Full of Cold Air - PJM's $12B modeling mistake

今年早些时候，我们分析了美国最大的电力市场 PJM 地区居民的电费为何上涨了约 20%。我们认为，主要原因在于 PJM 的拍卖设计方案，以及其供需建模方式。为了更深入地了解问题的严重程度，我们的能源模型团队花了 6 个月时间，对 PJM 的主要系统模型——即“备用需求研究”——进行了逆向工程。该研究至今一直是一个黑盒。PJM 正是通过这项研究，来决定购买何种类型及多少数量的发电厂，以确保电力供应的可靠性。他们每年通过年度拍卖来完成采购，并支出数十亿美元。

借助重建后的模型，我们发现问题比预想的更为严重。PJM 的模型存在误差，我们估算，仅在 2025 至 2027 年间，这些误差就给其覆盖的 6600 万居民造成了总计 120 亿美元的成本。我们在本订阅文章的附录中向订阅者分享了具体方法，并在 PJM 模型仪表盘中展示了模型结果。我们实时重建的备用需求模型是一个专属标签页，仅对我们的能源模型客户开放。该页面还包含对美国全网的季度预测，追踪超过 40,000 座并网发电厂，以及每一项表后数据中心电力订单。

PJM 的模型在结构上不利于发展。其容量市场设计存在缺陷且全球独一无二，治理体系也过于庞大而难以有效运作。

这些缺陷进一步放大了糟糕系统建模带来的负面影响，而这正是本报告的关注重点：

利用 PJM 的供需曲线，我们计算出：如果采用更合理的模型，2025/26 年度只需少采购 0.014 吉瓦（即 14 兆瓦）的电力，就能节省 67 亿美元；2026/27 年度则可节省 49 亿美元，少采购 0.8 吉瓦。多采购电力反而省得少，这听起来可能有违直觉。但我们拥有供需曲线，可以清晰展示这些不成比例的影响是如何产生的。PJM 迫使自己处于极限运行状态，因此对发电厂容量的估算稍有不准确，都会对拍卖成本产生巨大影响。

PJM 限制了自身的新增电力供应。原因在于其一年期合同在签署后过快生效，同时新电厂并网进度也过于迟缓。这意味着，要满足任何需求增长，都必须支付高昂溢价，以不切实际的速度去建设新电厂。此外，PJM 还运营着全球唯一一个不区分新建和现有电厂的容量市场。因此，为新建电厂支付的溢价同样会付给现有电厂，而后者无需做任何额外贡献。在区分新建与现有电厂拍卖的市场中，同样的需求增长可以避免整个装机规模重新定价带来的“量效应”。这意味着用电户能免受价格暴涨的冲击。

尽管举行了四场耗资 630 亿美元的破纪录拍卖，PJM 仍将面临可靠运行所需的发电量短缺。该机构计划在 9 月 30 日至 10 月 21 日期间举行一场“紧急拍卖”，并于 12 月 2 日前公布结果。SemiAnalysis 认为，考虑到冷空气带来的燃气轮机效率提升，以及联邦强制资产防寒改造投资降低了冬季故障风险，PJM 系统实际可多出 3.8GW 的可靠电力。这相当于当今耗资约 100 亿美元建设的八座大型燃气电厂。这 3.8GW 将抵消 PJM 计划在紧急拍卖中采购的 6.8GW 容量的 56%。

PJM 的紧急拍卖存在严重风险。它将签署有效期至 2043 年的合同，且这些费用本应由新增的大型用电负荷承担。这并非电力销售，这些电厂仅仅因为存在就能获得报酬，无论预测的需求是否真的出现。但 PJM 此举并未确定任何承诺参与的交易对手。PJM 本身没有资金，其所有开销均来自用电户。

PJM 辖区内的每个州都必须通过各自成本分摊政策（但目前无一州落实），将成本转嫁给参与的新增大负荷。但这些大负荷可以选择退出，直接自行签订额外电厂的供电合同。若选择参与，他们对于需要为拍卖容量支付多少费用仍缺乏明确界定。参与其中也带不来加速并网等其他好处。无论如何，许多数据中心开发商已放弃了 PJM，转而另寻他处或规划表后发电配置。如果最终没有其他交易对手出现，那么再次承担损失的只能是居民用电户。

本报告深入探讨了 PJM 的容量市场，并介绍了我们自主研发的逆向工程模型。我们认为，尽管关键利益相关方承认这两项关键供应特征既真实又重要，但 PJM 仍未能对其进行准确建模：

PJM 存在的问题远不止建模这么简单。其当前的拍卖机制设计于二十年前，自那以后就再也没有经历过需求增长。如今的 PJM 在结构上是反增长的。由于治理僵局和既得利益者的否决权，PJM 未能适应这个负荷增长的新时代。如果无法实现市场改革，或许它可以通过改进容量建模方式来遏制用电者的损失，特别是在寒冬将至之时。

本报告将深入剖析 PJM 的容量市场。在提供一些背景介绍后，我们将采用以下结构：

背景

如果您之前没有关注相关动态，我们来为您梳理一下：

行动

FERC 正在就 PJM 的兜底申报征求意见，截止日期为 8 月 21 日。任何人都可以在 ferconline.ferc.gov 参与提交。SemiAnalysis 将提交本分析报告。我们鼓励其他人也这样做。我们也欢迎对模型的任何意见，请致信 energy@semianalysis.com 与我们联系。

