【南方能源观察】AI浪潮下美国PJM电改观察（一）：容量市场定价真相

曾湘 协合新能源集团

2026年5月6日，美国Pennsylvania-New Jersey-Maryland Interconnection（以下简称PJM）发布一份名为《通过市场设计支撑可靠性》（Powering Reliability Through Market Design）的市场机制改革文件，标志着这轮由AI浪潮引发的“新”电改起步。这并非一份成形的改革方案，更像是电力市场设计者和运营者在重压之下发出的求变邀请：PJM坦承现行市场制度在AI新行业形势下已难以为继，为此提出三项改革思路，邀请各方共商电改大计。

PJM的案例说明，在“算力激增”这一新形势下，现有机制需要改变，进而触发新的市场设计和监管治理的系统性演进。

容量价格飙升只是PJM最醒目的表象，更应追问的是：谁在定义可靠性需求与价格信号？现行的集中容量采购规则，究竟是在提升市场效率，还是在放大市场设计者的影响力？系统增量投资成本应如何界定，又该如何合理分摊？在这一轮AI数据中心（AIDC）发展热潮中，从PJM到联邦机构和州政府，从电力公司到数据中心开发商与普通用户，各方如何角力？

作为RTO（区域输电组织），PJM运营着美国规模最大的批发电力市场，以集中调度和竞争性批发市场服务美国东部及中西部13个州和首都华盛顿特区约6700万人。2025年，其区域用电量为8281亿千瓦时，大致相当于中国山东省的用电规模。

PJM职责主要包括三类：一是运行和结算批发电力市场，包括日前、实时、容量和辅助服务市场；二是负责输电系统调度、实时平衡和可靠性管理；三是开展区域输电规划和发电资源并网协调。通常情况下，终端用户接入由配电公司（EDC）负责；但当大型负荷的容量规模大到（例如20MW以上）足以影响到系统可靠性、资源充裕度和电网规划时，其接入则纳入PJM的集中管理。如果类比中国电力体系，PJM相当于多个省级电网的规划+电网调度+电力市场交易中心的合体，担当着电力系统中枢的职责。

在美国主要RTO中，PJM的可再生能源装机占比和清洁能源渗透率都明显靠后。当前PJM在运约200GW装机中，老旧燃煤机组和核电机组占有相当比重，近年资源更新主要表现为燃气机组替代燃煤，风电和太阳能装机占比仍然较小。

与此同时，PJM运营区域有着美国规模最大的数据中心枢纽集群。凭借光纤网络、土地资源、用电成本与税收优惠等综合优势，弗吉尼亚州北部的“数据中心走廊”（Data Center Alley）集聚了全美规模最大的数据中心群落。正是科技巨头纷纷在PJM布局新一代超大规模AI数据中心集群，将容量电价推至舆论焦点，使PJM站上美国特色“算力电力矛盾”的风口浪尖。

讨论PJM电价，首先需要拆解电费账单。终端用户电费通常包括三大块：批发市场成本、配电费用、税费及其他附加费。由PJM直接运营和结算的是批发市场部分，包括电能量、容量、输电、辅助服务和市场管理等细分成本。配电费和零售电价因各州监管规则和电力公司费率不同而存在差异，但这些不属于PJM管辖范畴。下面，我们聚焦于PJM的批发市场成本。

从图1可以看出，PJM批发电力总成本在2025年约为82.67美元/MWh，高于2024年的约55.52美元/MWh。近50%的同比增幅确实显著，但结构上并不是容量成本单独造成的。最大增量其实来自电能量成本，其上升约16.7美元/MWh；其次才是容量成本，上升约9.5美元/MWh。虽然，容量拍卖价格的涨幅倍数更具新闻轰动效应，其分摊方式也更具社会议题敏感性，但从批发成本的绝对增量来看，电能量价格仍是最主要因素。

图1：2024年和2025年的PJM批发电价各成分对比（来源：Monitoring Analytics）

如果把观察PJM电价的时间轴拉长（见图2），影响电价变化的因素会更清楚。整体看，批发电价中占比最大、波动最剧烈的是电能量成本（绿线）。输电成本（灰线）在20多年里呈逐步上升态势，近十年增幅有所加快。考虑到2024年之前PJM整体负荷长期增长缓慢，单位电量分摊的输电成本也必然上升。容量成本（橙线）则多次波动，并与输电成本曲线多次相交，背后对应的是容量市场变化的几轮周期。

