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作者 NiLu 更新于

美国电网——结构与瓶颈

美国没有单一的全国瓶颈：FERC/NERC/ISO 地图、发电排队与 large load 流程是不同事物——标签必须正确。

摘要

  • 美国不存在“那条排队”，也不存在用单一 GW 表示的全国瓶颈——有的是制度地图（FERC/NERC/ISO vs 垂直一体化公用事业）、两套不同的 interconnection 家族，以及随 ISO 与案卷变化的成本规则。
  • FERC 的 Order 2023 改革了发电排队；large loads（数据中心等）走另一条仍未关闭的联邦轨道（RM26-4 / 2026 年 show-cause）。
  • 在 ERCOT，large load 接入申请（数百 GW）不是历史需求峰值，不是 NERC 的增长预测，也不是发电排队——是四个不同数字。
  • PJM、ERCOT 与 MISO 有不同的市场与排队设计；不存在同时描述三者的全国平均数。

制度地图：FERC、NERC 与各 ISO

要理解美国任何瓶颈数字，首先需要定位谁决定什么。FERC（Federal Energy Regulatory Commission）对批发电力与州际输电行使联邦经济监管——电价与条款——以及可靠性监督，依据 FPA §215 批准并执行 Reliability Standards。 [1] NERC 是 FERC 认证的 Electric Reliability Organization（ERO），覆盖美国大陆（不含阿拉斯加与夏威夷）：制定须经 FERC 批准的 Reliability Standards，Regional Entities 在其下运行。 [1]

EIA 关于电力批发市场的页面列出 ISO-NE、NYISO、PJM、MISO、SPP、ERCOT 与 CAISO 作为在美国运营 bulk 系统与批发市场的组织——RTO（Regional Transmission Organizations）是独立的、基于会员的实体，撮合供需报价。 [2] 但这一制度清单不是全国完整的电力地图：相当一部分负荷仍在 RTO/ISO footprint 之外，尤其在东南与西部部分地区，垂直一体化公用事业与 balancing authorities 在州级监管下主导日常运行。 [2]

ERCOT 是该清单中的特例。它在 EIA 索引中作为 ISO 出现，但其批发市场设计，尤其是 large loads 流程，主要由得州州法与 PUCT（Public Utility Commission of Texas）管辖——例如经由 SB 6——而不是像其他有管辖权的 RTO/ISO 那样按 FERC 的联邦 pro forma。 [3] 并非巧合，ERCOT 不在 FERC 于 2026 年六月 show-cause orders 所针对的六个 RTO/ISO 之中，下文将看到。

两条排队：发电与 large load 不是一回事

读关于“美国排队”的新闻时最常见的错误，是把发电与 large load 当成同一流程。它们不是。

FERC 的 Order No. 2023（发布于 2023-07-28，Order 2023-A 于 2024-03-21）改革 pro forma Large/Small Generator Interconnection Procedures and Agreements：first-ready, first-served 的集群研究，带有财务就绪与场地控制要求，包括储能与混合项目的特定路径。这是接入发电的规则——不是接入 large loads（如数据中心）的成熟联邦规则。 [4]

度量这条发电排队的工具是 LBNL 每年发布的 Queued Up。2026 年版（数据截至 2025 年底）汇总超过 50 家输电运营者的公开排队，覆盖美国约 98% 的装机容量：约 8.200 个在运项目，合计约 1.312 GW 发电与 749 GW 储能——约 2.061 GW 在运容量在寻求 interconnection。方法明确排除 load interconnection 申请、接入配电的项目以及 behind-the-meter 容量。 [5] 也就是说：这个 GW 是发电/储能排队，不是负荷排队。

