美国为跨区域输电排优先级，哪些线路最值得投资？

eo记者 蔡译萱

编辑 何诺书

审核 姜黎

2024年，美国因输电阻塞额外支付了约120亿美元的批发购电成本。虽然这个金额较2022年天然气价格飙升、极端天气频发时支付的210亿美元历史高点有所回落，但美国能源部（DOE）认为，这只是短暂缓解。随着数据中心、电气化和制造业回流推动用电需求重新增长，未来输电阻塞成本仍将持续攀升。

面对不断增加的输电需求，DOE需要回答一个现实问题：有限的输电投资，应该优先投向哪里才能创造最大的系统价值？

今年7月，美国能源部发布《2026年全国输电需求研究（公众征求意见稿）》（National Transmission Needs Study Draft for Consultation and Public Comment，以下简称征求意见稿）。这份报告并非传统意义上的行业分析报告，而是美国联邦政府开展全国输电规划的重要基础，根据《联邦电力法》（Federal Power Act）每三年编制一次。报告不仅将作为各区域输电规划的重要参考，还将支撑能源部划定国家重点输电走廊（National Interest Electric Transmission Corridors，NIETC），进而影响联邦融资支持、项目审批等后续政策工具。

相比上一轮研究，此次报告最大的变化在于，首次以全国统一视角对美国不同区域、不同电网之间的输电价值进行了系统比较。DOE利用历史LMP（节点边际电价）、输电阻塞成本以及区域规划成果，对跨区域输电线路进行价值评估，试图研判未来美国输电投资最值得优先布局的方向。

报告给出的答案十分明确，真正最值得投资的不是区域内部的输电扩容，而是连接不同区域、不同市场乃至不同互联系统之间的跨区域输电。

长期以来，美国输电建设更多围绕各区域自身需求展开。DOE统计显示，2016—2024年，美国累计投运69千伏及以上输电线路约8500回路英里，绝大多数项目由传统公用事业企业建设，占比达到98%。这些项目主要用于提升供电可靠性、更新老旧设备、满足新增负荷以及新能源并网需求。其中，可靠性改造占全部项目的38%，设备更新占20%，新增负荷占17%，新能源并网占13%。真正以缓解输电阻塞为主要目的建设的项目，占比不足1%。

这意味着，美国过去十余年的输电建设，更像是一种区域内部的“补短板”工程。哪里线路老化就更新，哪里新能源增加就扩容，哪里负荷增长就建设新的变电站和输电线路。

这种模式在负荷增长相对平稳的时期能够满足需求，但随着美国电力系统发生变化，其局限性正日益显现。

一方面，数据中心、电动汽车、先进制造业以及建筑电气化等新型负荷快速增长，推动美国迎来数十年来最快的用电需求增长。另一方面，煤电持续退役、可再生能源大规模接入，也使电力生产和消费更加分散，区域间资源禀赋差异进一步扩大。征求意见稿明确指出，未来输电建设的首要驱动力已经转向新增负荷增长，尤其是数据中心等大型用电项目，而电网老化、电源结构调整，进一步推高扩容需求。

美国输电阻塞并未随着近年来持续投资而消失。DOE数据显示，2023年全美输电阻塞成本约为110亿美元，2024年进一步升至120亿美元。DOE判断，随着机组退役速度快于输电扩容、新增负荷持续走高，阻塞成本将持续上涨。

因此，征求意见稿首次尝试从全国资源优化配置的角度，对不同输电项目进行价值排序。报告采用劳伦斯伯克利国家实验室（LBNL）基于历史节点边际电价的分析方法，将输电线路缓解拥堵所带来的经济价值作为重要衡量指标。报告同时强调，缓解拥堵只是输电投资价值的一部分，可靠性、资源充裕度、系统韧性等同样应纳入综合评估。

基于这一分析框架，跨互联系统输电通道成为整个美国输电网络中最值得优先建设的方向。

在DOE的价值排序中，最受关注的是一个长期存在却始终没有得到根本解决的问题——ERCOT（得州电力可靠性委员会）与美国其他电网之间的互联能力不足。

劳伦斯伯克利国家实验室依托LMP数据测算显示，全美跨区通道里，连接ERCOT与周边电网、贯通东西两大互联系统的联络线拥堵缓解价值最高；北部电网规划联盟（Northern Grid）与西部互联输电协调组织（West Connect）、新英格兰独立系统运营商（ISO-NE）与纽约独立系统运营商（NYISO）跨区线路经济效益同样突出。

这一结果表明，在联邦层面的输电需求评估中，DOE正将跨区域资源配置能力作为重要衡量标准，而不仅仅关注项目所属区域自身的输电需求。

ERCOT之所以排在最前，并不是因为得州输电建设落后。恰恰相反，过去十年，ERCOT一直是美国输电建设最活跃的地区之一。报告统计显示，2016—2024年，ERCOT累计投运线路里程全国第一，区域内持续扩容，支撑人口、风光基地与负荷扩张。

但区域内部持续扩容，并未改变ERCOT的核心特点，该电网仍是美国规模最大的独立孤网。

与宾夕法尼亚-新泽西-马里兰互联电网（PJM）、中大陆独立系统运营商（MISO）、西南电力联营公司（SPP）等东部同步电网不同，ERCOT长期维持与东西互联系统的弱联网状态，仅依靠少量直流联络线开展电力交换。这套独立运行模式日常自治性更强，但无法像其他区域一样依靠跨区电网灵活调配外部电力。

从市场运行来看，这种“孤立”最终会反映在电价上。DOE解释，在采用LMP的电力市场中，当输电线路容量不足、电力无法自由流动时，同一时刻不同地区就会形成明显的电价差。

