中金 • 全球研究 | 美国大选如何影响其电力、新能源行业走向

我们通过电力电量平衡模拟了两党不同政策导向对电力结构、电力备用率、电价等的影响：

1）若严格环保约束+新能源强补贴政策延续：a）用电增长、煤电退役将持续驱动新能源装机高增，2024-2027年新能源装机量或在年均50GW以上；b）煤电年均退役量或在6GW左右，气电年均装机量5GW左右；c）虽然新能源装机量有望维持高位，但传统电源装机限制导致电力系统备用率走低，从2024年的22%降至2027年的16%左右，同等气价条件下批发电价仍将提升。

2）若特朗普上任，我们认为煤电、气电环保要求放松可能性较大，新能源补贴是否退坡存在一定不确定性。在环保要求放松+新能源补贴退坡的较极端情景下：a）2024-2027年新能源装机量或降至40GW左右，节奏上2025年或存在抢装，2026年装机量下降至20-30GW；b）煤电退役放缓，年均退役或降至3GW左右；c）新建气电环保门槛可能放松，气电或成为美国电力缺口的有效补充项，装机水平有望大幅回升至年均15GW以上；d）由于供给制约缓解，电力备用率更可能维持在较宽松区间，同等气价条件下批发电价承压。

环保政策不确定性、新能源补贴政策不确定性、用电增长不及预期。

美国电力结构及转型趋势：据能源信息署EIA，美国当前电力结构以气电为主，气电装机量比重接近45%，新能源20%以上，煤电15%，核电、水电分别占10%左右；增量结构上，煤电逐步退出，新增新能源、气电装机替代煤电装机缺口，近十年煤电退役120GW以上，同期风电、光伏装机新增170GW以上，气电装机新增80GW左右，核电、水电等传统电源受制于资源限制和经济性问题，近十年几乎无新增。

什么政策/因素驱动电力结构转型？我们认为，驱动美国新能源替代煤电的关键政策主要包含两方面：一是针对煤电的严格环保政策，拉高煤电运营成本；二是针对新能源的补贴，通过投资、生产税收抵免降低新能源发电成本，提升新能源较煤电的成本竞争力。

驱动气电替代煤电的主要因素为低气价及新能源渗透带来的电力系统调节需求提升。美国页岩气革命后天然气价格中枢降低，较煤炭出现相对经济性，此外新能源渗透率提升、煤电退出造成系统灵活性供给缺口，电价峰谷差拉大，从经济性上鼓励灵活调节的气电新增。

指导美国电力转型的政策可能存在什么变数？民主党更加强调实现气候目标、注重绿色转型，提出在2035年前实现电力系统碳中和[1]，因此更有可能维持当前传统电源严环保约束+新能源强补贴的政策组合，意味着以新能源替代煤电的节奏大概率延续；而共和党更加强调能源电力“可负担性”，偏向支持经济性更优的传统能源，在环保约束、新能源补贴、上游油气扩产等关键政策方面均存在政策转向可能，进而较大程度影响新增电力结构及电价。具体而言：

当前政策：美国联邦层面对发电机组的环保约束主要来自《发电厂温室气体规则》[2]和《煤电排放物管理规定》（CCR）[3]等一揽子政策，拜登政府于2024年4月进一步收紧了发电厂温室气体规则，对煤电、气电的要求如下：

► 煤电：1）不允许新建煤电；2）对在运煤电煤灰、汞、废水排放标准苛刻，若不达标则强制在2027年前退役；3）在运煤电温室气体排放标准苛刻，若不做减排改造需要在2032年前退役，减排力度和时间上有一定缓冲：2032年前退役煤电无需减排改造；计划在2032-2039年退役的，需要在2030年前配置碳捕集减排16%；若要运行至2039年以后，需要在2032年前配置碳捕集减排90%。煤电减排改造成本高昂，配套不同程度碳捕集设施后全生命周期发电成本增至120美元/MWh以上，就算折旧完成的煤电配套碳捕集后成本也超过100美元/MWh，几乎难以在电力市场获利，因此当前减排政策持续驱动煤电退役。

