能源轉型專題：當電力供應成為美國AI增長瓶頸電力運營股如何投資

免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。1華泰研究華泰研究研究員SACNo.S0570523110003SFCNo.AVM464研究員SACNo.S0570523120005SFCNo.BTM578聯(lián)系人SACNo.S0570123110022karlliu@+(852)36586000miaoyufei@+(86)2128972228zhaoyuchen@+(86)2128972228美國電力供需預期正發(fā)生深刻變化，AI新動能的出現、電氣化率提升疊加再工業(yè)化傳統(tǒng)用能復蘇或使美國電力需求走出十年停滯期。電力供給正在成為發(fā)展瓶頸，在美國電力市場化程度高的地區(qū)，通過電價提升吸引電站投資或是解決AI用電瓶頸的方式。我們前兩篇AI電力專題對需求測算、設備投資進行了詳細討論，本篇在系列此前基礎上，以德州ERCOT電力市場為案例討論電力運營企業(yè)能如何受益于美國電力需求的二次騰飛。德州缺電幾率率先上升，尖峰電價和點火價差上漲帶來發(fā)電企業(yè)業(yè)績彈性德州地區(qū)的低電價（受益于豐富天然氣資源）、低稅收（州層面不征收企業(yè)和個人所得稅）、快接入（聯(lián)邦弱監(jiān)管，電力并網速度更快）優(yōu)勢或將繼續(xù)吸引包括AI數據中心、工業(yè)等在內的新增電力需求落地，而供給端受制于外部互聯(lián)有限面臨脆弱平衡。ERCOT電力需求短期已出現緊張信號，今年尖峰電價出現時間大幅提前至1和5月，期間平均電價同比+77%、+59%。ERCOT最新評估預計今年8月晚9點尖峰時段需實施有序限電的概率已增至12%，美國國家氣象局預測今年美國將迎來有記錄以來最炎熱夏天之一。中期來看，電力供給或成為需求增長瓶頸。ERCOT地區(qū)新增負荷從申請到接網僅需0.5~1年，電源側需要1.5~2年，輸電側更是需要3.5~6年。盡管ERCOT通過“先接網后調控”一定程度上縮短了源網側項目申請流程，但仍不及負荷上線速度。ERCOT預計2023-29年電力負荷的復合增速為0.8%（基準）~8.7%（樂觀，考慮與輸電服務商達成意向但尚未簽署并網協(xié)議的增量負荷而電力名義裝機的復合增速為2.6%（悲觀，考慮還未正式向ERCOT發(fā)出通知但有退役計劃的機組）~2.8%（基準我們測算對應可控裝機的復合增速僅有0%~0.3%，顯著慢于需求增速，帶來尖峰缺電風險。ERCOT地區(qū)此前在2017、18、23年均出現可控裕度跌落帶動尖峰電價和點火價差擴張的情形，可控裕度跌落10%可帶動點火價差擴張1~10倍。們預計ERCOT可控裕度將繼續(xù)以0.01~0.08/年的速度下降，帶動點火價差繼續(xù)擴張。發(fā)電企業(yè)的銷售電價部分通過雙邊協(xié)議或金融對沖提前鎖定，敞口部分將受益于現貨電價和點火價差增長。以2024年為基準，發(fā)電企業(yè)當年、第二年、第三年電價鎖定比例一般90%+、50%~80%、25%~50%，10%的現貨電價上漲或帶來發(fā)電企業(yè)EBITDA彈性1~8%、4~9%、5~13%，若電價完全不鎖定則彈性為9~22%（基于四家市場化發(fā)電企業(yè)指引匯總）。美國電力公用事業(yè)板塊還有哪些值得關注的投資邏輯？電價提升帶來電站投資回報提升是解決AI發(fā)展供電瓶頸的市場化方式，帶來美國電力板塊投資機會。而過去美國電力供需的長期低迷使當前仍留有市場化發(fā)電資產的上市標的更為稀缺，關注三條邏輯主線：1）ERCOT地區(qū)競爭性發(fā)售電企業(yè)Vistra、NGEnergy，隨夏季需求旺季來臨，電價上漲或驅動基本面行情；2）ERCOT以外的PJM、CAISO等市場陸續(xù)上修負荷預測，遠期電價若上漲將帶動地區(qū)內傳統(tǒng)發(fā)電資產如Constellation、PublicServiceEnterpriseGroup彈性改善，以及新能源發(fā)電資產（批發(fā)如NextEraEnergy、AESEnergy，分布式如Sunnova、Sunrun）長協(xié)電價預期改善；3）拉長周期看，近兩年美國公用事業(yè)指數走勢未能充分反應公用事業(yè)費率的提高，若美國降息周期開啟，電力需求上漲預期強地區(qū)的規(guī)管公用事業(yè)公司或率先迎來重估。風險提示：電力需求增長不及預期，電力供給釋放快于預期，本研報中涉及到未上市公司或未覆蓋個股內容，均系對其客觀公開信息的整理，并不代表本研究團隊對該公司、該股票的推薦或覆蓋。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。2美國電力供需矛盾放大，ERCOT地區(qū)是一個縮影 5AI算力等要素有望拉動美國電力需求二次向上，電力供給或成為瓶頸環(huán)節(jié) 5ERCOT電力市場設計獨特，率全美之先演繹“缺電”行情 6需求側：德州低電價+低稅收+快接入優(yōu)勢吸引負荷增長 8供給側：ERCOT純能量機制+孤島特性使得供需變化下價格信號更為突出 10ERCOT短中期電力供應已出現多重緊張信號，電價上漲有望帶來企業(yè)業(yè)績彈性 12短期：2024年尖峰電價出現時間大幅提前，8月高峰缺電概率提升 12中期：裝機增量慢于負荷增量，ERCOT裕度面臨較大壓力 14ERCOT官方分析顯示未來5-7年電力系統(tǒng)備用率持續(xù)走低、供需矛盾或持續(xù)放大 14發(fā)、用、輸電資產接網分別需要1.5-2年、0.5-1年、3.5-6年，供需矛盾短期較難緩和 15隨電力裕度趨緊，我們或將繼續(xù)看到尖峰電價頻率提高、點火價差走闊 17綜合考慮電價上漲以及現貨敞口后，發(fā)電企業(yè)業(yè)績彈性不一 19美國電力公共事業(yè)板塊還有哪些值得關注的投資機會？ 22美國電力供需長期低迷，使得當前美國市場化發(fā)電上市資產更為稀缺 22方向一：ERCOT用電從淡季走向旺季，相關企業(yè)回調后有望二次向上 23方向二：看好漲電價邏輯從ERCOT向全美、從傳統(tǒng)能源向新能源延伸 24方向三：降息或帶來規(guī)管公用事業(yè)股更大力度的估值修復 28相關標的一覽 29VISTRA(VST.N)：氣電、核電裝機為主，對ERCOT批發(fā)電價具備彈性 29Constellation（CEG.O美國最大核電運營商，關注PJM電價預期 30NRGEnergy(NRG.N):德州發(fā)售電一體化企業(yè)，間接受益于電價上漲 31PublicServiceEnterpriseGroup（PEG.N）:10%收入來自市場化核電 32NextEraEnergy（NEE.N）:全美最大新能源市場化運營企業(yè) 33AESEnergy（AES.N）:與多家科技巨頭簽訂新能源電力PPA 35風險提示 36圖表1：美國電力需求增長結束十年停滯期，再次隨GDP預期向上 5圖表2：美國工商業(yè)用電量增速趨勢向上、由負轉正 5圖表3：數據中心、再工業(yè)化、電氣化驅動美國各區(qū)域用電負荷增長 5圖表4：美國算力增長與對應電力需求增長 5圖表5：美國電氣化率低于全球平均水平（2022年） 5圖表6：美國批發(fā)電力市場地圖 7圖表7：德州ERCOT電力市場覆蓋范圍（下圖藍色部分） 7圖表8：德州ERCOT電力批發(fā)市場與電力金融衍生品市場結構梳理 7圖表9：美國電力系統(tǒng)裕度趨勢向下，ERCOT首先跌落1.1警戒水位 8圖表10：ERCOT電力市場尖峰電價水平為全美最高 8免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。