美国加州一座33兆瓦的数据中心及其冷却系统  来源：视觉中国

新能源与储能需求依然强劲，数据中心负荷激增，自建电源就地发电成为趋势

文｜Robert Whaley, Leila Garcia Da Fonseca, Kaitlin Fung, Elham Akhavan, Allison Feeney

编译｜郑慧

美国电力与可再生能源市场经历了颇为动荡的2025年：在过去一年中，能源供应链、项目融资、审批许可及需求端都被扰乱。进入2026年，各项改革能否跟上负荷快速增长的节奏，将成为美国市场值得关注的一个重点。尽管政策不确定性仍然存在，但负荷增长与税收抵免到期将成为今年市场的主要驱动因素。

在燃气供应链瓶颈仍未缓解的情况下，超大规模科技企业（hyperscalers，即大型云服务厂商、互联网巨头等）与电力公司需要通过多元化资产组合来满足短期容量需求。我们预计，2026年超大规模科技企业将加快推进发电资产直接持有与采购，推动发电侧与负荷侧同址建设（co-locate generation with load），并部署微电网解决方案。此外，随着电力公司通过申请调整电价来为新增电源建设融资，我们预计州级监管机构将采取行动控制电价对用户的冲击，同时维持电力系统可靠性。

进入2026年，供应链与采购策略正在适应2025年《“大而美”法案》（OBBBA）出台后的新限制。为继续获得联邦税收抵免资格，制造商与开发商正逐步降低与中国实体的关联度。随着申领联邦税收抵免资格的窗口迅速收窄，光伏与风电开发商也正加速通过“安全港”（safe harbor）机制锁定其项目储备的资格。

联邦许可审批在2025年已成为制约美国可再生能源开发的最大瓶颈之一，而像《SPEED法案》这样旨在加速审批流程的改革在2026年实质性推进的可能性不大。因此，联邦许可审批的实际进展将更多取决于各州及各区域机构的承载能力与执行效率。

总体来说，上述因素使2026年成为一个关键之年：美国能源与电力市场需要在约束不断加强的情况下，尽快完成适应与调整，同时仍要满足负荷快速增长带来的需求。

▌后《“大而美”法案》时代，美国依然需要新能源

在2026年，美国电力市场整体上仍将面临强劲的新增装机容量需求。尽管OBBBA重塑了政策环境，新增容量需求仍将继续支撑可再生能源的发展。OBBBA取消或收回了多项可再生能源的税收抵免，然而与此同时，新增燃气发电项目面临成本上升、供应链约束以及开发周期相对更长等多重制约。

随着用电需求快速增长，电力系统需要来自各类技术路线的新增装机容量，这种结构性的需求增长为可再生能源扩张提供了关键“托底”。正因新增装机需求如此迫切，2026年预期并网的太阳能与风电总装机规模较OBBBA出台前的预期仅小幅下降，而储能并网装机规模的预期甚至可能还要上调。

火电的不利因素表明，天然气无法快速填补2026年的装机容量需求缺口。鉴于成本上升、供应约束以及更长的开发周期，电力公司可能会推迟新建燃气电站的投运日期，或者更多依赖延长现有机组寿命，这将释放出一个明确信号：新增燃气发电并非满足短期容量需求的简易解法，而这些推迟的动作也将进一步提升可再生能源与储能在应对负荷增长中的作用与地位。

可再生能源领域在2026年将出现明显分化。2025年是开发商项目储备的“重置年”，进入2026年，我们预计分化会更加清晰：在2024年至2025年9月期间，符合美国国税局（IRS）“5%安全港门槛”（即项目投入达到5%以锁定资格）的项目，更有望顺畅地推进至融资阶段，而未完成安全港锁定的项目，可能面临更高的度电成本（LCOE）、愈发收紧的债务与税收股权融资，并且更有可能调整工期或重组项目。展望今年，开发商会将重心转向更晚期的项目储备。这是因为，从现在起到2026年7月，他们争取的大多数项目，目标投运期将落在2029年-2030年。另外，如果要获得税收抵免，还必须满足“受关注外国实体”（FEOC）供应链限制要求。

