2026年公用环保行业中国电力何时见底系列I：中美电价剪刀差，大国的相同与不同

我们与市场不同的观点：美国“电荒”vs 中国“电卷”？

我们认为中美电力估值差异已经较为充分地反映了对中国电力行业足够的悲观预期。我们 测算 2025 年后中美容量供需系数都在持续增长，电价“西升东降”的本质原因还在于能源 价格，两国基荷电源增速“十五五”可能会走出剪刀差。中国供需最宽松的时候已经过去， 衡量电力景气度最好的指标是容量电价，而非电量电价、点火价差或利用小时。

太阳底下无新事：后疫情时代中美两国缺电的起因高度相似

需求侧：预期的增长放缓 vs 结构性超预期

无独有偶，中美“缺电”的风险侧面印证了大国经济增长的韧性。本质原因都是需求增速 下降的预期导致电力供给增速放缓；一旦出现结构性超预期的增长引擎，或极端气候事件 造成部分供给受限，就容易引发电力危机。区别在于，中国是在 2022 年“缺电”时才发现 制造业（尤其是出口/新三样）的蓬勃发展导致疫情期间国内用电依然旺盛，回过头才意识 到前几年基荷电源增长的放缓早已埋下隐患，高温干旱的气候只是催化剂；而美国则是在 发生系统性风险之前就已经意识到了供电瓶颈，导致 AIDC 大规模并网受限。

中国 2020 年后制造业尤其是出口企业的扩产带动 2021-22 年用电负荷增速超 10%，是我 国“2022 缺电”的需求侧起因。美国本轮需求超预期主要来自 AIDC 基础设施的快速投资 与建设，但是早在 2022 年美国用电量就突破了 4000 亿度的水平（过去 15 年的平台），同 时工业用电量几乎恢复到了 2000 年前的高点，2024 年用电最高负荷创新高，在这种背景 下 AI 带来的压力对本已非常强劲的需求和脆弱的供电系统来说是“雪上加霜”。

美国 2020-25 年用电量增速不足 2%，AI 数据中心的需求带动 2024-25 年用电量增速由负 转正，2025年10月Grid Strategies预测美国2026-2030年电力消费增速CAGR高达3.5%， 依然很难超过中国，最高用电负荷也是一样。单看产能利用率，美国供需宽松程度 远高于中国，两国核心区别还在于中国的基荷电源供给增速过快。

供给侧：中美的用电缺口都来自基荷电源增速放缓

我们以火电利用小时衡量两国电量供需形势，可以发现中美的两国趋势性分化来自美国火 电退役和中国新能源的崛起。中美电力结构中火电（包括燃气、燃煤、燃油、生物质等） 都是绝对主力，甚至在 2030 年之前两国可再生能源电量都很难显著超过 50%。2010-20 年，两国均看到火电电量占比稳步下降，压缩了火电电量和利用小时，反映出电量宽松的 整体趋势：区别在于这期间美国的用电量整体稳定，而中国的用电量持续增长。但是疫情 后，美国的火电利用小时就开始出现反弹，因为火电装机的绝对值持续下滑；2024-25 年的 AI 需求爆发只是延续或加速了该趋势。中国的利用小时在 2023 年后快速下降，源于风光装 机开始加速（主力为光伏），此时“三个八千万”的火电装机其实还在建设过程中。

事实上，2020 年前后包括欧洲在内的很多国家电、水、气等管制资产因为 1）人口负增长， 需求疲软，2）管制回报率随利率和 CPI 下降，和 3）民众对涨价的反感导致资本开支受限 等，基础设施频繁触发“低概率”事故，最后不得不走上基建扩表和 capex 上行的通道。

“缺电”分为“缺电量”和“缺电力”，例如中国 2021 年底“缺电”是因为煤价高企煤电 厂发电意愿减弱导致缺电量，2022 年夏天“缺电”是因为来水偏枯和夏季高温缺电力（不 排除当时四川和浙江等部分省份的确缺电量），前者可以依靠强制煤矿和电厂签署长协煤来稳定火电保供，后者的解决方式就是快速上马基荷电源（主要是火电）。和中国 2022 年类 似，现在所称美国“缺电”指的是缺负荷，也就是稳定的供电能力。2022-26 年，美国整 体装机增速高于电量增速 3pct，但是基荷电源随着火电退役下降——以基荷电源增速与用 电负荷增速相比，其实 2022 年我国电网保供的压力不比现在的美国小。