我们同时建议 PJM 董事会向 FERC 提交改进的建模标准，以修改电价和可靠性保证协议。这可以采用与 2023 年确立现行规则以及今年 7 月启动兜底机制相同的快速通道流程。只要方案公正合理，FERC 就应当予以批准。2022 年，FERC 就曾批准过 MISO 的季节性容量认证。冬季额定容量的相关文本已于 2025 年 8 月写入 Package C 中，并在 PJM 自己的工作组获得通过，但未能通过高级委员会的审批。董事会明天即可重新启用该方案。针对强制冬季化改造的容量激励目前尚未起草。此前最接近的尝试是市场监督员提出的更为直接的版本，即直接删除风暴数据，但在同一会议上被否决。FERC 应当要求在 PJM 签订将持续到 2043 年的合同之前，重新计算紧急拍卖 6.8GW 的目标。

我们的主要建议如下：

我们一些不太成熟的看法如下：

1. PJM 低估了其现有电厂的可靠电力，差距约 4GW

如需了解 PJM 容量市场和拍卖的基本概况，请阅读我们之前的报告。简而言之：PJM 作为中央规划机构，通过举行拍卖来确保有足够的供应来满足峰值需求，并保留一定的安全裕度。PJM 在 2024 年提升了其规划的复杂程度，但由于利益相关方投票未通过，一些重要的输入参数并未纳入其中。缺少这些参数导致 PJM 高估了冬季的系统风险，进而试图采购过多的新建电厂作为备用。然而，PJM 新建电厂的供应能力受限，这引发了价格飙升，其试图解决这种资源短缺状况，却未能如愿。

情况并非一直如此。

2024 年，也就是容量拍卖价格首次飙升的同一年，PJM 对其资源充裕度模型进行了全面改革。此前，PJM 系统在“等效需求强迫停运率”（EDFORd）体系下运行。该容量目标的设定方式是，在峰值需求的基础上增加一个裕度，这个裕度基于发电机可能停机的概率。然而，该系统无法有效反映关联性故障。在寒冷的冬季，天然气电厂的这种关联性故障更为频发。此外，它也未能考虑电网中的新兴技术。具体而言，可变资源至少需要以小时为单位进行建模，才能准确体现其对容量的贡献。这些资源包括风能、太阳能或径流式水电等间歇性发电；以及各类“有限”资源，如各种形式的储能。

这些局限性在 2022 年暴露无遗。在冬季风暴 Elliott 期间，由于强迫停运和降出力，PJM 损失了 24% 的总发电量，其中三分之二的损失来自天然气发电机。风暴 Elliott 促使备转需求研究进行了重大改革，将其转变为按小时计算的风险框架。在这项研究中，PJM 利用历史和基于预测的随机数据，针对一年中的每一个小时，对若干理论年度的供需情况进行建模。这种更为细致的方法发现，在一年中的特定时期，供应相对于需求存在不足。

因此，天然气发电尤其遭受了 10-20% 的折损。这两项调整对整个系统产生了巨大影响。在 2024/25 和 2025/26 交付期的拍卖之间，出清容量下降了 8%（从 147GW 降至 135GW，即减少了 12GW）。这相当于系统凭空失去了几十座大型电厂。此后的容量拍卖成本高昂，因为 PJM 几乎不得不去购买替代电厂。

在 PJM，从夏季风险系统转向冬季风险系统意义重大。PJM 只有一个中央拍卖市场，而其他容量市场则明确区分冬季和夏季。对 PJM 而言，冬季风险系统降低了强夏季资源（例如能覆盖午后高峰的太阳能和储能）的可靠性价值，同时提升了强冬季资源（例如核能、煤炭）的价值。即使冬季天然气风险仅有微小改善，也会对所有资源产生连锁反应，并带来重大的商业影响。

该研究通过将发电机组与气象和需求场景进行逐时匹配，明确了每台新建发电机如何提升系统的可靠性。对许多人来说，这个新系统像一个黑盒。值得肯定的是，PJM 公布了部分工作成果和数据。它确实复杂，但其中的细节对于理解 PJM 当前面临的问题至关重要。结合这些信息与其他公开数据，我们尽最大努力重建了该模型，并深入剖析了其内部运作机制。在此过程中，我们识别并验证了若干缺陷，这些缺陷对近期的价格飙升、可靠性担忧以及即将到来的兜底拍卖具有重大意义。

备用需求研究

PJM 的新系统高估了冬季的风险，导致电源建设过剩。我们的模型按照 PJM 使用的全系统基准，重新运行了备用需求研究。我们的结论是：同样的发电阵容所提供的可靠容量高于 PJM 的认定值，因此针对总用电需求的拍卖需求会相应下降。

PJM 在建模时考虑了全年需求的变化，但将供应能力上限设为发电机组的夏季核定容量。一方面，这有其合理性，因为 PJM 属于夏季峰荷系统。夏季的空调用电需求高于冬季的供暖需求，因此一年中最高的需求点出现在夏季。即便抵消了太阳能增加的发电量，夏季对可靠电厂的需求仍高于冬季。