3圖表11：德州是美國天然氣最大產地 9圖表12：德州發(fā)電結構中氣電占比高于美國整體（2023年發(fā)電量口徑） 9圖表13：德州工商業(yè)零售電價遠低于全美平均（2010-2023） 9圖表14：德州是全美售電側競爭最充分的地區(qū) 9圖表15：德州稅率在全美范圍內具備較大優(yōu)勢 9圖表16：美國數據中心地理分布 10圖表17：美國各ISO運行機制對比，ERCOT是唯一的純電能量市場 10圖表18：ERCOT過去十年傳統(tǒng)能源裝機下降而新能源增長，可控裝機未有提升 圖表19：ERCOT與外部互聯(lián)線路僅1.25GW容量 圖表20：與其他ISO的強互聯(lián)不同，ERCOT僅有一條與SWPP互聯(lián)的線路 圖表21：2024年日前市場尖峰電價出現時間提前、頻率加大 12圖表22：尖峰電價拉動平均電價2024年1月、5月同比走高 12圖表23：ERCOT預測8月將有12%概率出現晚高峰限電 13圖表24：2024年4月ERCOT最新預測大幅上調中長期電力最高負荷預期 14圖表25：基于ERCOT目前電力供給預測，可控裝機規(guī)模年化增速較小 15圖表26：ERCOT2022-23年以來累積新增負荷的預期接網和審批和進度 15圖表27：ERCOT氣電機組從并網申請到并網同意到運行所需時間 16圖表28：ERCOT提交并網申請的氣電項目中僅約20%擁有并網許可 16圖表29：ERCOT輸電線路審批建設流程需要3.5-6年 17圖表30：德州ERCOT電力區(qū)域可控裕度水平2023年跌落1.1且預期持續(xù)向下 17圖表31：以2018-19年為例，德州電力供需區(qū)域緊張，電價逆勢上漲 18圖表32：2025年遠期點火價差的交易水平今年剛剛超過23年實際點火價差水平 19圖表33：2026、27年遠期點火價差的交易水平低于25年，仍有上行空間 19圖表34：典型發(fā)電企業(yè)電價對沖情況2024-26E（基于企業(yè)最新披露的電價對沖比例） 20圖表35：企業(yè)業(yè)績對電價彈性敞口測算（基準情形考慮企業(yè)已采取的電價對沖措施，樂觀情形不考慮電價對沖部分） 20圖表36：2023年8月31日電力負荷曲線及電價曲線，ERCOT尖峰時段為晚間，新能源出力最小的時候 21圖表37：結合ERCOT1Q24實時和日前電價曲線以及各電源出力曲線，實現電價氣電>核電>風電>光伏 21圖表38：美國TOP20發(fā)電企業(yè)業(yè)務結構，特征和股價估值一覽（數據截止2024年6月25日） 22圖表39：VST&NRG股價驅動因素和事件復盤 24圖表40：全美最高負荷增長迎來拐點，ERCOT、CAISO、PJM中長期負荷增長預期紛紛上調 25圖表41：加州CAISO地區(qū)負荷增長預期由數據中心、電氣化驅動 25圖表42：PJM大區(qū)負荷增長預期2024年顯著上調（單位：MW） 25圖表43：美國各ISO遠期電價漲幅變動不一，ERCOT目前漲幅領跑，此外PJM已有上揚跡象 26圖表44：美國具備市場化發(fā)電業(yè)務上市企業(yè)，市場化發(fā)電資產的地區(qū)分布 27圖表45：以Sunnova為例，美國戶用光伏開發(fā)商的業(yè)務分布 27圖表46：拉長周期來看，美國公用事業(yè)股（道瓊斯公用事業(yè)指數）較道指的超額收益與公用事業(yè)rate提升情況顯著相關，近幾年受到利率壓制走勢背離 28圖表47：VST公司主營業(yè)務收入拆分（2021-2023） 29圖表48：VST公司EBITDA中長期指引2022A-2026E 29免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。4圖表49：公司發(fā)電裝機結構情況（2024E） 30圖表50：公司業(yè)務經營地理范圍 30圖表51：CEG公司主營業(yè)務收入、電量銷售拆分（2021-2023） 30圖表52：CEG公司EPS中長期指引2024E-2028E 30圖表53：公司發(fā)電裝機結構情況（截至2023年末） 31圖表54：公司業(yè)務經營地理范圍 31圖表55：NRG公司主營業(yè)務收入拆分（2021-2023） 31圖表56：公司DPS中長期指引情況2023E-2027E 31圖表57：公司發(fā)電裝機結構情況（截至2023年末） 32圖表58：公司業(yè)務經營地理范圍 32圖表59：公司主營業(yè)務收入、凈利潤拆分（2021-2023） 32圖表60：公司Earnings中長期指引情況 32圖表61：公司發(fā)電裝機結構情況（截至2023年末） 33圖表62：公司業(yè)務經營地理范圍 33圖表63：公司發(fā)電裝機結構情況（截至2023年末） 34圖表64：公司業(yè)務經營地理范圍 34圖表65：NEE公司主營業(yè)務收入拆分（2021-2023） 34圖表66：NEE公司EPS中長期指引2024E-2026E 34圖表67：公司主營業(yè)務收入、EBITDA拆分（2021-2023） 35圖表68：公司EPS/EBITDA中長期指引2023A-2027E 35圖表69：公司發(fā)電裝機結構情況（截至2023年末） 36圖表70：公司業(yè)務經營地理范圍 36圖表71：美國部分公用事業(yè)上市標的可比公司一覽表（基于2024/6/24日最新數據） 36免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。5美國電力需求有望走出十年停滯期，進入由AI算力用電、建筑交通電氣化、再工業(yè)化拉動的二次增長階段。美國電力市場供需預期正在發(fā)生深刻變化，傳統(tǒng)用電需求的復蘇疊加AI新動能的出現或使得美國GDP增長對電力增長的拉動彈性重新提升。一方面，在拜登政府《2022年通脹削減法案（IRA）》出臺以后，美國工業(yè)投資額實現了近乎翻倍的增長，且2H23以來我們觀察到全美工業(yè)用電增速已轉正至同比+1~+5%（1H23：同比-6~-1%）。另一方面，AI大模型發(fā)展持續(xù)超預期，近期推出的GPT4o在應用的成本角度、語音/視覺等多模態(tài)交互的角度都較GPT4有了明顯的提升，有望繼續(xù)推動AI算力需求由訓練向推理延伸，拉動美國年均1-1.5pct的用電增速。