随着税收抵免逐步退坡，可再生能源开发商将越来越需要寻找成本对冲手段。若未来电力购买协议（PPA）价格在上升的同时仍保持市场竞争力，表明行业正在通过采购效率提升、合同结构优化或运营成本下降等方式，来消化或弥补激励减少带来的影响。因此，具备竞争力的PPA定价将成为衡量行业对“后OBBBA”环境适应程度的重要风向标。

企业侧直接采购可再生能源的承购协议市场（offtake market）有望重回增长轨道。初步数据显示，2025年企业侧涵盖各类技术的总签约规模同比下降8%，其中混合型项目（主要指风电/光伏+储能的一体化项目）的交易更是显著下滑48%。不过，我们预计这一趋势将发生逆转：为满足峰值用电需求，电力公司与超大规模科技企业将加速寻求新增的可再生能源与储能容量。

我们预计，企业端的采购策略将从传统的长期承购协议模式，逐步转向直接持有或直接投资。谷歌收购Intersect Power、亚马逊竞购Pine Gate Renewables旗下2.4GW的Sunstone “光伏+储能”项目，都释放出企业正从传统长协转向直接持有的信号。历史上，超大规模科技企业往往避免持有寿命较长的发电资产，但为了尽快获取电力资源，这些企业正被迫在2026年扩大其采购与获取电力的策略组合。

▌联邦审批缓慢与贸易风险将影响可再生能源开发

我们预计2026年联邦层面的许可审批有望改善，但各州推进速度存在差异。

放眼风电、光伏和储能领域，审批延误已成为制约可再生能源开发的主要瓶颈之一。联邦层面的审批仍然缓慢，2025年，约有25GW（直流侧）的可再生能源项目在联邦土地上因审批等原因被推迟或取消，其中受影响最明显的是美国西南部沙漠地区的光伏与储能项目。风电也面临类似挑战：联邦土地上的项目取消数量上升，海上风电则因联邦“停工令”等停工措施而受到额外扰动。

伍德麦肯兹正在评估位于私人土地的项目在何种情况下会触发美国鱼类与野生动物管理局（US Fish & Wildlife Service）和美国陆军工程兵团（US Army Corps of Engineers）等机构的要求，从而进入联邦审查流程。这一额外的联邦监管，再叠加州一级许可流程的碎片化，会持续增加项目开发的复杂程度。

与此同时，《SPEED法案》这样的联邦许可审批改革在2026年不太可能取得实质进展，但我们仍预计部分项目能够获得联邦许可，只是审批速度将取决于各州与各区域机构办公室的具体承载能力。随着更广泛的联邦许可改革继续推进，2026年将是一个关键观察窗口，可以从中判断这些“渐进式改善”是否开始真正落地见效。

美国可再生能源行业在2026年仍需采取措施应对持续的贸易与供应链压力。

自2026年1月1日起，“受关注外国实体”供应链限制已正式生效。新开工项目若要获得联邦税收抵免，必须满足OBBBA相关要求。然而，美国财政部现有指引仍较为模糊，即将发布的“简版指引”也很可能难以带来足够清晰的解释。

最终指引仍需回应一系列关键问题，包括对中资背景实体的供应链认证需要追溯到多深层级、“有效控制”的定义、人员限制，以及其他合规要求。由于最终指引要到今年晚些时候才可能出台，在此之前，若开发商与潜在的“指定外国实体”签署供货协议，将面临相当大的合规与政策风险。

同样地，潜在新增的反倾销/反补贴（AD/CVD）以及《232条款》（Section 232）关税，也会在进口零部件依赖度仍较高的各类技术上叠加一层新的风险。我们预计特朗普政府将在2026年继续利用关税工具来重塑全球贸易格局，但具体税率与实施策略仍高度不可预测。

