美国电网制约：到2028年或将实现40GW以上的表后数据中心？

# 美国电网瓶颈：到2028年背后计量数据中心将超40吉瓦？ 来源：https://newsletter.semianalysis.com/p/us-grid-constraints-towards-40gw 如今，美国电网正承担着美国大部分数据中心的负荷，但我们正接近一个临界点。随着人工智能实验室和超大规模企业对电力永无止境的需求持续加速，电网根本无法足够快地增加容量。这使得**背后计量（Behind-The-Meter）** 成为最大的参与者确保所需电力的唯一途径。大约一年前，我们的《现场燃气深度分析》（https://newsletter.semianalysis.com/p/how-ai-labs-are-solving-the-power）首次预测了BTM燃气设备市场新进入者的快速崛起。自那以后，Bloom Energy、Bergen Engines、Wärtsilä 等许多公司都取得了显著成功。克服通用电气（GEV）和西门子涡轮机的产能限制，被证明比许多人担心的要容易得多。 今天，我们将进行更深入的分析，并对美国电网容量进行建模，以了解必须由数据中心背后计量解决方案来填补的缺口。 首先来看关键数字：首先，我们持续看到美国数据中心建设创下纪录，从2026年的+21吉瓦增长到2030年的+84吉瓦。上周我们详细解释了为什么关于数据中心延迟的头条新闻往往被夸大（https://newsletter.semianalysis.com/p/stop-saying-half-of-2026-us-datacenter）。 我们的研究表明，**到2028年之后，BTM将为超过一半的美国新增数据中心供电**，而数据中心BTM设备的总目标市场（TAM）到2029年将超过每年**50吉瓦**。新增电网容量增长不够快，而且还需要服务非数据中心的负荷增长。 上图显示了我们的预测的三个核心组成部分：美国数据中心预计总电力需求、可用美国电网容量以及新增电网供应。我们利用SemiAnalysis行业领先的最佳洞察来构建这一预测。 第一个组成部分，**数据中心需求**，来自基于逐栋建筑模型的**自下而上预测**（https://semianalysis.com/datacenter-industry-model/），由**逐芯片AI需求预测**的加速器模型（https://semianalysis.com/accelerator-hbm-model/）支持，并通过我们的代币经济学模型（https://semianalysis.com/tokenomics-model/）进行验证，该模型追踪建设的经济学并回答"泡沫"问题。 我们能源模型（https://semianalysis.com/energy-model/）的**第二个组成部分，即电网余量**，分析美国电网每个主要区域的供需动态。我们的模型遵循所有独立系统运营商（ISO）和区域输电组织（RTO）的方法论，并模拟了UCAP/ICAP储备、供需增长、可靠性风险等。 第三个组成部分通过我们的新能源模型（https://semianalysis.com/energy-model/）生成的自下而上预测来预测新增电网供应。我们追踪美国40,000个发电资产，并按季度预测所有燃料类型的商业运营日期（COD）。然后，我们通过专有的**ELCC**模型（https://semianalysis.com/energy-model/）估算发电厂的"真正"容量价值，并适应每个ISO和主要非ISO区域的具体情况。 我们的预测显示，每年新增的净ELCC容量勉强达到15吉瓦，到本十年末呈上升趋势，有望超过20吉瓦+。这基本上就是添加到系统中、电网运营商可以认可用于服务数据中心固定负荷以及其他固定负荷（如工业厂房、半导体晶圆厂等）的所有可靠容量。 将该经认证的供应量减去峰值需求和所需的储备裕度，就得到了余量本身，即一个市场在覆盖自身峰值需求和所需储备裕度后剩余的可用于承载新负荷的经认证容量。按此计算，根据我们对全国范围内所需储备裕度的分析，可用余量已经接近零，到2027年将转为负值。 因此，我们预计**发电**将成为并网数据中心负荷增长的主要瓶颈（输电是另一个瓶颈，将是后续深度分析的主题）。所有数据中心运营商已经亲身体会到这一点：**例如**，一家公用事业公司告诉你，它能够满足2027年的负荷攀升计划（500兆瓦），但后来回头说，要到2029年才能提供该负荷，因为电网互联所需的长周期设备，从主电力变压器（MPT）到高压断路器和某些情况下的网络升级，根本无法更早获得。更糟的是，负担越来越落在买家身上：现在，确保并网电力通常要求开发商提供大量信用证、押金或签署照付不议承诺，以资助为服务其负荷而建造的发电设施。