資料來源：EIA,IMF，華泰研究資料來源：GridStrategies，華泰研究居民用電同比商業(yè)用電同比工業(yè)用電同比10%5%0%-5%-10%1月2月31月2月3月4月5月6月7月8月9月10月11月12月1月2月2024年2023年資料來源：EIA，華泰研究3,0002,5002,000-美國算力與數據中心需求增量（基準預期）(EFLOPs)400-2023E2024E2025E2026E2027E2028E2029E2030E資料來源：EIA，JLL，華泰研究預測2022年全球各國電氣化率水平90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%冰島挪威瑞典芬蘭日本中國大陸巴西韓國全球平均美國德國資料來源：，華泰研究免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。6面對需求的增長，電力供給成為新的“瓶頸環(huán)節(jié)”。之前市場討論AI電源偏好存量核電，更強調的是電力結構性上的緊張，但隨著美國整體電力需求和負荷預測在多驅動因素拉動下持續(xù)上修，市場有關電力總量缺口的討論日漸增多。而受審批流程和建設能力因素影響，目前美國新建電源項目從提交并網申請到并網投運平均需要5年時間，新建輸電項目全流程需要7.5~13年時間，與負荷上線1~2年以內的時間相比，供給增長的彈性弱于負荷增長速度。在新增負荷持續(xù)增長的背景下，電力供需緊張、電價上漲或成為一個長期持續(xù)趨勢。同時，電價提升帶來電站投資回報提升也是解決AI發(fā)展供電瓶頸的市場化方式。我們此前已于《能源轉型專題：AI發(fā)展對電力存在哪些影響與機遇？》（2024.3.24）和《能源轉型專題：AI將推動海外電力相關投資全面提速》（2024.6.2）中對AI拉動的電力需求規(guī)模，以及相關電力裝備投資機會進行了詳細討論。作為這一系列的第三篇，本篇深度則將從電力運營企業(yè)的角度出發(fā)，我們將復盤今年以來電力運營相關標的的上漲邏輯，展望未來的投資節(jié)奏。其中，我們認為美國德州電力市場（ERCOT）是全美電力供需趨緊的一個縮影。德州地區(qū)低電價+低稅收優(yōu)勢，靈活獨特的電力監(jiān)管結構，以及成熟的工業(yè)和半導體業(yè)基礎，使其成為美國本輪AI算力+再工業(yè)化驅動的電力負荷增長的中心區(qū)域之一。美國電力供需緊張預期今年以來在德州地區(qū)率先發(fā)酵，帶來遠期電價和相關企業(yè)股價上漲。因此，我們在后文將首先基于ERCOT電力市場機制、供需預期、企業(yè)影響進行梳理討論，再基于ERCOT經驗對后續(xù)美國泛電力運營的投資節(jié)奏進行推演。與市場主流印象不同，美國電力體系其實是一個非常分散割裂的系統(tǒng)，由7個批發(fā)電力市場和其他規(guī)管區(qū)域組成。美國聯(lián)邦政府自1980年代起持續(xù)推動電力規(guī)管放開，2005年能源政策法令從法律層面強化了FERC（聯(lián)邦電力監(jiān)管委員會）的權利、強調將放開電力批發(fā)側競爭作為聯(lián)邦國策，實質促進了全美的電力市場化開放。由于缺乏聯(lián)邦層面的強制力，該項電力市場改革倡議最終演變成了各州政府依照自己的意愿進行應用，這導致了目前美國的電力市場割裂且市場化程度各州不一的現狀。截止目前，美國形成了批發(fā)電力市場和垂直一體化規(guī)管電力市場并存的電力體系格局：1.在批發(fā)電力市場中，發(fā)電企業(yè)全部競價上網，由市場形成批發(fā)電價（小時級或者分鐘級出清供電服務由區(qū)域的公用事業(yè)公司壟斷經營。銷售電價由市場形成的批發(fā)電價加上輸、配電價和政府性基金組成。在此類市場，輸電線路由區(qū)域輸電組織（RTO）或者獨立系統(tǒng)運營商（ISO）運行，ISO獨立于電力市場參與方和輸電線路持有者，為發(fā)電企業(yè)提供公平無差別的輸電線路接入服務，從而在發(fā)電側引入企業(yè)競爭。目前美國發(fā)電側約60%的電力通過批發(fā)電力市場交易，由7大RTO和ISO運營7個電力市場，包SPP，ERCOT即是其中之一。ERCOT全稱ElectricReliabilityCouncilofTexas（德州電力可靠性委員會運營德州電網，為德州約90%的負荷提供電力。2.垂直一體化市場中，電力企業(yè)負責發(fā)、輸、配、售，處于垂直一體化的傳統(tǒng)狀態(tài)。發(fā)電價格按成本加收益或基于市場定價方式核定，輸電、配電價格都采取成本加收益的定價方式，針對各輸配電公司分別單獨定價。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。7資料來源：FERC，華泰研究資料來源：ERCOT，華泰研究對于發(fā)電側放開競爭的批發(fā)電力市場，由獨立系統(tǒng)運營商（如ERCOT）組織市場交易、調度和結算。批發(fā)電力交易的形式包括日前市場、實時市場、雙邊市場等，電價隨電力供需波動。我們以ERCOT作為案例，可以看到批發(fā)電力市場由三大部分組成：電力供需雙方于實際發(fā)用電的前一天通過日前市場提前鎖定第二天的交易量價（小時級機組可選擇只報電量電價曲線（energy-onlyoffer）或者同時報電量電價曲線、機組啟動要價、最低電量價格（third-partoffer2.雙邊合約市場，占全部交易量的27%，為電力供需雙方提前在場外確定的中長期交易合同，電價不向ERCOT披露，僅通過ERCOT電力市場鎖定輸電權；以及3.實時批發(fā)電力市場，未通過日前批發(fā)電力市場或雙邊合約市場提前鎖定的發(fā)用電量，進入剩余的實時市場在發(fā)用電當天進行交易（十五分鐘級占全部交易電量的14%。此外，發(fā)用電雙方可通過金融衍生品工具，如在ICE、CME等交易所掛牌的電力期貨合約進行電價風險對沖。ERCOTERCOT電力批發(fā)市場平均負荷(GW)現貨市場平均負荷(GW)現貨市場遠期市場實時批發(fā)電力市場雙邊合約市場日前批發(fā)電力市場機組同時報1.電量電價曲線；2.機組啟動要價；3.最低電量價格機組只報電量電價曲線市場架構結算電量%占比14%占比27%占比40%,提前一天鎖定電價及阻塞成本（輸電權）占比19%十,電價及阻塞成均暴露在當天現貨中,場外決定電價，一天鎖定輸電權場內交易本場外交易場內提前市場特征場內交易十月十月五九九五十三三七七六六二二八八電力金融衍生品市場電力金融衍生品市場電力期貨場內交易，現金差價交割電力衍生品場外交易，swaps/options等資料來源：ERCOT，ICE，CME，華泰研究免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。8ERCOT作為七大批發(fā)電力市場之一，諸多特性使其有望引領本輪美國電力增長行情。根據我們測算，ERCOT電力區(qū)域內的裝機可控裕度過去三年持續(xù)下降，于2023年首先跌至1左右，遠低于美國平均的1.1或加州CAISO地區(qū)的1.16（加州2022年高溫帶來的電力負荷使得當年可控裕度跌至1.05，2023年氣溫恢復正常后電力負荷下降、可控裕度有所回升）。而根據我們此前復盤分析的（《能源轉型系列報告：但問路在何方》，20231201電力系統(tǒng)在可控裕度跌落1.1后出現電力供應短缺、極端電價的幾率增高，而ERCOT又是一個純能量市場，電價的信號更加強烈。根據EIA統(tǒng)計過去一年美國主要批發(fā)電力交易中心的批發(fā)電價區(qū)間，ERCOT以最高電價出現1,600$/MWh而居于榜首。