► 气电：1）新建基荷气电（利用率40%以上）在2032年后必须配套碳捕集设施减排90%；2）新建调峰气电（利用率40%以下）暂无配套碳捕集设施的要求，但需要通过替代燃料等达到一定的减排要求；3）在运气电暂无减排要求。新建基荷气电配套不同程度碳捕集设施后，全生命周期发电成本在70美元/MWh以上，仅在少数高电价市场有经济性，因此该环保门槛使得新增气电装机量处于历史低位。

地方层面对传统发电有额外环保要求，驱动煤电气电退役。美国部分地区存在区域碳市场，煤电、气电发电需要承担额外碳成本，美国区域温室气体倡议RGGI（RGGI覆盖美国东北部10个州）、加州、华盛顿等几个区域碳市场覆盖全美电力系统排放量的30-40%左右，即大致对应全美30-40%煤电、气电机组承担额外碳成本。当前各区域市场碳价在30美元/吨左右，折合气电发电成本增加15美元/MWh左右，煤电发电成本增加30美元/MWh左右，该碳成本增量已可驱动新增新能源挤出在运煤电气电。

可能的变化方向：特朗普1.0时期曾边际放松传统发电环保要求，用可负担清洁能源法规[4]（Affordable Clean Energy，ACE）替代了奥巴马时代清洁能源计划[5]（Clean Power Plan，CPP）。ACE取消了全国电力减排目标，允许各州根据自身情况制定减排计划，各州可以自由选择发电装机配置和减排的方案；对于存量煤电气电机组，鼓励通过升级改造提高能效减排，而不是通过高环保要求驱动退役；放松新建机组审查（New Source Review, NSR），部分升级扩容不需要进行严格的环境审查。

我们认为，若特朗普上任可能再次放松煤电、气电环保限制。可能的放松方向包括降低在运煤电排放要求、延迟退役节点，放松新建基荷气电必须配套碳捕集的要求；此外，特朗普有可能通过放松煤炭[6]、天然气上游开采限制的方式降低燃料价格，进一步鼓励传统电源延迟退役；但联邦层面或难以直接影响区域碳市场机制。

当前政策：《通胀削减法案》框架下的投资税收抵免ITC、生产税收抵免PTC为风电、光伏、储能等新能源提供高额补贴。ITC可补贴新能源发电初始投资的30%；PTC基准补贴为27.5美元/MWh左右，在此基础上若满足社区要求则补贴上涨10%，若满足新能源设备本地制造要求则再上涨10%，最高可达到近35美元/MWh。获得PTC基准补贴后，美国典型陆上风电、光伏项目发电成本不超过25美元/MWh，匹配储能后成本在40-60美元/MWh；获得30% ITC补贴后，典型陆上风电、光伏项目发电成本在30-40美元/MWh，配储后40-65美元/MWh，在大部分地区市场电价水平下均有较好经济性。

地方层面对新能源有额外支持机制，部分州设有可再生能源配额制（Renewable portfolio standard，RPS），州层面RPS要求电力供应商的绿电供应量在规定期限内必须达到一定比例，不能按时履约则受惩罚，若无法在物理意义上采购符合比例的绿电也可购买绿证（REC），绿电目标+绿证交易的机制给予了新能源绿色溢价，从行政目标和经济性上引导当地发展更多新能源。据IBNL，美国州层面RPS绿电消费量目标在5000亿千瓦时左右，占美国用电量的13%左右，部分RPS目标较严格州的绿证价格高达10-40美元/MWh，在绿证溢价加持下，可盈利电价水平与电力市场价格（或PPA签约价格）相当，因此仅地方层面RPS+绿证交易政策就可驱动一定量新能源装机投建。

可能的变化：特朗普1.0时期曾在补贴、关税方面降低新能源支持力度。补贴方面，新建风电PTC退坡，2017、2018、2019年新建风电PTC水平分别为2016年前新建装机的80%、60%、40%，新建光伏ITC退坡，2019年以前ITC补贴为投资总额的30%，2020、2021年退坡至26%、22%；关税方面，2018年为保护美国本土制造业取消光伏组件进口关税豁免，初始税率为30%，但本土成本过高导致制造业发展缓慢，同时抑制下游新能源装机需求。

