2024年能源转型专题：当电力供应成为美国AI增长瓶颈，电力运营股如何投资？

美国电力供需矛盾放大，ERCOT 地区是一个缩影

AI 算力等要素有望拉动美国电力需求二次向上，电力供给或成为瓶颈环节

美国电力需求有望走出十年停滞期，进入由 AI 算力用电、建筑交通电气化、再工业化拉动 的二次增长阶段。美国电力市场供需预期正在发生深刻变化，传统用电需求的复苏叠加 AI 新动能的出现或使得美国 GDP 增长对电力增长的拉动弹性重新提升。一方面，在拜登政府 《2022 年通胀削减法案（IRA）》出台以后，美国工业投资额实现了近乎翻倍的增长，且 2H23 以来我们观察到全美工业用电增速已转正至同比+1~+5%（1H23：同比-6~-1%）。另 一方面，AI 大模型发展持续超预期，近期推出的 GPT 4o 在应用的成本角度、语音/视觉等 多模态交互的角度都较 GPT 4 有了明显的提升，有望继续推动 AI 算力需求由训练向推理延 伸，拉动美国年均 1-1.5pct 的用电增速。

面对需求的增长，电力供给成为新的“瓶颈环节”。之前市场讨论 AI 电源偏好存量核电， 更强调的是电力结构性上的紧张，但随着美国整体电力需求和负荷预测在多驱动因素拉动 下持续上修，市场有关电力总量缺口的讨论日渐增多。而受审批流程和建设能力因素影响， 目前美国新建电源项目从提交并网申请到并网投运平均需要 5 年时间，新建输电项目全流 程需要 7.5~13 年时间，与负荷上线 1~2 年以内的时间相比，供给增长的弹性弱于负荷增长 速度。在新增负荷持续增长的背景下，电力供需紧张、电价上涨或成为一个长期持续趋势。 同时，电价提升带来电站投资回报提升也是解决 AI 发展供电瓶颈的市场化方式。 我们此前已于《能源转型专题：AI 发展对电力存在哪些影响与机遇？》（2024.3.24）和《能 源转型专题：AI 将推动海外电力相关投资全面提速》（2024.6.2）中对 AI 拉动的电力需求 规模，以及相关电力装备投资机会进行了详细讨论。作为这一系列的第三篇，本篇深度则 将从电力运营企业的角度出发，我们将复盘今年以来电力运营相关标的的上涨逻辑，展望 未来的投资节奏。其中，我们认为美国德州电力市场（ERCOT）是全美电力供需趋紧的一 个缩影。德州地区低电价+低税收优势，灵活独特的电力监管结构，以及成熟的工业和半导 体业基础，使其成为美国本轮 AI 算力+再工业化驱动的电力负荷增长的中心区域之一。美 国电力供需紧张预期今年以来在德州地区率先发酵，带来远期电价和相关企业股价上涨。 因此，我们在后文将首先基于 ERCOT 电力市场机制、供需预期、企业影响进行梳理讨论， 再基于 ERCOT 经验对后续美国泛电力运营的投资节奏进行推演。

ERCOT 电力市场设计独特，率全美之先演绎“缺电”行情

与市场主流印象不同，美国电力体系其实是一个非常分散割裂的系统，由 7 个批发电力市 场和其他规管区域组成。美国联邦政府自 1980 年代起持续推动电力规管放开，2005 年能 源政策法令从法律层面强化了 FERC（联邦电力监管委员会）的权利、强调将放开电力批 发侧竞争作为联邦国策，实质促进了全美的电力市场化开放。由于缺乏联邦层面的强制力， 该项电力市场改革倡议最终演变成了各州政府依照自己的意愿进行应用，这导致了目前美 国的电力市场割裂且市场化程度各州不一的现状。截止目前，美国形成了批发电力市场和 垂直一体化规管电力市场并存的电力体系格局： 1. 在批发电力市场中，发电企业全部竞价上网，由市场形成批发电价（小时级或者分钟级 出清），供电服务由区域的公用事业公司垄断经营。销售电价由市场形成的批发电价加 上输、配电价和政府性基金组成。在此类市场，输电线路由区域输电组织（RTO）或者 独立系统运营商（ISO）运行，ISO 独立于电力市场参与方和输电线路持有者，为发电 企业提供公平无差别的输电线路接入服务，从而在发电侧引入企业竞争。目前美国发电 侧约 60%的电力通过批发电力市场交易，由 7 大 RTO 和 ISO 运营 7 个电力市场，包 括 CAISO（加州）、ERCOT（德州）、NYISO（纽约州）、ISO-NE、MISO、PJM 和 SPP，ERCOT 即是其中之一。ERCOT 全称 Electric Reliability Council of Texas（德 州电力可靠性委员会），运营德州电网，为德州约 90%的负荷提供电力。 2. 垂直一体化市场中，电力企业负责发、输、配、售，处于垂直一体化的传统状态。发电 价格按成本加收益或基于市场定价方式核定，输电、配电价格都采取成本加收益的定价 方式，针对各输配电公司分别单独定价。

对于发电侧放开竞争的批发电力市场，由独立系统运营商（如 ERCOT）组织市场交易、调 度和结算。批发电力交易的形式包括日前市场、实时市场、双边市场等，电价随电力供需 波动。我们以 ERCOT 作为案例，可以看到批发电力市场由三大部分组成： 1. 日前批发电力市场，占全部交易量的 59%（参考 ERCOT 市场 2022 年年报数据，下同）， 电力供需双方于实际发用电的前一天通过日前市场提前锁定第二天的交易量价（小时 级），机组可选择只报电量电价曲线（energy-only offer）或者同时报电量电价曲线、机 组启动要价、最低电量价格（third-part offer）； 2. 双边合约市场，占全部交易量的 27%，为电力供需双方提前在场外确定的中长期交易 合同，电价不向 ERCOT 披露，仅通过 ERCOT 电力市场锁定输电权；以及 3. 实时批发电力市场，未通过日前批发电力市场或双边合约市场提前锁定的发用电量，进 入剩余的实时市场在发用电当天进行交易（十五分钟级），占全部交易电量的 14%。 此外，发用电双方可通过金融衍生品工具，如在 ICE、CME 等交易所挂牌的电力期货合约 进行电价风险对冲。

ERCOT 作为七大批发电力市场之一，诸多特性使其有望引领本轮美国电力增长行情。根据 我们测算，ERCOT 电力区域内的装机可控裕度过去三年持续下降，于 2023 年首先跌至 1 左右，远低于美国平均的 1.1 或加州 CAISO 地区的 1.16（加州 2022 年高温带来的电力负 荷使得当年可控裕度跌至1.05，2023年气温恢复正常后电力负荷下降、可控裕度有所回升）。 而根据我们此前复盘分析的（《能源转型系列报告：但问路在何方》，20231201），电力系 统在可控裕度跌落 1.1 后出现电力供应短缺、极端电价的几率增高，而 ERCOT 又是一个纯 能量市场，电价的信号更加强烈。根据 EIA 统计过去一年美国主要批发电力交易中心的批 发电价区间，ERCOT 以最高电价出现 1,600$/MWh 而居于榜首。展望未来，德州地区的 低电价、低税收、快接入优势或将继续吸引新增电力需求落地，而供给端受制于外部互联 不足，电力供需紧张或继续加剧。