倘若煤电退役如期，美国的基荷电源在 2030 年之前很难有实质性的增长（EIA 预测）。中 国“十五五”基荷电源的增速 3.7%虽然高于美国，但并没有显著高于“十四五”，仍然大 概率低于同期的电量复合增长与供电负荷增速。

等待新增装机解决“缺电”困局：远水解不了近渴

2022 年底我国顶住 GDP 碳排放强度考核的压力，紧急核准了“三个八千万”煤电，显示 了我国保供电底线的决心。但是这部分新核准的项目直到 2025 年才开始大规模投产， 2023-24 年中国用电量增速高达 7%，这两年电力系统主要是通过省间互济与需求侧响应等 方式顺利度过了新一轮火电装机投产前的空白期，毕竟 2022 年“缺电”时除了浙江和四川 全国大部分其他地区火电都尚有余力（2022 年全国产能利用率不及 2020 年冬天）。我国电 网相对美国优势明显，且各省电力调配机制顺畅，2023-24 年顶住了供电压力。

类似中国，美国的“缺电”也呈现出较高的“局部性”。美国 2025 年 1-10 月主力电源气电 同比下滑 2%，但气电外的其他化石能源电量同比显著增长，同期煤电增长超过 16%，石 油焦电量同比增长 89%，除气价上涨导致的燃料切换外，也反映出严重的区域阻塞与网架 老化。这与我国 2022 年夏天西南/华东缺电而三北还在弃风限电的情况类似。2025 年下半 年来，数据中心最集中的 PJM 批发侧电价出现明显上涨，但 AIDC 第一大区域加州的电价 却在气价同比上涨 21%-90%的情况下实现了电价的同比节约，排名第二的德州当地电价上 涨幅度也并不明显（因为当地油气和新能源资源丰富）。

考虑到美国的融资环境、电力设备的建设周期和 ISO 接入的效率，类似我国 2023-25 年的 等待新增装机产能释放的空窗期只会更长，存量挖潜可能才是短期最有效的解决方案。2023 年 GridStrategies 的研究认为美国各区域电网的传输如果足够畅通，可以减少美国东部和德 州集合电源接近 137GW1；美国能源部预测 ATTs 可以有效释放 40-110 GW 的传输能力2。

中美电价：批发侧和工业用户侧 2026 年或明显走出剪刀差

终端电价结构：美国输配电价和其他系统性成本显著高于中国

美国的电价整体水平显著高于中国。与中国相反，美国居民电价显著高于工商业，是因为 中国对居民电价采取非市场化的交叉补贴，工商业电费账单中长期存在对居民农业的损益 分摊，这个结构性的差异短期可能很难得到逆转。除联邦税种外美国各州郡税收政策相差 较大，下文比较暂不考虑美国销售税、所得税、财产税等，考虑中国的增值税会特别说明。

根据我们的测算，截至 2026 年 1 月美国电价高于中国的主要原因在电能量电价以外部分。 事实上两国加权平均的批发市场电能量电价水平接近（美国以 11 大批发市场电价计算，中 国考虑各省年度长协），但是辅助服务、容量电价、输配电价等环节，美国明显高于中国。 需要说明的是：2024 年开始美国气价快速上行导致美国火电主力电源也就是气电的成本增 加，其实历史上大部分时间美国火电的边际成本是低于中国的。

美国终端电价上涨：2024 年来燃料成本贡献率达 70%

美国和中国一样，非化石能源电量占比 2025 年都在 40%左右，但是火电依然是边际定价 者（中国的煤电=美国的气电），所以在燃料成本上涨时非化石能源有望受益于电价上涨。

根据我们分析，2020 年迄今美国电价上涨的主要原因是燃料成本上涨（贡献率 35%），这 包括燃料成本上涨带动火电电价上涨带动非化石能源利润提升部分（是电价上涨被动产生 的），但不包括火电点火价差提升，也就是电价上涨超过燃料成本上涨带动可再生能源电价 上涨部分。美国火电点火价差在 2020 年见底，根据 EIA 预测的电价和燃料价格，我们测算 2024-26 年气电的点火价差相对稳定，全国批发侧电价大致跟随气价变化，煤电受益于成本 优势点火价差扩大。我们根据 EIA 预测的价格进行测算，2024-26 年的终端电价上涨中， 燃料成本的影响就更大了，贡献率提升至 70%。

