全球电力大周期下的投资机遇20240620

会议要点1、全球电力需求增长与投资机会 近两年全球用电格局因AI产业发滥展和全球产业重构而发生深刻变化。美国电力需求增长受益 于此，特别是发电类企业已开始显著受益，年初至今市场表现良好。同时，欧美电力投资的增加带动了电力设备景气周期，促进了国内设备企业出海。国内电力供需平衡，但电改、节能降碳等政策为行业带来新变化，为电力设备、运营各环节带来投资机会。 2、美国电力周期投资机遇分析 美国电力周期投资机会分析分为四部分：首先，预测未来几年美国电力供需进展和可能出现的缺电情况；其次，分析不同市场类型和电力环节的企业受益逻辑；再者，深入发电侧，探讨不同电源类型的弹性和机会；最后，系统性梳理美国电力行业标的。过去15年美国电力需求增长停滞，但自 2023年起，AI数据中心、挖矿、产业回流等因素叠加，预计用电增长至少2%。 3、数据中心和挖矿对电力需求的滥推动 数据中心和挖矿是电力需求的主要驱动因素。目前美国在建数据中心规模达5GW以上，预计未来2至3年年均增加约3GW，对应用电增量约250亿千瓦时。挖矿方面，德州作为 主要挖矿地，获批并网的挖矿产能达9GW，预计未来五年每年用电增量200至420亿千瓦时。 4、产业回流、终端电气化与人口净流入对电力需求的影响 产业回流、终端电气化和人口净流入对电力需求有显著影响。产业回流方面，芯片与科学法案等推动制造业投资大幅上涨，预计24年底至27年间进入扩产投产期，用电需求将实质性增加。终 端电气化方面，建筑和交通领域的热泵和电动汽车虽渗透缓慢，但因规模大，预计未来年均用电增量50至100亿千瓦时。人口净流入方面，疫后美国人口净流入大幅提高，预计年均150 万，仅居民用电年均增量约60亿千瓦时。5、美国电力供给侧问题分析 美国电力供给侧存在问题，主要由于投资滞后和环保制约。过去20年，支撑性装机容量年增常 为负，代表发电能力减弱。电网投资滞后，尤其是跨区输电能力持续积累缺口。向前看，供给端制约将长期存在，主要因为审批建设效率低和环保政策导致煤电加速退出。短期内，新增电源跟不上需求 ，缺电状况开始显现。6、美国电力市场缺电概率与电价关系 美国电力市场缺电概率与电价关系密切。备用率是衡量缺电概率的关键指标，美国电力监管部门要求备用率达到15%至20%。目前，全国层面备用率约20%，但未来几年预计备用率将下降， 缺电可能性增加。特别是德州等地区，因需求高增而供给跟不上，备用率透支，缺电风险更高。电价方面，一年和两年期电力期货价格已显著上涨，反映市场对供给趋紧的预期。7、美国电力企业投资机会分析 美国电力企业投资机会分析指出，并非所有电力企业均能受益于当前周期。市场化地区电价弹性大，尤其是德州等地区，缺电时电价可能百倍上涨。发电环节在电价上行周期中机会高于电网侧和零售。市场化发电资产稀缺，尤其是气电和核电资产。政策补贴方面，新能源补贴最高，但核电因政策支持和科技企业溢价而更受市场青睐。 8、美国电力企业标的梳理 美国电力企业标的梳理显示，大部分企业参与多个环节，市场化发电敞口较小。Vistra和C EG等公司市场化发电敞口较大，受益于批发电价上行。区域敞口方面，分布在电力需求高增地区的企业，如德州的Austin，电价中枢上行空间大。电源类型方面，核电和气电占比高的公司有望获得科技企业溢价。 9、电力设备出海投资机会 电力设备出海投资机会显著，美国电力大周期背景下，电网行业迎来新投资增长。会议实录 1、全球电力周期投资机遇探讨 各位投资者晚上好，我是中金国际研究的王林，欢迎大家参加本次会议。首先从宏观背景来看，近两年受AI产业发展和全球产业重构的驱动，全球不同地区的用电格局正在发生深刻变化。美国的电 力需求受益于AI发展和产业回流，有望迎来增长的大周期。美国本土的电力企业，尤其是发电 类企业，已经开始显著受益，年初至今表现不俗。同时，欧美的电力投资高增也带来了电力设备的景气周期，促进了国内设备企业的出海行情。