具体来看：

需求侧：德州低电价+低税收+快接入优势吸引负荷增长

从需求侧看，德州具备低电价、低税收、快接入优势，吸引工业产能落地。一方面，德州 是全美最大的天然气产地，叠加竞争性售电市场，促使其工商业电价水平排名美国各州的 后二分之一；另一方面，德州不对企业和个人征收州层面的所得税，低税收优势明显；此 外，ERCOT 通过更快速的电力设施接网流程吸引电力用户落户。 1. 低电价：丰富的天然气资源+售电侧竞争带来低电价优势。德州天然气储量全美第一， 是美国最大天然气产地。根据 EIA，2023 年，德州的天然气产量达到了 12.3 万亿立方 英尺，远高于排名第二的宾夕法尼亚州。得益于低成本天然气可得性，德州天然气发电 占比高于全美平均（天然气发电量占全部电量的 52%，比全美平均水平高 8pct），德州 工商业零售电价自 2010 年开始就一直维持价格优势，位列美国本土第 27/48 位。 2. 低税收：另一方面，德州通过投资激励和税收优惠，以及免征公司与个人所得税等方式 （vs 美国各州平均公司所得税税率在 4~8%不等），吸引企业落户和招募高端人才。 3. 快接入：ERCOT 不受 FERC 监管，采用了先并网后响应（connect and manage）的 新建机组并网申请审批措施，而非其他 ISO 普遍采用的先投入后并网（invest and connect）方式。在 ERCOT 的方式下，电力机组只要通过一定的稳定性评估，即使未 经全局评估其可能对输电网络带来的阻塞风险，也可以先行并网，并在并网后通过调控、 限电等方式缓解其造成的电网用电问题。这一定程度上保障了增量电力供给可以更快并 网，以满足日益增长的电力需求。

此外较强的计算机半导体产业基础使德州成为美国第二大数据中心聚集地，包括 Meta、微 软、Google 等头部企业均在德州地区进行了大规模数据中心建设。美国数据中心布局集中 度高，数量前三的区域包括弗吉尼亚州、德州与加州。其中，加州和弗州是美国跨国海底 光缆的起始地，具备建设数据中心的区位优势，而德州数据中心发达则得益于低电价、低 税收、气候优势以及计算机半导体产业基础。德州奥斯汀地区被称为“硅山”，北达拉斯地 区被称为“硅草原”，戴尔、得州仪器、Rackspace 和 AT&T 等高科技公司总部坐落于此。 2023 年，三星电子宣布在德州投资 440 亿美元建设芯片制造工厂，德州仪器公司宣布在德 州北部谢尔曼投资 300 亿美元建造 4 座 12 英寸半导体晶圆制造厂。

供给侧：ERCOT 纯能量机制+孤岛特性使得供需变化下价格信号更为突出

与美国其他电力市场 ISO 不同，ERCOT 电力市场仅运行电能量市场而没有电容量市场， 机制设计者意在通过单一电能量市场的价格信号反映供需关系、从而引导新建机组规划。 但实际效果来看，由于极端电价的不可预测性和不可持续性，无法作为引导电源投资的信 号，反而对于传统能源企业倾向于减少新增装机，使得极端电价频繁出现，通过短时极端 电价赚取超额收益，而不是增加电源投资；而新能源企业得益于 PPA 合同模式获得稳定电 价，成为过去几年装机的主力，但无法贡献可控裕度。

结果来看，ERCOT 地区电力可控装机在过去十年基本持平于 86~89GW。尽管 ERCOT 地 区的名义总装机在过去十年增长了 41%（45GW）至 155GW，但其中主要是不可控新能源 装机增长的贡献。过去十年新能源风电光伏装机规模由 12.5GW 增长至 59.5GW，增加了 47GW；而其他传统能源装机规模（气电、煤电、核电）由 95.3GW 下降至 89.7GW，下降 了 5.7GW；考虑各电源可控系数后（可控系数参考《能源转型系列报告：但问路在何 方》,20231201），我们估算 ERCOT 地区可控装机过去十年由 86.2GW 小幅变动至 86.5GW， 区间基本维持在 86~89GW 之间，整体变动不大。

此外，为减少受到美国联邦对州内电力市场的监管，ERCOT 市场与美国东部、西部两网仅 有 1.25GW 的互联互通（占德州最高负荷 85GW 的约 1.5%），过去十年德州电力负荷基本 没有增长，因此孤网设计带来的供电可靠性问题并不明显。但自从 2021 年冬季暴雪断电以 来，再经历了 2023 年酷暑拉闸，德州电力运行在面临极端情形时无法寻求外部电网支撑的 矛盾越发突出。

ERCOT 短中期电力供应已出现多重紧张信号，电价上涨有望带 来企业业绩弹性

短期：2024 年尖峰电价出现时间大幅提前，8 月高峰缺电概率提升

2024 年 1 月、5 月 ERCOT 市场已多次出现超 100$/MWh 尖峰电价，较往年尖峰电价出现 时间（一般在 6 月后）显著提前。我们基于 ERCOT 批发电力市场日前、实时电价进行分 析，2024 年以来 ERCOT 批发电力市场电价表现波动较大，但整体向供需紧张方向演变， 一方面尖峰电价出现时间提前到了 1 月、5 月，早于往年的 6 月；另一方面尖峰电价的出现 天数变多往往伴随着平均电价的上涨，因此今年向旺季展望 ERCOT 电力价格我们整体预 期积极。 1. 2024 年 1 月，德州经历了过去十五年来持续时间第二长、平均温度第三冷的冬季暴风 雪天气。1 月期间，ERCOT 冬季最高负荷记录五次被刷新，最高负荷达到 78.3GW（vs 2023 年 1 月：65.6GW）。这一背景下，ERCOT 在 1 月内有两天时间日前平均电价高 于 100$/MWh，1 月日前电价算术平均达到 47$/MWh，较 2023 年 1 月高出 77%。 2. 2024 年 2-4 月，温和气候和天然气价格走低导致平均电价有所回落。2-4 月温和气候 下电力负荷表现相对偏弱，2 月最高负荷同比下滑 12%至 55.9GW，3 月、4 月最高负 荷仅同比微增 4%、5%至 55.3GW、64.0GW。这一背景下，天然气价格走弱主导了 ERCOT 电价走弱，2、3、4 月日前电价算术平均同比下滑 32%、17%、3%至 15.3、 23.8、25.4$/MWh，而 2、3 月同期德州天然气价格同比下降 25%、37%至 1.97、 1.57$/MMBtu，天然气成本下降+温和气候下电力供需相对宽松主导了期间电价的回落。 3. 2024 年 5 月以来，高温天气提前出现，德州批发电价再次上涨。ERCOT 于 5 月 8 日 发布了高温预警，5 月中有三天平均电价突破 100$/MWh（去年同期无），5 月日前电 价算术平均同比增长 59%至 47.5$/MWh。