另一方面，从历史上看，发电机组的冬季故障率要高得多。各机组的故障往往相互关联，且多发于需求高峰期。更高的故障率意味着，冬季最容易发生供电不足的情况。天然气在冬季的可靠性较低，因为风暴会导致所有气源同时冻结，正如极地涡旋和 Storm Elliott 所示。

PJM 的模型考虑到了这种冬季风险，但其细节已过时，且缺乏精度。模型未考虑低温如何改善未发生故障机组的运行表现，也未考虑近年来电厂如何加强自身以应对极端天气。

PJM 使用历史数据来评估性能。这意味着，如果某个资源出现一次故障，提高可靠性的唯一方法就是等待十多年，让这次事件从系统中彻底清除。无论多少投资、监管或保证，都无法改变这一评判结果。因此，时至今日，导致可靠性风险的最大因素仍是 2013 年的极地涡旋，第二大因素则是 2022 年的 Storm Elliott。

自供电

为什么 PJM 的电费用户未能得到更好的保护，免受价格波动的影响？在大多数其他电力市场中，零售用户与公用事业公司签有长期合同，因此不会受到年度容量市场变化的影响。邻近的 MISO 市场同样经历了大幅的容量波动，但绝大多数家庭并未受到影响，因为公用事业公司已经签订了长期合同。

PJM 之所以表现得如此“全有或全无”，有诸多原因。但归根结底，这是以下因素共同作用的结果：零售选择与放松管制（导致合同期限更短、确定性更低）、最高法院推翻了各州支持长期合同的举措，以及 FERC 内部长期存在的纷争，最终演变成了一场关于资源偏好的党派之争。

剩下的另一个主要选择是，公用事业公司自行采购足够的容量，然后在 5 年内彻底退出容量市场。这在容量市场上表现为剧烈波动，但最终影响相对中性，因为供需受到的影响是平衡的。

机组不确定性

虽然 PJM 整体机组的数据相对透明，并驱动着其风险模型，但拍卖本身常以不可预测的方式出现偏差，且无法被完全复制。

储备需求研究的范围比基础剩余拍卖更大，因为一些公用事业公司会进行“自供电”。固定资源需求（FRR）替代方案允许公用事业公司退出拍卖，并提交自己的容量计划。其义务由自身的负荷份额决定，大约占 PJM 系统的 8%（例如 2026/27 年度为 12GW）。

因此，PJM 的储备需求研究会对一个“假定机组”进行建模，并得出全系统的需求数值（例如 2026/27 年度为 146GW 的可靠容量）。拍卖目标则是该总需求减去自供电义务（例如 2026/27 年度为 134GW）。

“已承诺机组”是拍卖和自供电的结果。在 2026/27 年度，拍卖出清了 134.3GW，比目标低 0.2GW；而自供电计划承诺了 12GW，比其义务多出约 0.3GW。系统在拍卖结束时，比全系统需求高出 0.1GW，但这仅仅是因为自供电的超额交付量大于拍卖的缺口。支撑这一切的，是实际存在的总机组，也就是那些物理存在的发电厂。

逆向工程该模型

为了获得真实的数据，我们需要完整重建该模型。因此，我们参考 PJM 解释其研究方法的手册，将其转化为代码。随后，我们将他们发布的气象、需求和发电数据输入代码中运行。对于他们未提供的数据，我们使用了公开的替代数据，主要来自美国能源信息署（EIA）。我们的输出结果与 PJM 过去四次拍卖的发布数据高度一致。本通讯的方法论附录中包含了详细的分步说明，以帮助希望复现或审查我们工作的订阅者。

改进模型

在 2026/27 年度的拍卖中，仅冷空气提升效应一项就应使所需容量减少 1.5GW；仅靠防寒改造在 60% 的水平下也能减少 2.5GW。由于两者的作用存在显著重叠，合计可减少 3.1GW 的容量需求。

我们利用重建的备用容量需求研究进行了计算，测试如果改变两个备受讨论且此前已被提出的输入假设，即计入冷空气提升效应和资产防寒改造，输出结果会发生多大变化。同样，详细的步骤见方法论附录。

计入冷空气提升效应

涡轮机是一种质量流量机械。冷空气密度更大，因此温度下降时，涡轮机可以挤出更多电力。如果忽视系统在冬季运行效率更高这一事实，却依然认定冬季存在故障风险，就会导致风险被重复计算，从而购买过多的电厂。

PJM 的模型没有考虑寒冷天气会提高热电厂效率，也没有考虑寒冷时期电网可用容量的增加。低温使空气密度增大并改善温度梯度，从而提升涡轮机流量，增加机组的峰值发电量。对于燃气轮机，这种影响高达 25%；在冬季月份，PJM 分类表中的涡轮机平均提升 8.4%。虽然燃气电厂在冬季更容易停机，但其他同类燃气电厂能够更好地增加发电量以作弥补。蒸汽电厂同样受益于温度较低的冷却水，这会降低冷凝器压力，从而提高循环效率。然而在建模时，这些电厂却被当作处于夏季月份来处理。

计入冷空气效应可以抵消较高的故障风险。我们的模型逐小时并行模拟了这两种动态变化。我们完全保留了 PJM 设定的冬季故障率，并在每个模拟小时为运行中的热电厂计入额外出力。在累计 41,600 个模拟年度的净算中，在保持 PJM 故障率不变的情况下，仅计入冷空气效应即可将容量需求削减 1.3 至 2.2GW，具体取决于年份。

