美国AI电力2026可负担性成为焦点

正文目录AIDC如何推高美国电价 5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 5容量电价上涨：数据中心是新增容量招标的主要来源 7并网或仍是AIDC可靠+低排放选择，需加速CCGT和储能审批 9需求平稳年代政策可能不再延续，机制自适应正在发生 9能源部大负荷提案有望加速并网进程 区域电网加速局部审批政策，数据中心聚集区电网扩容需求提升 12储能可尖峰功率平滑（并网调峰离网电源）+快速提供电网容量支撑 14“自己设备自己买”，AI数据中心快速通电将部分成本内化 17“短期问题长期化”，2030年前EAAS具备29~45GW/年需求潜力 17EAAS方案解决数据中心对“快”的诉求 17冗余管理和配储能保障EAAS的供电质量 18混合方案是主流，基于设备供应链能力的实事求是 19各类型中小天然气发电装备是EAAS解法的核心 20EAAS首先争取中小燃气轮机资源，成本相对有优势 21航改在燃气轮机中相对轻便灵活，尽管造价较工业燃机高也仍然成为EAAS组合之一 21RICE的灵活性与环境适应性更强，产能相对宽裕 22SOFC排放指标有优势 25电价上涨驱动商业模式调整，户用光储有望复苏 26欧洲、中东或可分流部署8-10GW/年数据中心 26以比特币矿场为代表的工业需求侧响应是平抑电价涨幅的泄压阀 27电价外溢过程户用光储有潜力 28上一轮加州户用光储爆发，对应回报率约为16%，静态回收期约6年 28NEM2.0到NEM3.0，户用商业模式变革，储能成为刚需 282025年居民电价较2021年初上涨40%~65%，加州户用光储接近经济性区间 31部分经销商破产退出可能压制需求，降息将是重要催化 32投资建议 33风险提示 38图表目录图表1：PJM区域9M25电价涨幅拆分 5图表2：数据中心到2027年可能导致容量电价提升22-64美金/mwh 5图表3：美国HenryHub现货气价2025年同比涨幅58%，其中电力行业用气价格上涨37% 6图表4：美国本土发电用煤/气等热值比价 7图表5：PJM区域2009年以来最高负荷 8图表6：PJM区域26/27年最高负荷预测进一步上调 8图表7：美国分级电网投资建设情况与审批流程 9图表8：EIA预测美国电力需求有望走出十年电力增长停滞期 10图表9：ERCOT负荷接入电网预测 10图表10：美国联邦与州层面推出一揽子电网投资加速政策 10图表美国数据中心负荷审批与并网时间 图表12：美国制造业建造支出 图表13：2024不同区域电网服役时间 图表14：美洲电力公司电网资本支出规划保持高速增长 12图表15：美国电力市场划分与数据中心2024-2030年带动最高负荷增长地区分布 12图表16：不同电力市场2030年最高负荷增长幅度有所差异 12图表17：美国各电力市场负荷并网时间对比 14图表18：储能在AIDC中的职能 14图表19：美国小时级负荷曲线（2025年7月平均） 15图表20：数据中心柜内储能需求（平抑负载浪涌和功率高频波动） 15图表21：美国各机组利用率变化 15图表22：化石燃料机组利用率相比历史峰值仍有提升空间 15图表23：2024年美国各州气电发电占比 16图表24：储能相比燃机顶峰经济性 16图表25：气电主要增加在东岸队列，储能主要增加在西岸队列 16图表26：英伟达、AMD及各大CSP芯片出货量及对应功率 17图表27：美国EAAS需求匡算 17图表28：美国电源从并网请求到商业运营的时长 18图表29：2018-23年美国各区域/电源类型并网所需时间 18图表30：在满足99.9%供电可用性下，各容量燃机所需冗余比例 19图表31：Meta的SocratesSouth项目采用多种不同型号燃机 19图表32：xAIColossus1和Colossus2通过部署燃机绕过并网瓶颈 20图表33：xAI采用卡车部署的模块化轻燃 20图表34：各类气电解决方案性能，经济性，供应链宽裕程度以及排放性能对比 20图表35：截止2022年底美国各类型燃气发电装备占比 21图表36：主要气电机组类型的利用率水平 21图表37：GEV的航改发电机组系统 22图表38：GEV的LM2500 22图表39：在peaking模式下，航改的O&M有优势 22图表40：启停能耗航改有优势 22图表41：RICE组合电站 23图表42：RICE单机 23图表43：不同利用率水平下，往复式与航改的净效率比较 23图表44：不同利用率水平下，往复式与单循环燃气涡轮的净效率比较 23图表45：VoltaGrid往复式发动机模块化方案实物图 24图表46：响应速度方面，RICE较涡轮有优势 24图表47：SOFC结构 25图表48：欧洲整体可控裕度 26图表49：2024年月-2025年6月英国电网接入需求激增 26图表50：中东地区各国2024年在运数据中心数量 27图表51：2030年AI对GDP拉动效应预测 27图表52：美国电价与户用光伏收益率的变动关系（左轴：电价及成本；右轴：利率和IRR） 28图表53：加州户用光伏装机量走势 28图表54：NEM3.0进口电价vs出口电价对比 29图表55：美国典型家庭日均用电负荷曲线（32kWh/天） 29图表56：NEM2.0与NEM3.0下不同配置方案投资回收期对比（PG&E区域） 30图表57：8kW光伏+20kWh储能系统日均发电与自用分布（出口仅20%） 30图表58：美国居民端电价走势 32图表59：户用项目IRR与利率和平均电价敏感性测算 32图表60：海外电力变压器供需情况预测 33图表61：海外电力变压器Tier1市场供需情况预测 33图表62：2019-2025年美国不同类型得变压器需求变化 34图表63：美国电力变压器与升压变压器排队周期 34图表64：国内电力设备出口23年以来呈现加速态势，其中变压器增速最快 35图表65：国内变压器出口金额占比 35图表66：重点公司推荐一览表 35图表67：重点推荐公司最新观点 36AIDC如何推高美国电价MonitoringAnalytics9M2524美元/MWh66%2025批发电价总成本同比上43.7%24.1055.1879.28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（%，上涨.91美元/48.7%13.5%7.13美元/200.8%，反映出容量市场拍卖存在的竞争性问题；输电成本0.94美元/5.4%MonitoringAnalytics202722-64美元/MWh，可能导致当前电价接近翻倍（从9上涨到43美元M图表1PJM9M25电价涨幅拆分9M249M25总量占比（9M25）同比涨幅同比涨幅百分比涨幅贡献（9M25）USD/MWhUSD/MWhUSD/MWh能源成本32.748.661.30%15.9149%66%容量成本3.610.713.50%7.13200%30%输电成本17.418.323.10%0.945%4%总成本55.279.397.90%23.9843%MonitoringAnalytics2025，PJM图表2：数据中心到2027年可能导致容量电价提升22-64美金/mwh2027E有数据中心场景有数据中心场景C:无数据中心（不限价）（限价）场景预计总容量MW164,186164,186147,115数据中心容量MW17,07117,071BRA总收入mnUSD26,32516,4129,914单kW价格USD/kW-年16010067按每天4h折算USD/kWh0.1100.0680.046涨幅（与C比较）USD/kWh0.0640.022涨幅（与C比较）USD/MWh6422MonitoringAnalytics2026，PJM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（HenryHub）3.52美元/百万202432024年的亨利港天然气年均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，受月末至12月初极涡天气事件等因素5/2025年，随着美国液化天然气（LNG）出口产能提升，2025LNG22%。图表3：美国HenryHub现货气价2025年同比涨幅58%，其中电力行业用气价格上涨37%EIA(https:///todayinenergy/detail.php?id=66984)，(https:///todayinenergy/detail.php?id=66624)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EIASTEO2.42美元百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。2025Henryb天然气现货批发均价为2美元/百万英热单位（同比上涨%，其中2月HH价格达到5美元3美元/Wh美元35美元/MWh2025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1号机组，印第安纳州沃里克县.2组（装机容量7兆瓦，印第安纳州惠特菲尔德市沙弗发电站7号机组（装机容量兆瓦）与18号机组（装机容量423.5兆瓦）等。面对煤炭需求的复苏，EIA20254%（增幅低于煤电发电量的%IA同时预测6和7年美国煤炭产量将分别下降%和%32025125美元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（欧洲印度中国日本4大目的地占%IA26/274%/3%（由于煤矿自然衰减550074美元吨报价在美国可以煤气平价。1https://www.ei/outlooks/steo/report/elec_coal_renew.php2https://www.en/articles/fact-sheet-department-energy-ending-war-beautiful-clean-coal图表4：美国本土发电用煤/气等热值比价USD/mmBtu2021202220212022202320242025