国内方面，尽管目前电力供需相对平衡，但近期的电改、节能降碳等供给侧政策，也给电力行业带来了新的边际变化。在这一背景下，本次会议旨在结合国内外动态，梳理电力设备、电力运营等各环节的投资机会。 今天的主要内容分为三个部分。首先，我们将聚焦美国电力周期下的投资机会。第二部分由我们的电力设备新能源分析师区浩源介绍电力设备出海的进展。第三部分由风光公用环保分析师刘佳妮介绍国内电改对电力行业的影响。 在美国方面，我们主要分为四个小部分。第一部分是梳理未来几年美国电力供需的进展和动态，以及可能出现的缺电情况。第二部分提示大家，在本轮紧缺周期下，并非所有电力企业都能受益。我们将从市场类型和电力市场区域两个层面梳理受益逻辑，以及发电、输配电和售电企业的收益逻辑。第三部分将进一步深入发电侧，探讨哪些电源类型更具弹性，包括核电、气电和新能源的不同机会。第四部分是对美国电力行业标的的系统性梳理。 过去15年，美国整体电力需求呈现零增长态势。但从2023年开始，多种因素叠加，如 AI数据中心、挖矿、产业回流等，预计将推动电力需求增长。我们预测，未来至少用电增长的年均增长率可达2%。具体驱动因素包括数字经济、产业回流、终端电气化和人口净流入。这四个方面都是基于产能推算的，因此是一个比较保守的增长推演。 根据产能推算，这四个驱动因素未来至少年均贡献750亿千瓦时的用电增量，对应总用电量增 长约2%。其中，数据中心和挖矿是主要拉动因素，占约1.5个百分点。截至去年年底，美国在建的数据中心规模超过5吉瓦。考虑到约两年的扩展周期，当前在建量可支撑未来2至 3年，年均约3吉瓦的复合增量，对应用电增量约250亿千瓦时。 中期来看，数据中心的建设与云厂商的资本开支密切相关。目前，美国四大云厂商对2024年和 2025年的资本开支指引较为乐观，预计将比2023年更上一层楼。因此，我们看好未来数据中心的建设量和用电符合量的高速增长。 在挖矿方面，我们同样进行了情景推演。目前，德克萨斯州是美国挖矿的主要基地，占全国挖矿产能的约三分之一。德克萨斯州获批并网的挖矿产能已达9吉瓦。我们保守预测，如果这9吉瓦在 未来五年陆续投运，将贡献约2吉瓦的年均用电增量，对应年用电增量在200至420亿千瓦时之间。 2、电力需求增长与供给挑战 挖矿行业的波动较大，主要原因包括产能分散难以统计和跟踪，以及挖矿产能的扩张节奏和使用率受多种因素影响，如虚拟货币价格和挖矿效率等。尽管波动幅度较大，但挖矿的用电量与数据中心相当 。 从2022年开始，芯片与科学法案和通胀削减法案的发布，导致制造业投资大幅上升。2023年主要进行土建工作，2024年开始采购设备。预计从2024年底到2027年， 将迎来制造业扩产的密集 投产期，实质性转化为用电需求。根据扩产产能测算，半导体和新能源每年可贡献50到100 亿千瓦时的用电增速，约占总用电增长的0.2到0.3个百分点。 在终端电气化方面，主要考虑建筑和交通领域的热泵和电动汽车（EV）应用。尽管美国目前热泵和EV的渗透率增长缓慢，但整体市场规模较大，预计稳步渗透可为未来带来年均50到10 0亿千瓦时的用电增量，同样拉动0.2到0.3个百分点的用电增长。 人口净流入方面，疫情后美国人口净流入水平显著提高。2021至2023年的人口净流入分别为50万、120万和160万人左右。假设未来年均人口净流入为150万人，仅 考虑居民用电，将带来约60亿千瓦时的年均增量。此外，人口流入分布不均，南部的德克萨斯州 和佛罗里达州净流入强劲，而其他一些州则为净流出。这种不平衡的区域分布将为南部地区带来更多的居民用电增量。 从区域层面看，重点区域包括德克萨斯州的电力可靠性委员会（ERCOT）和东南部的管制区域。这些地区的用电增量占总新增负荷的六成以上，当地用电增速将高于全国平均水平2%左右。 从供给方面看，美国电力供给侧问题明显，主要受投资滞后、行业私有化和分散格局影响。