PJM 早已被告知他们的建模方式有误。PJM 聘请的审查顾问 E3 在 2025 年 12 月的评估中指出了这一偏差：“气温升高时，PJM 不对称地对无限资源类别的 ICAP 施加环境降额，但在气温下降时却不进行环境增额。” PJM 在 2025 年 5 月进行的敏感性测试中，在模型中计入了这一增额。结果显示，相对于 2026/27 拍卖模型，冬季负荷损失小时数减少了 33%，备用裕度降低了 1.1 个百分点。E3 提出的 14 项建议中的第 4 项，就是采用季节性或每日容量额定值。

PJM 测算的冬季容量提升为 8.5GW 的铭牌容量。尽管影响巨大（按保守的 1500 美元/千瓦计算，这相当于新建燃气电厂至少 130 亿美元的价值），但 PJM 在掌握了所有核心信息的情况下，仍未落实这一调整。一个主要原因是，他们必须开展可交付性研究，以确定新增容量能否为整个系统供电。据我们所知，PJM 从未开展过这些研究。值得注意的是，实现可交付性的可能性很高。在电网紧张的情况下，原本可交付的机组群很大一部分会处于停机状态。此外，严寒还会提升所有电网组件（包括导线、变电站和断路器）的热容量。使用夏季热容量额定值来衡量冬季热出力在物理上是不准确的。但由于利益相关方存在分歧（详见 ELCC 工作组 C 包文件），实施这一基础性变革的改革提案未能通过。

我们的建模方法见附件。

结合资产防寒改造更新风险评估

对于投资提升自身抗灾能力以应对极端事件的电厂，PJM 并未给予合理的容量认可。这意味着在 Storm Elliott 之前，PJM 低估了冬季风险；而现在又可能高估了其新完成防寒改造的机组群的风险。这种准确性和预测能力的缺失推高了电力成本。在 2026/27 拍卖中，仅认可防寒改造一项，就相当于增加了高达 3GW 的可靠电力。

认可防寒改造及其他韧性投资，将为电厂投资提供强大的财务激励，因为它们能在容量拍卖中获得更多收益。然而，PJM 却根据历史表现来确定电厂的故障率。在 Polar Vortex 以及最近的 Winter Storm Elliott 期间，燃气机组群的大规模停机在降低 PJM 赋予燃气电厂的容量价值方面产生了巨大影响。为了增强统计效力，PJM 尽可能多地使用历史天气年份数据。但一旦出现重大失误，只有时间和良好的表现才能缓慢将其拉回基准线。这是一个渐进逼近平均值的艰难过程。即使燃气电厂投入数十亿美元进行防寒改造，或在类似事件中展现出非凡的韧性，情况也是如此。

电厂发生故障的原因是组件结冰：仪表与传感管线、阀门以及燃料处理系统。在 2022 年 12 月的冬季风暴 Elliott 期间，PJM 观测到同时发生的停机容量高达 46GW。FERC/NERC 的联合调查（2023 年 10 月）发现，在因结冰导致的故障中，至少有 75% 发生在高于机组既定运行温度下限的环境中。这意味着，如果做好充分的防寒改造，机组本不会发生故障。

到 2025 年 11 月开始的冬季，现有发电机组的防寒改造程度已大幅超过 PJM 模型中的假设。到 2023 年 4 月，强制性的防寒预案、每台机组的年度培训以及各机组低温运行限制的报告制度均已落实。到 2024 年 1 月，已有超过 400 台发电机组向 PJM 报告了防寒改造情况，PJM 在其对风暴 Gerri 的回顾报告中公布了这一数据。PJM 拥有约 450 台燃气机组和约 750 台火电机组，这意味着相关机组中的大部分已完成改造。这些报告虽然是自评的，但它们是在已要求每台机组具备防寒预案的制度下提交的，且提交时间比我们所建模型对应的拍卖冬季早了近两年。对每台机组极端低温运行温度的法定测算需在 2024 年 10 月前完成。事件 CAP 规则自 2024 年 10 月起具有强制执行力；任何在 2024/25 年冬季发生结冰的机组，必须在 2025 年 12 月前完成整改计划。此外，具有约束力的 NERC 防寒标准将逐步实施至 2027 年，尽管这对针对其生效后年份的近期拍卖没有影响。

机组近期的运行表现证明了防寒改造的成效。在 2024 年 1 月的风暴 Gerri 中，强迫停机峰值仅为 16GW，占比 9%，而 Elliott 期间为 46GW。在类似的假期周末恶劣天气下，2025 年 1 月的 MLK 风暴的强迫停机率也仅为 9%，而 Elliott 期间为 24%，且当时电网正满足冬季历史最高负荷。2026 年 1 月的风暴 Fern 造成 18-19GW 的停机，占比 10%。自风暴 Elliott 以来的每次低温事件中，PJM 的机组群表现得就像是一个已完成充分防寒改造的系统。2025 年 1 月的 MLK 风暴虽然天气条件与 Elliott 相似，但完全没有出现故障过度聚集的现象。

