2026年2月，美国俄亥俄州电力公司AEP Ohio公布了一组数据，展示数据中心用电申请从初步咨询走向正式合同的进展。
开发商最初咨询的供电规模超过3万兆瓦（MW）；其中约1.3万兆瓦进入了申请人付费的接网工程研究阶段，新收费方案下签订长期合同的规模则为5642兆瓦。兆瓦表示某一时刻能够供应或使用的电力功率。1
难道没有签约的部分，都是虚报的需求？
不能这样判断。AEP Ohio并未逐项披露哪些申请涉及重复选址，哪些项目因资金不足或供电时间不合适而没有签约。新收费方案实施前另有12219兆瓦的既有合同。初步咨询量和合同规模之间的差额，并不能直接算作虚假的用电需求。
问题在于，电力公司不能等所有数据中心都建成后才决定投资。它们可能要提前新建变电站、扩建输电线路。项目取消，为它准备的设施可能闲置；投资过晚，真正落地的数据中心又可能无法如期获得电力。
电力公司究竟该依据什么决定建设规模？
幽灵需求
数据中心开发商必须在动工前确定一个地点能获得多少电力、什么时候能够通电，否则就难以决定地块和建设规模。
一家企业可能同时咨询多个候选地点，也可能在尚未落实客户或融资时，就先提出较大的用电申请。最后只选定一个地点，其他申请便可能撤销；如果整个项目取消，原本预计的电力就不会被使用。
把这些申请全都当成将来必然发生的用电量，会高估实际需求。此类是否会转化为真实用电尚不确定的申请，通常被称为“幽灵需求”（ghost demand）。2
但不能因此认定每份申请都在造假。比较几个地点是正常的开发程序；认真筹划的项目也可能因融资或审批问题停下来。它们与缺乏可信建设计划、只想抢占接网机会的申请不同。
因此，电力公司不仅要看申请表上的数字，还要核实开发商是否取得土地使用权、能否筹到资金，以及取消项目时须承担哪些费用。
预约的代价
为避免开发商轻易申请大量电力、又在没有相应责任的情况下退出，俄亥俄州为符合条件的大型数据中心设立了专门的收费和合同规则。
根据州监管机构2025年批准的方案，AEP Ohio的相关客户必须证明自己拥有建设用地或独占使用权，并与电力公司约定建设费用的分担方式，签署长期供电合同。项目取消或用电开始时间严重推迟时，开发商可能需要偿还已经发生的特定工程费用。3
开始供电后，实际使用的功率即使比合同约定的规模低，客户也不一定只需按实际用电支付少量费用。最低收费条款有助于电力公司收回为该客户准备供电设施的成本。
合同还约束部分数据中心运营期间的用电方式。
假设一家数据中心靠自备发电机供应部分电力，并据此在合同中降低了从公共电网取电的上限。发电机一旦故障，不能把缺少的电力全部转由电网供应，以致超过约定容量。AEP Ohio要求采用这种特定合同安排的客户安装能够立即降低用电负荷的控制装置。3
这样，合同既关系到项目是否真正建设，也规定了部分设施投运后能够从电网取用多少电力。
这项规则也引发争议。俄亥俄州消费者保护机构认为，长期合同和费用责任能防止未建成的数据中心把建设成本转嫁给既有用户；数据中心行业则对其中一些条款提出了法律挑战。4
20亿美元也无法保证供电
同属AEP集团的AEP Texas于2026年7月披露，公司已取得约20亿美元的财务担保，涉及的潜在大型用电项目规模约为40吉瓦（GW）。1吉瓦等于1000兆瓦。这些担保不仅包括现金，也包括企业担保和信用证，不能全部理解为已经缴纳的现金押金。5
开发商愿意提供担保，说明其申请附带财务责任。但这不代表电网已经能够供应40吉瓦。
输电线路和变电站都有物理容量上限。如果大量数据中心集中在同一地区，电力公司可能需要新建设施。负责德克萨斯州大部分电网运行的ERCOT必须综合研究多份接网申请，才能判断实际能够安排的供电容量。AEP也说明，连接规模、供电时间以及工程费用的分担仍未确定。5