图2：2001年1季度至2026年1季度PJM批发市场成本的变化（来源：Monitoring Analytics）

过去25年中，PJM批发电价曾出现三次超过100美元/MWh的区间。第一次是2014年初的“极地涡旋”（Polar Vortex）极寒天气，天然气供应中断与取暖需求激增共同将电价推至历史高位；第二次是俄乌冲突引发全球天然气价格暴涨，燃料成本传导至电力市场；第三次始于2026年一季度，由电能量价格与容量价格共同推动。其中，天然气价格上行和燃料成本传导是电能量价格上涨的重要原因；容量市场则从此前低位快速跳升，并与AIDC投资热潮带来的负荷增长预期密切相关。

PJM电能量市场当前的主要边际机组是燃气发电，因此极易受燃料价格波动影响。但批发市场存在足够的竞争力，除去“输入性”通胀对民生的影响，市场设计本身并未陷入困境。用户在电能量采购上也有一定自主选择权，可通过长期购电协议、金融对冲或多元化采购等方式降低长期价格风险。然而，容量电价之所以更容易激起争议，是因为其定价与社会化分摊逻辑由PJM主导的规则决定，而用户只能被动接受，且涉及跨州管辖权、可靠性需求的界定，以及成本全市场分摊的公平性等更为敏感的问题。

PJM在《通过市场设计支撑可靠性》中认为：自2007年实施可靠性定价模型（Reliability Pricing Model，RPM）以来，当前遭遇的困境不是靠技术参数调整可解决的，而是需要对既有电力市场进行结构性改革。但PJM真正的影响力，其实正藏在一些“技术参数细节”之中。

容量市场的基本逻辑是：在电能量市场之外设立独立的容量采购机制，为发电商（和其他可靠性资源）提供稳定的“可靠性收入”，以引导足够资源维持系统可靠性。PJM每年以集中竞价形式组织容量电价拍卖（直译是基础剩余拍卖，即Base Residual Auction，BRA），提前采购未来某一交付年度所需的可靠性容量，并按出清价结算。其中，部分负荷区（Load Delivery Area, LDA）的出清价，因输电阻塞影响，较RTO的出清价格更高。

回顾近20年的历史，PJM容量市场设计经历过几次重要调整：一是2014年极地涡旋寒潮危机暴露出的机组真实可用率的不足，促成PJM推出容量绩效机制（Capacity Performance），以更高奖惩强化履约；二是最小报价要求（MOPR）多次调整，反映FERC、PJM、州政府和不同类型发电商围绕州补贴资源进入容量市场的长期分歧；三是PJM在2024年前后将边际ELCC（Marginal ELCC）认证从间歇性资源扩展至全部可靠性资源。设计初衷本是更真实地衡量不同资源在系统紧张时段的可靠性贡献，但PJM模型假设和参数选择一直饱受争议。由于ELCC取值直接影响认证的UCAP规模，它事实上成为影响容量价格和价值分配的关键设计。目前，容量价格触顶但可靠性需求仍未足额采购，使得PJM承受新一轮的电改压力。

在电力系统，系统备用率通常被视为衡量可靠性的关键指标，在PJM这被称为“储备边际（Reserve Margin）”。图3为近十年PJM的容量电价拍卖的目标储备边际（Target Reserve Margin，TRM）实际储备边际及成交价格。从结果看，PJM容量价格自2017年起多年震荡走低，直至2024/25交付年拍卖降至历史低位。此后，在2024年举行的25/26交付年拍卖中，价格出现罕见的跳跃式上涨，并首次超过Net CONE值。CONE即Cost of New Entry，用于衡量新建可靠性资源的综合成本；扣除预期电能量和辅助服务收入后的Net CONE，常用于锚定需求曲线VRR（Variable Resource Requirement），并进而影响容量拍卖的报价上限。事实上，这样反常的价格跃升，并非偶发市场意外，而是供需基本面变化和规则设计共同作用的可预测结果。