例如，Switch Datacenter在2026年关闭了一个数十亿美元的性能信用证设施，正是为了支持这些义务。而在许多情况下，尽管有数十亿美元的承诺，公用事业公司甚至不需要为未能按时交付而面临任何处罚。 这些发电和输电限制，加上不足的市场激励，使得背后计量（BTM）常常成为吉瓦级新建项目最具吸引力的解决方案。我们已经观察到，许多顶级开发商正在德克萨斯州规划超过5吉瓦的背后计量设施，因为那里的现场燃气许可更容易。我们的数据中心模型（https://semianalysis.com/datacenter-industry-model/）极其详细地涵盖了这一点，将少数"真正的"5吉瓦+园区与那些表面功夫、背后没有可信开发迹象的园区区分开来。 这当然对BTM解决方案和提供商构成了实质性的顺风。然而，关键受益者并非通常的怀疑对象。几个月前，我们首次警示了燃气轮机订单潜在高峰的风险。请阅读我们的核心研究（https://semianalysis.com/core-research/）报告《电网供电不好，BTM好——燃气轮机订单高峰，独立发电商面临挑战，但电网设备需求加速》（https://semianalysis.com/core-research/）以获取更多细节。 我们的新能源模型（https://semianalysis.com/energy-model/）是预测和理解按公司划分的相对市场定位的最佳工具：我们追踪制造能力、设备交货时间、安装时间、重大交易公告等等。我们还深入报道了最近二级市场的动态，特别是涡轮机可用性的激增。 让我们深入分析。我们的论点分三步进行，本报告将依次阐述：电网供应受到结构性限制，这种限制将边际买家推向背后计量，而随着市场在完全孤岛和混合BTM模式中增长，这种转变将重新洗牌设备原始设备制造商和独立发电商中的赢家和输家。 首先，我们确定供应限制：利用我们的新能源模型（https://semianalysis.com/energy-model/），我们解释如何预测发电厂新增、如何通过ELCC估算每种燃料的真实容量价值，以及如何衡量由此产生的电网余量。 接下来，我们转向买方的决策：对于最大的电力和计算买家来说，BTM相对于电网的吸引力，按用例细分。 最后，我们考察它们之间的实际桥梁：在ERCOT（由批次零 Batch Zero 过程编纂）中出现的混合共址结构，将现场发电与持续的电网接入相结合，以及我们认为早期赢家正在形成的地方。我们稍后将对此进行更多解释。 请注意，本文侧重于电网限制和背后计量作为解决方案，但也有其他替代方案，如负荷灵活性。这些将是未来深度分析的重点，不在本文讨论范围。我们稍后在本文中简要解释为什么我们认为BTM将优于负荷灵活性等替代方案。 我们对4万个发电机的分析揭示了美国电网的核心挑战之一：未来两年内，市场上缺乏新增的可靠、可调度的容量。我们的铭牌容量预测显示，美国行业在2026年和2027年每年新增的燃气量将低于10吉瓦，新增量只在2028年及以后才会回升。 为了实现这一预测，我们复制了数据中心模型（https://semianalysis.com/datacenter-industry-model/）的方法论：它始于对施工时间表的广泛分析，分析数十万个经验数据点，并由实时卫星图像支持。我们根本看不到有足够多的发电厂处于高级施工阶段，能够实现2026-27年的交付。 2026-27年的缺口并非由单一瓶颈造成，而是一系列瓶颈叠加的结果。首先，制度性和队列摩擦：公用事业公司等关键电网利益相关者固有的缓慢，以及拥挤的发电互联队列。在PJM，队列本身不再是限制性约束——转换才是：大约57吉瓦已完成研究并获得或签订了互联协议，但自2020年以来，约24吉瓦已完全执行协议的项目（包括13.5吉瓦燃气）在投入商业运营前终止，主要原因是许可被拒、供应链延迟以及融资无法完成。仅许可一项就占2023年1月至2026年1月项目里程碑变更的29%，而供应链延迟占23%*（《通过市场设计实现供电可靠性》（https://www.pjm.com/-/media/DotCom/library/reports-notices/special-reports/2026/20260506-powering-reliability-through-market-design.pdf））。* 其次，技术组合不利于速度：公用事业公司订购的大部分燃气容量由联合循环燃气轮机（CCGT）和燃气轮机组成。正如我们在《现场燃气深度分析》（https://newsletter.semianalysis.com/p/how-ai-labs-are-solving-the-power）中详细解释的那样，CCGT是燃烧燃气发电最有效的方式，但其建设是所有发电技术中最慢的——在某些ISO中，从规划到COD的建设时间为4-6年。