我们认为，若特朗普上任可能收紧新能源关税政策，但取消/大幅削减补贴的概率不大。可能边际削减补贴的措施包括提高申请门槛、控制补贴总额、缩减补贴时间等。联邦层面或难以直接影响地方层面RPS绿色溢价政策。

► BAU：若延续当前政策和煤电退役排期，2024-2027年间煤电退役量或在25GW左右。煤电退役驱动新能源、气电等电源新建，同时电力系统倾向于维持紧平衡、缺电态势。

特朗普1.0时期传统电源环保要求边际放松后，煤电退役并未显著放缓，主要是由于当时电力需求疲软、电价较低，经济性不足持续驱动煤电退役。但本次电价中枢上升，我们认为环保要求放松将导致煤电退役节奏放缓，退役放缓程度取决于环保要求放松程度：

► 煤电环保要求大幅放松：若煤电环保要求大幅放松，或叠加煤炭上游扩供给支持政策，将导致1/2原计划退役煤电延迟退役。美国环境保护局EPA预计，未来几年煤电退役计划中，约有一半源于自身经济性不足，一半由严格的环保要求驱动。我们认为，若煤电环保要求显著放松，如降低煤电排放物CCR指标要求、延期2027年强制退役时间点等，或导致原计划退役装机中半数左右延迟退役。

我们不认为煤电退役将完全延迟，主要是由于州/区域层面还存在碳市场等机制。区域碳市场覆盖30-40%左右气电煤电，用电需求高增时碳价一般较高，碳成本增量或将继续指导当地煤电退役。

► 煤电环保要求适度放松：若煤电环保要求适度放松，或导致1/4原计划退役煤电延迟退役。我们认为，若环保要求放松但仍然保留一定的减排和退役节点要求，延迟退役的煤电会更少，或在当前计划的1/4左右。

► BAU：若当前新能源补贴政策延续，我们认为2-3%年均用电增速可支撑新能源年装机量维持在50GW甚至以上高位。从电力平衡的角度，过去用电量、最大负荷年均零增长，支撑性容量净增量为零即可满足系统备用率稳定，因此前期新能源装机空间几乎由煤电退役量决定，年均10GW煤电退役驱动30GW左右新能源装机增量；向前看，若未来几年用电增速维持在2-3%，意味着每年支撑性容量净增量上抬至15-20GW，就算煤电退役放缓至年均退役5GW且有一定量气电投产，新能源还需提供20GW左右支撑性容量增量，折新能源装机容量50GW以上。

► 新能源补贴取消/退坡：若补贴取消/退坡，或导致新能源年均装机量中枢降低至20-30GW。在IRA系统性提高新能源补贴之前，美国风电、光伏年新增装机在20GW左右，向前看，如果补贴退坡至2023年以前水平甚至更低，新能源新增稳态装机水平或回落至20-30GW，经济性更强的气电或明显起量以满足电力需求增量。我们认为在补贴退坡前大概率会留有一定时间窗口供运营商调整投资决策，补贴变化更有可能在2026年后落实，因此补贴退坡或导致2025年出现抢装。

此外，即使联邦层面IRA补贴大幅退坡，我们也不认为新能源装机量会进一步下降，主要是由于电力供给紧张抬升电价中枢，同时新能源供给降低情况下，州层面RPS要求将持续驱动绿证价格进一步提升，调节新能源相对经济性。

► BAU：若当前环保严要求、新能源补贴政策延续，我们认为未来几年气电年新增装机量或在5GW左右。同时，环保制约将持续使得净新增装机量不及需求增量，系统备用率降低、电力趋紧。气电自身经济性好（气价在2-6美元/MMBtu时，基荷气电LCOE在40-70美元/MWh左右）且建设周期相对较短，因此是缺电时最有效的供给增量来源之一。但当前环保要求下，新建基荷气电需要匹配碳捕集装置，提升全生命周期发电成本至70美元/MWh以上，高于多数电力市场平均电价、且高于补贴后新能源发电成本。因此，若气电环保门槛不放松，我们认为新能源仍将是满足用电增长的主要电源类型，按照当前新项目排期，气电装机量仅小幅增至年均5GW左右。