具体方法见附录，但关键在于，防寒改造这一调节手段并未假设电厂故障率会降低。它完全保留了各类机组年度平均故障率，仅消除了天气导致的故障聚集效应。一个真正完成防寒改造的机组群，其平均故障率确实会更低。但我们并未将这部分收益计入模型。为了保持高度保守，我们假设 2025/26 年度的防寒改造程度为 50%，之后每年递增 10%。

重叠

这两项建模调整的结果存在显著的重叠。因此，两者的综合效果反而小于各自效果之和。这是因为它们解决的是同一时段的问题。PJM 的容量要求由少数几个严寒时段决定，在这些时段系统可能出现供应短缺。在 2026/27 年度，仅冷空气效应在拍卖尺度上就相当于 1,535 MW 的容量要求减免，而 100% 的耐寒化改造可减免 3,143 MW。但两者合计仅能减免 3,320 MW，而非 4,678 MW。在冬季化改造设定为 100% 时，其效应尤其会盖过冷空气效应，视不同年份，重叠部分占比可达 76-96%。在较低设定值下，重叠程度会有所降低。在我们选定的年度设定中，重叠比例视年份不同变为 53-69%。

2. PJM 超支约 120 亿美元

改进模型输入后的结果是，PJM 拥有的发电机组可靠性，高于其当前《备用需求研究》所认定的水平。因此，相对于建模负荷需求，PJM 本可以减少容量采购，而不必像过去四年那样采购如此多。在价格不受限制的两次拍卖（2025/26 和 2026/27）中，这种差异导致了 120 亿美元的支出。

拍卖设计

拍卖设计的改革难度远大于建模方法。但要理解为何建模容量出现相对较小的缺口，却会对拍卖成本产生巨大影响，就必须先了解拍卖设计。PJM 拥有两个市场：一个是实时运行的能量市场，另一个是按年度结算的容量市场。容量合同向电厂支付的是可用性费用，而非发电费用。PJM 的互联队列审批以缓慢漫长著称。申请加入互联队列的电厂需自行承担风险，而进入容量市场的电厂，其风险则由电费缴纳者承担。

在任何电力市场中，有两项成本至关重要：电厂多运行一小时的成本，以及建设和维持电厂的成本。前者为短期边际成本，后者为长期边际成本。每日的能量市场按最后一家中标生产商的短期边际成本（燃料、人工、可变维护费）出清。这激励了参与者按真实成本报价，而非操纵系统。因为报价若高于此水平，就会面临不被调度的风险，从而一无所获。短期边际成本与长期边际成本（资本、资产、固定维护费）之间的差额，造成了“缺钱”问题。因为电厂很难仅靠日常能量市场收回这部分投资。部分电网（最著名的是 Texas 的 ERCOT）仅有能量市场。电厂通过在供应紧缺时报出极高价格，来弥补这部分“缺的钱”。但许多市场采用容量拍卖来提供这部分资金，认为这种方式更为稳定。PJM 的年度容量拍卖同样会按最后一家所需容量的报价，向所有中标者支付该价格。

每年，PJM 的规划模型（即备用容量需求研究，Reserve Requirement Study, RRS）都会确定需要多少可靠容量，才能将电力短缺控制在十年一遇的水平（即失负荷期望为 0.1，LOLE）。由于风险是分散的，市场上的每个人都试图搭别人的便车，这意味着发电容量没有天然的买家。PJM 扮演着保险中介的角色。它绘制了一条市场需求曲线，即在各个供应水平下愿意支付的价格的滑动计划（即可变资源需求，Variable Resource Requirement, VRR）。发电资源进行竞价、PJM 根据该曲线进行采购的年度拍卖即为基本剩余拍卖（Base Residual Auction, BRA）。

遗憾的是，PJM 运行的容量拍卖涵盖了约 92% 至 93% 的装机容量，且现有发电机与新建发电机混在一起。其余大部分容量由自供电公用事业公司覆盖。这会带来问题，因为这两者实际上是截然不同的产品。新建发电机的长期边际成本要高得多。现有发电机只需覆盖其年度固定成本，独立市场监机构的数据显示，大多数报价在 8-14 美元/MW-天。新建发电机则面临巨额的风险相关成本，以及高得多的初始固定成本。此外，新建电厂与现有电厂获得的是相同的一年期合同，尽管新建电厂通常需要长期合同才能以具有成本效益的方式筹集资金。这种拍卖设计意味着，如果电力需求的增长需要建设新电厂，那么价格就必须在基准水平之上大幅上涨。在 PJM 的案例中，整个系统的容量价格从 28.92 美元/MW-天上涨到了 270-333 美元/MW-天，大约是现有电厂 8-14 美元报价的 20 到 40 倍。这给现有发电机带来了巨额的意外收益，却未必能有效增加系统的发电容量。

欢迎指正，但我们认为，在全球范围内，PJM 将如此高比例的装机容量纳入同一边际定价拍卖的做法也是独一无二的。PJM 93% 的容量以出清价格结算。相比之下，MISO 剩余拍卖中的比例为 15%，New York 采用按月滚动拍卖，California 依赖双边合同，Texas 则完全没有此类拍卖，而 New England 彻底放弃了这一设计。MISO 也曾出现过拍卖价格的大幅波动，但其拍卖属于剩余性质，且公用事业公司的大部分容量都是通过自我供应或事先签订合同来满足的。因此，其 2025/26 年度夏季需求的约 86% 是在拍卖之外得到满足的，从而保护大部分负荷免受价格波动的影响。Great Britain、Ireland、Italy 和 Japan 也运行集中式拍卖，但它们会给予合格的新建电厂 10 到 20 年的合同，而现有电厂通常只能获得一年期合同。