这个数字也不等于将要实际运行的容量。在 2000 至 2020 年申请 interconnection 的总量中，到 2025 年底只有 13% 到达商业投运日期（COD）；75% 被撤回（withdrawn）；10% 仍在排队中在运。对 2025 年投运的项目（在有数据的区域），从 interconnection 申请到 COD 的中位数超过五年。 [5] 仍在发电/储能排队内，549 GW 已有草案或已签署的 interconnection agreement（IA）但尚未有 COD——签署协议不是投运的同义词。 [5]

large loads 的联邦轨道是另一条，且仍在建设中。在 2025 年 23 de outubro，Energy Secretary 依据 §403 的一项指示导向关于州际输电 large loads interconnection 的 ANOPR（Advance Notice of Proposed Rulemaking）——FERC 案卷 RM26-4-000，框架为 large loads 一般超过 20 MW。在 2026 年 18 de junho，FERC 依据 FPA §206 发出六项 show-cause orders，针对六个有管辖权的 RTO/ISO——PJM、CAISO、MISO、NYISO、ISO-NE 与 SPP——而不是单一的全国最终规则；ANOPR 仍然开放。所引类别包括研究流程与替代输电技术；防止 cost shifting 与成本透明度；共址与 behind-the-meter 发电；面向灵活 large loads 的新输电服务；以及对电近或共址负荷服务的发电设施研究。所引期限为 60 天的 tarifário justify-or-file 与 30 天的 resource adequacy 信息报告。 [10]

ERCOT：数字卫生

ERCOT 是今天数字最常在无标签下流转的区域——也是负荷排队与发电排队最常被混淆的地方。2026 年年中材料清楚分开两条排队：

负荷排队 — Large Load Interconnection（LLI）。一份 2026 年六月的 ERCOT 文件引用超过 438.000 MW 的大用户接入申请（约 90% 数据中心）；一份 2026 年七月面向得州参议院的 deck 引用约 474 GW 寻求 interconnection 的 Large Loads，其中约 205 GW 初步符合所谓 Batch Zero——初步资格不是批准。同一文件把该流程中的大用户定义为单一场址峰值需求超过 75 MW，并描述从个案研究转向批次框架（Batch Zero 在 2026 年七月；Batch 1 申请在 2027 年夏季），在 PUCT 经 SB 6 实施下——不是在 FERC 的 Order 2023 下。 [3] [6]

发电排队，分开。在同一 2026 年年中切片中，ERCOT 报告约 1.949 项在运发电 interconnection 申请，于 2026 年 30 de junho 合计约 463 GW（光伏 ~162 GW，储能 ~171 GW，气电 ~78 GW，风电 ~48 GW）。 [6]

这些数字中没有一个是 ERCOT 的历史需求峰值，被引为 2023 年 10 de agosto 的 85.508 MW——那是已接入并实现的峰值需求，不是 interconnection 申请。 [3] [6] 也没有一个是 NERC 对 ERCOT 到 2030 年 large loads 增长的预测，下文将看到。把这四个数字中的任何一个当成另外三个的同义词，是读得州时最容易犯的卫生错误。

数据中心用 TWh：另一度量尺度

当 ERCOT 与 interconnection 排队度量申请的 MW 与 GW 时，Department of Energy 与 LBNL 度量数据中心需求用的是能量——TWh 以及在全国电力中的百分比份额。这是不同尺度，不应与 MW 排队相加。

DOE 于 2024 年 20 de dezembro 关于 U.S. Data Center Energy Usage Report 的发布称，数据中心在 2023 年约消耗美国电力的 4,4%（176 TWh，对照 2014 年的 58 TWh），2028 年情景区间为全国电力的 6,7% 至 12%（325 至 580 TWh）。 [7] LBNL 的 2025 年更新给出 2030 年 reference case 649 TWh，约美国电力的 11,8%（情景区间 9,5% 至 15,3%；521 至 843 TWh）。该模型属 bottom-up 类型（基于 IT 出货、每设备能耗与冷却），明确不建模 interconnection 排队，也不建模 on-site supply 充裕度。 [8]

而 NERC 在其 2025 Long-Term Reliability Assessment（LTRA，预测为 2025 年年中）中度量另一件事：按评估区域的规划峰值增长。报告记录各 assessment areas 夏季峰值合计增长在十年内超过 224 GW（相对上一周期 132 GW 增长为 +69%），冬季峰值增长约 245 GW；文本把预计增量的大部分归于 AI/数字经济的新数据中心，但注明 ERCOT 与 PJM 随后下调部分短期 large loads 的预测修订未进入本版。 [9]