图3：近十年PJM容量电价拍卖的储备边际和成交价格(数据来源：PJM)

图中RPM储备边际（蓝色实线）是按拍卖实际出清容量对应的装机规模相对于负荷峰值的“边际储备”；目标储备边际（黑色虚线）则是PJM按可靠性标准（十年一遇的切负荷概率，即LOLE ≤ 1天/10年）计算出的理论装机备用裕度（Installed Reserve Margin，IRM）。

为了汲取2022年12月极端气候（“艾略特”风暴）期间电力可靠性的教训，PJM在可靠性模型中加入了冬季寒潮、燃料供应中断、ELCC调整等因素，使得目标储备边际从2023年开始逐步提高标准（从之前的15%左右逐年提升至20%）。因此，目标储备边际（黑色虚线）自2024/25批次起持续上行，再通过负荷峰值预测和预测池需求系数（Forecast Pool Requirement, FPR）的计算，可以推高PJM从容量市场采购的有效容量（UCAP）需求。

容量市场的采购需求，由PJM预测的RTO及分区峰值负荷、可靠性标准、系统储备边际要求等共同确定。在2024/25交付年及更早的拍卖中，RPM储备边际高于目标储备边际，表明PJM电力供需相对宽松：负荷增长乏力，存量和新建资源足以抵消退役机组的影响，容量价格一路走低至约28美元/MW-day。此后，目标储备边际逐步抬升，到27/28交付年已接近20%；与此同时，AIDC等新增负荷推高了需求，而新增发电与增容资源却相对不足。在最近的27/28交付年拍卖中，PJM整体可靠性容量需求（Reliability Requirement，UCAP MW）为152.4GW（不考虑FRR，Fixed Resource Requirement），较上一交付年增加6.3GW，但实际成交仅约134.5GW。正是负荷预测上调、目标系统备用率提高、新增资源不足等多重因素叠加，逆转了PJM容量市场此前宽松的供需形势。

因此，容量价格飙升既源于真实供需趋紧，也来自市场设计在供需边际处的放大效应。改革呼声的本质，是民众对既有市场设计下规则如何定义需求、认证供给和分摊成本提出质疑。

在PJM容量市场设计中，另一个极具分量、且备受争议的参数是ELCC（Effective Load Carrying Capability，有效负荷承载能力）。更准确地说，它是一套基于概率模型的容量认证方法，用于估算不同资源在系统可靠性最紧张时段对保供贡献度的折算系数。PJM在每次拍卖中，都为气电、煤电、核电、风电、太阳能和需求响应等各类资源重新设定不同的可靠性贡献折算系数，从而影响各类资源可计入容量市场的规模。在容量拍卖中，采购和结算的单位并非额定装机容量（Installed Capacity, ICAP），而是经认证的有效容量（Accredited Unforced Capacity, Accredited UCAP）。以25/26交付年的ELCC评级为例（见图4），100MW核电可获得95MW的容量认证，而100MW跟踪式太阳能和陆上风电的认证容量仅为14MW和35MW，明显偏低。相比25/26批次，主要资源在后续几批次拍卖中的ELCC取值多数下调，事实上压低了整体可靠性供给的UCAP总量。

图4：最近批次容量电价招标的主要电源ELCC取值及变化（数据来源:PJM）

ELCC方法的逻辑，是尽可能反映不同电源对系统可靠性的实际贡献，这一点本身合理。但在大电网中，可靠性贡献评估高度依赖模型假设：天气样本、风险时段、机组停运、燃料约束和资源相关性如何处理，都会影响结果。它不是完全中性、透明且无争议的科学计算结果。PJM掌握ELCC计算的定义和解释权，也就掌握了以自身立场来调配不同类型资源在历次容量拍卖的市场价值和容量收入。

这就解释了为什么PJM市场的独立监督方（Monitoring Analytics）对PJM现行的ELCC方法学持严厉批评态度，并长期呼吁进行根本性改革。在PJM的容量拍卖设计中，需求曲线VRR具有非常陡峭的斜率。因此，ELCC或其相关参数的细微变化，都可能改变可参与拍卖的UCAP规模，从而推动成交价格出现显著上升或下降。图5是Aurora能源咨询公司基于26/27批次拍卖数据建立的回顾分析模型示意图。研究结果显示：若供给侧增加1.5GW低价UCAP（仅占26/27批次拍卖报价UCAP容量的1.1%），成交价即可从329美元/MW-day降至254美元/MW-day，降幅达24%，从而为PJM用户节约15亿美元的总容量成本。这反映出PJM容量拍卖设计通过ELCC与陡峭的VRR，确实在供需边际处实现了影响定价的杠杆效应。