所有这些市场都让客户为增长买单。但在这些市场中，同样的增长不会像在 PJM 那样推动几乎所有装机容量的重新定价。这种成本转嫁是市场设计的产物，而非负荷增长所固有的。改革即将到来。数据中心开发商大多支持为容量付费的改革，因为无痛实现增长符合他们的利益。然而，目前的提案并未给电费支付者带来任何喘息之机，他们仍在为二十年前的设计选择买单。

这种设计并非没有原因。二十多年来，PJM 没有经历过任何负荷增长，并受益于独立发电商早期的天然气热潮，而这波热潮对早期投资者而言是灾难性的。在此期间，低效电厂被高效电厂挤出系统。这在很多方面都是一个好系统，只是它并非为增长而建。

浪费的 120 亿美元

针对最近的四次拍卖，我们计算了如果备用容量需求研究更加准确，拍卖本应在何种价格和容量水平上出清。这种建模改进将需求曲线向左移动。我们发现，2025/26 和 2026/27 年度的拍卖将节省 115.7 亿美元。在采购量超过可靠性需求的前提下，其敏感度范围在总计 80 亿至 145 亿美元之间。2027/28 和 2028/29 年度的拍卖不会以更低的价格或容量出清。因为在供应足够紧张的情况下，即使采用改进的模型，这些年度的价格上限仍然具有约束力。

容量拍卖价格由供给曲线与 PJM 需求曲线（VRR）的交点决定。需求曲线是一份已公布的价格表，说明 PJM 在每个供应水平下愿意支付的价格。供给曲线由所有进入市场的报价组成。PJM 及其市场监测机构会公布包含关键数据点的曲线形状。我们为这四次拍卖分别重建了这些曲线。

随后，我们使用逆向工程的备用容量需求研究，计算了在引入冷空气和资产防寒化等改进输入后，这些曲线会如何移动。鉴于现有装机容量的可靠性更高，在电力需求之上采购更大供应裕度的需求随之降低。这将容量需求曲线（VRR）向左移动。我们根据不同的输入逐年进行了计算。得出的结论是，在 LOLE 为 0.1 的情况下，全系统可靠容量需求分别下降：2,879 MW（2025/26）、3,396 MW（2026/27）、4,513 MW（2027/28）、3,824 MW（2028/29）。我们必须假设报价不会改变。因为对报价行为进行建模非常复杂。现实中会有一些变化，但我们认为在此背景下这种变化并不显著。

PJM的容量市场具有一条呈直角的供应曲线。曲线的绝大部分低且平缓，随后平稳上升，直到最后阶段才垂直飙升。以2025/26年度拍卖为例，前79%的出价在$2-5之间，接下来的20%逐步上升，最高达到$105，而只有最后的1%飙升至$352，最终市场出清价为$270。这反映出PJM的大多数电厂已运行多年，其短期与长期边际成本差异很小，因此出价较低。而新电厂则出价较高，以确保能够快速建成并覆盖自身风险。PJM供应曲线的这一特征解释了为何在接近极限时，需求量的小幅变化会对价格和总成本产生巨大影响，即使对采购量的影响很小。

基本剩余拍卖（Base Residual Auction）并不停留在所需的容量水平，而是根据其需求曲线出清。因此，如果有更多容量能以PJM认为可接受的价格买入，拍卖就会出清。在2025/26年度拍卖中，PJM的价格上限为$452，由于收到了足够的出价，最终以$270的价格采购了135.7GW的容量，而所需容量为133.6GW。

如果备转容量需求研究（Reserve Requirement Study）的计算方式有所不同，需求曲线就会向左移动2.7GW。调整后的目标所需容量将是130.9GW，拍卖将在$135的价格下出清135.7GW（折扣为50%）。虽然仅有0.014GW的容量差异，但这$135/MW-day的节省会乘以全部的135.7GW（加上$270乘以0.014GW），再乘以365天，最终整个拍卖可节省$6.7B。

我们甚至可以用一个影响幅度的合理性校验来进行对比。独立市场监测机构在2024年9月仅针对冷空气政策进行过类似的计算。结果显示，在备转容量率固定的情况下影响为$2.7 billion，若不固定则高达$8.0 billion。而我们的数据还包含了冬季化的可靠性影响。

价格上限

2026/27年度拍卖首次引入了政治设定的价格上限。PJM在其需求曲线模型中本已设定了价格天花板，但各州州长将价格上限作为一项紧急措施，以防止PJM不合理的拍卖设计进一步损害用户利益。虽然这一目标得以实现，但$329的价格上限也导致拍卖未能正常出清。最终采购了134.2GW的容量，而所需容量为134.5GW，仅短缺0.3GW。