ERCOT与周边区域长期存在显著电价差，新增跨区通道可持续输送低价富余电力至高价区域，削减高成本机组出力、压低全美整体阻塞成本。这也是DOE将其列为全国最优互联节点的核心原因。

不过，DOE的评估维度不只有经济收益。据报告分析，输电线路价值还包含资源充裕度提升、系统韧性增强两大层面。近年来，多次极端天气事件暴露了美国跨区互济能力短板。2021年，冬季风暴Uri来袭，ERCOT机组大面积停运叠加天然气短缺引发严重供电危机；2022年Elliott风暴期间，中西部风电弃电、东南部电力紧张，有限跨区通道阻碍资源优化配置。报告认为，跨区域输电可应对各地负荷峰值、缓解资源禀赋错配，极端情况下强化互济，全面提升电网韧性与供电可靠性。

本次研究另一项重要突破体现在对东南部的相关分析上，报告首次把尚未建成统一批发市场的区域纳入全国统一价值评估体系。

长期以来，美国电力市场区域分化明显。PJM、MISO、NYISO、ISO-NE等由区域输电组织（RTO）/独立系统运营商（ISO）统一运营现货市场，依靠LMP完成出清。

东南部则是特例。南方电力（Southern Company）、杜克能源（Duke Energy）、田纳西河谷管理局（TVA）等主体仍采用传统垂直一体化模式，未搭建统一RTO/ISO市场，无公开LMP数据。东南部输电容量依靠行政分配，运营商提前公示可用输电容量（ATC），用户按需申请，容量饱和则直接驳回。这套模式仅能判断线路是否满载，无法量化拥堵造成的经济损失、测算新建线路收益。

报告认为，这也是非RTO区域输电规划长期存在的短板——ATC与申请驳回次数仅能证明线路供给不足，无法像LMP那样直观核算拥堵成本，判断扩容的经济价值；叠加大量潜在用户因预判容量不足放弃申报，真实用电需求长期统计失真。

因此，东南部此前长期是美国输电研究的空白板块。但DOE并未因缺少市场数据将其排除，而是专门搭建两套独立模型测算当地跨区输电收益，两套模型结论高度统一：东南部新增跨区通道平均拥堵缓解价值约为10美元/兆瓦时。

2022—2023年价值最高的三条跨区联络线分别为：Southern Company（南方电力）—FRCC（佛罗里达可靠性协调委员会）、Duke Energy（杜克能源）—PJM、TVA（田纳西河谷管理局）—MISO南部互联通道。可见即便无统一现货市场，东南部跨区输电仍具备可观经济效益。

更值得关注的是，DOE把东南部放入全国统一框架对比后得出一项关键结论。全美共计20个输电规划分区里，只有东南部同时面临四类输电建设需求，包含电网可靠性与韧性提升、区域内部阻塞治理、跨区输电容量瓶颈打通以及依托跨区域互联维持电力供给充裕水平。这也说明东南部并非仅某一项建设指标存在缺口，输电系统在多个层面均有短板，自然成为联邦层面重点关注的区域。

这一判断也与东南部近年来的发展趋势密切相关。过去几年，美国东南部吸引了大量数据中心、先进制造业和人口迁入，用电需求持续增长。同时，该地区仍由大型公用事业公司主导供电，区域间协调程度相对有限。2022年冬季风暴Elliott期间，中西部部分地区仍有富余发电能力，而东南部却因跨区域输电能力不足，难以及时获得外部支援，进一步暴露出区域互联不足带来的风险。

从这个角度看，DOE此次重点关注东南部，并不是因为这里的输电问题突然恶化，而是联邦政府意识到如果全国输电规划继续依赖RTO市场形成的价格信号，那么像东南部这样没有统一市场的地区，将长期游离于全国规划体系之外。

这份《全国输电需求研究》实际上释放出一个新的政策信号，未来美国全国输电规划将不再完全依赖市场数据，而是尝试通过统一的分析框架，将不同市场机制、不同电网管理模式下的地区纳入同一套价值评估体系。

如果将ERCOT、东南部以及其他高价值跨区域通道放在一起看，会发现DOE此次研究释放出的信号，并不仅仅是哪几条线路值得建设，而是美国输电规划的思路正在发生变化。

长期以来，美国输电规划采取的是典型的自下而上模式。

各RTO、ISO以及公用事业公司根据本区域负荷增长、可靠性要求和新能源开发情况分别制定输电规划，再通过区域间协调推进少量跨区域项目。虽然近年来FERC不断推动区域协同，但输电投资仍然更多围绕各自辖区展开，全国层面的统筹相对有限。

DOE在报告中指出，近年来，各区域已经开始加强跨区域规划。例如，西部互联系统内，CAISO、West Connect和Northern Grid建立了定期联合评估机制，共同研究跨区域输电方案；MISO与SPP通过联合目标并网队列（JTIQ）协调共享边界上的输电建设；MISO、PJM、美国东南部区域输电规划机构（SRTP）以及NYISO、ISO-NE等区域也建立了跨区域联合研究机制，共同评估可靠性、经济性以及极端天气情景下的输电需求。随着FERC第1920号令正式出台，各区域未来还需要进一步共享长期规划信息，并联合评估跨区域输电方案。

这些变化意味着，美国已经开始认识到，未来电网规划不能再局限于行政区域或市场边界，而需要从更大的空间尺度重新配置输电资源。

这份研究并未停留在提出建议。根据《联邦电力法》第216条，《全国输电需求研究》是能源部开展国家重点输电走廊（NIETC）认定的重要基础。对于被认定具有国家利益的重要输电走廊，联邦政府可以进一步运用贷款支持、融资计划以及审批协调等政策工具，加快重大跨区域输电项目落地。报告第一章也明确提出，本次研究的重要目的之一，就是为能源部行使输电相关法定职权提供依据，并为各州和区域规划提供统一参考。