn)稅收抵免PTC，新能源PTC基準(zhǔn)補(bǔ)貼為27.5美元/MWh左右，在此基礎(chǔ)上，若滿足社區(qū)要求則補(bǔ)貼上漲10%，若滿足新能源設(shè)備本地制造要求則再上漲10%，最高可達(dá)到近35美元/MWh，同樣逐年隨通ZEC=ZeroEmissionCredits,CMC=CarbonMitigationCredits，均為地方政府核電給予的補(bǔ)貼。FederalCivilNuclearCreditProgram，2021核電、新能源PTC補(bǔ)貼標(biāo)準(zhǔn)均隨通脹進(jìn)行調(diào)整，美國國稅局IRS每年根據(jù)通脹情況缺電補(bǔ)貼電價(jià)調(diào)節(jié)倍數(shù)。核電PTC=$15/MWh-08*max(GrossReceipts-$25/MWh,0)脹調(diào)整，整體補(bǔ)貼水平高于核電。此外，新能源PTC并未設(shè)置隨批發(fā)電價(jià)退坡機(jī)制，因此隨批發(fā)電價(jià)上漲，可獲得更高的總收益。對于氣電煤電等傳統(tǒng)電源，由于減排訴求，不享受發(fā)電補(bǔ)貼。煤電不允許新增、存量機(jī)組設(shè)置較高環(huán)保要求加速退役；氣電新增存在一定限制，存量機(jī)組暫無系統(tǒng)性環(huán)保限制（少部分地區(qū)存在區(qū)域碳市場，氣電需要承擔(dān)一定碳成本）?？偨Y(jié)而言，目前美國政府對電源類型的偏好為新能源>核電>氣電>煤電，當(dāng)前PTC補(bǔ)貼均規(guī)定了10年左右的較長期限，具備一定確定性，但環(huán)保等其他政策規(guī)則不斷調(diào)整，政策偏好需要持續(xù)跟蹤。圖表35：新能源PTC及收益隨批發(fā)電價(jià)變化圖表36：核電PTC及收益隨批發(fā)電價(jià)變化80收益（美元/MWh）80收益（美元/MWh）706040302050500市場批發(fā)電價(jià)水平（美元/MWh)一批發(fā)電價(jià)收益PTC補(bǔ)貼收益總收益批發(fā)電價(jià)收益一批發(fā)電價(jià)收益PTC補(bǔ)貼收益總收益資料來源：IRS，中金公司研究部資料來源：RS，中金公司研究部當(dāng)前，美國數(shù)據(jù)中心/挖礦等高密度負(fù)荷絕大多數(shù)并入電網(wǎng)，物理上對電源并無選擇權(quán)，部分享受折扣電價(jià)。數(shù)據(jù)中心絕大多數(shù)使用網(wǎng)電，主要是由于網(wǎng)電供應(yīng)暫無穩(wěn)定性風(fēng)險(xiǎn)，且部分項(xiàng)目還享受遠(yuǎn)低于商業(yè)終端電價(jià)的折扣電價(jià)。已有披露google與數(shù)據(jù)中心所在地公用事業(yè)企業(yè)Dominion以60美元/MWh電價(jià)簽署特別優(yōu)惠電價(jià)（“economicdevelopmentrider”rate遠(yuǎn)低于125美元/MWh左右的美國商業(yè)用電終端電價(jià)均價(jià)水平，相當(dāng)于減免了大部分過網(wǎng)費(fèi)用。科技企業(yè)與新能源簽訂虛擬PPA并給予一定溢價(jià)，但溢價(jià)水平不高。2023年美國新能源PPA多數(shù)由科技企業(yè)與發(fā)電企業(yè)雙邊簽訂，價(jià)格在30~70美元/MWh左右，不同地區(qū)價(jià)格存在差異。在綠色轉(zhuǎn)型規(guī)制較為苛刻的PJM（強(qiáng)制綠證市場PPA價(jià)格達(dá)到50~70/MWh，較當(dāng)?shù)匦履茉措妰r(jià)溢價(jià)約20美元/MWh，約等于PJM區(qū)域內(nèi)REC綠證價(jià)格。可見，科技企業(yè)簽訂的新能源PPA以當(dāng)?shù)仉娏κ袌隹色@得電價(jià)+當(dāng)?shù)豏EC綠證價(jià)格為錨定價(jià)，溢價(jià)為當(dāng)?shù)丨h(huán)境屬性隱含價(jià)值，并未有其他超額溢價(jià)。美國不同區(qū)域綠證價(jià)格差異較大，僅PJM所在東北部部分地區(qū)存在強(qiáng)制綠證市場，強(qiáng)制綠證價(jià)值在10-30美元/MWh，其余自愿綠證市場價(jià)值普遍在5美元/MWh左右，因此在多數(shù)地區(qū)數(shù)據(jù)中心簽訂的新能源PPA難以獲得高溢價(jià)。圖表37：美國新能源PPA價(jià)格6050403020風(fēng)電PPA價(jià)格（$/MWh）MISOPJMERCOTSPP402H20221H2023光伏PPA價(jià)格（$/MWh）SPP