展望未來，德州地區(qū)的低電價、低稅收、快接入優(yōu)勢或將繼續(xù)吸引新增電力需求落地，而供給端受制于外部互聯(lián)不足，電力供需緊張或繼續(xù)加劇。(可控裕度)CAISO美國平均ERCOT0.90.8201520162017201820192020202120222023資料來源：EIA，CAISO，ERCOT，華泰研究美國主要批發(fā)電力交易中心批發(fā)電價區(qū)間2024年3月&2023年4月-2024年3月ISO-NENYISOPJMMISO路易斯安那ERCOT西南區(qū)域CAISO南CAISO北西北區(qū)域資料來源：EIA，華泰研究具體來看：需求側：德州低電價+低稅收+快接入優(yōu)勢吸引負荷增長從需求側看，德州具備低電價、低稅收、快接入優(yōu)勢，吸引工業(yè)產能落地。一方面，德州是全美最大的天然氣產地，疊加競爭性售電市場，促使其工商業(yè)電價水平排名美國各州的后二分之一；另一方面，德州不對企業(yè)和個人征收州層面的所得稅，低稅收優(yōu)勢明顯；此外，ERCOT通過更快速的電力設施接網流程吸引電力用戶落戶。1.低電價：豐富的天然氣資源+售電側競爭帶來低電價優(yōu)勢。德州天然氣儲量全美第一，是美國最大天然氣產地。根據EIA，2023年，德州的天然氣產量達到了12.3萬億立方英尺，遠高于排名第二的賓夕法尼亞州。得益于低成本天然氣可得性，德州天然氣發(fā)電占比高于全美平均（天然氣發(fā)電量占全部電量的52%，比全美平均水平高8pct德州工商業(yè)零售電價自2010年開始就一直維持價格優(yōu)勢，位列美國本土第27/48位。2.低稅收：另一方面，德州通過投資激勵和稅收優(yōu)惠，以及免征公司與個人所得稅等方式（vs美國各州平均公司所得稅稅率在4~8%不等吸引企業(yè)落戶和招募高端人才。3.快接入：ERCOT不受FERC監(jiān)管，采用了先并網后響應（connectandmanage）的新建機組并網申請審批措施，而非其他ISO普遍采用的先投入后并網（investandconnect）方式。在ERCOT的方式下，電力機組只要通過一定的穩(wěn)定性評估，即使未經全局評估其可能對輸電網絡帶來的阻塞風險，也可以先行并網，并在并網后通過調控、限電等方式緩解其造成的電網用電問題。這一定程度上保障了增量電力供給可以更快并網，以滿足日益增長的電力需求。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。9美國各州2022年天然氣產量資料來源：EIA，華泰研究(USD/MWh)美國商業(yè)零售電價美國工業(yè)零售電價14012010080604020德州商業(yè)零售電價德州工業(yè)零售電價20102011201220132014201520162017201820192020202120222023資料來源：EIA，華泰研究氣電u煤電和油電u核電u水電風電u光伏u其它5%22%4%10%6%19%2%8%13%17%52%43%100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%5%22%4%10%6%19%2%8%13%17%52%43%美國整體德州資料來源：EIA，華泰研究受規(guī)管電力和天然氣市場受規(guī)管電力和天然氣市場非規(guī)管天然氣市場非規(guī)管天然氣市場非規(guī)管電力市場非規(guī)管電力市場非規(guī)管電力和天然氣市場非規(guī)管電力和天然氣市場資料來源：EIA，華泰研究 低稅率 高稅率 零稅率資料來源：T，華泰研究免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。10此外較強的計算機半導體產業(yè)基礎使德州成為美國第二大數據中心聚集地，包括Meta、微軟、Google等頭部企業(yè)均在德州地區(qū)進行了大規(guī)模數據中心建設。美國數據中心布局集中度高，數量前三的區(qū)域包括弗吉尼亞州、德州與加州。其中，加州和弗州是美國跨國海底光纜的起始地，具備建設數據中心的區(qū)位優(yōu)勢，而德州數據中心發(fā)達則得益于低電價、低稅收、氣候優(yōu)勢以及計算機半導體產業(yè)基礎。德州奧斯汀地區(qū)被稱為“硅山”，北達拉斯地區(qū)被稱為“硅草原”，戴爾、得州儀器、Rackspace和AT&T等高科技公司總部坐落于此。2023年，三星電子宣布在德州投資440億美元建設芯片制造工廠，德州儀器公司宣布在德州北部謝爾曼投資300億美元建造4座12英寸半導體晶圓制造廠。資料來源：JLL，華泰研究供給側：ERCOT純能量機制+孤島特性使得供需變化下價格信號更為突出與美國其他電力市場ISO不同，ERCOT電力市場僅運行電能量市場而沒有電容量市場，機制設計者意在通過單一電能量市場的價格信號反映供需關系、從而引導新建機組規(guī)劃。但實際效果來看，由于極端電價的不可預測性和不可持續(xù)性，無法作為引導電源投資的信號，反而對于傳統(tǒng)能源企業(yè)傾向于減少新增裝機，使得極端電價頻繁出現，通過短時極端電價賺取超額收益，而不是增加電源投資；而新能源企業(yè)得益于PPA合同模式獲得穩(wěn)定電價，成為過去幾年裝機的主力，但無法貢獻可控裕度。資料來源：FREC，華泰研究免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。11結果來看，ERCOT地區(qū)電力可控裝機在過去十年基本持平于86~89GW。盡管ERCOT地區(qū)的名義總裝機在過去十年增長了41%（45GW）至155GW，但其中主要是不可控新能源裝機增長的貢獻。過去十年新能源風電光伏裝機規(guī)模由12.5GW增長至59.5GW，增加了47GW；而其他傳統(tǒng)能源裝機規(guī)模（氣電、煤電、核電）由95.3GW下降至89.7GW，下降了5.7GW；考慮各電源可控系數后（可控系數參考《能源轉型系列報告：但問路在何方》,20231201我們估算ERCOT地區(qū)可控裝機過去十年由86.2GW小幅變動至86.5GW，區(qū)間基本維持在86~89GW之間，整體變動不大。(GW)煤電水電氣電核電其他傳統(tǒng)能源180160140120100806040200光伏風電電儲能其他新能源可控裝機201220132014201520162017201820192020202120222023資料來源：ERCOT，華泰研究此外，為減少受到美國聯(lián)邦對州內電力市場的監(jiān)管，ERCOT市場與美國東部、西部兩網僅有1.25GW的互聯(lián)互通（占德州最高負荷85GW的約1.5%過去十年德州電力負荷基本沒有增長，因此孤網設計帶來的供電可靠性問題并不明顯。但自從2021年冬季暴雪斷電以來，再經歷了2023年酷暑拉閘，德州電力運行在面臨極端情形時無法尋求外部電網支撐的矛盾越發(fā)突出。資料來源：ERCOT，華泰研究資料來源：FERC，華泰研究免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。122024年1月、5月ERCOT市場已多次出現超100$/MWh尖峰電價，較往年尖峰電價出現時間（一般在6月后）顯著提前。