德克萨斯州2026年10月8日生效的新规则，同样把申请人的财务担保与电网的实际供电能力分开处理。符合条件的大型用电申请人须为连接研究提供担保；如果最终无法分配任何接网容量，可以在满足规定时撤回申请，并在扣除有关费用后拿回担保余额。
即使获分配容量，也不能无限期推迟开始用电。如果计划用电日期延后至少24个月，ERCOT可以在今后的连接研究中考虑把尚未使用的容量重新分配给其他项目。这并不意味着自动没收原有的接网权利。6
还要注意时间顺序：AEP Texas在7月取得担保，早于10月规则生效。不能把前者说成依据后者实施的下一步措施。
开发商即便有钱建设数据中心，也必须另行确认电网什么时候能供电、能供应多少。
突然消失的3800兆瓦
不确定的未来需求并非唯一问题。已经投入运营的数据中心，也可能让电网突然失去大量负荷。
2026年7月22日，美国弗吉尼亚州北部发生输电设施故障，附近的数据中心从公共电网切换到自备应急发电设备。管理美国东部与中西部部分地区电网及批发电力市场的PJM指出，约3800兆瓦原本正在使用的负荷突然退出了电网。7
数据中心不一定停机，只是换了电源。但对公共电网而言，消费者突然少用了大量电力，发电厂却难以同时把输出功率降下来。
发电和用电一旦失衡，电压、频率就可能明显波动。保护设备可能让其他设施也退出电网，造成连锁反应。若调度人员来不及稳定系统，局部故障甚至有可能演变成更大范围的停电。
北弗吉尼亚当天就出现了这样的连锁效应：第一批数据中心转用应急电源后，电压上升又促使另外约1100兆瓦的数据中心负荷退出公共电网。这1100兆瓦已包含在约3800兆瓦总量之内，不能重复相加。7
PJM调度人员迅速降低发电出力，并采取电压调节措施。反映发电和用电是否平衡的运行指标，在约9分钟内回到正常范围。事故没有造成大范围停电；PJM也认为电网可靠性未受到重大影响。
但处置成功不等于可以忽视风险。第一批设施的保护动作引发了第二批设施的退出。事故发生后，PJM进一步研究是否需要加强大型用电设施的接入技术标准。
幽灵需求，是提前申请未来可能用不到的电；弗吉尼亚州的事故，则是已经在用的电突然从公共电网消失。 前者可能造成设施投资闲置，后者威胁电网必须随时维持的供需平衡。
何时保持连接，何时减少用电
北弗吉尼亚的数据中心切换到应急电源，是为了保护自己的设备。然而，许多设施同时执行这一保护动作，也可能使整个电网更加不稳定。
因此，电网运营机构要求部分大型用电设施在规定范围内承受短暂的电压和频率波动，而不是轻易断开连接。德克萨斯州的ERCOT于2026年8月实施了相关标准。8
但如果电网确实缺电，处理方式可能恰好相反。为了保障医院、家庭等用户，运营机构可能需要大型用电客户按照事先制定的规则降低用电量。由谁下令、哪些设施先减少，都必须明确。
PJM曾提出建立大型用电客户登记制度，并建议在紧急情况下优先强制削减部分新客户的用电。美国联邦能源监管委员会（FERC）于2026年10月9日接受了50兆瓦及以上大型用电负荷定义与登记规则的部分内容，却驳回了优先强制削减用电方案的核心部分。争议之一，是区别对待新客户的理由是否充分；另一个问题，则是联邦规则是否侵犯州政府在零售供电及断电安排上的权限。FERC要求将获接受的条款与遭驳回的内容分开后重新提交。9
除了决定“先让谁少用电”，还有一个更深的问题：这种做法会不会让市场低估未来需要多少发电能力？
电力市场需要提前安排足够的发电能力，以满足未来需求。运营机构也可以向愿意在必要时主动减少用电的客户支付补偿。但若因为某些数据中心可以被强制断电，就把这些客户的需求从容量需求计算中排除，账面上便可能显得发电能力充足，实际紧急情况下却仍要靠强制断电应对不足。
FERC委员David Rosner在另外发表的同意意见中对此提出警告：如果把本来需要供电的需求从市场计算中去掉，就可能掩盖真正的供应缺口，并削弱鼓励建设或保留发电设施的市场价格信号。10