ERCOT 最新评估预计 8 月尖峰时段需实施有序限电的概率已上涨至 12%。ERCOT 定期基 于机组可得性对后续月份的尖峰时段电力供需进行评估，在 6 月 7 日更新的月度资源充足 性评估报告（8 月版本）中，ERCOT 预计今年 8 月 9pm 时间段（9pm 是 ERCOT 尖峰时 段）需进行有序限电的几率为 12.02%（对应备转机组可用容量低于 1.5GW 的系统情形）， 给出能源警报 EEA 的几率上升至 16.33%（对应备转机组可用容量低于 2.5GW 的系统情形）， 这也意味着今年 8 月 9pm 时间段 ERCOT 预计电力系统可以正常运转的概率仅 72.01%。 我们预计随用电进入夏季高峰，ERCOT 尖峰电价和平均电价走高将成为趋势。

中期：装机增量慢于负荷增量，ERCOT 裕度面临较大压力

ERCOT 官方分析显示未来 5-7 年电力系统备用率持续走低、供需矛盾或持续放大

中期维度来看，根据 ERCOT 今年 5 月更新的中长期电力供需规划，未来 5-7 年 ERCOT 供给负荷矛盾或持续放大，而且其中需求具备超预期可能，而供给存在不及预期可能。 需求侧看，ERCOT 在未来 5-7 年或将经历前所未有的电力负荷增长。ERCOT 此前的区域 传输规划 Regional Transmission Plan (RTP) 不允许在电力规划中考虑“未签约负荷”，但 最新的 House Bill (HB) 5066 改变了这一决定，要求 ERCOT 在负荷预测中考虑“潜在负荷”， 使得 2024 年 5 月 ERCOT 最新的《装机、需求和备用报告》中对到 2030 年前后的区域电 力最高负荷预测较去年的版本大幅增加，需求存在超预期可能：ERCOT 预计运营区域内 2029 年较 2023 年电力负荷在基准情形下将年化增长 0.8%至 90GW（仅考虑已与输电服务 商签署并网协议的增量负荷），在乐观情形下或年化增长 8.7%至 141GW（额外考虑与输电 服务商达成意向但尚未签署并网协议的增量负荷），增量部分主要来自挖矿、氢能、氢能相 关制造、数据中心、电气化。

从供给侧来看，基于现状 ERCOT 未来 5-7 年可控装机增量有限，传统机组不排除加速退 役导致供给低于预期风险。ERCOT 在给出乐观情形需求预测的同时，供给预期并未同步更 新。ERCOT 基于目前系统内装机并网信息统计，电力可控装机到 2029 年也仅能较 2023 年年化增长 0.3%至 88GW，慢于基准情形下的需求增速： 1. 其中，2024-29 年期间可控装机增长主要来自气电 1.2GW 增量的贡献，此外虽然光伏、 风电预计将贡献 21GW、0.7GW 名义装机，但我们考虑新能源发电的不可预测性以及 光伏的同时性，对我们估算的可控装机增长贡献有限。 2. 若考虑未正式向 ERCOT 发出通知但潜在退役的机组，ERCOT 地区 2029 年可控装机 可能进一步下滑。根据 ERCOT，目前对电力装机的预测尤其是传统能源机组装机假设 暂未考虑 2024 年 4 月美国环保署（EPA）最新出台温室气体排放标准（适用于在运煤 电机组和新建气电机组）可能导致的煤电加速退役，如 Vistra 公司的 655MW Coleto Creek 煤电机组已向美国环保署提交了退役通知（预计退役时间为 2027 年，但 ERCOT 尚未收到 Vistra 针对该机组的关停通知，因此未纳入目前的电力装机预测当中，根据 Vistra 最新披露，计划考虑将机组改造为燃气机组）。此外，ERCOT 全境内还有三个煤 电机组合计 1.39GW 已公开宣布将于 2027~29 年期间陆续退役，但尚未向 ERCOT 递 交正式的关停通知。若考虑上述机组按公开计划退役，则 2029 年 ERCOT 地区可控装 机仅有 86.3GW，较 2023-24 年基本持平无增长。

结合上述数据，基于 ERCOT 当前系统数据，预计 2023-29 年期间 ERCOT 地区的电力负 荷复合增速为 0.8%（基准）~8.7%（乐观，考虑未签约负荷），而电力可控装机的复合增速 为 0%（悲观，考虑潜在退役机组）~0.3%（基准），远慢于需求增速，对应名义装机的复 合增速为 2.6%（悲观）~2.8%（基准）。因此，ERCOT 基准预测已体现出电力供需矛盾加 大局面。

发、用、输电资产接网分别需要 1.5-2 年、0.5-1 年、3.5-6 年，供需矛盾短期较难缓和

更进一步看，发电、输电、用电资产接网速度的差异或进一步强化供需紧张趋势。 从需求端看，ERCOT 自身给出的指引是新增需求从申请到并网的周期一般是 0.5~1 年。结 合实际数据，ERCOT 地区过去两年（2022、2023 年）已分别批准了 2.5GW、2.0GW 的 大型负荷并网申请，且相关负荷均已按期并网。对于 2024 年，ERCOT 计划批准 5.5GW 大型负荷的可行性研究，大型负荷并网或继续加速。

从供给端看，近几年 ERCOT 新机组并网节奏加快，但总量仍面临缺口。 1. 并网节奏方面，ERCOT 地区采用“先并网后调控”的新建机组审批措施，已显著改善 了新机组的并网审批速度。近三年来看，根据 ERCOT 电网申请排队数据库，新增气电 机组从提交并网申请到获得并网许可需要半年至一年，从获得并网许可到机组投运需要 九个月到一年半，合并来看新增气电机组从最初提交并网申请到最终实现投产需要一年 半到两年，仍慢于新增负荷的接网速度（半年到一年）。 2. 排队机组规模上，根据 ERCOT 最新统计，目前 ERCOT 区域内活跃的气电并网申请一 共 15GW（风光储并网申请规模数量级更大，但无法贡献可控装机此处不做讨论），根 据 ERCOT 统计电力开发商的并网申请，相关项目拟在 2024-28 年期间以每年 1.5-2.5GW 的规模陆续投产。但若我们结合 ERCOT 电网申请排队数据库和 Lawrence Berkeley Lab 的统计分析，ERCOT 地区气电 15GW 的活跃并网申请中仅 1.7GW 为已 经获得并网许可的项目（与前文 ERCOT 中长期供需预测中预计的气电新增装机规模基 本相当），其余项目需首先获得并网许可后方能进入建设期，最终投产时间或慢于最初 规划。

6 月以来，市场较为关注德州能源基金（TEF）新增气电建设贷款的申请情况。TEF 是由 德州法律授权德州公用事业委员会（PUCT）运行的一个基金，基金一期计划合计提供 50 亿美金低息贷款用于支持新增气电机组。按基金要求，单个项目最多资助项目总投资的 60%。 我们按照美国气电机组投资造价（2023 年水平约 1.2$/瓦），对应上述贷款可资助 6~7GW 新增气电机组。TEF 贷款申请于今年 6 月启动，申请期预计持续 8 周，首笔贷款预计于 2025 年底到 2026 年初发放。目前 TEF 收到的意向申请规模约 40GW，因此近期市场担忧气电 装机增量投放会缓和德州电力供需紧张预期，远期电价和相关上市公司股价近期跟随回调。 但我们认为参考新增机组的并网审批和建设节奏，以及贷款发放节奏，新增气电在 2027 年 前并无有效实质增量，且上述装机规模无法满足乐观情形下的需求预测，供需紧张局面在 几年内或仍难以缓和。