上述压力将改变2026年各类技术路线的采购策略，并推动成本整体上行。

开发商需要在短期“安全港”操作与长期供货来源选择之间做出平衡。许多资金充裕的开发商在2025年下半年加速采购，以保住税收优惠资格并规避FEOC条款的影响；而规模更小或风险偏好更低的开发商，则在等待合规要求进一步明确的同时，选择推迟或重构未来的供货协议。

进入2026年，随着本土产能逐步爬坡，开发商将更为激进地争夺有限的国内供应，以降低FEOC与关税风险，但这往往需要付出更高的成本溢价。随着供应链压力持续演变，“充足的流动性”与“更高的灵活性”将成为2026年采购策略的关键。

▌能源价格日益“政治化”，州政府努力保供

鉴于各类技术路线的新建电源选址都面临挑战，在用电需求强劲增长的背景下，各州仍在艰难权衡：既要控制成本，又要保障供电可靠性。若干值得关注的州一级进展包括：

加利福尼亚州正考虑延长现有电厂的运行时间，其中包括该州最后一座核电站以及若干燃气电站。加州监管机构将于2026年一季度决定是否启动新的采购计划，以应对2030年约6GW的容量缺口。

得克萨斯州方面，得州电力可靠性委员会（ERCOT）将在2026年推行多项重大举措，包括新的实时协同优化规则以及得克萨斯州参议院第6号法案（SB 6）针对大型负荷并网接入的改革。

ERCOT还将启动新的4小时辅助服务，此外，在2026年也将更清晰地看到在得州能源基金（TEF）框架下项目获批推进的速度。总体而言，这些变化将验证在大型负荷持续增长的情况下，得州的政策与市场化改革是否真正提升了电力系统可靠性。

在美国最大的区域输电组织之一——PJM互联电网覆盖的区域，2026年将是检验联邦能源管理委员会（FERC）新规的首次“实战”。该命令允许大型负荷与发电侧同址建设，各州希望借此实现更具成本效益的负荷管理、缓解可靠性压力。新规于2025年末最终敲定，2026年将首次观察到PJM如何落地执行。此外，新增燃气电站的并网排队规则改革也在推进。

与此同时，马里兰州、宾夕法尼亚州和新泽西州也在评估对可再生能源配额制（RPS）的修订，希望在控制清洁能源成本的同时，推出新的储能激励措施，从而提升电网可靠性并压低峰值电价。州政府与独立系统运营商的这些举措，将共同表明PJM能否在大型负荷快速增加的同时有效减轻可靠性压力。

美国东北部各州同样在权衡RPS的修订，希望借此管理清洁能源成本。康涅狄格州通过了一项能源法案，将2026年的RPS目标从32%下调至25%。缅因州与马萨诸塞州也在今年研究潜在调整方案，内容可能包括对RPS目标的修订。

从地区层面看，在经历多年建设推进缓慢之后，2026年有望成为高压输电线路扩容的关键节点。联邦政策（FERC相关命令、美国能源部资金支持）与各州清洁能源强制目标正在形成合力，优先推动大规模输电项目，加速简化相关流程。多条新的大型输电项目计划在今年投运，其中包括东北部与西部的项目。

在美国东北部，新的输电项目将把来自加拿大的低成本水电送入当地电网。在美国西部，电网正在逐步变得更“网状互联”且更具灵活性，过去加州、亚利桑那以及其他城市相对受限的“电网孤岛”时代正在结束。

总体而言，今年应该能比较清晰地看到已落地的州级项目措施是否有效，以及未来可能在多大程度上进一步推进新增改革。

▌数据中心自建电源成为趋势

2026年美国电力需求仍将保持强劲增长。在数据中心扩张加速的推动下，峰值负荷将逼近800GW。仅数据中心增长就将贡献接近13GW的新增需求，预计数据中心的并网接入规模将比2025年末高出约50%。