我們基于ERCOT批發(fā)電力市場日前、實時電價進行分析，2024年以來ERCOT批發(fā)電力市場電價表現波動較大，但整體向供需緊張方向演變，一方面尖峰電價出現時間提前到了1月、5月，早于往年的6月；另一方面尖峰電價的出現天數變多往往伴隨著平均電價的上漲，因此今年向旺季展望ERCOT電力價格我們整體預期積極。1.2024年1月，德州經歷了過去十五年來持續(xù)時間第二長、平均溫度第三冷的冬季暴風雪天氣。1月期間，ERCOT冬季最高負荷記錄五次被刷新，最高負荷達到78.3GW（vs2023年1月：65.6GW）。這一背景下，ERCOT在1月內有兩天時間日前平均電價高于100$/MWh，1月日前電價算術平均達到47$/MWh，較2023年1月高出77%。2.2024年2-4月，溫和氣候和天然氣價格走低導致平均電價有所回落。2-4月溫和氣候下電力負荷表現相對偏弱，2月最高負荷同比下滑12%至55.9GW，3月、4月最高負荷僅同比微增4%、5%至55.3GW、64.0GW。這一背景下，天然氣價格走弱主導了ERCOT電價走弱，2、3、4月日前電價算術平均同比下滑32%、17%、3%至15.3、23.8、25.4$/MWh，而2、3月同期德州天然氣價格同比下降25%、37%至1.97、1.57$/MMBtu，天然氣成本下降+溫和氣候下電力供需相對寬松主導了期間電價的回落。3.2024年5月以來，高溫天氣提前出現，德州批發(fā)電價再次上漲。ERCOT于5月8日發(fā)布了高溫預警，5月中有三天平均電價突破100$/MWh（去年同期無5月日前電價算術平均同比增長59%至47.5$/MWh。($/MWh)1,2002023年2024($/MWh)1,20080060040020001/151/292/122/263/123/264/94/235/75/216/46/187/27/161/151/292/122/263/123/264/94/235/75/216/46/187/27/167/308/138/279/109/2410/810/2211/511/1912/312/1712/31注：按每天24小時均價統(tǒng)計資料來源：ERCOT，華泰研究($/MWh)日前平均電價尖峰電價出現天數(天)2502001501005001月3月1月3月5月7月9月11月20221月1月3月5月7月9月11月20231月31月3月5月2024252050注：按每天24小時均價統(tǒng)計，>100$/MWh判定為尖峰電價資料來源：ERCOT，華泰研究ERCOT最新評估預計8月尖峰時段需實施有序限電的概率已上漲至12%。ERCOT定期基于機組可得性對后續(xù)月份的尖峰時段電力供需進行評估，在6月7日更新的月度資源充足性評估報告（8月版本）中，ERCOT預計今年8月9pm時間段（9pm是ERCOT尖峰時段）需進行有序限電的幾率為12.02%（對應備轉機組可用容量低于1.5GW的系統(tǒng)情形給出能源警報EEA的幾率上升至16.33%（對應備轉機組可用容量低于2.5GW的系統(tǒng)情形這也意味著今年8月9pm時間段ERCOT預計電力系統(tǒng)可以正常運轉的概率僅72.01%。我們預計隨用電進入夏季高峰，ERCOT尖峰電價和平均電價走高將成為趨勢。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。13少于2.5GW的概率有序限電少于1.5GW的概率緊急情況緊急情況資料來源：ERCOT，華泰研究免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。14ERCOT官方分析顯示未來5-7年電力系統(tǒng)備用率持續(xù)走低、供需矛盾或持續(xù)放大中期維度來看，根據ERCOT今年5月更新的中長期電力供需規(guī)劃，未來5-7年ERCOT供給負荷矛盾或持續(xù)放大，而且其中需求具備超預期可能，而供給存在不及預期可能。需求側看，ERCOT在未來5-7年或將經歷前所未有的電力負荷增長。ERCOT此前的區(qū)域傳輸規(guī)劃RegionalTransmissionPlan(RTP)不允許在電力規(guī)劃中考慮“未簽約負荷”，但最新的HouseBill(HB)5066改變了這一決定，要求ER使得2024年5月ERCOT最新的《裝機、需求和備用報告》中對到2030年前后的區(qū)域電力最高負荷預測較去年的版本大幅增加，需求存在超預期可能：ERCOT預計運營區(qū)域內2029年較2023年電力負荷在基準情形下將年化增長0.8%至90GW（僅考慮已與輸電服務商簽署并網協(xié)議的增量負荷在樂觀情形下或年化增長8.7%至141GW（額外考慮與輸電服務商達成意向但尚未簽署并網協(xié)議的增量負荷增量部分主要來自挖礦、氫能、氫能相關制造、數據中心、電氣化。(GW)歷史實際基準預測樂觀預測2023-29ECAGR160140120100806040200201320142015201620172018201920202021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E201320142015201620172018201920202021202220232024E2025E2026E2027E2028E2029E8.7%0.8%資料來源：ERCOT，華泰研究從供給側來看，基于現狀ERCOT未來5-7年可控裝機增量有限，傳統(tǒng)機組不排除加速退役導致供給低于預期風險。ERCOT在給出樂觀情形需求預測的同時，供給預期并未同步更新。ERCOT基于目前系統(tǒng)內裝機并網信息統(tǒng)計，電力可控裝機到2029年也僅能較2023年年化增長0.3%至88GW，慢于基準情形下的需求增速：1.其中，2024-29年期間可控裝機增長主要來自氣電1.2GW增量的貢獻，此外雖然光伏、風電預計將貢獻21GW、0.7GW名義裝機，但我們考慮新能源發(fā)電的不可預測性以及光伏的同時性，對我們估算的可控裝機增長貢獻有限。2.若考慮未正式向ERCOT發(fā)出通知但潛在退役的機組，ERCOT地區(qū)2029年可控裝機可能進一步下滑。根據ERCOT，目前對電力裝機的預測尤其是傳統(tǒng)能源機組裝機假設暫未考慮2024年4月美國環(huán)保署（EPA）最新出臺溫室氣體排放標準（適用于在運煤電機組和新建氣電機組）可能導致的煤電加速退役，如Vistra公司的655MWColetoCreek煤電機組已向美國環(huán)保署提交了退役通知（預計退役時間為2027年，但ERCOT尚未收到Vistra針對該機組的關停通知，因此未納入目前的電力裝機預測當中，根據Vistra最新披露，計劃考慮將機組改造為燃氣機組）。此外，ERCOT全境內還有三個煤電機組合計1.39GW已公開宣布將于2027~29年期間陸續(xù)退役，但尚未向ERCOT遞交正式的關停通知。若考慮上述機組按公開計劃退役，則2029年ERCOT地區(qū)可控裝機僅有86.3GW，較2023-24年基本持平無增長。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。