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AI 数据中心缺电:PJM 价格上涨,ERCOT 排队先看什么?
AI 数据中心的建设热潮，正在把一个原本藏在机房后面的变量推到投资者面前：设备买得到，电能不能按计划送到？
PJM 的容量拍卖价格连续处在高位；得州披露的大负载接入申请达到数百 GW。它们共同说明电力系统承压，却不能直接推出“美国还缺多少 GW 算力”，更不能把所有电力设备公司的订单都视为即将兑现的收入。
我的判断是：2026—2027 年，这条产业链最值得跟踪的是项目从申请、合同走向通电与回款的进度。设备供应商和机房运营商可能处在不同的兑现阶段。看懂这一差异，比盯住一个庞大的排队总数更有用。
一、先分清：谁在排队，买的又是什么
讨论“并网排队”，最容易把三件事混在一起：
Berkeley Lab 于 2026 年 7 月发布的统计显示，截至 2025 年底，美国活跃的发电及储能并网申请约为 2,061 GW，较上年减少 10%。历史样本中，2000—2020 年申请容量截至 2025 年底约 13% 已投运、75% 已撤回。这里的对象是发电和储能项目，统计单位是容量；不能把这组撤回率直接套给今天的数据中心。[1]
因此，我不会把 PJM 的发电申请和 ERCOT 的大负载申请画在同一张“谁更缺电”的柱状图里。真正有价值的比较，应当是同一地区、同一口径下，申请有多少转成协议、协议又有多少走到投运。
二、PJM 的价格信号很强，但要读对年份和单位
PJM 位于美国东部，其容量拍卖为未来交付年采购资源。下面三轮结果能够直接核对：
*2025/26 的 269.92 是 RTO 大部分地区价格，并非全市场加权均价；BGE、DOM 两区分别为 466.35、444.26。2026/27 与 2027/28 均在各自获准的价格上限出清。UCAP 是按可靠性能力折算的容量，不等于机组名义装机容量。[2] [3] [4]
PJM 在报告里专门解释：这些合计金额不等于所有负荷实际支付的总成本，自供与双边合约会改变客户对拍卖价格的暴露。2026/27 的合计金额较前一交付年增长约 9.5%，也不能据此说所有数据中心电费同步涨了 9.5%。[3]
价格传达的是可靠供给的稀缺性。到 2027/28 拍卖，PJM 披露已落实资源相对可靠性要求仍差 6,623 MW，同时列出需求预测调整、部分机组可能延迟退役等缓解因素。这是特定交付年、特定可靠性标准下的缺口，不是“当年必然停电 6.6 GW”，也不是 AI 芯片无法交付的数量。[4]
对企业盈利的影响，还取决于合同：谁承担容量费，谁锁定电价，谁保留现货敞口。相同的电力紧张，可能抬高发电资产的议价能力，也可能侵蚀用电客户的利润。
三、ERCOT 的关键，是申请何时变成可用电力
得州州长办公室在 2026 年 8 月 3 日的公告中披露，ERCOT 正在考虑的接入申请超过 474 GW，约 90% 的新增用电申请来自数据中心。同日要求 PUCT 与 ERCOT 核查项目的用电、水资源、现场供电及其他条件，未满足要求的项目不得接入。[5]
这里最重要的词是“申请”。它不是已经接通的负荷，更不是某一年必然新增的需求。我们还需要知道项目属于哪一批、落实了哪些工程条件，以及最终批准了多少接电容量。
ERCOT 的官方接入页面把研究、批次材料与送电申请分开列示：新大负载的送电请求需要提交并获准；利用已有发电资源的净计量安排还有相应的研究和审批程序。拿到土地、签了采购意向，或者说自己“有电源”，都不足以代替这些节点。[6]
这也解释了为什么不应把“撤回一些申请”直接当成产业需求崩塌。若被撤回的是重复占位或无法落实的方案，剩下项目的可执行性反而可能提高；只有看到已签约项目延期、客户取消或已通电容量增长不及计划，才更接近真实需求或交付出了问题。
我会优先跟踪三个变化：项目分类和获准容量、预计送电时间、实际通电及客户投用时间。这三项比队列总量的单月涨跌更能帮助判断收入兑现。
四、流程能提速，设备与建设仍要逐项兑现
FERC Order 2023 引入了 150 天的集群研究阶段，但它针对的是发电项目并网研究。之后还包括设施研究、并网协议及相关建设，不能把它解释为“数据中心申请后 150 天就能通电”，更不能直接套用为 ERCOT 大负载项目的承诺工期。[7]
工程侧确实存在长交付周期。美国国家基础设施咨询委员会 2024 年报告列出的变压器采购等待时间，已从 2021 年约 50 周升至 2024 年平均约 120 周。这是历史供应链压力的证据，不是对所有 2026 年订单的统一交期承诺。看具体园区仍应核对变压器规格、已锁定的生产档期、输电改造和现场安装进度。[8]