图5：PJM容量拍卖出清点模拟分析图（来源：Aurora能源研究）

ELCC的折算系数，还提供了一个备受数据中心开发商期待的“商机”。负荷响应的ELCC取值目前处于高位（在27/28批次甚至高达92%，仅次于核电的95%，见图4），高于大部分其他资源。这意味着，若大型数据中心能够精准响应并削减负荷，就可以每年较少时段的负荷受限为代价，有望以高ELCC获得可观的容量市场收入。这也是数据中心开发商主动寻求灵活性调节能力的原因之一。当然，这种商业模式如何与数据中心的算力业务及自备电源形成协调，并实现规模化应用，仍有待新的市场设计来探索和实践。

综上，可以说ELCC这张看似普通的折算系数表，实质上关联着容量市场的定价影响力与容量价值的分配，也由此间接影响着用户分摊的容量电费单，并决定着清洁能源、化石能源乃至大负荷用户的需求响应从容量市场中获得的长期收益。

自2025年12月公布27/28交付年容量拍卖结果后，PJM即着手设计应急性质的可靠性后备采购规则（Reliability Backstop Procurement，简称RBP），以应对未来交付年仍存在的可靠性容量资源缺口。这也是PJM对2026年1月白宫的国家能源主导委员会及PJM区域13位州长联合发布的《原则声明》（Statement of Principles）所提相关要求的回应。预计RBP相较现有年度BRA将有诸多突破，可视为PJM围绕AIDC负荷增长推进的“定向可靠性容量”采购改革尝试，因此备受行业关注。

图6：PJM可靠性后备采购（RBP）与年度例行采购（BRA）的容量预测图（来源：PJM）

PJM现行的BRA，是存量资源与新增资源共同竞争全系统某一交付年度的可靠性容量份额。对新增资源而言，这提高了进入容量市场的收益不确定性；对用户而言，资源充裕时可享受较低的容量成本，但一旦系统储备快速收窄，全市场成本也会被迅速抬高。RBP并非替代BRA，而是作为一个面向增量资源的差异化采购（如图6所示），将新增大负荷与新增可靠资源更直接地绑定，通过差异化的采购流程和定向费用分摊机制，试图在保留原有BRA的基础上，缓解当前可靠性不足危机。

PJM设想中的RBP方案仍在讨论中，其创新之处可能主要体现在三个方面。

首先是，采用“先双边撮合、后集中采购”的两阶段形式：PJM首先推动数据中心开发商、配电公司（EDC）与资源开发商达成双边定向可靠性供给协议；若仍无法解决可靠性容量缺口，再进入PJM主导的集中采购程序。

其次，采购对象聚焦于新增容量资源，并要求项目具备较为明确的并网与交付基础；ELCC认证、输电升级及延迟交付等风险原则上由资源开发商承担，且相关资源须在2031年6月1日前投入运营。

最后，本次容量采购以多年期（2至15年）的有效容量UCAP为基准，并通过差价合约（CfD）与未来年度BRA出清价相衔接，试图为新建资源提供更稳定的融资预期。这与英国容量市场每年滚动增量采购标的对应多年期可靠性容量收入（例如15年）的模式有类似之处。

近年，生成式人工智能大模型持续突破，天价估值和巨额投融资不断制造新闻热度。以美国科技巨头为代表的数据中心投资热，带动了被投资银行热捧的“电力超级周期”概念的流行。行业中既有AIDC负荷确定性高增的乐观信仰，也有认为这是资本泡沫、难以兑现的投机性规划。那么实际情况究竟如何？让我们从多个维度来观察。

