FERC stoppt PJMs Abkürzung für Rechenzentren – die Zeche zahlen Kapazitätspreise, gedeckelt bei 325 Dollar je Megawatttag
Die FERC hat den Großteil des PJM-Plans gekippt, Rechenzentren ohne Zahlung für neue Erzeugung ans Netz zu lassen. Übrig bleiben Vorauszahlungen fürs Netz auf Ebene der Bundesstaaten oder die Kapazitätsauktion am Preisdeckel – und so oder so landet das Geld bei den Eigentümern bestehender Kraftwerke.
Vincent Jiang · 3 min read
Am 9. Oktober hat die US-Energieaufsicht FERC den Kern des Plans von PJM Interconnection zurückgewiesen, Rechenzentren und andere Großverbraucher an das größte Stromnetz der USA anzubinden – einen Verbund, der 13 Bundesstaaten der Mid-Atlantic-Region und des Mittleren Westens sowie Washington, D.C. umfasst. 12 Die Ablehnung entscheidet, wer den Netzzugang der KI bezahlt: Der günstigste Weg ins Netz ist dicht, die Rechnung landet bei den von Bundesstaaten gebilligten Vorauszahlungen und bei den Kapazitätspreisen von PJM, von denen die Investmentbank Jefferies erwartet, dass sie länger hoch bleiben. 3
Der Plan hieß „Interim Resource Adequacy Service“. Er hätte es großen neuen Verbrauchern erlaubt, ohne im Gegenzug passende neue Erzeugung ans Netz zu gehen – sofern sie akzeptierten, vor Netznotfällen abgeschaltet zu werden. Vorgesehen waren eine Übergangsdienstleistung und Regeln nach dem Prinzip „Bring your own new capacity“, dem Mitbringen eigener neuer Kapazität. 1 Die FERC ließ nur die Definition großer Verbraucher und ein Register stehen, das ausweist, wer darunter fällt. 1 PJM erwartet, dass sich die Nachfrage der Rechenzentren in seinem Netz bis 2030 auf rund 29 GW verdreifacht. 3
Die Aufsicht erklärt es zur Sache der Bundesstaaten
Der Tarif scheine „Pflichten unmittelbar auf berechtigte neue Großverbraucher zu legen“, zumeist Endkunden, und sein Entschädigungsrahmen „scheint einen Endkundentarif festzulegen“, sagte die FERC. 1 Welche Kunden zuerst abgeschaltet werden, wenn das System unter Druck steht, sollten die Bundesstaaten entscheiden. Zudem müsse PJM begründen, warum Rechenzentren eher abgeschaltet werden als andere Großverbraucher. 3
FERC-Kommissar David Rosner warnte, der Plan könnte den Kapazitätsmarkt einen Überschuss signalisieren lassen, während in der Region zwangsweise Tausende Megawatt vom Netz gehen. 1 Abgelehnt hat die FERC nicht die Rechenzentren, sondern die Bedingungen, die ihnen den Anschluss vor anderen Nutzern und ohne Zahlung für neue Erzeugung erlaubt hätten. 1
Zwei Wege bleiben: Vorauszahlung oder Preisdeckel
Der eine Weg ist bilateral: Am 7. Oktober einigten sich die beiden North-Carolina-Versorger von Duke Energy mit den Verbraucherschützern des Bundesstaats; Amazon+0.24% — Amazon, up 0.24 percent today, Google, Meta+2.51% — Meta, up 2.51 percent today und Microsoft+0.87% — Microsoft, up 0.87 percent today sowie das US-Verteidigungsministerium gehörten ebenfalls dazu. Für Anlagen, die ausschließlich ihnen dienen, zahlen Großverbraucher ab 50 Megawatt demnach nicht rückerstattbare Vorabkosten. Eine Entscheidung der Regulierungsbehörde des Bundesstaats wird bis Mitte November erwartet. 4
Der andere Weg ist die Auktion. Dort werden Erzeuger je Megawatttag dafür bezahlt, Strom zuzusagen, wenn das Netz stark belastet ist – und ein Preisdeckel rationiert sie bereits. PJMs Kapazitätsauktion für 2028/29 schloss bei 325 Dollar je Megawatttag, zum dritten Mal in Folge am Preisdeckel; ohne den Deckel wäre der Preis über 500 Dollar gelegen. 5
6,8 Gigawatt fehlen – über eine Notbeschaffung, die die FERC halb abgelehnt hat
Für dieses Lieferjahr braucht PJM weiterhin 6,8 Gigawatt über eine Notbeschaffung – einen Notkauf außerhalb der Auktion. 2 Die FERC hat das Verfahren am 29. September teilweise abgelehnt; dessen Gebotsobergrenze liegt bei 555 Dollar, und PJM will den Antrag bis zum 29. Oktober erneut einreichen. 26
PJMs gedeckelte Auktion verbirgt einen Markt, der 500 Dollar und mehr zahlen würde
- Estimate
Data
| Value | |
|---|---|
| Auktionspreisdeckel, letzte drei Auktionen | $325/MW-day |
| Ungedeckeltes Clearing-Niveau (estimate) | $500/MW-day |
| Gebotsobergrenze der Notauktion | $555/MW-day |
Bestehende Kraftwerke kassieren so oder so
Die Entscheidung könnte bedeuten, dass die Kapazitätspreise bei PJM länger hoch bleiben. Das komme den unabhängigen Stromerzeugern Constellation Energy, NRG Energy+0.06% — NRG Energy, up 0.06 percent today, Talen Energy und Vistra+1.74% — Vistra, up 1.74 percent today zugute, berichten Analysten der Investmentbank Jefferies ihren Kunden 3. Großverbraucher, sagt Vistra-Chef Jim Burke, seien „daran interessiert, Verträge zu einem Aufpreis mit bestehenden Kraftwerken abzuschließen, weil das immer noch ein Abschlag gegenüber den Kosten eines Neubaus ist“ 5.
Am deutlichsten zeigt sich das bei NRG: Der Konzern hat 13 GW von LS Power zugekauft und damit seinen Kraftwerkspark auf rund 25 GW verdoppelt. Hinzu kommen mehr als 6 GW Potenzial für den Bau von Gaskraftwerken für Rechenzentren und ein 1,2-GW-Kraftwerk in Texas, das unter einem 15-jährigen Vertrag mit einem Hyperscaler läuft 78. Die Kursziele der Analysten reichen von 157 Dollar bei Morgan Stanley−0.87% — Morgan Stanley, down 0.87 percent today bis 197 Dollar bei Goldman Sachs+0.62% — Goldman Sachs, up 0.62 percent today, im Schnitt liegen sie bei 202,1 Dollar – 11 von 17 Analysten empfehlen den Kauf 8.
Die abschaltbare Variante kehrt wohl zurück – unter Regie der Bundesstaaten
Die Einschränkung kommt von der Investmentbank Jefferies selbst: Die abschaltbare Variante dürfte zurückkehren – „minimal wiederbelebt“ und unter Regie der Bundesstaaten, mit Ohio und Pennsylvania vorneweg 1. Zu beobachten sind die Entscheidung in North Carolina bis Mitte November 4, PJMs neu eingereichter Abschaltplan 3 und die Kapazitätsauktion für 2029/30 Anfang Dezember 2.
Deepdive
AI-generated from this story and its cited sources. Not investment advice.