GE Vernova 的披露能说明“订单”与“供给”之间的距离：2026 年第二季度末，燃气设备积压订单与档期预订合计 116 GW，其中正式设备积压订单 53 GW、档期预订 63 GW；公司当时提出的年产出目标，是 2026 年第三季度达到 20 GW 的年化水平，2028 年达到 24 GW。预订、订单和当期出货显然不是同一个数字。[9]
由此推导出的投资判断是：设备公司可能较早收到订单或预付款，园区运营方则要等电力、建筑和客户部署衔接后，才能形成相应经营收入。两者的财报可以暂时不同步；前者订单增长，也不能自动证明后者按期投产。
五、公司映射：把受益叙事落到不同的核查点
以下公司代表几类业务敞口，不是买入名单。我关注的是它们各自需要兑现什么，而不是把“AI 缺电”平均分配成所有公司的盈利增长。
| GE Vernova（GEV） | |||
| Eaton（ETN） | |||
| Vertiv（VRT） | |||
| Talen（TLN） |
Talen 还有一个值得注意的变化：2025 年公告提出，在输电改造后，从原有同址表后安排转为表前供电，由电网承担传输与交付。这里引用的是公告安排，不能据此替项目确认截至今日已完成全部改造；但它足以说明，分析不能一直停留在 2024 年一次申请被否的状态。[12]
看这些公司时，我会把“需求强”与“估值是否合适”分开。订单增加可以支持业务判断；是否值得买，还需要结合当时价格、利润兑现与市场已经计入的预期。电力瓶颈本身不给股票回报作保证。
六、什么证据会让我改变判断
“电力拖慢算力建设”并不是只能不断强化的叙事。Berkeley Lab 的最新统计同时显示，2025 年多个地区签署的并网协议容量上升，CAISO 与 ERCOT 当年各自签署的发电并网协议都超过 30 GW。队列缩小与处理效率改善，可以和设备供给紧张同时发生。[1]
如果园区实际通电容量增长、设备交期缩短、客户按时投用，而供应商订单和现金流保持健康，我会提高对建设兑现的信心。反过来，若“订单很好”持续伴随送电时间后移、存货积压和客户推迟付款，就应降低对短期收入的期待。
还有两类容易忽略的风险：一是供给扩张后，原先的稀缺溢价可能下降；二是客户把计算任务迁到电力条件更好的区域，某个地区的建设压力并不一定转化成整个 AI 行业同比例的资本开支下降。
我更看重能够交付的电、明确的合同和实际回款。它们能把宏大的电力需求叙事，逐步变成可以跟踪、也可以被证伪的公司判断。
读者常问
PJM 容量价格等于数据中心买电价格吗？
不等于。容量价格按美元/MW-day计，能源价格通常按美元/MWh计，实际账单还涉及输配电等费用和合同结构。举个纯算术示例：若全年承担 100 MW 容量义务，按 329.17 美元/MW-day、365 天计算，容量部分约 1,201 万美元；这不是“100 MW 数据中心的全部电费”，也未考虑对冲和客户具体计费条件。[3]
签了 PPA，是否就解决了并网问题？
PPA 约定电力交易，接电和传输则还要落实工程与运营条件。签约能提高部分供电或价格安排的确定性，却不能替代送电批准。应同时看合同的起供时间、爬坡安排，以及相应输电和设施改造进度。Talen 与 Amazon 的安排就是需要把长协和输电衔接一起阅读的例子。[12]
为什么不直接用队列总量预测未来新增算力？
队列里有不同年份、不同成熟度和不同用途的项目；负载容量也不等于 IT 设备容量。更可用的做法，是对具体园区核对获准接电容量、分期送电时间与客户部署，而后在同一口径下汇总。这样得到的是有条件的项目判断，不会把所有申请都当成建设承诺。
普通投资者每季优先看什么？
设备端看订单向销售、利润和现金流的转化；电源端看实际交付与合同爬坡；园区端看已通电、已投用容量和收入起算时间。指标能相互印证，比单独一个巨大的积压订单数字更有解释力。
资料与核对口径
本文核对日期为 2026-10-11；每项数据保留其原始统计期或公告日。文中的投资判断是基于公开材料的分析，未来目标和合同安排均不当作已经实现的结果。
Berkeley Lab：2025 年末发电与储能并网队列，2026 年 7 月发布 PJM：2025/26 容量拍卖结果，2024-07-30 PJM：2026/27 Base Residual Auction 报告，正文第 3 页及表 1 PJM：2027/28 容量拍卖结果，2025-12-17 得州州长办公室：数据中心接入审查，2026-08-03 ERCOT：Large Load Integration 官方接入与送电材料 FERC：Order 2023 发电并网改革说明 NIAC：美国电网变压器供应报告，2024 年报告 GE Vernova：2026 Q2 业绩公告及 SEC 8-K 附件 Eaton：2026 Q2 业绩公告 Vertiv：2026 Q2 业绩公告 Talen：与 Amazon 扩大核电购电协议，2025-06-11
康哥｜跨市场投资研究