即便在如此快速扩张的背景下，考虑到新增电源与电网基础设施的建设速度仍存在不确定性，我们的展望仍偏谨慎。如果电网系统能够承载，实际需求可能会上升得更快。

一个可能缓解压力的方向是监管层面对就地发电（on-site generation）的关注度持续提升。尽管超大规模科技企业长期以来更倾向于将电网作为主要电力来源，但开发商正越来越多地规划建设大型园区，并在项目的初期就把就地发电纳入整体设计，这一做法目前正在获得监管层面的认可与推动。

2026年最值得关注的关键进展，是PJM对近期FERC新规的具体落地实施。该命令允许大型负荷与发电项目同址建设。PJM的执行效果，将在很大程度上决定美国其他电力市场是否会复制类似改革。如果这一模式得以扩散，就地发电有望演变为在需求加速增长背景下增强电网可靠性的一项重要工具。

▌微电网与就地发电扩张

负荷增长与电力公司可用供电能力之间的缺口不断扩大，使“就地供电”迅速成为数据中心、工商业以及部分社区应用场景的能源策略重点。我们预计2026年微电网与表后发电将延续增长势头，头部开发商将携手超大规模科技企业、公用事业电力公司与金融合作伙伴，执行“吉瓦级、跨多站点”的项目计划，加速推进“过渡供电”（bridge-to-power）解决方案落地。

到2031年，新增微电网容量中超过80%将被数据中心消纳。头部开发商正携手超大规模科技企业、公用事业电力公司与金融机构，推进吉瓦级微电网项目，而其共同聚焦于一种正在形成的新模式：为算力基础设施提供“快速交付的过渡供电”。

自2025年以来，私募资本累计投资已超过79亿美元，其中约55亿美元流向Bloom Energy（一家燃料电池技术公司），用于为AI数据中心提供微电网与就地发电方案。部署策略也愈发多样：从离网的单体系统（以燃气发动机和燃料电池为主），到多资产混合微电网，再到以燃气为“底座”的平台型方案，并在小型模块化反应堆（SMR）实现商业化后逐步过渡至核能。

上述模式的演进速度，已经快到传统微电网商业模式难以及时跟上。与此同时，“多年期、跨站点、模块化”的开发计划，正在模糊两类方案的边界：一类是并网型微电网（以提升韧性、削峰填谷为目标），另一类是离网的主供电方案（面向吉瓦级基荷需求）。此外，自2024年初以来，燃气轮机交付周期已拉长至原来的2.5倍以上，这一等待时间几乎与并网接入延误相当，再加上燃气配气管网接入排队不断拉长，超大规模科技企业正面临根本性的时间挑战。这将促使其在小到中型数字基础设施项目中加快资产多元化布局，包括单体规模最高可达1GW的项目。

燃料电池目前已占已公布容量的17%以上，部分交易报价已高达6000美元/千瓦。除了小型模块化反应堆（预计2032年之后落地），包含光伏、电池储能系统与地热等新兴技术及多资产组合，在数据中心与AI基础设施的新增公告中占比约6%。其中，地热在美国数据中心方案中出现得越来越频繁。我们预计2026年相关投资规模以及开发商生态将进一步扩张。

尽管舆论都聚焦在数据中心上，但部分社区与关键基础设施项目开发商正面临困境。一些开发商的项目仍陷于法律纠纷，他们试图通过法律途径促使特朗普政府恢复对医疗、学校及关键设施项目的资金支持。另一些则转向新的、面向社区的投资模式，往往采用离网方式，不仅有助于缓解数据中心的容量约束，也能帮助非公用事业类开发商绕开或降低社区微电网开发中的监管障碍。始于2025年的这一势头，预计将在2026年进一步加速。

（作者Robert Whaley为Wood Mackenzie北美电力与新能源研究总监、Leila Garcia Da Fonseca为北美风电研究总监、Kaitlin Fung为北美集中式光伏分析师、Elham Akhavan为北美电网分析师、Allison Feeney为美洲储能分析师；本文编译自Wood Mackenzie2026年1月发布的报告《Americas Power & Renewables: five things to look for in 2026》，编译已获授权）