当电力供给成为AI发展瓶颈，美国电力需求重新增长或将带动电价上涨
　　美国电力供需预期正发生深刻变化，AI新动能的出现、电气化率提升叠加再工业化传统用能复苏或使美国电力需求走出十年停滞期。电力供给正在成为发展瓶颈，在美国电力市场化程度高的地区，通过电价提升吸引电站投资或是解决AI用电瓶颈的方式。我们前两篇AI电力专题对需求测算、设备投资进行了详细讨论，本篇在系列此前基础上，以德州ERCOT电力市场为案例讨论电力运营企业能如何受益于美国电力需求的二次腾飞。
　　德州缺电几率率先上升，尖峰电价和点火价差上涨带来发电企业业绩弹性
　　德州地区的低电价（受益于丰富天然气资源）、低税收（州层面不征收企业和个人所得税）、快接入（联邦弱监管，电力并网速度更快）优势或将继续吸引包括AI数据中心、工业等在内的新增电力需求落地，而供给端受制于外部互联有限面临脆弱平衡。ERCOT电力需求短期已出现紧张信号，今年尖峰电价出现时间大幅提前至1和5月，期间平均电价同比+77%、+59%。ERCOT最新评估预计今年8月晚9点尖峰时段需实施有序限电的概率已增至12%，美国国家气象局预测今年美国将迎来有记录以来最炎热夏天之一。
　　中期来看，电力供给或成为需求增长瓶颈。ERCOT地区新增负荷从申请到接网仅需0.5~1年，电源侧需要1.5~2年，输电侧更是需要3.5~6年。尽管ERCOT通过“先接网后调控”一定程度上缩短了源网侧项目申请流程，但仍不及负荷上线速度。ERCOT预计2023-29年电力负荷的复合增速为0.8%（基准）~8.7%（乐观，考虑与输电服务商达成意向但尚未签署并网协议的增量负荷），而电力名义装机的复合增速为2.6%（悲观，考虑还未正式向ERCOT发出通知但有退役计划的机组）~2.8%（基准），我们测算对应可控装机的复合增速仅有0%~0.3%，显著慢于需求增速，带来尖峰缺电风险。
　　ERCOT地区此前在2017、18、23年均出现可控裕度跌落带动尖峰电价和点火价差扩张的情形，可控裕度跌落10%可带动点火价差扩张1~10倍。们预计ERCOT可控裕度将继续以0.01~0.08/年的速度下降，带动点火价差继续扩张。发电企业的销售电价部分通过双边协议或金融对冲提前锁定，敞口部分将受益于现货电价和点火价差增长。以2024年为基准，发电企业当年、第二年、第三年电价锁定比例一般90%+、50%~80%、25%~50%，10%的现货电价上涨或带来发电企业EBITDA弹性1~8%、4~9%、5~13%，若电价完全不锁定则弹性为9~22%（基于四家市场化发电企业指引汇总）。
　　美国电力公用事业板块还有哪些值得关注的投资逻辑？
　　电价提升带来电站投资回报提升是解决AI发展供电瓶颈的市场化方式，带来美国电力板块投资机会。而过去美国电力供需的长期低迷使当前仍留有市场化发电资产的上市标的更为稀缺，关注三条逻辑主线：1）ERCOT地区竞争性发售电企业Vistra、NGEnergy，随夏季需求旺季来临，电价上涨或驱动基本面行情；2）ERCOT以外的PJM、CAISO等市场陆续上修负荷预测，远期电价若上涨将带动地区内传统发电资产如Constellation、Public Service Enterprise Group弹性改善，以及新能源发电资产（批发如NextEra Energy、AESEnergy，分布式如Sunnova、Sunrun）长协电价预期改善；3）拉长周期看，近两年美国公用事业指数走势未能充分反应公用事业费率的提高，若美国降息周期开启，电力需求上涨预期强地区的规管公用事业公司或率先迎来重估。
　　风险提示：电力需求增长不及预期，电力供给释放快于预期，本研报中涉及到未上市公司或未覆盖个股内容，均系对其客观公开信息的整理，并不代表本研究团队对该公司、该股票的推荐或覆盖。