如果备转容量需求研究的计算方式有所不同，需求曲线就会向左移动3.1GW。调整后的目标所需容量将是131.4GW，拍卖将在$230的价格下出清133.6GW。采购量仅减少0.6GW，可靠性裕度得到改善，且享有$99/MW-day的折扣。整个拍卖共节省$4.9 billion。

价格上限可能带来许多意想不到的后果。在本次事件中，一个结果是针对 11 至 15 年期合约进行了一场高价的紧急拍卖。任何选择保留增量发电容量的发电商，很可能都从中获益了。

供应受限

2025/26 和 2026/27 是我们发现 PJM 浪费了纳税人资金的两场拍卖。接下来的两场拍卖不会因为模型改进而受到价格或成交量的影响。因为供应极其紧张，即使需求曲线分别移动 4.5GW 和 3.8GW，也无法让需求曲线与供应曲线在拍卖的政治价格上限之下产生交点。

2025 年 12 月举行的 2027/28 拍卖出清价格为 333.44 美元，刚好触及价格上限，且缺口达 6.5GW。因此，需求曲线向左移动 4.5GW 不足以改变局面。

2026 年 7 月举行的 2028/29 拍卖出清价格为 325.00 美元，同样触及上限，缺口为 6.8GW。通过改进模型，这 6.8GW 的目标将降至约 3GW。

对于 PJM 即将举行的紧急拍卖来说，6.8GW 与 3GW 之间的差异，现在成了一个价值数十亿美元的关键问题。

3. PJM 在即将到来的紧急拍卖中试图购买过多容量，正将纳税人置于风险之中。

谁来买单？

在任何拍卖中购买过多都是糟糕的，但这场后备拍卖没有明确的交易对手方。PJM 计划为电厂的建设提供资金，期望未来的能源需求会随之增长。但如果这种需求没有出现，PJM 仍将不得不支付这笔费用。

理论上，新增的大型负荷应当为这场紧急拍卖买单。但预测中的大型负荷是假设性的，并不会签署正式合同。目前的计划是由 PJM 签订合同，然后由各州自行通过成本分摊政策，将成本分配给参与的新增大负荷。PJM 的申请文件澄清道：“由于 PJM 无权直接向单个数据中心分配零售成本，因此各州的行动至关重要。”这给大型负荷带来了巨大的不确定性，因为成本转嫁将因州而异，采取定制化方案。

只有在 2032 年 6 月前投入运营的新资源才能参与竞标。所有合约都在 2043 年到期，因此一座在 2032 年并网的电厂将获得约十一年的合约期。随后，这些成本将根据 2026/27 至 2028/29 期间预测的负荷增长比例，分配给各个输电区域。这些份额将在整整十五年内保持不变。在每个区域内部，各州将采用定制的政策设计，将成本进一步分摊给特定的大型负荷或配电公司。如果某个州不采取任何行动，则适用申请文件中的默认规定，该成本将按峰值负荷比例，由该区域内的每个负荷服务实体承担。

There is no true-up, the zone shares are set by forecast growth and never revisited. The supply contracts are structured as guaranteed top-ups. Each winner is made whole to its bid against whatever the capacity market later pays out to 2043. Load-serving entities assigned backstop costs must post credit support of $1.5 million per megawatt of obligation, within ninety days of each delivery year. At the ceiling average of $555/MW-day the maximum liability for 6.8GW is roughly $21 billion.

There is no sweetener to encourage large loads to participate such as accelerated interconnection. There is not even assurance on ‘unaccelerated’ interconnection timelines. Then on the supply side there is little penalty for under-delivering once a plant is running. PJM itself projects that even with the backstop the next auction “may clear short”.

Overruled

Through PJM’s fast-track stakeholder process this spring, the members developed and endorsed a backstop design built around a voluntary subscription model. This was championed by a coalition of the electric distribution companies and the Data Center Coalition. The idea was for large new loads to subscribe first, committing to pay for the new capacity before it’s procured. Unbelievably for PJM that design won more than two-thirds sector-weighted support .

Then the Board overrode its own members. In its decisional letter of 27th July 2026, the Board rejected the subscription framework on the stated ground that it “would not provide sufficient assurance that capacity equal to the identified near-term shortfall would actually be procured”.

That is why improving this system modeling is crucial. The Board decided this high-risk emergency auction was necessary because of modeling which overstates the near-term shortfall. The near-term shortfall is currently 6.8GW, recomputed it would be 3.0GW, an amount a subscription model could plausibly have covered. The total requirement of 156GW is built from the 2028/29 load forecast, which already embeds the anticipated datacenter growth.

PJM has filed the Board’s proposal at FERC on 31st July 2026. The Board’s design uses a $555 average-cap and they added back a badly designed curtailment scheme (IRAS) that the members had rightly voted down. Both of these measures seem designed to dissuade new large loads from joining this scheme.