煤 天然气7654321JanMarMayJulJanMarMayJulNovJanMarMayJulNovJanMarMayJulNovJanMarMayJulNovJanMarMayJulNovEIA容量电价上涨：数据中心是新增容量招标的主要来源MonitoringAnalytics202615Analysisofthe2027/2028RPMBaseResidualAuctionPJM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年度PJM13,018兆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,01兆瓦（现4,053兆瓦。2025年大型负载新增及现有大型负载增长（超出内嵌部分）总计3兆瓦，数据中心负载占比%（2兆瓦；7年增量规模达8（,018兆瓦，占绝对主导地位。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156,256154,095兆瓦。新增数据中心装机导致中标容量缺口扩大6/207年度RA中标容量较JM可靠性要求短缺7兆瓦（P，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IRMICAP短缺8,452.45.6%。图表5：PJM区域2009年以来最高负荷 图表6：PJM区域26/27年最高负荷预测一步上调MonitoringAnalytics2026，PJM MonitoringAnalytics2026，PJM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（FC、能源（O（IO行政层面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（-3年）到跨州高压输电（-5年，建设周期逐级抬升。图表7：美国分级电网投资建设情况与审批流程EIA，FERC，NREL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、（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：联邦政府/DOE：1）SpeedtoPowerInitiative2025AI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）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2（约为当前流程时间一半列表，如州级审批拖延，联邦可直接介入对应项目流程；3）TransmissionFacilitationProgramTransmissionAccelerationGrantsNeedsStudy指导优先项目识别，推动资源高效分配。FERC：1）Order2023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，1920强制要求州与区域能源部门制203）DOENIETC国家重点输电通道列表，FC在必要时可直接介入（kstopti，确保项目顺利落地。州层面：1）GridEnhancing立法浪潮（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h框架、PennsylvaniaSPEED扩展第三方审查等。2）TransmissionFacilitationProgram及TransmissionAccelerationGrants等融资工具支持多州协作与项目落实。拟议DndRibltyct于25TC列表限制，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。图表8：EIA预测美国电力需求有望走出年电力增长停滞期 图表9：ERCOT负荷接入电网预测（GW） （GW） 在运ERCOT审查中项目获批尚未提交申请规划研究获批2001501005002022202320242025E2026E2027E2028E2029E2030EEIA ERCOT图表10：美国联邦与州层面推出一揽子电网投资加速政策FERC，DOE，各州政府官网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BNEFDCByte数据，2006-20101.6年可以2020-20242.45年的建设准备时间。为20251023ChrisWrightFERC提出大型负荷并网改革提案（ceNcefrsdmkg，简称OR，主要内容包括：1）20MW的大型负荷（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；）支持大型负荷与配套发电机组直接互联；（或在0天内完成.s当前3年；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FC已正式将OE提交的OR（kt编号M-2026430日前完成相关细则制定。图表11：美国数据中心负荷审批与并网时间BNEF，DCByte2050-70EIA202470%60%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737315.3%、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。图表12：美国制造业建造支出 图表13：2024不同区域电网服役时间bnUSD 美国制造业建造支出3002010-012011-012012-012013-012014-012015-012010-012011-012012-012013-012014-012015-012016-012017-012018-012019-012020-012021-012022-012023-012024-012025-01IEA图表14：美洲电力公司电网资本支出规划保持高速增长注：AEP、Duke假设公司规划期间内以恒定增速增长估算，其他直接引自公司年度规划各公司官网 预测区域电网加速局部审批政策，数据中心聚集区电网扩容需求提升美国电力需求增长呈现区域分化，局部供需紧张与电网升级扩容压力进一步加剧。从批发侧电力市场结构看，美国按发电商是否参与市场竞价交易可分为两类：一是由独立系统运营商（ISO/RTO）PJM、ERCOT、CAISO、ISO-NE、NYISOMISOSPP，ISO/RTO用事业垂直一体化运营为主的非竞争性市场，主要分布于美国东南部SERC及西部非IOWst-IOJCOT和Wstn-IO因商业科技（PJM亚是全美最大的数据中心聚集地考虑数据中心、2024年+15.4%/16.7%/29.3%ERCOT图表15：美国电力市场划分与数据中心2024-2030年带动最高负荷增长地区分布 图表16：不同电力市场2030年最高负荷增长幅度有所差异（GW（GW）非数据中心最高负荷增量数据中心最高负荷增量2024年最高负荷2030/2024年最高负荷增长幅度（右轴）全美MISOISO-NENYISOPJMSERCSPPCAISOWestNon-CAISOERCOT0全美MISOISO-NENYISOPJMSERCSPPCAISOWestNon-CAISOERCOTFederalEnergyRegulatoryCommission，美国能源部 美国能源部