数据中心运营商正积极直接锁定燃料电池和往复式内燃机（RICE）等更快的技术，用于现场发电。 第三，供应链延长了所有时间线。燃气轮机和发电机升压变压器的交货时间均已延长至三到四年，而历史标准约为18个月。即使在乐观假设下，这也将燃气电厂的总开发时间从约24个月的基线推至至少四年，而CCGT则处于4-6年区间的长期端。 最后，一个项目还可能因电厂本身以外的原因而延期，例如设备成本增加、社区抵制、劳动力可用性、融资问题等。 当然，燃气并不是对美国电网唯一重要的燃料。正如我们的能源模型所详细追踪的那样，可再生能源和储能正占据越来越大的份额。我们预计，未来几年，太阳能和电池储能系统（BESS）每年各自的铭牌新增量将超过20吉瓦，如上图所示。然而，从电网角度来看，它们的价值要低得多。如下所示，按ELCC（有效负荷承载能力）计算，它们的贡献微乎其微。我们将在下面更深入地解释这个概念。 对于可再生能源，原因很简单。这些能源不仅具有间歇性，而且高度相关。太阳能著名的"鸭子曲线"就是最好的例子。随着你向系统添加更多太阳能，新增太阳能的边际价值会急剧下降，因为所有电厂大致在相同的小时内发电。在ERCOT，太阳能和风能的快速建设通过将两个价格信号向相反方向拉动而加剧了这种情况。4CP窗口——即设定下一年输电费用的六至九月间的四个15分钟时段——过去位于午后负荷高峰期。但随着可再生能源压平白天净负荷，它已向傍晚偏移，更接近日落。弃电高峰已移至一天中较晚的小时，此时太阳能发电量下降，陡峭的净负荷爬坡使电网供应不足。结果是，一个更宽、更陡的傍晚爬坡，电池必须支撑到燃气能够接手。 量化这种递减的、依赖于天气的价值需要一个专门的指标。公用事业公司和电网规划者正是依靠ELCC的概念来做到这一点。ELCC估算一个发电厂对整个系统的"真正"容量价值。它也是衡量市场中可用容量余量的有用指标：在存在多余ELCC容量的地方，系统有能力吸收新的较大负荷，因此数据中心可以互联——而缺乏ELCC容量的市场则不行。这些实体从系统角度考虑其资源，并且由于每个系统都是独特的，每个ELCC方法论也是独特的。我们的能源模型（https://semianalysis.com/energy-model/）下面显示了不同地区太阳能ELCC的多样性。 让我们举几个例子来更好地理解ELCC如何运作以及它如何在各区域有所不同。 PJM使用一个称为边际ELCC的复杂公式来核算不同能源资源的价值。联邦能源监管委员会（FERC）在2024年初接受了PJM向边际ELCC认证的转变，取代了之前用于火电机组的等效强迫停运率（EFORd）方法和用于间歇性资源的平均ELCC，同时采用了一个更能捕捉极端天气期间相关停运的小时风险模型*。有关PJM及其一些特性的更多细节，请阅读我们关于PJM与ERCOT市场设计及其对家庭电价影响的深度分析。 各市场的方法论差异很大。MISO在其较新的季节性资源充足性框架下按季节认证资源，反映了夏季与冬季稀缺风险的不同集中方式；ERCOT是一个纯电量市场，没有集中式容量市场，它依赖可靠性标准及其自身的有效容量衡量标准，而不是集中式的ELCC认证。实际结果是，同一个太阳能或储能资产，根据ISO的不同，其认证价值可能差异很大。ERCOT显示了一个极端情况：在一些拥塞区域和隔离的输电走廊，规划者现在完全将太阳能的容量贡献排除在本地可靠性建模之外——这是一种事实上的"无太阳能情景"，在确定可靠容量需求时，将增量太阳能的认证价值基本上定为零。 到目前为止，所有内容都涉及太阳能和风能。储能是可再生能源建设的另一半——那么BESS呢？我们的预测指出，2小时和4小时BESS的渗透率将上升，这自然比1小时BESS具有更高的ELCC价值。更长时间的BESS有更多空间在限制时期为系统提供缓解。 然而，储能也从根本上受到边际ELCC递减的影响，而增加持续时间并不能改变这一事实。原因是，特定持续时间的BESS解决了电网的一个特定痛点：例如，4小时BESS提高了电网在持续时间≤4小时事件中的可靠性。但随着更多4小时BESS添加到系统中，<4小时的电网风险被消除，这降低了增量BESS的价值。电网可靠性风险转移到>4小时事件，这些事件必须由其他燃料（或8小时+ BESS）来解决，8小时+ BESS最初将具有高ELCC，但随着8小时事件风险被降低，其ELCC将再次下降）。结果，在当今大多数电网上，增量4小时BESS增加的边际ELCC很少。 我们的观点不是说可再生能源不重要，它们现在是、并且将继续是人工智能建设的重要组成部分，只是不是最重要的那部分。我们的观点是，铭牌容量严重夸大了它们对可靠容量的贡献：按ELCC计算，每新增一吉瓦太阳能、风能和储能，其认证价值都在急剧且不断增加地打折，因为其应对的风险正在饱和。这个铭牌容量与认证容量之间的差距，正是决定一个市场实际能够承载多少新增负荷的关键——这是下一节的主题。