15(GW)煤電水電氣電核電其他傳統(tǒng)能源200180160140120100806040200光伏風電電儲能其他新能源可控裝機2023-29ECAGR:0.3%2012201420162018202020222024E2026E2028E資料來源：ERCOT，華泰研究結合上述數據，基于ERCOT當前系統(tǒng)數據，預計2023-29年期間ERCOT地區(qū)的電力負荷復合增速為0.8%（基準）~8.7%（樂觀，考慮未簽約負荷而電力可控裝機的復合增速為0%（悲觀，考慮潛在退役機組）~0.3%（基準遠慢于需求增速，對應名義裝機的復合增速為2.6%（悲觀）~2.8%（基準）。因此，ERCOT基準預測已體現出電力供需矛盾加大局面。發(fā)、用、輸電資產接網分別需要1.5-2年、0.5-1年、3.5-6年，供需矛盾短期較難緩和更進一步看，發(fā)電、輸電、用電資產接網速度的差異或進一步強化供需緊張趨勢。從需求端看，ERCOT自身給出的指引是新增需求從申請到并網的周期一般是0.5~1年。結合實際數據，ERCOT地區(qū)過去兩年（2022、2023年）已分別批準了2.5GW、2.0GW的大型負荷并網申請，且相關負荷均已按期并網。對于2024年，ERCOT計劃批準5.5GW大型負荷的可行性研究，大型負荷并網或繼續(xù)加速。454035302520509.49.09.49.05.5 2.54.54.54.54.54.5202220232024202520262027獲準接網項目ERCOT審核中項目已批準未接網項目暫未提交申請項目資料來源：ERCOT，華泰研究免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。16從供給端看，近幾年ERCOT新機組并網節(jié)奏加快，但總量仍面臨缺口。1.并網節(jié)奏方面，ERCOT地區(qū)采用“先并網后調控”的新建機組審批措施，已顯著改善了新機組的并網審批速度。近三年來看，根據ERCOT電網申請排隊數據庫，新增氣電機組從提交并網申請到獲得并網許可需要半年至一年，從獲得并網許可到機組投運需要九個月到一年半，合并來看新增氣電機組從最初提交并網申請到最終實現投產需要一年半到兩年，仍慢于新增負荷的接網速度（半年到一年）。2.排隊機組規(guī)模上，根據ERCOT最新統(tǒng)計，目前ERCOT區(qū)域內活躍的氣電并網申請一共15GW（風光儲并網申請規(guī)模數量級更大，但無法貢獻可控裝機此處不做討論根據ERCOT統(tǒng)計電力開發(fā)商的并網申請，相關項目擬在2024-28年期間以每年1.5-2.5GW的規(guī)模陸續(xù)投產。但若我們結合ERCOT電網申請排隊數據庫和LawrenceBerkeleyLab的統(tǒng)計分析，ERCOT地區(qū)氣電15GW的活躍并網申請中僅1.7GW為已經獲得并網許可的項目（與前文ERCOT中長期供需預測中預計的氣電新增裝機規(guī)模基本相當其余項目需首先獲得并網許可后方能進入建設期，最終投產時間或慢于最初規(guī)劃。6月以來，市場較為關注德州能源基金（TEF）新增氣電建設貸款的申請情況。TEF是由德州法律授權德州公用事業(yè)委員會（PUCT）運行的一個基金，基金一期計劃合計提供50億美金低息貸款用于支持新增氣電機組。按基金要求，單個項目最多資助項目總投資的60%。我們按照美國氣電機組投資造價（2023年水平約1.2$/瓦對應上述貸款可資助6~7GW新增氣電機組。TEF貸款申請于今年6月啟動，申請期預計持續(xù)8周，首筆貸款預計于2025年底到2026年初發(fā)放。目前TEF收到的意向申請規(guī)模約40GW，因此近期市場擔憂氣電裝機增量投放會緩和德州電力供需緊張預期，遠期電價和相關上市公司股價近期跟隨回調。但我們認為參考新增機組的并網審批和建設節(jié)奏，以及貸款發(fā)放節(jié)奏，新增氣電在2027年前并無有效實質增量，且上述裝機規(guī)模無法滿足樂觀情形下的需求預測，供需緊張局面在幾年內或仍難以緩和。(月)并網申請到許可并網許可到投運并網申請到投運90并網申請到投運80706050403020*按項目提交并網申請年份統(tǒng)計*按項目提交并網申請年份統(tǒng)計020032003200420052006200720082009201020112012201320142015201620172018201920202021202220232024資料來源：ERCOT，LawrenceBerkeleyLab，華泰研究3,0002,5002,0001,5001,0005000(MW，按規(guī)已獲得并網許可已獲得并網許可未獲得并網許可間統(tǒng)計)20242025202620272028資料來源：ERCOT，華泰研究最后，輸電的瓶頸不容忽視，輸電新項目投產3.5-6年的周期，仍是發(fā)輸用三環(huán)節(jié)中最大卡點。根據ERCOT，盡管因不受FERC監(jiān)管，輸電項目的整體流程較其他地區(qū)的7.5~13年大大縮短，但ERCOT新建輸電項目從申請到投產仍然需要3.5-6年的周期，遠長于新增供給（1.5-2年）和新增負荷（0.5-1年）的響應速度。當前，ERCOT通過新增電力機組“先并網再調控”的管理方式繞開輸電容量問題、加速機組并網，但并不改變輸電阻塞和電力供需地域不匹配的本質。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。17資料來源：ERCOT，華泰研究總結來看，無論是基于基準需求還是樂觀需求情景，預計ERCOT可控裕度未來都將持續(xù)跌落。我們預計在需求增長基準情形下，到2029年ERCOT可控裕度或將以每年0~0.01的幅度下降，至2029年跌至0.98，持續(xù)低于我們對電力系統(tǒng)安全性所需最低裕度水平（1.1）的判斷。若目前意向的新增負荷落地，則區(qū)域可控裕度在同期或以年均0.08的幅度加速下降，至2029年跌至0.62。我們此前在報告《能源轉型系列-但問路在何方》,20231201中提出，可控裕度在1.1以上是電力供需充裕的閾值，低于此則電力緊缺、安全風險概率提升。10.20、注：基于ERCOT歷史數據以及《CapacityDemandandReservesReport_May2024_Revised》估算資料來源：ERCOT，華泰研究預測免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。18裕度的緊張一方面意味著供給短缺引發(fā)尖峰電價更加頻繁：根據ERCOT分析，當地批發(fā)電力市場的電價由天然氣價格（ERCOT市場一般是天然氣機組邊際出清，天然氣價格反映了大部分發(fā)電企業(yè)的邊際運營成本）和供給短缺時長（供給短缺引發(fā)尖峰電價）共同驅動。裕度緊張意味著后者（供給短缺）引發(fā)的高電價會更加頻繁。另一方面，落地到對企業(yè)和投資的影響，相較于電力的絕對價格，裕度緊張導致的發(fā)電點火價差提升（電力價格與天然氣成本之差，其中天然氣成本基于單耗0.139MWh/MMbtu進行換算）更直接體現出電力供需趨緊對發(fā)電企業(yè)盈利的貢獻。