工业电价：2026 年中国预计会明显低于美国，增强我国制造业竞争力

中国的电价在全球层面一直以来都具备较高的比较优势，唯一可与之媲美的大国只有美国： 美国的商业与居民电价远高于中国，但是两国工业电价相对接近。2023 年来中国工业电价 持续下降，我们预计我国大工业电价的综合用电成本（两部制电价，包括电量电价和容量 或需量电价）会从 2026 年开始和美国出现明显倒挂。

由于工业电价在两国电力体制改革过程中市场化程度都最高，批发侧电能量电价与工业电 价相关性也最强，所以中美工业电价在 2026 年发生倒挂的本质原因也是燃料成本东降西升 带来的最终结果（具体下一段会展开）。需要注意的是，两国幅员辽阔，各省、州的能源资 源和用电需求差异很大，各地电价的绝对值和变化趋势不同，我们这里只对平均水平分析。 需要注意的是，因为美国用户侧电价较为市场化，季节性波动较大，1 月通常为工业电价的 低点；而中国由于电网代理购电的结构问题（保障性收购水电较多），与美国刚好相反。

居民电价：2008 年金融危机后，美国居民是最主要的涨价承受者

70 年代的“石油危机”和 80 年代的 PURPA 法案（The Public Utility Regulatory Policies Act） 奠定了美国电力体制改革的基础。90 年代东北部高电价与燃气循环联合机组的成熟催化了 1998 年美国第一个电力批发市场 PJM 的成立。根据 FERC（Federal Energy Regulatory Commission）截止 2025 年，美国 24 个州完成了电力系统的批发侧市场化改革，18 个地 区完成了零售侧市场化（均存在部分市场化情况）；2025 年美国超 2/3 的电量通过市场化交 易形成，剩余地区基本维持了“发-输-配-售”的垂直一体化经营模式3。例如大家常听说的 PPA（包括物理类和金融类），对签约两方所在地的批发和零售市场是否受管制就有要求。

2008 年来美国居民电价上涨幅度远高于工商业，无论是 2022 年俄乌冲突还是近期热议的 AI 缺电，每次冲击都可能会导致居民电价上涨快于工商业。例如 2022-24 年，美国居民电 价上涨 10%，而工业电价下降 2%。本质原因在于，和中国一样美国的工商业用户凭借其 大客户的议价能力，可以更直接有效参与批发侧电力交易，或配套分布式/自备电源/PPA 来 降低能源采购成本（这里我们暂不对美国各州电力体制不同导致的交易方式和定价模式做 深入探讨）。虽然居民近年来也受益于户用分布式和户储，但大用户在长协采购或争取直供 上依然具有更高优势，工商业 vs 居民用电价格的比较优势持续拉大。事实上，该话题在美 国学界、政界等都有过很多维度的讨论，我们这里暂不做更复杂化的解读。

电能量电价：供需紧张带动点火价差走扩，期货和现货电价体现都并不明显

2023 年后，中国煤价下跌带动电价下降，美国气价上涨带动电价反弹，截至 2026 年 1 月 两国火电燃料成本与电能量电价达到相似水平。事实上，因为煤价和气价大体是全球性的 大宗商品，虽然因为各国资源禀赋与供需格局不同，价格走势在不同地区可能会在短时间 内呈现相反趋势，但是中美两国燃料成本和电价走势在长周期上的趋势还是基本一致的。

美国缺电演绎到现在，当地的火电利用小时尚未出现有效反弹。中美两国火电（电量占比 均为 60%左右）的产能利用率差距较大——可见并不是需要利用小时大幅反弹才意味着供 电的紧张。因为美国能源转型时火电的装机充足程度远高于中国，只是美国火电（尤其是 煤电）服役时间较长，性能老化。所以虽然大家普遍认知中国电量供大于求，美国缺电， 但是 2030 年之前中国火电的利用小时还是明显高于美国的。当然，依据目前的美国电力供 需形势，我们认为未来的火电利用小时很可能超过 EIA 在 2025 年 10 月的预期。

编辑：火腿肠