（1） 从负荷实际增速看：

PJM在2023年至2025年的峰值负荷增速为4.3%（见图7），在大型RTO中排第一（ISO-NE整体规模小, 不纳入同口径比较）。PJM在2023年至2025年的平均负荷增速也达到3.6%（仅低于ERCOT），这反映出PJM正经历近二十年来少见的快增长，尽管这仍低于中国同期水平（峰值负荷增速约6%，平均负荷增速约5%）。

（2） 从数据中心额定容量变化看：

根据FERC统计，截至2025年，美国在运数据中心总容量已超过50GW（见图8），自2020年以来复合年增长率达24%。其中，PJM区域在各大RTO中所占份额最高，约为31%；ERCOT等此前基数较小的RTO增速则更快。

（3） 从历年的长期峰值预测视角看：

从长期峰值预测来看，PJM在2007年至2016年的负荷预测明显高于实际情况（见图9），2017年至2022年间又大幅调减了负荷增长预期。自2023年起，受AI数据中心投资与用电增长预期影响，PJM连续三年显著上调长期负荷预测，到2025年已形成一条少见的陡峭上升曲线。2026年初，PJM又将未来10年夏季峰值负荷年均增速预测从2025年初的6.3%下调至约5.4%。这说明在连续数年激进上调负荷预测后，PJM开始进行审慎务实的修正。

图7：美国各大RTO的平均和峰值负荷及其变化率（数据来源：FERC）

图8：美国各大RTO的在运数据中心负荷容量（数据来源：FERC）

图9：PJM历年夏季峰值负荷的预测比较图（数据来源：PJM）

若具体观察AIDC负荷变化，PJM区域最具代表性的样本是弗吉尼亚州的Dominion区域。PJM Dominion区2025年夏季峰值负荷达到23.9GW，冬季峰值达到25.4GW，分别较2019年增长23%和45%。从各年度日内平均负荷曲线（见图10）也可看出，2025年较2024年同期增加约2GW，属于近年来的较大幅度增长。

图10：PJM Dominion区历年在一日不同时间点的平均负荷（数据来源：EIA）

超大规模AI数据集群（为区别于常规数据中心，业内一般称其为Hyperscale Data Center）的兴起，给负荷预测带来了新的挑战。以往商业和居民负荷具有概率化、分散化和渐进变化的特征，如今正被单体容量数百兆瓦乃至吉瓦级别、空间上高度聚集、接入节奏更为突变的大型项目所改变。这类项目投资巨大，对并网条件要求苛刻，并高度依赖科技巨头的资本开支计划、服务器供应链及园区建设进度。对PJM而言，仅凭EDC提交的大用户负荷申请表格，来判断哪些项目真实、可融资、可按期投运，本身就是一道难题。回顾历史（见图9），即便在AI数据中心热潮之前，PJM的负荷预测与实际值之间已存在显著偏差；当前预测偏差是否会更大，仍需持续观察。

尽管PJM屡屡被媒体贴上“缺电严重”的标签，但事实上，截至2025年，PJM仍是电能量净输出的RTO。这里需要区分几个层次：年度电量净输出，说明PJM在全年累计意义上并非电能量短缺；容量市场紧张，指向未来交付年在极端天气和峰值时段的可靠性资源不足；新增数据中心聚集区的并网压力，则更多来自局部输电断面、变电容量、配网接入及可交付容量等约束。换言之，PJM可以在全年层面净外送电量，同时在北弗吉尼亚等数据中心集群区域面临局部接入和未来可靠性压力。

负荷增长的“虚与实”，正是PJM确定容量采购目标时不得不面对的难题。低估负荷会造成资源建设滞后和保供压力；高估负荷则会推高容量市场和输电规划层面的过度投资，并把不必要成本转嫁给全体用户。“让科技巨头自行承担成本”是一句易于传播的政治口号，但只要数据中心仍接入公共电网，成本如何核定、如何分摊，就仍是本轮PJM电改无法回避的核心命题。

围绕PJM的媒体报道，舆论焦点多集中在“容量电价暴涨”和政客喊话“市场必须改革”上。然而，批发市场成本数据揭示了一个常被忽视的事实：对用电成本影响最大的变量，始终是电能量价格，而非容量价格。2025年较2024年，电能量成本上升约16.7美元/MWh，占总涨幅约62%；2026年一季度电能量成本继续跳升。若要真正降低用户的批发市场成本，压低电能量价格才是关键。