► 新建气电环保门槛放松：我们认为新建气电环保门槛放松后，年装机水平有望大幅回升至15GW以上。气电回升幅度与新能源装机水平密切相关：若新能源补贴退坡、装机量减半，则气电新增空间大，2024-2027年年均装机量或达到15GW以上，2026年后年装机量或达到20GW以上；若新能源装机量维持高位，则2024-2027年气电年均装机量或在10-15GW。此外，煤电退役节奏也将小幅影响气电装机量，若煤电退役更慢，年均气电装机量或降低1-2GW。（气电装机量测算核心假设：1）用电负荷增速2-3%；2）假设新建气电环保门槛取消后，新增气电装机作为电力平衡项，2025-2027年全美备用率维持在22%左右水平）

发电用气量一定增长吗？我们认为若环保放松，气电装机量增长中枢或在2-2.5%左右，煤炭、天然气比价关系将进一步决定用气量增幅高或低于2-2.5%增速中枢。虽然在环保政策放松情景下，气电装机量有望大幅增长，但相对存量的增幅较为有限，15GW左右年度新增量带动气电存量规模年均增2-2.5%，对应发电用气量增长中枢2-2.5%。此外，发电用气量与气电利用小时数密切相关，从历史经验看，煤电、气电两大灵活调节电源的利用小时数此消彼长，即煤炭、天然气相对经济性一定程度上决定气电利用率，若气价边际走高，用气量年增速可能低于2-2.5%。

我们基于不同环保、新能源政策边界下的电量平衡测算，未来几年美国发电用气年均增量或在150-350bcf。（发电用气量测算的核心假设：1）发电量增速2-3%；2）新能源、煤电等发电利用小时数与历史水平相当，气电电量作为平衡项补充发电量缺口）

美国两党针对核电的政策分歧较小，均为支持态度。联邦层面通胀削减法案框架下，1）在运核电可获得45U PTC补贴：2024-2032年期间对所有地区、所有在运核电机组进行全面补贴，基准度电补贴15美元/MWh。核电补贴设有退坡机制，若批发电价高于25美元/MWh，PTC逐步下降，保证核电电量收益+PTC稳定在45美元/MWh左右，若批发电价高于45美元/MWh，PTC退坡至0，核电收益随批发电价自然增长，即核电45U PTC提供了45美元/MWh左右的保障性底价；2）新建或重启核电可获得48E ITC或45Y PTC，补贴建设成本的30%或新投产10年内获得27.5美元/MWh生产补贴，45Y PTC不随市场电价提高而退坡，且逐年随通胀调整。

补贴周期内核电盈利模式改变。前期，市场化核电在电力市场随行就市，若批发电价较低，核电机组可能面临亏损。IRA PTC提供的45美元/MWh核电底价远高于发电成本，且保障性底价随通胀调整不断提升，价格提升预期再添确定性。因此，当前美国核电盈利模式变为联邦政府保障性价格托底+底价随通胀确定性调整+收益空间随批发市场上不封顶模式。

虽然当前政策对在运、新建核电均有补贴，但中短期内新增核电有限。1）传统核电新建或难以推进：由于新建传统核电站周期超过10年，且发电成本在100美元/MWh以上、经济性较弱，因此美国当前无传统核电新项目在申请或在建；2）近期退役核电有望重启：据美国核能管理委员会NRC，美国2010-2020年期间退役10GW左右核电，新退役核电有条件进行重启，重启申请+建设周期或在3-5年左右，当前已有2个项目、1.6GW左右容量新退役核电计划重启，或在2028年前后投产；3）小型核反应堆SMR新项目投资加速：近期由科技企业、数据中心主导的对SMR的投资有加速趋势，SMR建设周期或在3-5年，若技术发展、商业化进程符合预期，或在2028-2030年前后投产几个小堆发电项目，但总容量规模或不大。当前美国暂无小堆发电项目投产且发电成本或在200-300美元/MWh，经济性很弱，因此规模化发展前景尚不明朗。综合而言，5年内核电装机起量的概率较小，中短期内美国核电装机规模或维持在100GW左右规模，对新增电力结构影响不大。