35%30%25%20%15%10%5%0%联邦政府通过政策层面系统性简化审批流程、加速电网建设背景下，各州及不同电力市场也在同步推进负荷接入的自适应机制。政策层面落地标志着以往漫长审批流程的范式正在发生改变，负荷快速并网正逐渐成为趋势，推动电网投资与扩容需求提升，以进一步匹配当地电力负荷的持续增长。具体而言：ERCOT（：边连接边管理模式提升灵活性负荷并网效率。ERCOT采用“cct--me（边连接边管理”并网机制，简化灵活性设施入网流程。根ERCOT管理要求，与传统模式需完成全部技术审查与验证后方可并网不同，灵活性负荷可在满足基础安全要求后先行接入电网，并在运行过程中通过后续调节与性能LBL2025QueueReport2024年，ERCOT的灵活性负荷入网时间比其他区域（CASIOPJM）40%以上。其经验被能源ANOPR引用为灵活入网流程的参考案例。（弗吉尼亚、宾夕法尼亚州等FPJM作为美国（CriticalIssueFastPath，CIFP）机制推动并网规则改革，为自带发电的负荷（包含负荷电源共址）或灵活性负荷创建并行或快速通道。目前大型科技公司、公用事业与消费者权益倡导者之间在成（Non-Capacityckdd，C但需为其设定明确的负荷削减或调度义务。PJM2026年初直接FERC提交并网改革方案，推动规则落地。CIO（加州：成本主要由大型负荷承担，降低电网扩容升级阻力。IO对所有20MW1亿美元不等。MI（MIO于年推出快速资源增补研究（xdtedsrceAdtintd，EA，旨在快速推进急需发电资源并网，以解决负载增长（如数据中心需求）和电网可靠性问题。该MISOERAS90天内获3-4ERAS202561215个项目。P（PP于5（CtnlHhImctreLdvceIL）与大型负荷发电评估（HILLGA）方案。其中，CHILLS90天内的快速互联评估，允许在输电系统升级完成前接入；作为交换，系统压力较大时负HILLGA90天内同步研究大型负荷及其配套（通常是同址或就近的2025年底，SPPCHILLS20264FERC图表17：美国各电力市场负荷并网时间对比LBNL储能可尖峰功率平滑（并网调峰/离网电源）+快速提供电网容量支撑储能通过并网调峰加速负荷并网，确保在电网扩容升级过程中供电可靠性。此外，随着数据中心建设加速，储能的应用场景也在持续拓展，新增备用电源、AIDC柜内外储能等新型需求。尖峰功率平滑（并网调峰离网电源：储能可通过并网或离网形式，适时充放电平滑电网负荷波动，尤其适用于新能源供电占比较高的区域电网（4小时储能可覆盖晚高峰需求。离网储能通常与燃机或光伏配套，作为离网主供电一部分。（200MW数据中心+200MW400MW节点。备用电源：储能与燃气轮机结合可替代传统UPS+柴油发电。储能瞬时响应负荷，覆盖燃机启动爬坡期，随后燃机稳定输出功率，实现几乎与快启动柴油发电机相当的响应速度，同时兼具燃机高效率与低排放优势。AIDC（其适用于训练型数据中心S增强越能力，可以为系统提供转动惯量，增强数据中心应对突发断电能力。图表18：储能在AIDC中的职能英伟达800V方案/blog/building-the-800-vdc-ecosystem-for-efficient-scalable-ai-factories，华泰研究图表19：美国小时级负荷曲线（2025年7月平均） 图表20：数据中心柜内储能需求（平抑负浪涌和功率高频波动）负荷（GW）60000 2 4 6 8 10 12 14 16 18 20 22EIA SemiAnalysis储能合理调配化石能源冗余和风光并发性出力，本质上实现对现有发电体系等效扩容。美国基荷电源中燃气与燃煤机组的平均利用率较低：一方面白天光伏出力抬升，气煤机组被动让路；另一方面煤电启停灵活性弱于燃机，启停成本高、响应慢，调峰能力有限，且在机组老化与碳排约束趋严背景下，近年来持续退役。风光等可再生能源虽实现名义装机扩张（截至4年风光合计已占美国总装机容量的.4%，但其对稳定出力和尖峰负荷支撑贡献不足。电化学储能通过充分利用风光并发弃电量、化石能源冗余机组电量，放大存量电源的时间利用率，实质性提升现有电力系统的有效供给能力。正如马斯克所言，如果AI用电需求3。图表21：美国各机组利用率变化 图表22：化石燃料机组利用率相比历史峰仍有提升空间Capacity 煤电 石油

9M2025机组利用率9M2025机组利用率煤电利用率历史峰值Factor

天然气（联合循环） 核电水电 光伏

90%100%90%80%70%60%50%40%30%20%10%2008200920082009201020112012201320142015201620172018201920202021202220232024

风电 电池储能

80%70%60%50%40%30%20%10%煤水风光电石电煤水风光电石电电电伏池油储能CCGT核 （CCGT电 天然气）EIA EIA电化学储能作为顶峰电源经济性与系统适配性亦逐步确立。美国天然气资源丰富、气电长202510WolfeResearch会议上指出，当前已部署的4小时电化学储能项目，按单位容量的平准化容量成本测算，在美国七个主要区域美元/kW/15-22美元/kW/月。区域层面看，美国东部气电发电占比较高，新增顶峰资源仍以气电为主；而西部新能源渗透率更高、数据中心高增（如德州和加州）调峰与灵活性需求更强，储能成为并网排队中的主要增量。3/elonmusk/status/1976538507381227600?referrer=grok-com图表23：2024年美国各州气电发电占比 图表24：储能相比燃机顶峰经济性（2025,（2025,$/KW-mo）4h储能调峰燃机20151050West

Midwest

Great

Southeast

Mid-Atlantic

West(Colorado)

(Indiana)

(Oklahoma)(Louisiana)

(Georgia)

