2026年工业能源行业：美国AI电力2026可负担性成为焦点

AIDC 如何推高美国电价

根据 Monitoring Analytics 分析，PJM 区域 9M25 的 24 美元/MWh 电价同比涨幅的 66% 来自气价上涨，30%来自容量成本的增加。2025 年前九个月，PJM 批发电价总成本同比上 涨 43.7%，每兆瓦时增加 24.10 美元，从 55.18 美元上升至 79.28 美元。这一涨幅主要由 能源、容量和输电三大成本构成驱动。其中，能源成本占比最高（61.3%），上涨 15.91 美 元/兆瓦时，涨幅达 48.7%；容量成本虽然仅占总成本的 13.5%，但其涨幅最为显著，激增 7.13 美元/兆瓦时，涨幅高达 200.8%，反映出容量市场拍卖存在的竞争性问题；输电成本 占比 23.1%，涨幅相对平缓，增长 0.94 美元/兆瓦时，涨幅为 5.4%。同口径根据 Monitoring Analytics 分析展望 2027 年，数据中心将会带来的容量成本提升达到 22-64 美元/MWh， 可能导致当前电价接近翻倍（从 79 上涨到 79+64=143 美元/MWh）。

气价上涨导致电量电价上行，外溢拉动煤炭需求后可能进一步拉高煤价

起因：天然气价格从 2024 年低点回升，背后是供暖季需求叠加 LNG 出口需求

2025 年美国路易斯安那州亨利港（Henry Hub）天然气现货批发均价为 3.52 美元 / 百万 英热单位。这一价格较 2024 年均价上涨 56%（如图 3 所示 2024 年的亨利港天然气年均 价处于 2000 年以来较低水平）。天然气价格通常在冬季走高，原因在于气温下降会直接拉 动供暖用气需求，同时天然气也是美国最主要的发电能源，供暖季用电需求上升也会间接 推高天然气消耗。在 2025 年末的几个月里，受 11 月末至 12 月初极涡天气事件等因素 影响，天然气现货价格逐步回升，期间价格一度突破 5 美元 / 百万英热单位。另一方面 2025 年，随着美国液化天然气（LNG）出口产能提升，2025 年 LNG 出口量同比增长 22%。

行业应对：发电量更多转向煤电，我们测算煤气平价前美国煤价还有 35%上涨潜力

根据 EIA 的 STEO 统计，2025 年美国国内天然气价格上涨而煤炭价格稳定在 2.42 美元/百 万 Btu 左右，这提高了煤炭在发电中的竞争力，导致发电厂转向煤炭。2025 年美国 Henry Hub 天然气现货批发均价为 3.52 美元 / 百万英热单位（同比上涨 56%），其中 12 月 HH 价格达到 5 美元/百万英热，相当于燃气发电成本达到 43 美元/MWh；而美国煤炭价格按 2.42 美元/百万英热均值折算，燃煤发电成本在 35 美元/MWh。比价优势使得 2025 年气电发电 量同比-4%，煤电发电量同比+13%。1 为应对容量紧缺压力，美国能源部陆续推迟了多台煤电机组退役时间2，包括美国西部最大 燃煤电厂科罗拉多州克雷格电站 1 号机组，印第安纳州沃里克县 F.B. 卡利发电站 2 号机 组（装机容量 103.7 兆瓦），印第安纳州惠特菲尔德市沙弗发电站 17 号机组（装机容量 423.5 兆瓦）与 18 号机组（装机容量 423.5 兆瓦）等。 面对煤炭需求的复苏，EIA 数据显示美国煤炭产量 2025 年同比增长 4%（增幅低于煤电发 电量的 13%），而 EIA 同时预测 2026 和 2027 年美国煤炭产量将分别下降 4%和 3%，为煤 价上涨提供支撑。考虑美国煤电由于设备陈旧发电效率比气电低 15%~20%，且度电运维费 用约为气电的 3 倍，按 2025 年 12 月美国 5 美元/百万英热气价反算，我们估计要达到煤气 发电平价，美国本土煤价还有 35%的涨幅空间。 美国依托炼焦煤实现煤炭净出口，海外补充动力煤来源可能包括澳洲和加拿大。美国 2025 年净出口约 2.2 亿短吨煤炭（欧洲/印度/中国/日本 4 大目的地占 64%），主要是炼焦煤；EIA 预计美国本土 26/27 年煤炭产量仍将有 4%/3%的下降（由于煤矿自然衰减），如果美国需要 以进口方式补充，澳洲和加拿大的高品质动力煤是潜在选择，其中纽卡斯尔 5500 大卡 74 美元/吨报价在美国可以煤气平价。