目前市场对核电关注的焦点主要在于核电“价格”，即在运核电是否可通过离网模式获得数据中心定向支付的电价溢价，我们认为两党针对该议题并无明显偏好。核电离网模式能否普及是影响核电运营企业未来盈利、估值水平的重要因素。近期，美国联邦能源管理委员会FERC 在离网电源技术会议上驳回AWS和Talen的离网协议[9]，认为现有电源离网对大电网资源充足性不利、同时上抬其他用户电价，需要修改协议细节后再评审，体现出监管对离网模式的谨慎态度。我们认为，虽然从FERC委员在离网会议上的票型看，1位民主党背景的委员偏向支持离网模式，而2位共和党委员否决该提案，但没有更多证据表明监管在该议题上存在明显两党对立，大选结果对于离网模式后续推进的影响尚不明确。

我们认为，后续数据中心用电可能会有两种路径：1）一是继续尝试离网模式，但优先与重启核电、新建电源（气电、SMR 等）定向签约离网协议，避免从大电网退网的监管风险，在重启核电、新建SMR、新建气电中周期最短、最经济的是气电，若气电环保限制放开，气电离网模式前景增强；2）部分数据中心可能放弃离网模式，申请并网通过电网供电，同时购买绿电虚拟PPA获得环境权益。当前，部分地区电网要求大型数据中心并网需配套投建新电源、升级当地电网，这部分并网需求或局部带动电源电网投资加速。

在以上两种路径下，我们认为对于数据中心，并网周期都将拉长，或一定程度上制约数据中心投产节奏，部分对延时不敏感的训练需求或转移至并网更快、电力供应更充足地区；对于核电运营商，由于数据中心需要承担的广义用电成本更高，如配套建新电源、升级电网等，因此给予发电运营商的溢价空间或边际压缩；对于上游电源、电网设备供应商，大用户支持新建基础设施可能带动投资加速，利好上游设备起量。

两党均支持电网建设加速，民主党政策或在电网投资需求、加速投资进程方面更加积极。美国电网投资主要受：1）用电需求增长，电源、电网基础设施均有新增需求；2）电力设备、输配电线路老旧设施更新换代；3）新能源并网、新能源远距离传输配套三方面驱动。两党对电网投资应加速的导向不存在分歧，但民主党更支持新能源的电力转型思路对电网建设需求支撑度更高。此外，民主党主导的FERC任期内电力监管的优先任务为促进大电网互联、改革输电线路审批建设流程，加强区域间互济；而以往期经验看，共和党主导的FERC更可能优先考虑能源、电力可负担性[10]。

两党在环保、新能源发展等方面的不同导向为美国电力供给侧带来更多不确定性，不同政策组合下电力结构演化趋势总结如下：

2024年天然气价格整体维持低迷。供应端，由于WTI油价维持相对高位，美国主要页岩油产区二叠纪盆地（Permian）的原油产量提升，导致油田伴生气（完全成本低于0美元/MMBtu）产量维持快速增长（9月单月Permian天然气产量同比+6%），虽然传统天然气产区如Haynesville（完全成本约3美元/MMBtu）和Appalachia（完全成本约1.5-2美元/MMBtu）天然气产量基本维持相对平稳或略有下滑，但油田伴生气供应的持续增加导致供需关系维持宽松，24年天然气价格整体维持低迷。

2025年起，我们认为美国天然气价格中枢或逐步上移，主要考虑到需求端1）2025年后美国本土发电用气需求持续提升带动0.4-1 Bcf/D增长，2）LNG产能建设持续推进，LNG出口用气需求或年均有1.5-2Bcf/D增长，整体需求疲软趋势有望扭转；供应端，基于目前二叠纪盆地库存井情况，我们认为2025年起，油田伴生气产量或难以维持2018年以来的高增速，新增需求或需高成本产区增产满足，我们认为2025年美国天然气价格中枢或缓慢抬升至3-4美元/MMbtu，以刺激Haynesville/ Appalachia等区域天然气产量增加。

展望2026年，考虑到新增LNG出口终端的大量投产，我们认为需求提升导致的供需错配或导致气价存在阶段性上升至5-6美元/MMBtu可能。考虑到美国油气企业的开采行为更多基于国际市场供需动态且价格敏感，特朗普的油气上游扩产政策或难以在中低价格段实质性指导供给提升，气价从底部回升节奏或将遵循实际需求动态。但放松上游开采限制或导致高气价出现可能性、持续时长变低。