(Arizona)Ember，EIA NEEWolfredConferenceppt图表25：气电主要增加在东岸队列，储能主要增加在西岸队列LBL（2025QueueReport）I数据中心快速通电将部分成本内化尽管相比接入电网由重燃供电、自备供电需要牺牲一定的经济性与可靠性，但我们认为EAASAIDCCoWoS产2026/27AIDC30/41GW，2030年新增可达79GW29/3028GW1.5x42GWEnergyasa（包SOFC和储能2027-203029~45GW/AIDCEAASxAI的混合模式为主流，中小燃气涡轮具备经济性优势，SOFC胜在排放最低，往复式内燃机则具备供应链弹性，同时辅以自建储能和中低压配网将具备快速通电能力。030年前ES具备945W/年需求潜力美国：AIAIDC装机需求弹性。CoWoS产能完全释放的假设，预测N卡+A卡+各大CSP的TPU2025/26/27年出货功率（TDP口径）或达10/20/28GWPUE以及芯片机柜功率占比等假设，2025/26/27AIDC79GW29/3028GW1.5x约42GW气电，我们推算EAAS（包括各类中小燃机、SOFC）和储能的需求保持在29~45GW/年，有机会作为长期补位方式，获得持续的订单。图表26：英伟达、及各大CSP芯片货量及对应功率 图表27：美国需求匡算【按新增量分析】美国电力供需平衡表CY26ECY27ECY28ECY29ECY30E需求变动GW【按新增量分析】美国电力供需平衡表CY26ECY27ECY28ECY29ECY30E需求变动GW34.244.963.975.182.7各大CSP各大CSP出货TPU功率芯片出货量22,49821,00318,34119,314.912,5384.07,5536.040.01.91.329.80.5yoy87yoy87354719115.3非数据中心负荷GW4.04.04.04.04.015,000供给变动（有效）GW5.210.526.238.638.1供给变动（名义）GW53.072.369.272.369.14030201002025E 2026E 2027E 2028E 2029E

25,00020,00010,0005,0000

数据中心新增装机 GW 30.2 40.9 59.9 71.1 78.7气电GW2.08.127.642.042.0美国气电招标GW40.040.0其中：重燃GW28.028.0其中：中小燃（计入EAAS）GW12.012.0煤电GW0.00.00.00.00.0核电GW0.01.01.01.01.0地面光伏GW37.441.6风电GW3.20.0EAAS和储能需求GW2934383745公司公告 预测 EIA，各燃机厂公告 预测EAAS方案解决数据中心对“快”的诉求AI数据中心并网与时间赛跑，带动“BringYourOwnEnergy”离网需求。不同于过去依赖大型基荷电源支撑电网负荷、调峰电网支撑峰值的传统打法，在电网容量不足、扩容缓慢的今天，部署速度无法追赶AI发展需求，主要系一方面重燃的交付通常需要数年时间，而当前交付周期正处于历史最高水平；另一方面从并网请求到商业运营的时长，对大多数电源而言现已延至五年。从案例出发，我们可以看到当前Energy-as-a-Service的努力。包括各类型发电设备的混合使用，租赁、循环利用桥接电源、航改等设备来源的挖掘等。图表28：美国电源从并网请求到商业运营时长 图表29：2018-23年美国各区域电源类型并网所需时间LBNL LBNL数据中心引入“自备电”加快并网速度，一种方式是完全建设离网供电系统，另一种则是阶段供电模式，我们认为后者的灵活性仍有挖掘空间。阶梯供电模式即接入电网容量逐年100MW10MW30-40MW100MW。xAI是16MW模式也创造了“桥接电源”模式，即开发商通过使用轻燃机组来提供短期离网供电能力，待大型联合循环燃气轮机投入运营后，再将其转为备用xAISolarisEnergyVoltaGrid的长途卡车运输移动燃机加速交付，仅需数周即可完成部署。冗余管理和配储能保障EAAS的供电质量离网数据中心匹配电网稳定性引入冗余需求。对标电网供电能力，离网供电方案不仅需要考虑电能，即匹配负荷需求的供给，也需要考虑匹配电网的电能质量和可靠性，前者引入对电压和频率管理的需求，而后者则需要增加冗余电源以保障对标电网的99.9%供电可用性。同时，多层冗余备电也和保险费用直接挂钩，如果冗余不足会导致保险公司的拒保。因此不管是从风险还是经济性考虑，电力冗余都是绕不开的话题。N+1N+1+1N+1配置能在一台发电机意外停机时仍维持全额发N+1+1N+1+1Semianalysis200MW23+310MW燃2380%200MW1台设备2282%3台设备则用于维护或冷备份。930MW795%最佳效率负载运行以实现200MW的电力供给，若一台燃机故障则启动第八台燃机，第九台燃机作为维护备用。冗余管理不是简单数字游戏虽然装机容量更大的重燃设备效率更高，但是其孤岛式系统和过大的单位装机也导致若作为冗余电源或产生更高的电力Meta和WilliamsTheSocratesSouth260MW的工业燃机（3*23MWSolarTitan250IGTs+9*16.5MWSolarTitan1303*14.3MWSiemensSGT-400W往复式发动机（5台TCE，其中工业燃机支撑W冗余比例>100%600-1000mw>50%40-100mw15%-25%30-60mw10%-20%3-5MW图表30：在满足99.9%供电可用性下，各容量燃机所需冗余比例 图表31：冗余比例>100%600-1000mw>50%40-100mw15%-25%30-60mw10%-20%3-5MW120%100%80%60%40%20%0%往复式 航改燃机 单循环燃机 联合循环燃机SemianalysisEAASreport SemianalysisEAASreport直连电源项目配储，有利于缓解可靠性忧虑。对于光储离网而言，储能是实现稳定供电的20259求为王的时代》报告所述，光储超配模式下能够做到接近火电的供电可利用率。对于气电离网而言，储能是兼具可靠性补短板，以及满足供电质量的选择。以MetaEngie的Prometheus项目为例4，现场天然气发电、结合电池储能、400MW光伏，形成微电网。混合方案是主流，基于设备供应链能力的实事求是xAI是混合模式的代表，考虑供应链可获取性以及项目发展不同阶段电网的支撑能力，Colossus集群在3个不同阶段采取了不同的EAAS供电组合模式：初期阶段（4年-5年上半年：为快速突破电网供电瓶颈，保障ss集群的高效落地，xAI35SolarTurbinesVoltagrid420-460MW90%的核心负荷需求。此套应急供电方案有效桥接了公共电网的扩容缺口，支撑Colossus1020万+GPU的快速扩容，项目建设速度获市场誉（20255-7月移除约半数移动天然气涡轮机（该部分设备依托<365天临时豁免许可投入使用15台涡轮机获得ShelbyCountyHealthDepartment（2027年1月（T（R）等减排设备，功能定位从核心供电转为备份/补充供电。年末状态（5年2月：第二变电站于当年秋季建成投运，移动燃机全面转向备份供电核心角色。与此同时，xAI在密西西比州索瑟文（Southaven）推进的Colossus27-59台移动天然气涡轮机（部分已投入运行W合数百台特斯拉大型储能电池组Megapacks，承担稳定性保障及备用供电功能）与小型太阳能农场（5年1月启动规划，构建形成“储能（）+燃气+光伏”的混合微电网架构，实现多元能源协同供给。4https://heatmap.news/sparks/meta-prometheus-hyperion-gas图表32：xAIColossus1和Colossus2通过部署燃机绕过并网瓶颈 图表33：采用卡车部署的模块化轻燃SemianalysisEAASreport SemianalysisEAASreportCrusoeEnergyAbileneSOFC作为补充5。Crusoe的Wyoming1.8GWBloomEnergy900MWSOFCAbilene的项目6，202412GEV10LM2500XPRESS（每台约5W，5年6月又订购了第二批9台00XESS。到5年2月CrusoeBoomSupersonic2942超音速航空发动机改装涡轮发电机，1.21GW。各类型中小天然气发电装备是EAAS解法的核心AS3（）小型燃气涡轮发电机（5-50MW的工业涡轮发电机，30-60MW的航改涡轮发电机，-0W的小型燃气轮机（（-W的高速-W的中速（）OF（单元容量W。中小燃气涡轮具备经济性优势，OFC胜在排放最低，往复式内燃机则具备供应链弹性，同时辅以自建储能和中低压配网将具备快速通电能力。图表34：各类气电解决方案性能，经济性，供应链宽裕程度以及排放性能对比单体功率满功率速率占地发电效率综合经济性排放合规性供应链弹性MW分钟MW/acreH级联合 轮机600-100-6020-3050-60124小型联合循环燃气涡轮机40-10030-6020-3040-55233航改燃气涡轮机30-601030-5035-40333工业燃气涡轮机5-5020-3020-4035-40233中速往复式内燃机7-205-108-1540-50441高速往复式内燃机3-55-105-1040-50441燃料电池SOFC0.325基荷能力30-10050-55312注：排序以1为最佳，依次递减SemianalysisEAASreport5/chroniclejournal/article/marketminute-2025-9-30-bloom-energn6https://www.crusoe.ai/resources/blog/an-inside-look-at-the-abilene-ai-data-center?referrer=grok.comEAAS首先争取中小燃气轮机资源，成本相对有优势联合循环燃气轮机是基荷电源的绝对主力，10-20个百分点效率优势是关键。截止有数据2022是单循环燃%（多数是历史较久的装机%3年的4W6W6W，142MW，燃气蒸汽轮机无新增。单循环燃气轮机相比燃气内燃机功率更大，成为网内调峰电源主力机型。燃气轮机相比燃气内燃机减少了活塞环节，减轻了重量；同时由于增压能力更强，实现单机更大功率输出。图表35：截止2022年底美国各类型燃气电装备占比 图表36：主要气电机组类型的利用率水平EIAhttps:///todayinenergy/detail.php?id=61444，华泰研究