最后，输电的瓶颈不容忽视，输电新项目投产 3.5-6 年的周期，仍是发输用三环节中最大卡 点。根据 ERCOT，尽管因不受 FERC 监管，输电项目的整体流程较其他地区的 7.5~13 年 大大缩短，但 ERCOT 新建输电项目从申请到投产仍然需要 3.5-6 年的周期，远长于新增供 给（1.5-2 年）和新增负荷（0.5-1 年）的响应速度。当前，ERCOT 通过新增电力机组“先 并网再调控”的管理方式绕开输电容量问题、加速机组并网，但并不改变输电阻塞和电力 供需地域不匹配的本质。

随电力裕度趋紧，我们或将继续看到尖峰电价频率提高、点火价差走阔

总结来看，无论是基于基准需求还是乐观需求情景，预计 ERCOT 可控裕度未来都将持续 跌落。我们预计在需求增长基准情形下，到 2029 年 ERCOT 可控裕度或将以每年 0~0.01 的幅度下降，至 2029 年跌至 0.98，持续低于我们对电力系统安全性所需最低裕度水平（1.1） 的判断。若目前意向的新增负荷落地，则区域可控裕度在同期或以年均 0.08 的幅度加速下 降，至 2029 年跌至 0.62。我们此前在报告《能源转型系列-但问路在何方》,20231201 中 提出，可控裕度在 1.1 以上是电力供需充裕的阈值，低于此则电力紧缺、安全风险概率提升。

裕度的紧张一方面意味着供给短缺引发尖峰电价更加频繁：根据 ERCOT 分析，当地批发 电力市场的电价由天然气价格（ERCOT 市场一般是天然气机组边际出清，天然气价格反映 了大部分发电企业的边际运营成本）和供给短缺时长（供给短缺引发尖峰电价）共同驱动。 裕度紧张意味着后者（供给短缺）引发的高电价会更加频繁。另一方面，落地到对企业和 投资的影响，相较于电力的绝对价格，裕度紧张导致的发电点火价差提升（电力价格与天 然气成本之差，其中天然气成本基于单耗 0.139MWh/MMbtu 进行换算）更直接体现出电力 供需趋紧对发电企业盈利的贡献。我们复盘 ERCOT 地区过去十年的电力价格、天然气价 格以及电力系统可控裕度，可以明显看到 2018、19、23 年地区内出现了三次可控裕度跌 落带来点火价差走阔的情形： 1. 2014-17 年，ERCOT 地区电力最高负荷稳定于 69GW 上下，而可控装机稳定于 88GW 上下， 我们计算可控裕度在 1.23~1.32 之间，电力供需条件相对宽松偏过剩，这一阶 段我们观察到 ERCOT 电价（日前批发价格）和天然气价格（Henry Hub）基本同方向 波动，对应典型气电机组的点火价差我们估算在 2~5$/MWh 之间，按点火价差除以电 力价格估算的发电毛利润率水平约 7~12%（不考虑其他运营成本）。 2. 2018-19 年，煤电机组退役使得 ERCOT 地区可控装机较 2017 年下降了 3.6GW，而最 高负荷同期增长了5.3GW，一增一减下ERCOT地区可控裕度快速回落至2018年1.18、 2019 年 1.15，同期内 ERCOT 电价和气价走势明显背离，2017-19 年日前电价上涨了 55%而气价下跌了 24%，带动点火价差走扩至 2018 年 11$/MWh、2019 年 22$/MWh。 2017-19 年期间，10%的裕度下行（从 1.29 到 1.15）带来了 10 倍（从 2$/MWh 到 22$/MWh）的点火价差上行。 3. 2023 年，同样的情况再度发生，2023 年德州夏季高温使得 ERCOT 最高负荷同比增加 5.4GW，而煤电机组退役使得可控装机同比减少 2.7GW，德州地区可控裕度同比下降 0.1 至 1.01，点火价差同比翻倍至 39$/MWh。

展望未来，2025 年远期电价气价交易水平显示 2025 年发电企业点火价差有望走高利于企 业盈利，2026-27 年电力供需紧张预期尚不充分，仍有提升空间。目前市场对 ERCOT 未 来几年的点火价差在按什么预期进行交易？我们通过对比ERCOT2025-27年远期电价以及 Henry Hub2025-27 年气价期货水平估算 2025-27 年点火价差的预期，可以看到：

1. 今年以来针对 2025 年点火价差的市场信心开始修复，目前交易水平超过 2023 年实际 实现水平。自 2020 年开始 2025 年远期电价、气价有交易数据以来，2020-23 年 2025 年点火价差预期持续低迷，2020-22 年维持在 10~11$/MWh 区间，2023 年提升至 21$/MWh，仍低于 2023 年现货的点火价差（39$/MWh）。2024 年以来受 ERCOT 供 需趋紧带动，2025 年点火价差预期开始提升，目前最新水平已超过 2023 年实际表现， 达到 46$/MWh。

2. 2026-27 年电力供需紧张预期尚不充分，或仍有看涨空间。而针对 2026-27 年的远期 点火价差，用同样方式估算目前最新交易水平较 2025 年远期点火价差低 10~15%，隐 含 2026-27 年 ERCOT 电力供需较 2025 年更为宽松的市场预期。但结合 ERCOT 电力 供需预测，我们估算可控裕度 2026、27 年将分别同比回落 0.01，电力供需仍趋势收紧， 考虑历史上的裕度-点火价差弹性系数（结合上文复盘，2017-19 年，裕度下降 10%， 点火价差增长约 10 倍；2022-23 年，裕度下降 10%，点火价差增长约 1 倍），我们认 为 2026-27 年点火价差仍有向上空间。

综合考虑电价上涨以及现货敞口后，发电企业业绩弹性不一

大原则上来看，批发电力市场电价的上涨有利于相关发电企业在市场中实现更高的平均售 价从而获取盈利增长，但实际发电企业盈利对市场电价的弹性幅度还需考虑企业为应对市 场价格波动（尤其是下行风险）而提前采取的价格对冲措施对弹性的削弱。除了我们前文 描述的由 ERCOT 组织的批发日前市场、批发实时市场以外，企业通过多种手段提前锁定 交付电价从而对冲电价波动风险，如通过物理手段（如双边合约，电力买卖双方提前签订 中长期合同，约定在固定期限内以固定量和固定电价或一定的电价公式进行电能量交易） 以及金融手段（如电价期货或期权等场内场外工具，以电价期货为例，期货买卖双方参考 交割时的批发电力实际价格与期货价格差异，按补差价方式进行期货的现金交割）。