按区域（保持数字分开，不取全国平均）：MISO 预计夏季峰值从 127 GW（2026）升至 143,7 GW（2035），到 2035 年约 18 GW 数据中心负荷；PJM 预计到 2035 年 +56 GW 至 210 GW；Texas RE（覆盖 ERCOT 的区域）预计夏季峰值从 94.650 MW（2026）升至 154.077 MW（2035），到 2030 年 large-load interconnections 预测为 45 GW（其中 23 GW 将是数据中心）。 [9] 注意，对 ERCOT 的这一 45 GW 预测是规划预测——不是上一节所见约 438 至 474 GW 的 LLI 申请。

PJM 与 MISO：不同设计，无全国平均

每个 ISO/RTO 以不同方式解决同一问题——发电在增长、large loads 在到来、排队在收紧。值得在 ERCOT 旁边看两个例子，而不试图从三者抽出平均数。

在 PJM，2026 年长期预测（Long-Term Load Forecast，LTLF）显示长期增长延续，但相对 2025 年报告，短期峰值有所降低，原因是对配电商（EDC）提交的 large-load 与数据中心调整、电动车以及经济假设进行了更紧的 vetting。PJM 把这些调整分为 Firm（有合同/已承诺容量）与 Non-Firm，默认如最少 36 个月爬坡与 70% 利用率，除非有相反支撑。公开材料引用数据中心增长框架，在 2025 与 2030 年之间最多约 30 GW——但这是规划与调整输入，不是已确认的商业投运数字（COD）。 [14] 在发电一侧，PJM 报告自 2023 年起处理超过 170.000 MW 新申请，约 30.000 MW 仍留在 2026 年 transition queue，约 57 GW 已完成研究并签署或提供 GIA，约 3.045 MW 新发电在 2025 年实际互联（主要是光伏）。 [15]

在 MISO，发电标准路径经由 Definitive Planning Phase（DPP）中的集群研究，在 Order 2023 下。一项自有机制 Queue Cap 把每周期所研究总容量限制为该区域非重合峰值的 50%——防止排队接近或超过区域峰值本身的后盾。ERAS 是一条加急、临时路径，串行设计（对照 DPP 的集群），面向短期 resource adequacy 的 “shovel-ready” 资源。而 JTIQ，与 SPP 的联合倡议，是旨在沿两区域边界（seam）赋能约 28,6 GW 发电的组合，董事会于 2024 年十二月批准。 [16] [17] 这些都是发电侧工具——不是全国负荷排队标准。

实践结论：PJM 把 capacity market 与 large load 调整的 Firm/Non-Firm vetting 以及周期（Cycle）发电排队结合起来；ERCOT 是 energy-only，批发设计属州级，LLI 批次与发电排队分开；MISO 的特点是发电排队以区域峰值 50% 为上限，以及一条加急串行路径。三种设计，没有同时代表它们的平均数。

谁付费：Order 1920 与 2026 年 show-cause

“谁为电网加强付费”的问题有两层答案，不宜混在一起。

第一层是 FERC 的 Order No. 1920（2024 年五月），以及 1920-A 与 1920-B 的细化：要求 transmission providers 做长期区域规划（视野至少 20 年），并为所选定的长期区域设施备案标准（ex ante）cost allocation 方法——该方法须至少以与估计收益 “roughly commensurate” 的方式分摊成本。各州商定的方法即使 transmission provider 偏好替代方案也须备案；最终决定属 FERC。 [13] 这是区域导线加强的 cost allocation 层——有别于 Order 2023 下特定发电机 network upgrades 的成本归属。

第二层是已提及的 2026 年 18 de junho show-cause orders 套件。FERC 材料中点名的类别明确包括 “preventing cost shifting” 与成本透明度，以及共址、替代输电技术与面向灵活 large loads 的新服务。相关 staff 演示引用全国近三分之二负荷处于委员会管辖电价之下，ANOPR 收到超过 3.500 页评论。 [11] [12] 这些 orders 的电价结果在本文访问之日仍待决。