注：CCGT（联合循环燃气轮机），SCGT（单循环燃气轮机），ST（燃气蒸汽轮机），ICE（燃气内燃机）EIAhttps:///todayinenergy/detail.php?id=61444，华泰研究网内调峰用的燃气蒸汽涡轮机（SteamTurbine7）主要优势是更高的持续运行可靠性，减少维护中断。燃气蒸汽涡轮机工作原理是将蒸汽的能量转化为机械能。通过加热水产生的蒸汽，会流经安装在转轴上的一系列叶片并膨胀做功，从而带动转轴旋转。该旋转运动可用于驱动发电机或其他机械设备。航改在燃气轮机中相对轻便灵活，尽管造价较工业燃机高也仍然成为EAAS组合之一（aero-derivativegasturbine/engine）基础，通过适应性改型，用于地面发电、舰船推进、管线压缩、工业驱动等非航空领域的（压气机+燃烧室+高压涡轮/改造动力涡轮与传动、控制系统，将喷气推力转换为轴功率输出。GE的航改50年时间83000LM2500，LM2500XPRESS，LM6000TM2500。EAAS应用航改机的优点包括：rotorrotor开始启动，启停阶段相对节能；30%。高可利用率。1年只需要维护一次（每0小时，如果作为kr，前0年无需离线维护（femce。而高速E每年需要多次维护。更少的润滑油用量（m/MW,往复式机组是航改的x。W机组每年节100润滑是开放式的，损失多。7/latest-articles/turbine-efficiency/8https:///gas-power/resources/education/aeroderivative-vs-reciprocating-engines图表37：GEV的航改发电机组系统 图表38：GEV的LM2500GEV官网https:///gas-power/products/gas-turbines/lm2500，华泰研究

GEV官网https:///gas-power/products/gas-turbines/lm2500，华泰研究图表39：在peaking模式下，航改的O&M有优势 图表40：启停能耗航改有优势https:///gas/comparing-aeroderivatives-and-reciprocating-engines-for-fluctuating-power-demand/

https:///gas/comparing-aeroderivatives-and-reciprocating-engines-for-fluctuating-power-demand/RICE的灵活性与环境适应性更强，产能相对宽裕（是通过活塞往复运动将燃料燃烧产生的压力转化为旋转动能的热机，14米。RICE可以分为高速和中1500转/3-5MW转/7-20MWRICE，且通常维护成本较低。（-W多台机组的方式来实现调节，同时保持在线机组尽可能满发，以获得更高效率。RICETurbine对于气压敏感。与此同时，RICE对于机组所处海拔敏感度低，高海拔地区空气密度低影响不大（因为有2级turb-n，但turbe对于高海拔的稀薄空气敏感。E5摄氏度以上仍能保持IO（基于2级turb-cr，而turbe在5摄氏度附近标定。图表41：RICE组合电站 图表42：RICE单机INNIOGroup官网（https:///en/energy-solutions/gas-engine-and-gas-turbine-technologies/）

BergenRICE标牌热效率基于"峰值"工50%时，实际效率会显著下降。我们需RICE40%-50%50%35%~40%有优势，基本打平小型联合循环燃机，即便是作为阶梯供电早期阶段的主力电源也具备经50%80%运行时，RICE效率优于涡轮机，更适合冗余场景。图表43：不同利用率水平下，往复式与航的净效率比较 图表44：不同利用率水平下，往复式与单环燃气涡轮的净效率比较瓦锡兰官网（https:///energy/learn-more/technology-comparison-engines-vs-aeros/part-load-efficiency）