容量电价上涨：数据中心是新增容量招标的主要来源

根据 Monitoring Analytics 在 2026 年 1 月 5 日发布的报告《Analysis of the 2027/2028 RPM Base Residual Auction》，数据中心负载的实际增长与预测增长是导致 PJM 容量市场近期 及预期出现一系列变化的核心原因，包括总预测负载增长、供需平衡紧张、中标容量显著 短缺以及价格高企等情况。若剔除数据中心负载的影响， PJM 容量市场不会出现 2025/2026、2026/2027 及 2027/2028 年度基准剩余拍卖（BRA）中观察到的供需紧张、 高价现象，后续拍卖的供需紧张态势与高价预期也会不复存在。

数据中心负载占比大幅增加

1) 负载规模：2027/2028 年度 PJM 负载预测中，包含 13,018 兆瓦新增数据中心负 载及现有数据中心负载的预测增长（内生增长），总负载将达到 17,071 兆瓦（现 有 4,053 兆瓦）。 2) 增长占比：在 2025 年负载预测报告中，2026 年大型负载新增及现有大型负载增 长（超出内嵌部分）总计 8,453 兆瓦，数据中心负载占比 93%（7,892 兆瓦）； 2027 年增量规模达 13,668 兆瓦，其中数据中心负载占比 95%（13,018 兆瓦）， 占绝对主导地位。 3) 历史对比：2009-2024 年，PJM 不含出口的夏季峰值负载平均为 144,802 兆瓦， 2014-2024 年平均为 144,493 兆瓦，从未超过 150,000 兆瓦；而 2025 年实际 峰值负载达 156,256 兆瓦，突破前期高点 2011 年的 154,095 兆瓦。

新增数据中心装机导致中标容量缺口扩大

2026/2027 年度 BRA 中标容量较 PJM 可靠性要求短缺 208.7 兆瓦（UCAP），缺口占 比 0.2%；2027/2028 年度 BRA 中标容量较 UCAP 可靠性要求短缺 6,516.6 兆瓦，较 IRM ICAP 短缺 8,452.4 兆瓦，在新增数据中心装机驱动下、缺口占比跳升到 5.6%。

并网或仍是 AIDC 可靠+低排放选择，需加速 CCGT 和储能审批

我们认为美国电力行业已基本形成共识、即需求平稳年代的政策不再适应未来 5-10 年的环 境，只有加快电网/电源审批建设，才能以具有规模经济性的 CCGT、容量支撑经济性的储 能以及大电网模式，综合降低用电成本。我们梳理 2025 年美国各层级电网审批政策变化， 可以看到机制的自适应正在发生：其中 FERC 的大负荷提案进入落地筹备阶段，全面回应 加速需求；而区域电网也各自推出加速审批政策。

需求平稳年代政策可能不再延续，机制自适应正在发生

我们认为，美国电网投资的决策范式正在发生结构性转变。过去十年，在电力负荷增长低 预期背景下，电网扩容升级采取高度审慎逻辑，叠加联邦能源监管委员会（FERC）、能源 部（DOE）、区域独立系统运营商（ISO）、公共事业公司及州政府等多方博弈，形成冗长而 复杂的审批体系。在这一低负荷预期框架下，电网建设需同时满足三重约束：1）行政层面 对“是否构成过度建设”及资本占用合理性的严格论证；2）经济层面对电价上涨压力及跨 区域成本分摊机制的协调（谁来承担成本）；3）环境与社会层面对环保审查、土地征用、 社区接受度的多方面评估。由此，项目电压等级越高、跨区范围越广，协调难度和建设周 期越长，从本地低压配电（1-3 年）到跨州高压输电（7-15 年），建设周期逐级抬升。