我们汇总发电企业传统电源（主要包括气电、核电等）一般的电价对冲节奏和幅度，有两 大特征：1）从对冲比例来说，传统能源企业提前一年锁定第二年的大部分电价，最多留 5-10% 的现货敞口；2）从对冲时间来看，考虑到对冲工具尤其是场内金融工具（如标准化电价期 货合约）的流动性问题，金融对冲至多提前 2-3 年生效，因此越往远期现货敞口越大。因 此，以 2024 年为基准年份，传统电源（火电、核电）当年、第二年、第三年电价对冲比例 （即锁定比例）一般 90%+、50%+、25%+，越往远期现货敞口越大。各市场化发电企业 2024-25 年业绩弹性已因为电价提前对冲而相对有限，但普遍到 2026 年开始业绩对现货电 价变化的弹性开始放大。

具体来看，我们对美国主要几家拥有市场化发电业务的上市企业的电价对冲情况以及对应 业绩弹性基于公司公开披露资料进行整理如下（具体公司的基本情况介绍详见报告最后一 章节）：

1. Vistra（VST）：根据公司指引，截至 1Q24 业绩会（2024 年 5 月），公司 2024、25 年核电/新能源/煤电发电业务的电价锁定比例为 91%、73%，气电发电业务的电价锁定 比例为 98%、84%，2026 年公司发电业务整体电价锁定比例约 50%。基于上述电价锁 定比例，公司估算每 1$/MWh 的销售电价波动，公司核电/新能源/煤电发电业务的收入 弹性 2024、25 年分别为 7.6、29.2$mn，而每 1$/MWh 的点火价差波动，公司气电发 电业务的弹性 2024、25 年分别为 3、18$mn；针对 2026 年，公司尚未给出精确的弹 性预期，但指引 2026 年弹性约为 2025 年的一倍。基于上述指引，我们估算市场电价 每上涨 10%，以公司 2024E EBITDA 中值为底数，公司 2024、25、26 年 EBITDA 弹 性分别 1%、6%、13%（vs. 若不考虑已对冲比例，乐观假设全部电量留有现货敞口， 最大弹性为 22%）。

2. Constellation（CEG）：根据公司指引，2024、25、26 年通过各类州清洁能源或核能 补贴项目（如 NJ ZEC，IL CMC，IL ZEC）已经锁定量价的电量占全部核电发电量的 60%、57%、55%。基于 2024 年公司核电发电均价 38$/MWh 的基准指引，我们估算 核电电价市场化未对冲部分在此基础上每上涨 10%，以公司 2024E EBITDA 为底数， 公司 2024、25、26 年 EBITDA 弹性分别 8%、9%、9%（vs. 若不考虑已对冲比例， 乐观假设全部电量现货，最大弹性为 20%）。

3. NRG Energy（NRG）：根据公司指引，公司 EBITDA 贡献中德州发售电业务占比约 1/3， 其中售电、发电分别占 55%、45%。对于德州发电部分，公司单独给出了相关指引。 截止 2024 年 3 月 31 日，公司 2024、2025、2026 年德州业务预计发电量的 95-100%、 约 50%、<25%已进行了对冲锁定。基于公司德州发电业务毛利润对电价敏感性指引， 我们估算若德州发电价格在当前均价（45$/MWh）基础上上涨 10%，可以带来公司 EBITDA 增厚 2024、25、26 年分别 60$mn、130$mn、170$mn，以公司 2024E EBITDA 为底数，对应的 EBITDA 弹性分别 2%、4%、5%（vs.若不考虑已对冲比例，乐观假设 全部发电量现货，最大弹性为 6%）。此外，需注意的是这一弹性测算未考虑德州发电 侧涨价对售电侧利润的潜在影响，因此不排除实际弹性低于上述指引水平的可能性。

而对于新能源企业来说，参与电力市场电价有劣势，往往已通过中长期（5-10 年）PPA 形 式提前锁定电价，批发电价上涨带来的弹性对新能源企业来说相对有限。以 2023 年典型天 气为例，我们对 ERCOT 系统内各电源处理曲线以及电价曲线进行观察（图表 35），可以看 到 ERCOT 尖峰电价一般出现在新能源风电、光伏出力最小的晚间时段，这使得新能源进 入市场交易并不能获得有利的电价条件。图表 36 则估算了以 1Q24 区间为例，若 ERCOT 区域内各类电源均全部进入批发电力市场交易，则结合出清电价和电源出力曲线，可实现 电价气电>核电>风电>光伏，风光进入电力市场后可实现电价仅为气电的一半左右。因此， 新能源机组一般会提前签订 5-10 年更长期的购电协议（PPA，金融或物理合同，相当于一 种电价对冲手段），但也意味着对于新能源发电为主要业务的企业（如 NEE、AES 等）来 说，短期其存量在运机组对电力批发市场价格上涨的弹性更小，增量部分潜在具备弹性 （PPA 电价参考批发电价上涨带来）。

美国电力公共事业板块还有哪些值得关注的投资机会？

美国电力供需长期低迷，使得当前美国市场化发电上市资产更为稀缺

美国发电装机前二十公司中仅不到一半仍保留有市场化发电业务，具备业绩弹性的标的较 为稀缺。由于过去十年美国电力需求增长停滞，电价持续相对低迷，大部分发电企业持续 提升受规管业务占比（由监管机构设定准许回报的输配电业务或发输配售一体化业务）或 者延伸至售电环节通过发售一体化以平滑电价波动对经营的影响、稳定企业增长预期。也 正因为此，面向当前的电力供需紧张局面，仍保留高比例市场化发电业务、业绩可以受益 于批发电价上涨的高弹性发电标的在美股是相对稀缺的。据我们不完全统计，美国发电装 机排名前二十企业中：

1. 以市场化发电业务为主营的仅有 Vistra（非规管业务占 EBITDA 的 95%，包括 75%的 市场化发电业务和 20%的市场化售电业务）、Constellation（非规管业务占比约 80%， 包括发电资产均为市场化业务、售电业务大比例在竞争放开市场）、NRG Energy（非 规管业务占比 80~95%，包括德州和东部发售一体化业务为市场化，其余地区发售一体 化业务受到不同程度监管）。 2. 市场化电力业务占比相对高的还包括 NextEra Energy（非规管业务占比公司营收约 25%，主要系占比 35%的发电业务中 70%+位于竞争性电力市场，其余 65%为规管垂 直一体化公用事业）和 AES Corporation（非规管业务占公司营收和利润的约 20%， 主要来自新能源发电业务，其余业务主要是规管输电业务和境外能源基建业务）。 3. 少数规管公用事业公司保留有约 10%的市场化电力业务敞口，包括 Public Service Enterprise Group（子公司 PSEG Power&Other 拥有位于 PJM 电力市场的 3.76GW 核电业务），Southern Company（子公司 Southern Power 拥有 55 座市场化气电、风 电、光伏电站）以及 Dominion（子公司 Contracted Energy 拥有一座 2GW 核电站和 合计 1GW 的多座光伏电站参与市场化卖电）。