INNIOGroup官网（https:///en/energy-solutions/gas-engine-and-gas-turbine-technologies/）往复式燃机具备极快的爬坡速度05~1045秒，因此其可以同步10分钟的冷启动达到满负荷运行爬坡速率也一定程度可以充当备用发电机，但灵活性和爬坡速率上弱于往复式燃机，且与需20~60分钟爬坡的大型燃机例如工业燃机和联合循环燃机拉开差距。Stargate系列数据ShackelfordCountyFrontier210台Jenbacher公73台从投运之初就作为应急备用。自建“离网”2026年就投入运行。未来寻求接入德州电网之后增加可再生能源使用，往复式内燃机也将进一步转为备用。9https://www./energy/learn-more/technology-comparison-engines-vs-aeros/part-load-efficiency10https://www.co/news/oracle-and-openai-to-power-new-texas-data-center-off-the-grid图表45：VoltaGrid往复式发动机模块化案实物图 图表46：响应速度方面，RICE较涡轮有优势 VoltaGrid INNIOGroup官网（https:///en/energy-solutions/gas-engine-and-gas-turbine-technologies/）RICERICE与柴发均属于活塞技术路线，在供给侧大部分高速RICE厂商也提供柴发设备，包括Jcr，CT（也做主电源，所以部件和后服务收益大，mms（只做备电）以及MTURICE主要制造商包括瓦锡兰、BergenEverllence，同时覆盖船用发动机2025Q3CFOArjenBerends强调工厂瓶颈通常在测试产能(testgcct)GlMktInsts2025RICE60-80GWRICE15-20GW2倍多，供应相对充足。11/article/4827571-wartsila-oyj-abp-wrtby-q3-pre-silent-call-with-cfo-arjen-berends-transcriptSOFC排放指标有优势不同于传统气电，燃料电池没有燃烧过程，因此清洁属性领先，且转换效率也位于气电第一梯队。燃料电池通过电化学反应将氧气还原成氧化物离子，使其流经陶瓷电解质。在燃料电池的另一端，这些离子与从天然气（甲烷）中剥离出的氢原子结合。这一结合过程释放出水、二氧化碳和电力，因此不会产生空气污染，进而在环保署的审批流程更快更顺利65kW325kW的发电机。图表47：SOFC结构BloomEnergyOFC优势在于极快的交付速度（4月，或为同时解决电网容量和燃机短缺的最优解。接入天然气管网相比接入电网更加容易，是当前较为适配数据中心需求的解法。SOFC建设速度快，BloomEnergy已获得多个数据中心订单，但仍需扩产以满足需求。订单方面，4年1月与EP签订W框架订单（初期已下单W；25年7Oracle合作，为其在美国多个数据中心部署燃料电池；202510BFCPower申900MWBE燃料电池；202510Brookfield50亿美元框架合作协议，产能方面公司也将予以匹配。电价上涨驱动商业模式调整，户用光储有望复苏我们认为美国电价上涨还将驱动商业模式调整，其中3种路径包括：向欧洲中东分流数据中心（我们基于电网裕度估算W/年；以比特币矿场为代表的工业需求侧响应（5~18GW供电能力的腾挪空间；2020-20236退坡NEM3.0AI2021初上涨%9AI用电的挤出效应叠加降息催化，美国户用光储需求有望复苏。欧洲、中东或可分流部署8-10GW/年数据中心欧盟设立5-720%底线测算还有33GW6-7GW。欧盟委员会于5年4I大陆行动计划（Itntctnln架内目标为在5到724年欧盟装机量203036GW3~4GW前欧洲%的可控裕度，如果我们以%作为安全底线（6-8年的低点水平W5年年化-W。图表48：欧洲整体可控裕度 图表49：2024年11月-2025年6月英国电网接入需求激增2024年112024年11月2025年6月97242917100806040200输电 配电Ember，ENTSO，EI Ofgem2-3GW。沙特阿拉伯数据和人20301.9GW2034年将这6.6GW5GW。PWC20251GW3.3GW。美国扶持中东数据中心建设，希望松绑能源桎梏。20255月解除了拜登AMD等企业同沙特国资背景的企业Humain2025-2030年期间向Humain18000Blackwell(GB300)Humain100亿美元合作。Humain计划与亚马逊、AMD、xAIGlobalAI等公司合作，建设多个GW20252027AI芯片。TDP1400W，我们测算若沙特每年5060%1.2GWIT1.4GW6国约%人口（沙特、阿联酋、科威特、卡塔尔、阿曼、巴林，粗略估算中东数据中心2-3GW/年。20240.050.06美元。但是结构上，当前中东低电价是以高比例油气、高额度补贴来实现的，随着数据中心带动用电需求，保持具备经济性的电价需要进一步扩容可再生能源项目。当地政府正在协调电力和数据中心项目的规划，例如阿联酋Masdar1GW不间断可再生能源项目1227年投产。图表50：中东地区各国2024年在运数据中心数量 图表51：2030年对GDP拉动效应预测座59615259615227161820138811156221160 50 40 30 205%100%

26.0%

中东经济体 非中东UAEOmanSaudiUAEOmanSaudiCyprusIraqIsraelPakistanIranJordanBahrainKuwaitQatarLibyaAfghanistanLebanonPalestine国 DataCenterMap PWC

