📌北美电力基建简介题材新闻：

题材介绍：

1、 数据中心拉动美国用电量再次上行

1.1、美国用电量将再次呈现上行趋势

根据美国能源信息署数据，2005年至2020年美国用电量需求整体呈现出相对平稳的趋势。与之鲜明对比的是，预计2020年至2026年，美国总用电量需求复合增速将达到1.7%。EIA预计，2025年、2026年总用电量仍将增长，其重要的增长动力来自于工商业侧（包括数据中心）、工业侧（包括制造业）。



1.2、工商业/工业侧成为主要驱动领域

从各领域用电量占比来看，工商业、用户侧占比相对稍高，工业侧相对略少。2024年美国总用电量为4097 TWh，同比增长约2%。其中工商业、用户侧占比分别为35%、36%；工业侧占比25%。



根据EIA预测，2026年美国总用电量将达到4305TWh，2020至2026年复合增速在1.7%左右。其中，工商业、工业侧用电量需求增速分别为2.6%、2.1%，成为主要的增量驱动领域，尤其是工商业，数据中心带来的用电需求增量强劲。



2、 美国数据中心电力容量需求较大

我们基于主要厂商芯片出货测算2025-2028年美国AI需求带来的电力容量需求分别为19、31、47、67GW，三年CAGR约为42.4%。其中对于英伟达芯片出货量，考虑60%供美国本土，而其他厂商则考虑100%供美国本土。



3、 美国电力装机容量告急，光储、SOFC是目前可行的解决方案

根据北美电力可靠性公司（NERC）数据，2011-2024年美国电力负荷增长平缓，以夏季峰值负荷来看，历年均保持在770GW左右，但2024年美国峰值电力负荷较2023年增长较为明显，从761GW增长到799.8GW，电力负荷增长较快的地区主要包括美国中部地区、德州、西北部地区（科罗拉多州、爱达荷州、蒙大拿州等）、西南部地区（亚利桑那州、新墨西哥州），可能与这些州的数据中心项目建设有关。



根据NERC预测，未来美国峰值电力负荷年均增速约为2%，因此2025-2028年每年新增负荷约20GW，我们假定这一预测代表美国未来负荷正常增速，即未考虑到数据中心大规模发展时，美国未来4年，每年峰值负荷增长约20GW。

根据美国能源信息署（EIA）数据，美国2024年电力总装机约为1198GW，其中占据最高比例的是天然气发电，近年来维持在480-490GW；煤电装机容量从2011年的314GW下降到2024年的172GW，几乎减少一半；燃油发电也从50GW下降到约28GW；核电从101GW略降至97GW，有恢复增长趋势；水电基本维持稳定；垃圾、地热发电装机量较小。而得到较大发展的电源形式为太阳能、风电和电池储能，2024年分别已达到122GW、152GW、26GW。



但如果考虑稳定可控电源，即排除掉太阳能、风电这两种不稳定电源之后，可控电源的总装机反而是下降的，从2011年的974GW逐步下降到2024年的923GW，主要因煤电退坡较快，油电也有下降，而气电的增长不足以弥补前两者退出所致，电池储能近几年才得到发展，也不足以弥补稳定可控电源装机的减少。



若以稳定可控电源装机/峰值电力负荷之比作为电力系统稳定度的标志，则根据过去若干年情况，该比值应在1.25左右。则根据我们对未来美国AI数据中心电力容量需求，加上NERC对美国未来新增功率（约每年20GW）的预测，我们对美国未来稳定电源装机需求的预测如下：



考虑到美国的稳定可控电源总装机量近年来没有增长，假设传统能源不再下降（主要是煤电、油电、气电、核电等），美国未来每年新增稳定可控电源需求也至少需达到上表中的水平。

目前来看，美国可以选取的解决方案主要包括：

（1）光伏（或风电等可再生能源）+储能：交付迅速、度电成本具备显著优势

根据Lazard的研究，可再生能源+储能供电相比传统能源已具备经济性，在绝大部分情况下，光伏配储、风电配储的平准化度电成本（LCOE）都低于天然气发电。Lazard认为，光伏+储能、风电+储能，在配储时长为4小时时，相较天然气联合循环发电和调峰天然气发电具备经济性。在包含额外的补贴（如IRA法案中的“能源社区”税收抵免补贴）时，光伏配储、风电配储的度电成本分别可低达38美元/MWh、8美元/MWh，低于天然气联合循环最低约45美元/MWh的度电成本。



2023年12月，Meta与可再生能源开发商Orsted签订了一个光伏+储能的PPA协议，这个项目使用300MW光伏搭配300MW/1200MWh储能，为Meta的数据中心提供7×24小时清洁电力供应。谷歌的目标是 2030 年实现全天候无碳能源运营，其内华达州“光伏+储能”项目通过 350 MW光伏， 250MW/1GWh的电池储能系统，以PPA购电协议购买该项目的全部电力产出。

目前，北美现存的新能源+储能为数据中心供电的项目多以PPA购电协议的形式进行，也正在探讨通过专线甚至离网供电的可能性。

（2）SOFC（单体固态氧化物燃料电池）：交付迅速，已实现与燃气轮机的平价

SOFC较普通燃气轮机具有交付快速、清洁环保、安装便捷等优点。考虑OBBB法案对燃料电池的补贴后，可实现与普通轮机度电成本平价，具备承接燃气轮机外溢的经济性。单GW的设备投资额约1-2亿美金，扩产周期约1-1.5年（不考虑厂房建设），比普通轮机的扩产周期更快。目前Bloom energy具备1.2GW的产能，预计26年底可实现2GW产能储备。

（3）燃气轮机：产能限制大、交期显著延长

目前，北美燃气轮机供应主要由三大巨头（通用电气、西门子能源、三菱重工）主导，从订单排期来看，GE Vernova称其A级燃气轮机的订单排队时间已经长达3-4年，其7F和9F等成熟机型的排队时间也显著延长。西门子能源和三菱重工大型高效燃机的交付周期普遍在2.5年到4年之间。卡特彼勒旗下的Solar Turbines 其中小型工业轮机的需求同样强劲，交付周期也从过去的几个月延长至18个月到2年半左右。

目前，估算通用电气、西门子能源、三菱重工每年发电用燃机产能分别约为11.5-13.5GW、4.5-6.5GW、2.5-4.5GW之间，三家总和年产能约20GW，远远无法满足美国每年数十至上百GW的电源装机需求。

（4）小堆核电（SMR）：目前尚未有投运项目，建设周期长

尽管微软已招聘核电高管，并已与星座能源签署协议，直接从其核电站采购零碳电力，也已与Helion Energy（一家核聚变初创公司）签署了购电协议。但SMR的理论建设优势（2-3年）尚未被实践验证。首个项目的实际周期可能仍需4-5年或更长。目前，前期准备与许可审批就可能长达3-5年或更长时间，后续即使实现标准化，建设周期也需要3年左右。

 因此，我们认为光储、SOFC是目前美国满足电力装机需求较为可行的两种方案。



假设两种情况，其一为传统的煤电、油电等不再退役，则结合美国每年约20GW的发电用燃气轮机产能，剩余装机需求2025-2028年也达到29、44、64、89GW，考虑SOFC产能扩张后2025-2028年可新增1.2、1.5、2、4GW装机容量，对储能的需求2025-2028年可达28-85GW。其二为煤电、油电继续退役，则美国燃机一部分用于填补煤、油退坡缺口，一部分可以提供净装机增长，假设每年传统能源净增长10GW，则每年剩余装机需求2025-2028年仍达到39、64、74、99GW，考虑SOFC装机后，对储能需求2025-2028年达到38-95GW。