在 AI、电气化、再工业化多管齐下驱动美国电力需求二次向上的大背景下，我们认为围绕 电力供给成为需求增长瓶颈环节的大主题下仍有投资主题值得持续追踪。

发电产业链上： 1. 继续跟踪 ERCOT 地区高弹性发电标的如 VST，NRG，短期受 ERCOT 远期电价回落 以及新建气电机组预期影响，股价有所回调，但结合今年以来 ERCOT 地区尖峰电价出 现早于以往，以及未来几年 ERCOT 地区可控裕度跌落，我们预计随今年夏季旺季电价 上行以及远期电价以及点火价差的继续回升，相关公司关注度有望重新修复。 2. 随缺电预期从 ERCOT 向 PJM、MISO、CAISO 等其他电力负荷预期逐渐上调的电力 市场蔓延，相关地区内经营的市场化发电企业如 CEG、PEG、NEE、AES 等电价上修 预期或增强。其中，上述公司核电资产若与数据中心落地 PPA 合同，则将更快提供额 外的盈利弹性；存量新能源资产电价调整概率较低，但增量部分或存在涨电价弹性。 3. 最后，随着电力紧缺最终从发电侧蔓延到用电侧（批发电价上涨传导至零售电价上涨、 以及用户侧有序限电概率提高），分布式发电或在用户保供需求下开始自发增长，且本 轮美国分布式光伏出清后竞争格局有望优化，如 NOVA、RUN。

泛电力产业链上： 1. 关注电力需求增长预期强烈如德州、弗州、加州等区域规管公用事业 RAB 和 ROE 提 升带来的负荷增速上修机会。拉长周期来看，美国公用事业股（以道琼斯公用事业指数 为表征）较道指的超额收益与公用事业规管费率的增长显著相关，但近几年受到利率压 制走势背离，这或许意味着降息周期开始后美股公用事业还有重估空间。 2. 关注电力上游天然气能源、能源装备产业链机会。

方向一：ERCOT 用电从淡季走向旺季，相关企业回调后有望二次向上

VISTRA 是以 ERCOT 地区发售电业务为主的市场化电力企业，从过去一年复盘来看，VST 的股价走势与 ERCOT 电力市场价格预期变化、AI 主题、个股事件驱动等相关，可以分为 几个阶段。 1. 2023 年，VST 股价和 ERCOT 远期电价匹配度高，从年初交易于 2.1~2.2x 2023 年 EV/EBITDA，年末切换到 2024 年估值，交易在 2.8~2.9x 2024 年 EV/EBITDA，打入 Energy Harbor 核电资产收购以及 IRA 核电 PTC 带来的盈利能力提升预期。 2. 2024 年伊始，AI 等驱动力带动美国用电量增速转正成为美国市场讨论焦点。VST 开始 具备 AI 概念，股价和英伟达的同步性提升，1-2 月公司 2024 年 EV/EBITDA 从一月初 的 2.8x 左右提升至 2 月末的 3.9~4x。 3. 2024 年 3 月 5 日，随 Talen 和 Amazon 核电 PPA 落地，VST 股价拐点出现，此后公 司股价在跟随英伟达 AI 主线的同时跑出超额收益。3 月 5 日 Amazon 与 Talen Energy 签订核电十年期 PPA 合同，合同电价估算约 7~8 美分/度，较核电 PTC 底价（4.5 美分 /度）溢价 2.5-3.5 美分/度，核电股开始溢价交易，此后一个月内公司 2024 年 EV/EBITDA 从 4x 最高涨至 5.3~5.4x，并稳定在 5x 左右的 EV/EBITDA 水平。 4. 2024 年 4 月 24 日后，VST 股价开始了新一轮的超额跑赢，拐点是 ERCOT 首次给出 2030 年负荷预测的乐观指引（较 2023 年翻倍），市场预期 ERCOT 期货电价或加速上 涨，带动 VST 估值在一周内从 5x 2024 年 EV/EBITDA 中枢上调至 6x 2024 年 EV/EBITIDA 中枢。随即后续在 5 月 8 日，VST 披露 1Q24 业绩报告并首次明确给出到 2026 年的业绩中枢指引，推动股价交易向 2026 年 EBITDA 切换，并在 5 月末完成估 值切换，市值上涨至 2026 年 6x EV/EBITDA。6 月以来，受情绪扰动 VST 股价回落， 回到 2026 年 5x EV/EBITDA。

与 VST 对比，NRG 公司股价在整体走势和拐点上与 VST 类似（上图所示），但整体涨幅 上不如 VST，主要或受两间企业商业模式不同导致 NRG 业绩指引对电价上涨弹性小于 VST （如上一章节讨论，同样的电价上涨幅度假设下，NRG 的业绩弹性约为 VST 的一半左右）。 目前 NRG 交易在 2024 年 4.8x EV/EBITDA，未来点火价差走阔同样能带动股价，但弹性 整体或不及 VST。 尽管今年以来已经历大幅上涨，VST、NRG 的估值当前位置仍不算高。2024 年 VST 公司 经历核电电价预期上修、ERCOT 电价预期修复和估值年份切换轮番带动股价上涨，从年初 交易于 2.8-2.9x 2024 年 EV/EBITDA，到目前交易于 5-6x 2026 年 EV/EBITDA（对应 6-7x 2024 年 EV/EBITDA），与 CEG 的 19x 2024 年 EV/EBITDA 以及多数规管公用事业企业的 11~12x 2024 年 EVEBITDA 相比，估值并不突出。后续股价催化关注德州旺季电价和远期 电价表现，结合我们对今年德州尖峰电价较往年更早出现的观察，以及德州中期电力可控 裕度将持续下降的判断，我们预计德州现货和期货电价向今年中看仍有上涨动能，而 2026 年电价中枢每上涨 10%对应 VST 的 EBITDA 还有 13%的弹性。

方向二：看好涨电价逻辑从 ERCOT 向全美、从传统能源向新能源延伸

各州负荷增长预期陆续向上，涨电价预期或有望从 ERCOT 向全美范围蔓延。全美范围内， 除了 ERCOT 于 2024 年 4 月上调十年期最高负荷预测（从 0.8%提升至 8.7%，是过去十年 的 2.4%的超 3 倍）以外，其他电力市场区域如 CAISO、PJM、MISO 等都预期未来十年电 力负荷增长将在数据中心、电气化等因素带动下有所加速。 1. CAISO：电力最高负荷的复合增速由 0.7%提高至 2.1%。根据加州公用事业公司 PG&E 资料，1）2023 年 CAISO 区域内提交的数据中心并网申请是过去四年平均的三倍；2） 2023 年 CAISO 区域内新增接网申请 28%来自电动汽车（2022 年为 22%）。根据 CAISO 于 2024 年 5 月发布的《2023 年度综合能源政策报告》，预计 2035 年 CAISO 地区最高 负荷将在 2023 年 44.534GW 的基础上进一步增长至 56.937GW，对应年复合增速 2.1%， 较 2013-2023 年的十年复合增速 0.7%增长两倍。 2. PJM：电力最高负荷的增速有望由负转正至 1.6~1.9%。PJM 于年初发布中长期电力负 荷增长预测，预计 2024 年向前的十年期间，夏季最高负荷、冬季最高负荷、用电量有 望分别实现 1.6%、1.9%、2.3%的年化复合增长，增长主要由数据中心，以及交通和工 业电气化带动。而 2013-2023 年 PJM 实际实现的最高负荷约年化下降 0.7~0.8%，对 应未来最高负荷增长将由负转正。