美国批发电价主要由气价、电力系统备用率决定。美国电力供应中气电占比接近一半，且多数时段为边际定价机组，而气电发电成本中六成以上为天然气燃料成本，因此气价是决定美国市场化电价水平的最主要因素之一。除气价外，影响批发电价的因素还包括系统备用率，若系统备用率低、供给紧张，电价边际提升。

1）备用率：若煤电、气电环保要求不放松，备用率降低，同等气价水平下批发电价持续走高；但若保要求放松，备用率或可维持在合理偏宽松水平，电价上行动力不足。若当前煤电退役、新增气电的环保门槛延续，我们推演在2.5%左右用电增速及当前新增电源排期下，系统平均备用率可能由2024年的22%左右下行至2027年的16%左右，在同等气价成本下批发电价均价或进一步提升15~20%[11]；若煤电退役、新增气电环保门槛放松，气电或成为电力缺口调节项，新增气电装机理论上应大致维持备用率不变，在同等气价水平下电价波动不大，上行动力不足。

2）气价：若气价边际回升，批发电价中枢提升。从美国几个主要电力市场前期电价、气价表现看，除了ERCOT部分年份因备用率较低电价与气价出现偏离外，其余备用率较充裕情况下，批发电价与气价呈现同向关系。我们认为，若系统备用率在20%以上，电价随气价上升幅度基本一致；若系统备用率低于20%进入偏紧区间，电价增幅或高于气价增幅，即火花价差拉大[12]。

综合以上两方面，若当前环保政策延续，批发电价受备用率降低、气价回升双重因素驱动，上行支撑度更强；若环保要求放松，备用率处于较宽松区间，则电价上行动力边际减弱，电价更有可能跟随气价变化。

我们认为终端电价很难大幅降低，就算政策转向，备用率走向宽松，终端电价中短期内或仍然呈稳中有升趋势：

1）终端电价中包含批发电价、辅助服务费用、输配电费用、税费等多个部分，其中仅批发电价随气价、备用率变化波动性较大，辅助服务费用、税费较为稳定，输配电费用随电网投资加速有上涨趋势，近年来美国输配电费用增速持续超过通胀。不同终端用户电价中批发电价、输配电费用等占比不同，居民用户电价中输配电费用占比一般在60%以上，大型工业用户电价中输配电费用占比多在50%以下，因此就算批发电价降低，终端电价整体降幅有限，电网更末端的居民用户终端电价降幅更低；

2）售电企业零售电量中，大部分与上游发电、下游客户签署年度长期合约，对于上游批发电价的年度波动有平滑处理，因此中短期在终端电价中反映的波动更小。

1、环保政策不确定性：美国后续针对煤电、气电的环保政策尚不明确，是否会放松要求、放松什么发电类型、放松到什么程度等均存在不确定性，环保要求放松与否对未来电力结构演化趋势影响较大；

2、新能源补贴政策不确定性：美国当前对于新能源补贴力度较大，补贴是驱动部分新能源发电装机、上游制造业扩张的主要驱动力。大选后，新能源补贴政策走势尚不明确，补贴政策变化对新能源产业链条发展趋势影响较大；

3、用电增长不及预期：我们在电力、电量平衡中假设未来几年美国用电量年均增速2-3%，若用电增长不及预期（如数据中心建设放缓、工商业活动疲软等），则新建装机水平或下降、电力紧缺程度将边际减弱，对电力运营、电力设备均有负面冲击。

本文摘自：2024年11月5日已经发布的《美国大选如何影响其电力、新能源行业走向》

王琳 分析员 SAC 执证编号：S0080524070024

严蓓娜 分析员 SAC 执证编号：S0080522110002 SFC CE Ref：BBQ744

杨鑫，CFA 分析员 全球研究组长 SAC 执证编号：S0080511080003 SFC CE Ref：APY553

陈健恒 分析员 全球研究组长 SAC 执证编号：S0080511030011 SFC CE Ref：BBM220