电能量价格为何高企？表面上看，是PJM市场中燃气发电长期充当边际机组，电价随天然气价格涨落而波动。但背后还有制度性原因：PJM在并网流程、市场规则和容量价值认定上，并未为低边际成本的风电、光伏和储能资源提供足够清晰、快捷且可融资的进入路径。事实上，在PJM以往的市场设计中，即便其区域内多个州政府正推行积极的能源转型政策，PJM对低碳能源发展的关切也极为有限。PJM最新提出的电改三方案白皮书，对低碳转型更是鲜有提及，更谈不上将其纳入市场设计的系统性考量。

以并网申请流程为例，FERC早在2003年便要求RTO将电源并网申请分为两类：一类是NRIS（网络资源并网服务），更适用于希望取得容量权利和更完整可交付性的资源，通常伴随更高的电网升级成本；另一类是ERIS（能量资源并网服务），允许资源在系统约束时被限发，理论上可更快、更低成本地接入。批评者认为，PJM在实践中并未充分体现ERIS的时效和成本优势，反而使许多资源仍涌向NRIS路径。与此同时，PJM近年强调优先推进具有“容量价值”的资源，在并网申请快速通道中也更多体现为燃气项目，而非光伏等低边际成本电源。

截至2025年底，PJM风电和光伏装机分别约为12.5GW和14.9GW，合计仅占总装机约13%。在实时市场中，风电作为边际机组运行的时间占比约为11.1%，光伏仅约0.9%。这说明，低边际成本资源不足，是PJM电能量价格更易受燃料冲击的重要原因之一。

储能被广泛视为提供电网灵活性、并能相对快速实现规模化部署的选择。但受容量市场规则、州政策激励不足、并网队列周期及收益不确定性等因素影响，PJM的储能资源仍然有限。除约4.9GW抽水蓄能外，新型储能装机仅约0.4GW，在约200GW装机规模的市场中影响甚微。与PJM形成对比的是ERCOT：大量新建的风电、光伏与电池储能形成互补，不仅贡献了资源充裕度，也在部分时段抑制了电能量市场价格。

综上，PJM需要低边际成本电源和储能来共同降低批发电价、增强系统灵活性与资源充裕度。问题在于，PJM的既有市场设计尚未真正接受低碳能源转型的发展趋势，而公开已提出的多个电改思路方案，也未有为新能源和储能打开一条规划友好、并网便利的发展快通道的迹象。这种传统化石能源主导的思维是PJM市场设计中的突出特质，而这一特质在电能量市场中继续强化着以化石燃料电源作为边际定价的现实。

本文的大篇幅分析和讨论，都是从PJM市场设计的具体细节出发：从BRA到RBP，从ELCC到UCAP，试图还原在媒体传播中被简单化的容量市场叙事的真实逻辑。容量电价尽管高涨，却并非批发市场成本传导至电费飙升的第一主因；可靠性资源的缺口，也不仅仅是“数据中心来了”这一层原因，更高的目标系统备用率、更严苛的ELCC取值等一系列规则设计的作用同样关键——而这些才是市场设计的“有趣细节”。当然，对大部分读者而言，不必在意各种陌生的术语概念，但唯有透过真实的市场设计细节，才能读懂那些不会写在PJM官方新闻稿中的微妙倾向。

2026年，注定成为PJM电改突围的历史起点。这一年，PJM不仅将按惯例在6月和12月分别启动2028/29及2029/30两个交付年度的例行容量拍卖（BRA），更有望首次启动具有鲜明数据中心定向采购色彩的“可靠性后备采购”（RBP）机制。与此同时，发电并网队列改革、大负荷接入与电价设计、输电规划及其成本分摊等议题，都有望成为容量市场之外的电改新焦点。

本系列下一篇，将从聚焦市场设计的技术细节，转向电改博弈的更大视野：从FERC主席到各州州长，从大型电力公司到AI科技巨头，从大负荷用户的联邦监管权之争到容量市场的再设计。PJM的舞台，不仅是一个区域电力市场改革的独特样本，更是AI浪潮下美国电力行业的精彩缩影，让我们继续PJM电改观察。

编辑 姜黎

审核 韩晓彤