随负荷增长，预计远期电价上涨或从 ERCOT 向更多地区蔓延。以一年期维度来看，ERCOT 地区远期电价（以 2025 年远期为例）上涨幅度最大，一年期涨幅达到 66%，而 PJM、ERCOT 地区分别上涨 4%、下跌 4%，远期电价波动不大。需求侧看，上述地区远期需求负荷增速 均已在上涨；供给侧看，虽然上述地区电网之间的互联互通好于 ERCOT 或在电力紧缺时 提供冗余度，但是受政策审批方式影响上述地区电力新增供给以及输电设施的审批和建设 速度均慢于 ERCOT，因此电力供需趋紧、电价上涨在或是趋势性的，电价上涨带来的投资 逻辑有望从 EROCT 向更多地区蔓延。

从相关企业来说，意味着电力企业的投资逻辑从 ERCOT 地区 VST、NRG 等企业有望向外 蔓延，如 PJM 地区发电资产占比高的市场化企业除 VST 外还包括 CEG、PEG，此外 MISO、 CAISO 地区 NEE、AES 具备一定体量的发电资产。 1. 一方面，上述标的发电资产本身处在竞争性电力市场，对批发电价上涨有一定弹性。尤 其是 CEG 的核电 2024 年电量中未进行电价对冲的比例为 40%，PEG 核电约 10%未 对冲，若 PJM 批发电价上涨则企业销售实现电价有望跟随上涨。NEE、AES 的在运新 能源发电资产以中长期合同模式为主对冲比例较高（如前文讨论，新能源参与电力市场 电价劣势，倾向于提前通过 PPA 锁定电价），仅新建项目在新签 PPA 时参考市场电价 上涨潜在有涨价空间。目前 NEE、AES 的新能源装机规模分别以每年 20%、10%的速 度增长，增量部分或拉动平均电价上行。 2. 另一方面，在 AI 与电源签订直供电长协的趋势下，相关企业也存在长协电价上涨的预 期。其中，CEG、PEG 的核电资产在物理直供电合同溢价签约的预期下已率先带动股 价上涨。以 CEG 为例，公司 2H23-2M24 的主升浪期间股价累计涨幅 73%，按公司业 绩弹性相当于假设了 CEG 全部核电机组电价上涨 15$/MWh 或约 40%。 3. 此外，新能源电力供应数据中心的案例也开始出现，如今年 5 月 Microsoft 与 Brookfield 签订全球性框架协议，计划累计开发 10.5GW 新能源电站，电站投产后接入 Microsoft 数据中心所在地电网当中。通过这种合作形式，一方面此类 PPA 形式可以满足科技企 业清洁能源用电承诺，但同时依靠电网供电（而非波动新能源直供电）保障了数据中心 用电的稳定性。根据 AES 交流，公司目前新能源装机在运规模 34.9GW，储备后期项 目规模 12.7GW，后期项目中 40%终端客户为大型科技巨头，公司累计已与科技巨头 签订了 5.9GW 新能源 PPA 合同。

更进一步看，批发电价上涨若最终传导到零售电价上涨，将利好 Sunnova、Sunrun 等分 布式光储开发商的量价修复。随着电力紧缺最终从发电侧蔓延到用电侧（批发电价上涨传 导至零售电价上涨、以及用户侧有序限电概率提高），分布式发电或在用户保供需求下开始 自发增长，且本轮美国分布式光伏出清后竞争格局优化，头部企业如 NOVA、RUN 有望受 益。其中，根据 Sunnova 披露的装机分布，公司新增户用客户主要集中在佛罗里达、波多 黎各、加州、宾夕法尼亚、亚利桑那、新泽西等州，多数为中东部电力负荷预测相对积极 地区，对应 PJM，NYISO，ISO-NE，CAISO 等批发电力市场放开区域，相关地区若批发 电价上涨，对 Sunnova 业务地区的分布式光伏安装预期或有促进作用。

方向三：降息或带来规管公用事业股更大力度的估值修复

除了上述具备市场化业务的企业之外，美国大部分的电力公用事业上市公司还是以规管业 务为主。前面最开始也提到，大部分都是各种垂直一体化的发输配售电企业，或者输配售 电企业。对于此类企业，我们复盘历史上美国公用事业股的超额收益（以道琼斯公用事业 指数 DJUSUT 和道琼斯指数 DJUS 股价进行对比），可以看到与过去三十年 S&P Global 统计的美国上市公用事业企业（Investor-owned utility）每年提交的 rate request（即电费 增长）整体正相关性较强。而 2022 年以来美国公用事业进入新一轮 rate 增长周期，主要 来自输配电更新投资、清洁能源装机投资等的驱动，但是股价走势分化，并未随 rate 增长 而出现超额收益，我们推测是受到了高利率的压制。美国公用事业企业以稳定的业绩和派 息增长具备红利投资价值，高利率使得市场对公用事业资产股息收益率要求提高，从而导 致股价受到压制。这也意味着一旦美国降息周期开启，美国公用事业指数有望迎来股息收 益率（息差）要求降低+股价反应 rate base 增长的“戴维斯双击”。 从标的的弹性来看，位于电力供需增长预期更为强烈地区的公用事业股或受到更高的关注， 包括 AEP（ERCOT+PJM）、Dominion 和 PEG（PJM）、EIX 和 PCG（CAISO）、XEL 和 WEC（ERCOT）。

相关标的一览

VISTRA (VST.N)：气电、核电装机为主，对 ERCOT 批发电价具备弹性

VST：公司 EBITDA 占比 75%的发电业务均位于竞争性 ISO，25%的售电业务中 80%+位 于售电放开区域。VST 约 57%的发电业务和 72%的售电业务集中于德州，此外公司发电业 务辐射美国 4 个 ISO、售电业务辐射 13 个售电市场化州以及 3 个售电规管州。 1. 发电业务占公司 EBITDA 的约 75%，公司拥有 41GW 在运机组，业务全部位于竞争性 电力市场，按 EBITDA 划分 57%位于 ERCOT，35%位于 PJM、 NYISO 和 MISO， 以及余下 8%位于 CAISO。随着对 Energy Harbor 收购的落地，公司装机规模形成以 天然气为主、核电为支撑的优异布局，按 GW 统计气电、煤电、核电、新能源分别占 公司装机规模的 58%、20%、15%、5%。 2. 售电业务占公司 EBITDA 的约 25%，其中公司约 72%的售电量位于 ERCOT 市场，其 余 28%分布于加州、伊利诺伊州、密歇根州、俄亥俄州、宾夕法尼亚州、纽约州、新 罕布尔市州、缅因州、罗德岛州、康涅狄洛州、新泽西州、特拉华州、弗吉尼亚州等 售电竞争放开地区，以及蒙大拿州、印第安纳州、肯塔基州等售电规管地区。 公司于 1Q24 报告期首次给出中期利润指引，公司认为得益于 AI 数据中心、电气化率带动， 公司主要业务所在的 ERCOT 和 PJM 区域有望在 2023-30 年期间分别实现 1.6~6%、1.8% 的电力需求负荷增长，并将带动公司 EBITDA 在 2022-26 年期间实现 18%的复合增速，到 2026 年 EBTDA 中枢预期为$6000mn，较 2022 年实际的$3115mn 近乎翻倍。