沙 南 亚 北 埃 拉14.5%13.6%12.4%11.5%10.2%10.0%8.2%14.5%13.6%12.4%11.5%10.2%10.0%8.2%7.7%5.0%GCC4UAE拉 展 洲伯 中国家以比特币矿场为代表的工业需求侧响应是平抑电价涨幅的泄压阀20244月再次区块奖励减半后单位算力收益下行，2025心跳过电网接入排队、获得电力供应的捷径。商业模式包括直接出售电源点，或出租电源接入端口与用电权力。美国能源信息署（EIA）基于剑桥CBECI模型估算，2023年与比特币挖矿相关的美国用电量在约51W.6.%E的全球算力和功率估算，2024年初全球比特币挖矿的持续功率需求中位数约19GW，上9.1–44GW38%GW区间132AI提供的电源3~17GW2025年尚未有规模化的工业负荷因电EIASTEO2022年的高电价周期，当时由于俄乌冲突导致的全球能源危机，2022202116%83美元/MWh，MiddleAtlantic、SouthAtlanticE.S.Central20%，新英格150美元/MWh水平。多个大型工业企业因电力成本上涨而缩减运营（因为电力成本占生产成本的约%CenturyAluminumHawesville厂14，位于肯塔基州，20226月该厂完全转入闲置，公司归因于电力成本上涨三倍使运营不可持续。Magnitude7MetalsNewMadrid高电价成本。12https://masdar.ae/en/news/newsroom/uae-president-witnesses-launch-of-worlds-first-24-7-solar-pv-battery-storage13https://www.ei/todayinenergy/detail.php?id=6136414/the-challenge-of-building-a-new-plant-paying-the-electric-bill/15https://www.ca/articles/clean-industry/why-a-shrinking-us-aluminum-industry-is-tricky-news-for-clean-energy电价外溢过程户用光储有潜力我们回溯上一轮加州户用光储需求高增长的2020-2023NEM2.0政策电价兜底支持、ITC6年。AI202140%~65%，加州户用光9AI降息催化，美国户用光储需求有望复苏。上一轮加州户用光储爆发，对应回报率约为16%，静态回收期约6年20162024年，美国户用光储行业的收益水平与市场需求呈现显著的阶段性特征，美国整体市场与加州市场因政策支持、电价波动等核心因素差异，呈现出明显的分化态势。2016-2021IRR多处于负值区间，项目收益不足的问题较为突出。2022-2023年，伴随电价的快速上行，美国整体户用光储IRR由负转正。62016-2023年间，依托NEM2.0政策的补贴红利，当地户用光储IRR显著高于无补贴场景下的收益水平。2021-2022IRR20206.5%大幅攀升至2年的（隐含静态回收期约6年4月，NEM3.0NEM2.02023年起，NEM3.0IRR13.5%2024年高利率环境与高通胀推升的人力成本多重因素叠加下，加州户用光储IRR进一步降至。图表52：美国电价与户用光伏收益率的变动关系（左轴：电价及成本；右轴：利率和IRR） 图表53：加州户用光伏装机量走势ts/kWh全美平均电价夏威夷州平均电价ts/kWh全美平均电价夏威夷州平均电价平均装机成本（美元/W）加州平均电价基准利率IRR加州IRR（未补贴夏威夷州IRR加州IRR（考虑NEM2.0）0

201620172018201920202021202220232024

60%40%20%0%-20%EIAhttps:///electricity/data/browser/#/topic/7?agg=0,1&geo=000000000004&endsec=o&freq=A&start=2001&end=2024&ctype=linechart<ype=pin&rtype=s&pin=&rse=0&maptype=0

泰研究

加州政府官网/state-solar-policy/california-solar/，华NEM2.0到NEM3.0，户用商业模式变革，储能成为刚需加州的净电量计量(NetEnergyMetering,NEM)政策是驱动美国户用光伏市场发展的核心2016NEM2.0（约0美分W:1度电送入电网，夜间可从电网“取回”等值1度电的抵扣额度。这一机制让户用光伏即便不配储能，也能实现显著的经济性：系统所发电量无论何时使用、是否并网，都能按零售电价计入节省。2023415SolarBilling对补偿机制进行了根本性重构。新政策将余电补偿从零售电价模式调整为“避免成本计算法”(AvoidedCostCalculator)75%30美分/kWh5-8美分/kWh要求用户强制进入特定的分时电价(TOU)计划，该计划下高峰时段（59点）40-60美分/kWh，远高于白天光伏发电时段。这一“高买低卖”NEM2.04-68-10年。图表54：NEM3.0进口电价vs出口电价对比CPUCNEM3.0的政策导向本质上是推动户用光伏从“发电并网套利”模式向“自发自用+峰谷套利”模式转变，储能由此从“可选配件”变为“刚需装备”。具体来看：NEM3.040-60美分/kWh的高峰图表55：美国典型家庭日均用电负荷曲线（32kWh/天）enact（光伏发电高峰TOU至可高达5美元W（如夏季傍晚高峰，这为精准的能源管理策略提供了额外收益空间。PG&ENEM3.0环境下，光储一体系统的投资7-88-10图表56：NEM2.0与NEM3.0下不同配置方案投资回收期对比（PG&E区域）enact基于当前市场实践与经济性优化测算，户用光储系统的储能配置遵循以下原则：功率配比维度：行业普遍推荐储能容量（kWh）为光伏装机功率（kW）2倍左15-20kWh4-5小时高峰用电时段。Powerwall3、EnphaseIQ5P等头部电池厂商均将此作为标准配置建议。50%-70%。美国典型家庭日均用电约-W，其中约%的用电发生在非光伏发电时段（傍晚至夜间，对应约20-23kWh的储能需求。考虑到放电深度(DoD)通常为80%，实际配置容量应为25-28kWh。EnactIOU12,000kWh/年的典型家庭用电场景下，8kW20kWh储能（10kWh）NEM3.0下仅增加3（从%提升至约%当前环境下的经济性最优配比。图表57：8kW光伏+20kWh储能系统日均发电与自用分布（出口仅20%）enactNEM3.0的实施对加州户用市场产生了显著的结构性影响。一方面，2023年底加州太阳能17,00020232024460-90%一转型表明，市场正在快速适应新的政策框架，光储一体化已成为加州户用光伏的“新常值得注意的是，NEM2.020NEM2.0用户加装储能不会丧失原有政策待遇，这为早期用户提供了在不改变计费模式的前提下增强系统性能的选项。2025年居民电价较2021年初上涨40%~65%，加州户用光储接近经济性区间2021年初期，全美居民平均电价为12.62cents/Kwh，此后保持上涨态势，2025年12月17.02cents/Kwh，20261217.68cents/Kwh202140%202518.08cents/Kwh，2026年全年最高平均电18.64cents/Kwh202130%29.54cents/Kwh26.76cents/Kwh23.84cents/Kwh，26年预期30.61cents/Kwh27.28cents/Kwh24.77202140%-65%cents/Kwh。NEM2.0政策框架下，户用光伏项目即使不配套储能，也可依托并网电力按零售电NEM3.0IRR测算EIA2022年美国家庭用电量的统10,649kWh，17887kWh29kWh610cents/Kwh计算，年新增电费开支1,0652900美金/年2.5美金光伏、1美金/wh储能，以及5KW/15KWhCAPEX2.79.355%20226年水平。参考前文数据中心对于容量电价的推动可能造成当前电价再翻倍，我们认为户用光储商业模式具备复苏机会。16/blog/what-is-nem-3-0-california-solar-guide/17https://www.ei/tools/faqs/faq.php?id=97&t=3图表58：美国居民端电价走势 W.N.CentralMountainS.AtlanticE.S.CentralW.S.CentralPacificCentsperKilowatthour UnitedStates W.N.CentralMountainS.AtlanticE.S.CentralW.S.CentralPacific30252015105Jan-21Jan-21May-21Sep-21Nov-21Jan-22May-22Sep-22Nov-22Jan-23May-23Sep-23Nov-23Jan-24May-24Sep-24Nov-24Jan-25May-25Sep-25Nov-25Jan-26May-26Nov-26EIA部分经销商破产退出可能压制需求，降息将是重要催化2023-2025开发商及融资提供商集中破产或关闭。2024-2025年是集中破产期，包括SunPower（8tanSror.6noaErg（0.6MscIn（0.neGteeebs（.，krg、ocs等也在此期间陆续关闭。高利率叠加需求疲软、贷款违约等多重压力，共同引发此次危机。美国户用光储企业的融资利nva6orMsc等已无新债发行。而未破产重组企业面临较高利率。从敏感性分析结果可以看到融资利率IRR10.180.17元/kWh5%2%IRR2.47%0.570.21元/kWh区5%2%时，IRR6.55%7.18%0.63个百分点左右。图表59：户用项目IRR与利率和平均电价敏感性测算平均电价与基准平均电价$/kWh利率敏感性测算1基准利率0.020.020.030.030.040.040.050.05-1.85%-1.93%-2.00%-2.08%-2.15%-2.23%-2.30%-2.38%-0.51%-0.59%-0.67%-0.75%-0.83%-0.90%-0.98%-1.06%0.74%0.65%0.57%0.50%0.42%0.34%0.26%0.18%1.92%1.83%1.75%1.67%1.59%1.51%1.43%1.35%3.04%2.96%2.88%2.79%2.71%2.63%2.55%2.47%4.13%4.04%3.96%3.87%3.79%3.70%3.62%3.54%5.17%5.09%5.00%4.91%4.83%4.74%4.66%6.19%6.10%6.01%5.92%5.83%5.75%5.66%5.58%7.18%7.09%7.00%6.91%6.82%6.73%6.64%4.57%6.55%华泰研究投资建议我们认为2026年美国AI供电将在2条路径同步推进：CCGT并网以实现规模化降本，是兼2025FERC年相关项目有望加速落地，形成订单。在重燃无法覆盖的缺口中，AIDCEAAS复式内燃机则具备供应链弹性，中低压配网也将由数据中心企业自行投资建设。IDC在并网侧承担CPE35/10kV及以下的网架结构，而忽视了数据中心对于主网设备的刚性需求。当前一方面，由于北美电网基建不足，低电压等级容量接口十分有限，数据中心面临明显的并网困难问题；另一方面，伴随数据中心规模不断提升，用电需求与功率大幅跃升，亦需要接入更高的电压等级网络。所以当前数据中心对于主网设备的需求同样成为刚需，而数据中心规模的高速增长，进一步挤占了传统领域高压设备本就不足的供给资源。我们认为相比于北美传统电网市场，数据中心领域存在供给格局重塑的可能，国内企业当前迎来突破北美市场的历史性01的历史性突破，我们认为后续有望加速向北美市场迈进。图表60：海外电力变压器供需情况预测 图表61：海外电力变压器Tier1市场供需情况预测亿kVA海外整体供给海外整体需求海外整体供给海外整体需求供给-需求2520151050