我們復盤ERCOT地區(qū)過去十年的電力價格、天然氣價格以及電力系統(tǒng)可控裕度，可以明顯看到2018、19、23年地區(qū)內出現了三次可控裕度跌落帶來點火價差走闊的情形：1.2014-17年，ERCOT地區(qū)電力最高負荷穩(wěn)定于69GW上下，而可控裝機穩(wěn)定于88GW上下，我們計算可控裕度在1.23~1.32之間，電力供需條件相對寬松偏過剩，這一階段我們觀察到ERCOT電價（日前批發(fā)價格）和天然氣價格（HenryHub）基本同方向波動，對應典型氣電機組的點火價差我們估算在2~5$/MWh之間，按點火價差除以電力價格估算的發(fā)電毛利潤率水平約7~12%（不考慮其他運營成本）。2.2018-19年，煤電機組退役使得ERCOT地區(qū)可控裝機較2017年下降了3.6GW，而最高負荷同期增長了5.3GW，一增一減下ERCOT地區(qū)可控裕度快速回落至2018年1.18、2019年1.15，同期內ERCOT電價和氣價走勢明顯背離，2017-19年日前電價上漲了55%而氣價下跌了24%，帶動點火價差走擴至2018年11$/MWh、2019年22$/MWh。2017-19年期間，10%的裕度下行（從1.29到1.15）帶來了10倍（從2$/MWh到22$/MWh）的點火價差上行。3.2023年，同樣的情況再度發(fā)生，2023年德州夏季高溫使得ERCOT最高負荷同比增加5.4GW，而煤電機組退役使得可控裝機同比減少2.7GW，德州地區(qū)可控裕度同比下降0.1至1.01，點火價差同比翻倍至39$/MWh。0.9($/MWh)裕度下降帶來的160140120100806040200可控裕度（左軸）平均日前價格（右軸）裕度下降帶來的1601401201008060402002014201520162017201820192020202120222023資料來源：ERCOT，EIA，華泰研究展望未來，2025年遠期電價氣價交易水平顯示2025年發(fā)電企業(yè)點火價差有望走高利于企業(yè)盈利，2026-27年電力供需緊張預期尚不充分，仍有提升空間。目前市場對ERCOT未來幾年的點火價差在按什么預期進行交易？我們通過對比ERCOT2025-27年遠期電價以及HenryHub2025-27年氣價期貨水平估算2025-27年點火價差的預期，可以看到：1.今年以來針對2025年點火價差的市場信心開始修復，目前交易水平超過2023年實際實現水平。自2020年開始2025年遠期電價、氣價有交易數據以來，2020-23年2025年點火價差預期持續(xù)低迷，2020-22年維持在10~11$/MWh區(qū)間，2023年提升至21$/MWh，仍低于2023年現貨的點火價差（39$/MWh）。2024年以來受ERCOT供需趨緊帶動，2025年點火價差預期開始提升，目前最新水平已超過2023年實際表現，達到46$/MWh。免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。192.2026-27年電力供需緊張預期尚不充分，或仍有看漲空間。而針對2026-27年的遠期點火價差，用同樣方式估算目前最新交易水平較2025年遠期點火價差低10~15%，隱含2026-27年ERCOT電力供需較2025年更為寬松的市場預期。但結合ERCOT電力供需預測，我們估算可控裕度2026、27年將分別同比回落0.01，電力供需仍趨勢收緊，考慮歷史上的裕度-點火價差彈性系數（結合上文復盤，2017-19年，裕度下降10%，點火價差增長約10倍；2022-23年，裕度下降10%，點火價差增長約1倍我們認為2026-27年點火價差仍有向上空間。($/MWh)歷年實際點火價差8070605040302002025E遠期點火價差25年遠期點火價差的2025E遠期點火價差交易水平今年剛剛修復至23年實際水平20142015201620172018201920202021202220232024平均20142015201620172018201920202021202220232024平均2024最新資料來源：Bloomberg，華泰研究($/MWh)遠期氣價點火價差——遠期電價807060504030200FY232025最新遠期2026最新遠期2027最新遠期資料來源：Bloomberg，公司公告，華泰研究大原則上來看，批發(fā)電力市場電價的上漲有利于相關發(fā)電企業(yè)在市場中實現更高的平均售價從而獲取盈利增長，但實際發(fā)電企業(yè)盈利對市場電價的彈性幅度還需考慮企業(yè)為應對市場價格波動（尤其是下行風險）而提前采取的價格對沖措施對彈性的削弱。除了我們前文描述的由ERCOT組織的批發(fā)日前市場、批發(fā)實時市場以外，企業(yè)通過多種手段提前鎖定交付電價從而對沖電價波動風險，如通過物理手段（如雙邊合約，電力買賣雙方提前簽訂中長期合同，約定在固定期限內以固定量和固定電價或一定的電價公式進行電能量交易）以及金融手段（如電價期貨或期權等場內場外工具，以電價期貨為例，期貨買賣雙方參考交割時的批發(fā)電力實際價格與期貨價格差異，按補差價方式進行期貨的現金交割）。我們匯總發(fā)電企業(yè)傳統(tǒng)電源（主要包括氣電、核電等）一般的電價對沖節(jié)奏和幅度，有兩大特征：1）從對沖比例來說，傳統(tǒng)能源企業(yè)提前一年鎖定第二年的大部分電價，最多留5-10%的現貨敞口；2）從對沖時間來看，考慮到對沖工具尤其是場內金融工具（如標準化電價期貨合約）的流動性問題，金融對沖至多提前2-3年生效，因此越往遠期現貨敞口越大。因此，以2024年為基準年份，傳統(tǒng)電源（火電、核電）當年、第二年、第三年電價對沖比例（即鎖定比例）一般90%+、50%+、25%+，越往遠期現貨敞口越大。各市場化發(fā)電企業(yè)2024-25年業(yè)績彈性已因為電價提前對沖而相對有限，但普遍到2026年開始業(yè)績對現貨電價變化的彈性開始放大。具體來看，我們對美國主要幾家擁有市場化發(fā)電業(yè)務的上市企業(yè)的電價對沖情況以及對應業(yè)績彈性基于公司公開披露資料進行整理如下（具體公司的基本情況介紹詳見報告最后一免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。201.Vistra（VST根據公司指引，截至1Q24業(yè)績會（2024年5月公司2024、25年核電/新能源/煤電發(fā)電業(yè)務的電價鎖定比例為91%、73%，氣電發(fā)電業(yè)務的電價鎖定比例為98%、84%，2026年公司發(fā)電業(yè)務整體電價鎖定比例約50%。基于上述電價鎖定比例，公司估算每1$/MWh的銷售電價波動，公司核電/新能源/煤電發(fā)電業(yè)務的收入彈性2024、25年分別為7.6、29.2$mn，而每1$/MWh的點火價差波動，公司氣電發(fā)電業(yè)務的彈性2024、25年分別為3、18$mn；針對2026年，公司尚未給出精確的彈性預期，但指引2026年彈性約為2025年的一倍?；谏鲜鲋敢?，我們估算市場電價每上漲10%，以公司2024EEBITDA中值為底數，公司2024、25、26年EBITDA彈性分別1%、6%、13%（vs.若不考慮已對沖比例，樂觀假設全部電量留有現貨敞口，最大彈性為22%）。2.Constellation（CEG根據公司指引，2024、25、26年通過各類州清潔能源或核能補貼項目（如NJZEC，ILCMC，ILZEC）已經鎖定量價的電量占全部核電發(fā)電量的60%、57%、55%。