采用平均限价与按报价支付（pay-as-bid）供应合同，意味着参与的需求负荷并不清楚最终会以何种价格签约。555美元的限价针对的是投资组合平均值，而非任何单一合同。PJM 自己的示例就显示有 600 美元的报价得以出清。由于双边抵消的报告窗口与报价窗口同时开放，实际购买量同样未知。负荷自身的份额也不明确，因为这取决于尚不存在的州级分配机制，以及有多少其他负荷参与。该平均值在筛选时应用。如果合同日后失效，剩余投资组合也绝不会重新按 555 美元的标准进行测试。这种风险在价格上行时具有不对称性，因为低价合同更有可能被放弃或失败。按报价支付机制加剧了这一问题。在边际价格拍卖中，竞标者的最佳策略是按真实成本报价。而在按报价支付机制下，最佳策略则是预测并按最高可接受价格报价。PJM 自己的证人在提交文件中也指出了这一点：按报价支付的卖家“更倾向于按预期出清价格报价”，且在此情境下的市场力监管“既困难又无效”。

临时资源充足性服务（IRAS）方案适用于 2027/28 年度后超过 50MW 且未纳入集中采购、自我供电或双边合同的需求负荷。这些负荷以非固定（non-firm）方式并网，在容量短缺时会被率先限制供电，排序甚至早于紧急前需求响应项目。退一步讲，在极端情况下采用非固定并网尚属合理，但此举却极为荒谬。需求响应参与者因削减负荷而获得报酬，这是他们出售的一项服务。新的大型负荷本将在电费账单中为该服务买单，却依然会被优先断电。这些需求负荷规模高达数百兆瓦，根本不适用于此类快速响应或高精度的负荷操控。这甚至可能对系统造成危险。就在最终利益相关方会议召开前几天，PJM 自己的工作人员放弃了强制限电的提议，理由是对 PJM 是否有权限制零售负荷存在疑虑，而发电商自己的行业组织也警告称，重新实行此举将引发旷日持久的诉讼。

对于任何能够实现自我供电的负荷而言，自供电绝对优于参与拍卖。这将引发用户流失，并大大增加 PJM 过度采购的风险，进而损害缴费家庭和企业的利益。至于其余负荷，其他电力市场则意味着更广阔的发展空间。

治理机制

向 FERC 提交意见的截止日期为 8 月 21 日东部时间 17:00。拍卖将于 9 月 30 日至 10 月 21 日期间进行，结果将在 12 月 2 日前公布。这距离下一次常规定期拍卖（12 月 9 日开启）仅有一周时间。PJM 已于 8 月 7 日发布了 2029/30 拍卖等级评级。这些评级同样是基于“无尽夏季”假设计算得出的。PJM 将于 8 月 31 日公布剩余参数。本文所述内容均与未来九十天内将要作出的决策有关。

除了我们逆向工程推导的模型外，几乎所有内容都不是新事物。早在 2023 年，PJM 自身就曾提出过一套完整的双季容量市场方案。但在 Independent Market Monitor 等方面以设计尚需更多时间完善为由提出反对后，PJM 撤回了该方案，转而提交了仅按年度计算的方案包。FERC 于 2024 年 1 月批准了该方案包，并拒绝强制要求实施季节性机制。2024 年 9 月，Independent Market Monitor 得出结论，如果保持备用裕度不变，计入火电厂的冬季出力能力可使当年的容量账单减少 27 亿美元；若备用裕度不作限制，则最高可减少 80 亿美元。其长期建议指出：“没有任何理由不能立即将多余的冬季 CIR 分配给这些资源。”2025 年 5 月，PJM 的敏感性分析发现，整个机组的冬季出力能力比其夏季额定值高出 8,561 兆瓦。同月，各成员以 3.699 票（满分 5 票的行业加权票数）通过表决，推迟了相关的输电工作，“直到利益相关方着手开展季节性容量架构建设时再行推进”。2025 年 7 月，PJM 自己的特别工作组对方案包 C 中的修正措施表示支持。该方案包含冬季评级，以 178 票赞成对 54 票反对获得通过，支持率达 77%。然而 26 天后，即 2025 年 8 月 20 日，高级委员会以 30.7% 的加权赞成票否决了该方案。发电资产所有方认为，提高冬季评级会推高基准线，导致电厂在夏季表现不佳时会面临更重的惩罚。消费行业投票否决了 PJM 的方案包，转而支持另外两项较为粗放的替代方案；而发电方随后也将这些替代方案一一否决。2025 年 12 月，E3 建议采用季节性或按日评级方案，这是 14 项建议中的第 4 项。此后再未进行过任何投票。

结论

PJM 的集中式容量市场在其解决容量短缺的核心职能上已彻底失败。面对现代历史上首次出现的温和需求增长，容量市场却无力采购到所需的容量。相反，PJM 的设计将这些资金错误分配，变成了现有发电机组的意外利润，同时由于建设周期短、并网队列长等问题，又对电力供应造成了制约。PJM 正在取得进展，通过本次专为新增发电装机设计的紧急拍卖，着手建立第三个能源市场。但此举实际上是将长期以来的错误转化为长期的债务负担，而基础资源建模的准确性至今仍悬而未决。

这些具体的建模要点此前曾经过讨论，但并未成功实施。我们希望通过逆向工程并公开 PJM 的“黑盒”，揭示这种方法论改变可能产生的影响规模，从而推动这一争议的解决。这正是我们利用公开信息所尝试做的事情。我们必须强调，目前仍有一些缺失的关键信息，我们已对此作了标注。因此，我们的建模充其量只是一个较好的近似。即便我们的结论只有一半是正确的，我们也急需改变这种建模方法。这样可以避免进一步的浪费，并为需要新增多少容量才能让 PJM 再次发展壮大提供更清晰的信号。