2023 2024 2025E 2026E 2027E

亿kVA海外Tier1海外Tier1市场供给 海外Tier1市场需求(欧,美） 供给-需求121086420(2)(4)

2024 2025E 2026E 2027ERystadEnergy，GlobalMarketInsight 预测 注：Tier1供应商统计口径包括；MitsubishiElectric、BaodingTianweiBaobianElectricBTW)、GEVernova、Toshiba、HyundaiElectric、HitachiEnergy、HyosungHeavyIndustriesSGB-SMITGroupSiemensEnergyTeblanElectricApparatus(TBEA)WilsonTransformersEnergypacEngineeringWEGElectricElpromHeavyindustries、PTTransformersRystadEnergy，GlobalMarketInsight 预测中国已构建全球最完整的电力基建体系，形成技术、规模、成本的立体竞争力，中国电力产业链正迎来“全球产能输出”的黄金时期。中国可再生能源产业链规模全球最大，风光锂电技术全球领先；在火电领域，从清洁化水平到高效机组规模，再到灵活性改造能力，火电技术领跑全球；在电网领域，中国建成的特高压输电网络在电压等级、输电距离和技术先进性方面均居世界第一。产能方面，中国具备相对充裕的产能配套设施与快速的产能响应能力,而像高压变压器等电网设备，虽然当前国内产能利用率同样较高，但不同于海外有明显的上游材料与熟练劳工的产能瓶颈，国内产能响应能力明显更加迅速。在海外紧缺的窗口期之下，中国企业有望凭借技术、产能与成本优势实现以电力为载体的制造业大规模输出。海外头部供应商扩产进程缓慢，阶段性与区域性错配短期难以缓解。海外头部供应商扩产Tier1动力的短缺是无法扩大产量的关键原因。供需阶段性与区域性的错配之下，变压器的等待22Q18025Q212822Q140+25Q2143周，缺口持续放大且具备强持续性。图表62：2019-2025年美国不同类型得变压器需求变化 图表63：美国电力变压器与升压变压器排周期30%39%30%39%77%91%116%274%250%200%150%100%50%0%升 电压 力变 变压 压器 器

变 三 单 电 相 相 站 配 配 电 电 变 变 压 压器 器

周1600

PowerTransformersPowerTransformers GenerationStepUpTransformers22Q122Q222Q322Q423Q123Q223Q323Q425Q125Q2Woodmac WoodmacTier1市场的需求集中度明显高于供给集中度，同时紧缺具备强持续性。我们预计海外市场的名义产能均略高于需求，但考虑从制造商到客户端各环Tier1供应商产能无法满足20249.86.720%Tier1产能<Tier1市场需求，意味着假Tier1Tier1Tier1需求市场机会。我们25-27Tier1249.8为基数，25-2710%11.7。图表64：国内电力设备出口23年以来呈现加速态势，其中变压器增速最快 图表65：国内变压器出口金额占比3000

2020 2021 2022 2023 202410M24

金额元变压器出口金额元变压器出口金额