基于2024年公司核電發(fā)電均價38$/MWh的基準指引，我們估算核電電價市場化未對沖部分在此基礎上每上漲10%，以公司2024EEBITDA為底數，公司2024、25、26年EBITDA彈性分別8%、9%、9%（vs.若不考慮已對沖比例，樂觀假設全部電量現貨，最大彈性為20%）。3.NRGEnergy（NRG根據公司指引，公司EBITDA貢獻中德州發(fā)售電業(yè)務占比約1/3，其中售電、發(fā)電分別占55%、45%。對于德州發(fā)電部分，公司單獨給出了相關指引。截止2024年3月31日，公司2024、2025、2026年德州業(yè)務預計發(fā)電量的95-100%、約50%、<25%已進行了對沖鎖定。基于公司德州發(fā)電業(yè)務毛利潤對電價敏感性指引，我們估算若德州發(fā)電價格在當前均價（45$/MWh）基礎上上漲10%，可以帶來公司EBITDA增厚2024、25、26年分別60$mn、130$mn、170為底數，對應的EBITDA彈性分別2%、4%、5%（vs.若不考慮已對沖比例，樂觀假設全部發(fā)電量現貨，最大彈性為6%）。此外，需注意的是這一彈性測算未考慮德州發(fā)電側漲價對售電側利潤的潛在影響，因此不排除實際彈性低于上述指引水平的可能性。120%100%80%60%40%20%0%未披未披露未披露98%91%73%50%20242025202696%90%84%60%57%55%50%57%55%25%VSTVSTNRGCEGPEG核電分部氣電分部德州分部核電分部核電分部資料來源：公司公告，華泰研究圖表35：企業(yè)業(yè)績對電價彈性敞口測算（基準情形考慮企業(yè)已采取的EBITDA對EBITDA對10%電價變化的彈性（%，基于2024EEBITDA）22%VSTCEGNRG20%13%8%9%9%6%4%5%6%2%2024E2025E考慮已對沖倉位2026E假設全現貨敞口25%20%25%15%10%5%0%資料來源：公司公告，華泰研究免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。21而對于新能源企業(yè)來說，參與電力市場電價有劣勢，往往已通過中長期（5-10年）PPA形式提前鎖定電價，批發(fā)電價上漲帶來的彈性對新能源企業(yè)來說相對有限。以2023年典型天氣為例，我們對ERCOT系統(tǒng)內各電源處理曲線以及電價曲線進行觀察（圖表35可以看到ERCOT尖峰電價一般出現在新能源風電、光伏出力最小的晚間時段，這使得新能源進入市場交易并不能獲得有利的電價條件。圖表36則估算了以1Q24區(qū)間為例，若ERCOT區(qū)域內各類電源均全部進入批發(fā)電力市場交易，則結合出清電價和電源出力曲線，可實現電價氣電>核電>風電>光伏，風光進入電力市場后可實現電價僅為氣電的一半左右。因此，新能源機組一般會提前簽訂5-10年更長期的購電協(xié)議（PPA，金融或物理合同，相當于一種電價對沖手段但也意味著對于新能源發(fā)電為主要業(yè)務的企業(yè)（如NEE、AES等）來說，短期其存量在運機組對電力批發(fā)市場價格上漲的彈性更小，增量部分潛在具備彈性（PPA電價參考批發(fā)電價上漲帶來）。氣電煤電核電水電風電光伏儲能其他日前電價100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%0%0:000:452:153:000:000:452:153:003:454:305:156:006:457:308:159:009:4520:1521:0021:4522:3023:156004002000資料來源：GridStatus，華泰研究($/MWh)實時電價（24Q1）日前電價（24Q1）50444540343529302423252423202050氣電核電風電光伏資料來源：GridStatus，華泰研究免責聲明和披露以及分析師聲明是報告的一部分，請務必一起閱讀。22美國發(fā)電裝機前二十公司中僅不到一半仍保留有市場化發(fā)電業(yè)務，具備業(yè)績彈性的標的較為稀缺。由于過去十年美國電力需求增長停滯，電價持續(xù)相對低迷，大部分發(fā)電企業(yè)持續(xù)提升受規(guī)管業(yè)務占比（由監(jiān)管機構設定準許回報的輸配電業(yè)務或發(fā)輸配售一體化業(yè)務）或者延伸至售電環(huán)節(jié)通過發(fā)售一體化以平滑電價波動對經營的影響、穩(wěn)定企業(yè)增長預期。也正因為此，面向當前的電力供需緊張局面，仍保留高比例市場化發(fā)電業(yè)務、業(yè)績可以受益于批發(fā)電價上漲的高彈性發(fā)電標的在美股是相對稀缺的。據我們不完全統(tǒng)計，美國發(fā)電裝機排名前二十企業(yè)中：1.以市場化發(fā)電業(yè)務為主營的僅有Vistra（非規(guī)管業(yè)務占EBITDA的95%，包括75%的市場化發(fā)電業(yè)務和20%的市場化售電業(yè)務）、Constellation（非規(guī)管業(yè)務占比約80%，包括發(fā)電資產均為市場化業(yè)務、售電業(yè)務大比例在競爭放開市場）、NRGEnergy（非規(guī)管業(yè)務占比80~95%，包括德州和東部發(fā)售一體化業(yè)務為市場化，其余地區(qū)發(fā)售一體2.市場化電力業(yè)務占比相對高的還包括NextEraEnergy（非規(guī)管業(yè)務占比公司營收約25%，主要系占比35%的發(fā)電業(yè)務中70%+位于競爭性電力市場，其余65%為規(guī)管垂直一體化公用事業(yè)）和AESCorporation（非規(guī)管業(yè)務占公司營收和利潤的約20%，主要來自新能源發(fā)電業(yè)務，其余業(yè)務主要是規(guī)管輸電業(yè)務和境外能源基建業(yè)務）。3.少數規(guī)管公用事業(yè)公司保留有約10%的市場化電力業(yè)務敞口，包括PublicServiceEnterpriseGroup（子公司PSEGPower&Other擁有位于PJM電力市場的3.76GW核電業(yè)務SouthernCompany（子公司SouthernPower擁有55座市場化氣電、風電、光伏電站）以及Dominion（子公司ContractedEnergy擁有一座2GW核電站和合計1GW的多座光伏電站參與市場化賣電）。股票代碼非規(guī)管業(yè)務占比主要運營區(qū)域股票YTDEV/EBITDA（2024年至今2023年至今）VST.N95%18%ERCOT134%299%5.77CEG.O80%10%PJM、MISO91%162%11.0080-95%7-9%ERCOT61%173%6.65PEG.N10%5-7%PJM(NewJersey)22%27%9.35NEE.N25%6-8%Florida、MISO、SPP、ERCOT22%-9% 12.85SO.N10%5-7%Alabama,Georgia,Mississippi13%16% 13.06AGR.N12%8%Tobeprivatized12%-11% 11.89AEP.O0%6-7%PJM(Virginia)、ERCOT