Constellation（CEG.O）：美国最大核电运营商，关注 PJM 电价预期

CEG：公司是全美最大的上市核电运营商和工商业售电企业，竞争性业务带来利润弹性。 CEG 是全美最大的上市核电运营商和头部的售电企业，按卖电量划分公司发电业务占比 30%、售电业务占比 70%。 1. 其中，公司全部发电资产位于竞争性电力市场，在运装机 33GW 中包括 22GW 核电、 8.5GW 气电和 2.6GW 新能源（风电、光伏、水电）。公司是全美第一大上市的核电运 营商，往后依次是 VST、PEG、NEE、TLN、Dominion。 2. 公司售电业务大部分亦位于放开售电竞争的区域，包括加州、俄勒冈州、德州、伊利 诺伊州、密歇根州、俄亥俄州、宾斯法尼亚州、弗吉尼亚州、纽约州、新罕布尔市州、 缅因州、罗德岛州、康涅狄洛州、马萨诸塞州，少数位于售电规管的区域，如内华达 州。公司是全美最大的工商业售电企业，2023 年市场份额 21%；以及第二大的居民 零售售电企业，规模仅次于 NRG。从弹性来看，公司零售电量中 10%服务于居民用电， 90%服务于工商业用电，工商业用电中 25%为浮动电价、75%为固定电价。 公司于 2024 年 2 月给出 2024-2028 年基础 EPS 复合增速 10%+的指引，增长主要驱动因 素为发电规模和销售价格的同步上调。在基本 EPS 之上，公司预计若考虑售电利润率、批 发电价等在未来潜在的超预期表现，公司增强 EPS 在基础 EPS 之上或还有 30~40%的弹 性空间。

NRG Energy (NRG.N): 德州发售电一体化企业，间接受益于电价上涨

NRG：公司是全美最大发售电一体化经营企业，德州业务占比接近 40%，以发用电竞争性 市场业务为主。公司是全美第一大居民零售售电企业和第二大工商业售电企业（仅次于 CEG），业务主要位于德州（占收入 36%）、东部纽约+达拉维尔+伊利诺伊地区（占收入 44%）、 西部加州地区（占收入 15%）。公司为发售电一体化经营，拥有发电机组电量均用于自身售 电，售电量中约 25%为自发电力（其中德州业务自供率接近 40%，其余地区预计约 10%）， 余下 75%为市场化外购。 公司未给出长期利润增速指引，但对 2023-25 年短期每股自由现金流增长预期较为积极 （15-20%CAGR），对 2024 年每股分红目标为 7-9%的同比增长。

Public Service Enterprise Group（PEG.N）: 10%收入来自市场化核电

PEG：公司 10%的核电发电业务有潜在 AI 数据中心弹性，其余 90%的规管业务按 RAB 高 个位数年化增长。PEG 是在新泽西州经营“single state，dual jurisdiction”的一家公用事 业公司。 1. 公司 90%+的 Non-GAAP Operating earnings 来自受规管业务 PSE&G 电力和燃气公 共服务业务，包括输电（由 FERC 监管，regulated roe 为 10.4%）和配电及清洁能源 （由 NJ PUC 监管，regulated roe 为 9.6%）。 2. 此外，公司剩余 10%为少量的电力及其他非规管业务（PSEG Power&Other），包括 3.761GW 在运核电机组，受益于 IRA 给到的核电底价，其中 Salem 项目计划扩容或 带来 45-60MW 规模增长。 整体业绩方面，公司业绩增长的驱动力来自 RAB 增长（2024-28 年 CAGR 6-7.5%，2023 年 yoy+10%），主要系 CAPEX 增长带动（CAPEX 增速上调了 12.5~13.5%，从 2023-27 年原计划 CAPEX 为 16-18.5$bn，增长至新计划为 2024-28 年 18-21$bn）,RAB CAGR 增 长预期不变。2024-28 年 Non-GAAP operating earnings 增长预期 5-7%。

NextEra Energy（NEE.N）: 全美最大新能源市场化运营企业

NEE：公司独立发电业务占比 35%（其中 70%+位于竞争性 ISO），发输配售一体化业务占 比 65%（为规管垂直一体化公用事业）。公司主要经营实体为 FPL 和 NEER 两个分部。 1. 公司位于佛罗里达州的发输配一体化规管公用事业 FPL 公司占公司营收和净利的 60~65%，公司占德州公用事业一半的份额，目前 FPL 的规管 ROE 为 10.6%。 2. 公司 NEER 从事电力开发和天然气基建业务。权益装机口径，公司 2022 年拥有约 18.9GW 的风电资产与 3.9GW 的光伏资产，此外公司还拥有 2.3GW 的核电资产与 2.5GW 的天然气及油电发电资产，上述资产中约 70%分布于竞争性 ISO，包括 ERCOT、 SPP、MISO 各 15-20%。当前，绝大部分 NEER 资产以长协模式签出，绝大部分享 受政府补贴。 整体而言，NEE 指引 2024 年调整后 EPS 为 3.23-3.43$，较 2023 年的 3.17$/股增长 2-8%； 公司对 2024-26 年调整后 EPS 的 CAGR 指引为 6-8%，对应 DPS 的 CAGR 指引更高，为 10%。

AES Energy（AES.N）: 与多家科技巨头签订新能源电力 PPA

AES：公司占比约 20%的新能源发电业务包含多家科技巨头客户，潜在受益于 AI 数据中 心电力需求。公司业务包括新能源项目（美国及拉美）占比约 20%，印第安纳州以及俄亥 俄州和 El Salvador 电网公用事业占比约 20%，天然气 LNG 基础设施及传统能源发电（美 国及拉美）占比~50%。 1. 新能源发电业务方面，公司截至 2023 年末拥有在运机组 34.9GW（规模与 NEE 接近， 规模分布于北美和拉美），2024 年预计新投产 3.6GW，另有 12.7GW 后期项目（其中 40%+是和大型科技企业签订的）以及 66GW 前期项目。其中隶属新能源发电业务门 类的为 16.211GW。公司新能源发电业务以 PPA（短期，中期，或长期）销售为主， merchant sales 较少。其中，公司在工商业新能源上份额第一，和谷歌、微软、亚马 逊等互联网企业长期合作，与科技企业合计签订了 5.9GW 新能源 PPA（位于 CAISO， MISO，PJM）。出于市场需求改善和公司竞争优势，公司上调了其在美国项目的 IRR 预期，目标 levered after-tax cash return 从此前的 10-13%上调至 12-15%。 2. 公用事业 Utilities 业务方面，公司有六个公用事业业务子公司，包括 AES Indiana（完 全垂直一体化，包括 3.5GW 发电装机），AES Ohio（输配电公用事业），以及公司在 El Salvador 境内有四个公用事业子公司。 3. 能源基础设施业务，包括天然气、LNG 基建以及柴油发电，主要系美国传统能源业务 +非美新能源和传统能源业务。 中长期指引方面，公司维持目标 2023-27 调整后 EBITDA 复合增速 5-7%，调整后 EPS 符 合增速 7-9%。

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