这份意见讨论的是未获通过的方案可能造成的后果，并不意味着已经观察到价格被扭曲。不过，警告仍然有意义：把需求从计算表上删去，并不能消除现实中的用电需要。
因此，在短暂电压或频率扰动时，大型用电客户应尽量避免不必要的集体脱网；而在真正缺电时，它们又可能需要依约减少用电。这是两类不同的运行规则。
谁来承担费用
假设电力公司已经为一家数据中心扩建变电站和输电线路，开发商却取消了项目，相关建设费用要由谁支付？
电力公司可能已经向承包商支付工程款。能向开发商追回多少、追回哪些费用，则要看合同如何约定。俄亥俄州专用收费方案规定，项目取消或长期延误时，开发商可能需要承担特定的已发生工程费用。3
无法向开发商收回的费用，有可能成为电力公司的损失。如果监管机构后来允许电力公司通过电价收回这笔钱，原有家庭和企业也可能被要求承担一部分。俄亥俄州消费者保护机构正是希望通过长期合同和最低收费条款，降低这种成本转嫁的风险。4
德克萨斯州的财务担保也有助于降低项目撤回带来的部分风险，但不能自动决定整个输电网投资由谁买单。有关成本回收以及被扣留担保款如何计入电价的问题，监管机构留待其他程序处理。6
现有公开资料还不足以算出，这些案例究竟让原有电力用户实际多付了多少钱。但开发商、电力公司与普通用户之间如何分担风险，取决于合同和监管机构制定的收费规则。
电网值得信赖的不是申请表上的巨大数字，而是一份写清楚何时、何地使用多少电，以及承诺落空时谁来负责的具体计划。
注释与来源
1. AEP Ohio于2026年2月13日公布的数据：最初咨询量超过3万兆瓦；付费工程研究为13022.7兆瓦，新合同5642兆瓦，旧合同另有12219兆瓦。不同阶段和时点的数字不能直接相减得出虚假需求。
2. 《华尔街日报》2026年10月14日报道与路透社2026年9月1日报道：幽灵需求、重复申请及财务担保均已有先行报道，并非本文首次发现。
3. AEP Ohio数据中心专用收费规则与俄亥俄州公用事业监管机构PUCO批准公告：涉及土地使用权、工程费用、最低计费需求及特定自备发电安排下的立即减负荷义务；最后一项不适用于所有数据中心。
4. 俄亥俄州消费者权益保护机构相关程序：关于避免成本转嫁给原有用户的立场及行业提出的法律异议；尚无可确认的实际节省费用总额。
5. AEP于2026年第二季度向美国证交会提交的Form 10-Q：德克萨斯州约40吉瓦的潜在需求和约20亿美元混合形式财务担保，包括现金、企业保证及信用证；不等于已实际分配40吉瓦供电能力。
6. 《德克萨斯州政府公报》16 TAC §25.194，2026年10月8日生效：申请担保、有条件返还，以及用电开始时间推迟至少24个月时未来可能重新分配未使用容量。更广泛的输电建设成本回收另行处理。
7. PJM于2026年8月11日公布的官方事故分析：7月22日约3800兆瓦的实际负荷退出，其中包括随后约1099兆瓦。约9分钟指运行控制指标恢复正常，绝不是大停电的恢复时间。
8. ERCOT NOGRR282：德克萨斯州大型计算用电设施应对特定电压、频率扰动的标准，并非PJM事故所适用的同一套规则。
9. FERC ER26-3515-000官方案卷、路透社2026年10月12日报道和Utility Dive同日分析：接受部分大负荷定义和登记条款，否决优先强制减负荷方案的关键部分。已记录的编辑例外：FERC裁决原始DOCX未能直接读取，本文根据官方案卷及独立报道交叉核对，不代表已完成对原始裁决逐条核验。
10. FERC委员David Rosner单独发表的同意意见：探讨强制削减与自愿需求响应采用不同规则时可能产生的市场竞争与发电容量价格信号问题，不是已观察到的价格异常，也不是委员会多数意见。