电源方面 ，每年新增装机容量主要为风电和光伏等新能源，同时煤电退出约10吉瓦。电网方面，过去1 5年用电增长停滞，输配电系统投资滞后，尤其是500千伏高压输电能力。未来美国供给端制约将长期存在，主要受审批建设效率低下和环保政策影响。 短期内，美国电力供给侧趋紧较为确定。从项目排期看，2024至2025年每年新增装机容量约40至50吉瓦，其中80%以上为新能源。同期需退役的气电和煤电约10吉瓦 。综合新增和退役计划，2024年支撑性装机增量较高，但2025和2026年降至 5吉瓦以下。结合需求测算，每年需新增约13吉瓦的负荷，而供给端支撑性装机增量不足，短期内供给跟不上需求的状况已经开始显现。 3、全球电力周期与投资机遇 第三部分，我们综合考虑供需两侧的动态，分析未来哪些地区可能出现电力短缺。电力短缺的可能性在一定程度上决定了电价的中枢，而电价又直接影响电力企业的盈利能力。 我们关注的一个关键指标是备用率，它通过将支撑性装机容量减去最大负荷，再除以最大负荷来计算 ，即供需两侧峰值的对比关系。美国电力监管部门认为，备用率达到15%至20%是比较合适的，这样系统性电力短缺的概率较低。2022年和2023年的备用率基本维持在20%左 右，说明目前的电力供应相对充裕。但如果考虑到供给的潜在增长和需求每年2-3%的增幅，即使需求增长较慢，按2%的年增长率计算，3到5年后全国层面的备用率也可能降至监管下 限以下，电力短缺的可能性将大幅提高。 具体到区域层面，我们建议关注德州电力市场，因为当地电力需求增长迅速，但供给跟不上，可能导致备用率透支。另一类地区，如MISO地区，需求增长相对平稳，但由于当地退役政策较为激进 ，也可能出现供给驱动的电力短缺。 横向对比来看，需要关注的主要地区包括德州（Airport）和PGM这两个数据中心密集分 布的地区，这些地区的需求驱动可能导致备用率持续透支。此外，MISO地区可能出现供给驱动的电力短缺。 从备用率到电价的传导过程相对复杂。虽然总体上备用率降低会导致电价中枢上升，但最终电价还受到燃料价格等多种因素的影响。目前，明年和后年的电力价格合约，即一年和两年期的电力期货价格 ，已从历史低位的30至40美元上涨至60至70美元，涨幅达50%。这反映了市场对电力供应趋紧的一致预期。 另一方面，美国的发电企业通常会提前2至3年签约电价，参考的标杆电价也是基于未来的电 力合约价格。因此，近两年电力合约价格的高位已经开始影响2024至2026年已签约的电力合约价格，对发电企业的收益端产生明显提振。 在当前周期下，并非所有电力企业都能受益。目前，美国只有半数地区实现了电力市场化，有七个主要的电力批发市场，而灰色区域，包括东南部和西部大部分地区，仍处于管制模式，电价定价方式仍基于成本加成。在这些管制地区，即使供给偏紧，电价弹性也较低。而在市场化地区，由于批发电价采用边际定价，供给趋紧时电价抬升的弹性较大，尤其是在德州地区，稀缺定价机制可能导致电价在备用率极低时出现百倍上涨。 因此，我们建议优先关注市场化地区。从电力供应链的各个环节来看，在电力趋紧、电价上行的周期 中，零售环节的利润率容易被挤压，而发电环节的机会高于电网侧和零售端。结合环节和市场类型的差异，我们认为在当前电力大周期下，应优先关注市场化发电资产。 美国市场化发电资产的分布情况显示，到2022至2023年，约45%的装机在市场化 发电企业手中。主要分布为市场化的气电、新能源、核电和部分煤电。但其中200GW的新能源大部分已签订购电协议（PPA），价格不随批发市场基本面变动，因此严格来说不算完全市场化。除去这部分后，真正市场化发电规模约占30%，具有较高的稀缺性。 在发电侧，不同电源类型可能受益程度不同。美国部分机组在电力市场电价基础上，还会获得政策补贴，未来可能进一步拓展至科技企业溢价。这导致不同电源类型综合电价水平和收益水平存在差异。目前，美国对新能源的补贴最高，以生产税抵免（PTC）为例，每发一兆瓦