中金公司近日研报表示，美国电力需求在产业及人口格局调整背景下迎来增长大周期，连续十五年用电零增时代或将终结。我们保守估算未来5年新兴负荷贡献年用电增量750亿千瓦时，至少拉动总用电增长~2%。虽然总用电增速看似不高，但美国电力供给端扩产存在诸多制约，或导致供给持续趋紧。最为重要的是，美国市场化地区电价传导及接受能力均很强，在供给趋紧、发生缺电时价格上涨弹性大，相关电力企业盈利能力或显著抬升。
全文如下中金全球研究 | 美国电力大周期下的投资主线：关注受益于电价上行的市场化发电IPP
摘要
1、美国电力紧缺周期开启
美国电力需求在产业及人口格局调整背景下迎来增长大周期，连续十五年用电零增时代或将终结。我们保守估算未来5年新兴负荷贡献年用电增量750亿千瓦时，至少拉动总用电增长~2%。虽然总用电增速看似不高，但美国电力供给端扩产存在诸多制约，或导致供给持续趋紧。最为重要的是，美国市场化地区电价传导及接受能力均很强，在供给趋紧、发生缺电时价格上涨弹性大，相关电力企业盈利能力或显著抬升。具体而言：
- 需求侧：我们估算未来5年新兴负荷年均增量13GW，对应年用电增量750亿千瓦时，拉动用电增长~2%，其中数字经济、能源转型、产业回流、人口流入贡献550/73/65/60亿千瓦时左右，对应拉动1.38/0.18/0.16/0.15ppt。以上测算大多通过在建产能规模保守推算、并未计入未来持续增长动能，我们看好美国用电需求持续超预期。
- 供给侧：美国电力系统存在历史累积的投资滞后问题。电源方面，过去十年新增电源主要为支撑能力弱的新能源，但同期退役支撑能力强的煤电，透支备用率；电网方面，输配电线路长期处于投资滞后状态，尤其是高电压等级的区域互联线路存在缺口。短期看，我们通过项目排期估算2024-26年支撑性电源净增13/3/4GW，缺口或将拉大；长期看，电源电网建设周期天然较长，叠加美国电力审批效率低、环保要求苛刻等问题，供给增长或持续慢于需求。
- 缺电可能性：缺电可能性一定程度上决定电价中枢，而系统备用率决定缺电概率。美国电力监管部门一般设置15%~20%左右的备用率要求。过去十年全美层面备用率大致在20%-25%区间、供应总体充裕，但后续负荷增长加快或导致备用率快速透支。我们综合最大负荷及支撑装机测算得到，若负荷年增2%，2027~2028年左右备用率跌至监管建议范围以下；若负荷年增5%，2024~2025年前后备用率即降至建议范围以下，缺电概率大幅提升。
2、电力紧缺周期下哪些主体更受益？
- 市场化＞管制：市场类型上，我们认为由供需关系定价的市场化地区供应偏紧时电价上行弹性更大。如德州设有稀缺定价机制，若备用率低于一定阈值，电价可百倍增长，大幅提振所在区域电力企业收益。
- 市场化发电>电网及垂直一体化>市场化零售：环节上，我们认为发电业务较电网、零售业务更受益。在供给偏紧周期下批发市场电价上行确定性高，但零售价格接受度或存在滞后，因此发电企业更充分获益于批发电价上行。
- 仅1/3电源随行就市，市场化发电资产具备稀缺性：美国仅半数地区完成电力市场化改革，我们估算当前市场化发电规模500GW（煤/气/核/水/新能源分别42/217/41/10/186GW），占总装机容量~45%。然而，市场化新能源大多签订长期固定价格PPA，并非传统随行就市机组，因此实际市场化发电规模或仅320GW，占总装机容量~30%。
3、市场化发电资产中，哪些电源类型更受益？
市场化发电除受益于电力市场基本面向好外，还可能叠加政策补贴、科技企业提供溢价等额外收益，我们认为综合电力市场价值、政策溢价、科技企业溢价三个维度，受益前景核电>气电>新能源>煤电。
风险
美国AI、产业回流等用电增长不及预期，政策补贴不及预期。