值得记下，围绕这些 orders 流转的 “ratepayer” 保护语言是案卷与监管程序语言——不是 NiLu 关于谁应当付费的编辑裁决。在发出该套件的 2026 年 18 de junho Open Meeting 上，FERC 主席用 “fair cost allocation”、“transparency for the American ratepayer” 与 speed-to-power 等用语描述行动，并尊重 states’ rights。这是签署 order 当日签发者的机构立场——程序正当化的修辞，不是已关闭的电价结果。 [18]

不确定性

  • 在本卷来源中，不存在可与发电/储能 Queued Up 相比的全国 large load（负荷）interconnection 排队数据库，覆盖多 ISO 以及 RTO footprint 之外——没有它，任何 “美国 large load 排队 X GW” 往往是对 ERCOT 案例的外推，或发电与负荷之间的虚假等价。
  • 尚不知道六个有管辖权的 RTO/ISO 将实际备案或证明哪些电价或流程以回应 2026 年 §206 show-cause，也不知道 ANOPR RM26-4 是否会成为最终规则——电价结果在访问之日仍待决。
  • 以现有数据，无法说明 2025 年年中 LTRA 峰值（以及 PJM 关于 2025 与 2030 年之间约 30 GW 数据中心的框架）在 ERCOT 与 PJM 自身的短期修订以及关于 double-counting 或灵活负荷的批评之后有多稳定。
  • RTO 之外区域（美国东南与西部部分）以及本轮覆盖较少的 ISO（CAISO、SPP、NYISO、ISO-NE）的 large load 规则在此仍文献不足——所呈现的图景对 PJM、ERCOT 与 MISO 稳健，不是对整个国家。

参考资料

  1. FERC — Reliability Explainer. FERC. 访问于 09 ago. 2026.
  2. EIA — Electricity Wholesale Markets (ISO/RTO). U.S. Energy Information Administration. 访问于 09 ago. 2026.
  3. ERCOT — Trending Topic: New Batch Connection Process for Large Electricity Users. ERCOT. 访问于 09 ago. 2026.
  4. FERC — Explainer on the Interconnection Final Rule (Order No. 2023). FERC. 访问于 09 ago. 2026.
  5. LBNL — Queued Up 2026 Edition: Characteristics of Power Plants Seeking Transmission Interconnection. Lawrence Berkeley National Laboratory. 访问于 09 ago. 2026.
  6. ERCOT — Senate Panel Presentation, “Assessing the Grid” (29 jul. 2026). ERCOT. 访问于 09 ago. 2026.
  7. U.S. Department of Energy — DOE Releases New Report Evaluating Increase in Electricity Demand from Data Centers. U.S. Department of Energy. 访问于 09 ago. 2026.
  8. LBNL — United States Data Center Energy Usage Report, 2025 Update. Lawrence Berkeley National Laboratory. 访问于 09 ago. 2026.
  9. NERC — 2025 Long-Term Reliability Assessment. North American Electric Reliability Corporation. 访问于 09 ago. 2026.
  10. FERC — RM26-4 Large Loads Docket. FERC. 访问于 09 ago. 2026.
  11. FERC — FERC Launches Aggressive, Targeted Action to Speed Large Load Integration (18 jun. 2026). FERC. 访问于 09 ago. 2026.
  12. FERC — E-7 to E-12 Show-Cause Orders, Staff Presentation (June Commission Meeting 2026). FERC. 访问于 09 ago. 2026.
  13. FERC — Explainer on the Transmission Planning and Cost Allocation Final Rule (Order No. 1920). FERC. 访问于 09 ago. 2026.
  14. PJM Inside Lines — PJM’s Updated 20-Year Forecast Continues to See Significant Long-Term Load Growth. PJM. 访问于 09 ago. 2026.
  15. PJM Inside Lines — 2025 Year in Review: Planning Prepares for Burgeoning Electricity Demand. PJM. 访问于 09 ago. 2026.
  16. MISO — Generator Interconnection (DPP / ERAS / JTIQ). MISO. 访问于 09 ago. 2026.
  17. MISO Help — Generator Interconnection Queue Cap FAQ. MISO. 访问于 09 ago. 2026.
  18. FERC — Chairman Swett’s Remarks on Large Load Show-Cause Orders E-7–E-12 (Open Meeting, 18 jun. 2026). FERC. 访问于 09 ago. 2026.