当前变化的核心在于负荷端预期的根本性逆转：以数据中心为代表的大型用电负荷带来电 力需求高增明确，电网扩容由“是否需要投资”转向“如何尽快补齐供给”，投资增量成为 主要矛盾，监管与电网审批体系亦同步调整。过去两年数据中心接入申请集中释放，导致 并网队列明显拉长，在部分州和区域，数据中心并网周期已被拉至 5-7 年，由此引发市场 对电网审批节奏拖累电源与负荷落地的担忧。我们认为，在需求环境发生实质性变化后， 不可直接基于历史电网低增长线性外推。从实际落地情况看，美国已在联邦层面（DOE、 FERC）与州层面推出一揽子电网投资加速措施，旨在应对电力需求激增（数据中心、可再 生能源）、队列积压和环境审查延误，美国电网扩容逐步进入上行周期。具体来看： 1. 联邦政府/DOE：1）Speed to Power Initiative 2025 年启动，针对 AI 和数据中心等大 型负荷推动发电+输电基础设施建设，并通过 RFI（征求信息）为项目设计提供参考； 2）通过 CITAP 机制协调多部门审批，整合输电线许可、环境审查等流程，实现并网 审批在 2 年内完成（约为当前流程时间一半）；建立国家重点输电通道（NIETC）列表， 如州级审批拖延，联邦可直接介入对应项目流程；3）提供 Transmission Facilitation Program 及 Transmission Acceleration Grants 等融资工具，基于 Needs Study 指导优 先项目识别，推动资源高效分配。2. FERC：1）Order 2023 通过集群处理与惩罚机制深化并网队列改革，缓解拥堵问题， 并间接促进小型可再生能源的快速接入。2）Order 1920 强制要求州与区域能源部门制 定 20 年长期规划，并建立七项益处评估标准。3）基于 DOE 的 NIETC 国家重点输电 通道列表，FERC 在必要时可直接介入（Backstop Siting），确保项目顺利落地。 3. 州层面：1）Grid Enhancing Technologies（GETs）立法浪潮（至少 18 个州提出，9 个州通过），要求评估与部署先进技术、提升现有线路容量等，包括 Utah 框架、 Pennsylvania SPEED 扩展第三方审查等。2）Transmission Facilitation Program 及 Transmission Acceleration Grants 等融资工具支持多州协作与项目落实。 4. 拟议/讨论中：SPEED and Reliability Act 于 2025 年引入，提出取消 NIETC 列表限制， 直接赋予 FERC 坐落权；州级政策包括多州共享许可、投资/能源走廊、跨州协作等。

能源部大负荷提案有望加速并网进程

美国能源部拟议规则或加速大型负荷并网，强化电网容量瓶颈预期。行业内对于数据中心 并网等待时间有持续的担忧，参考 BNEF 和 DC Byte 数据，2006-2010 年平均 1.6 年可以 新建一个数据中心，而 2020-2024 年延长到 2.4 年，且需要接近 5 年的建设准备时间。为 此 2025 年 10 月 23 日，美国能源部长 Chris Wright 依据《能源部组织法》向 FERC 提出 大型负荷并网改革提案（Advance Notice of Proposed Rulemaking，简称 ANOPR），主要 内容包括：1）制定统一技术标准，对单体容量超过 20MW 的大型负荷（主要面向 AIDC、 半导体、电动车等高端制造工厂），允许其直接接入高压输电网络；2）支持大型负荷与配 套发电机组直接互联；3）加速大负荷用电并网流程审批，并考虑设定并网审批的时间上限 （或在 60 天内完成 v.s.当前 3 年+）； 4）与大负荷配套的发电机组需根据其峰值用电需求 提供辅助服务，并获得相应补偿；同时，因并网引发的电网升级成本原则上由互联负荷方 承担。目前，FERC 已正式将 DOE 提交的 ANOPR 纳入监管议程（docket 编号 RM26-4）， 并启动公开征求意见程序，预计将于 2026 年 4 月 30 日前完成相关细则制定。

电网老旧化加速释放更新需求，公用事业公司上调资本开支指引，电网投资进入上行周期。 美国电网建设上一轮高峰集中于 20 世纪 50-70 年代，根据 EIA 数据，截至 2024 年，美国 超 70%的输电网、近 60%的配电网服役时间已超过 20 年，当前美国电网已明确步入集中 替换与升级周期，老旧资产更新带来的投资需求具备持续性。电网投资主要由公用事业公 司主导，其资本开支规划对电网建设需求具有较强前瞻指引意义。我们选取 7 家以美洲市 场为主的电网及公用事业公司进行梳理，2024 年上述公司资本开支合计达 373 亿美元，同 比+10.9%，约占美洲整体电网资本开支的 30%，具备较强代表性。从前瞻规划看，样本公 司普遍上调电网相关资本开支指引，2025-2026 年资本开支合计增速预计分别为 15.3%、 13.3%，维持较快增长，进一步验证美洲电网更新改造需求正加速释放。

（本文仅供参考，不代表我们的任何投资建议。如需使用相关信息，请参阅报告原文。）