PJM Kippt Die Eigene Zweidrittelmehrheit

Eine Zweidrittelmehrheit, in fünf Wochen gekippt

Am 30. Juni 2026 stimmten die PJM-Stakeholder darüber ab, wie sich ein wachsendes Kapazitätsdefizit im Netz des mittleren Atlantikraums schließen lässt. Ein von einer Koalition unterstützter Plan zur Reliability Backstop Procurement, aufgebaut auf freiwilliger Teilnahme, gewann die Unterstützung von mehr als zwei Dritteln der sektorgewichteten PJM-Mitgliedschaft, während jeder Vorschlag auf dem Tisch, Rechenzentren und andere Großlasten bei einem Engpass zwangsweise abzuschalten, abgelehnt wurde.

Fünf Wochen später, am 27. Juli 2026, schickte PJM-Vorstandsvorsitzende Paula Conboy den Stakeholdern eine andere Antwort. In einem Beschlussbrief, der denselben beschleunigten Stakeholder-Prozess (Critical Issue Fast Path) abschloss, schrieb der Vorstand, er erkenne die Zweidrittelunterstützung für den Koalitionsvorschlag und dessen mehrere konstruktive Elemente an, kam aber zu dem Schluss, dass ein rein freiwilliges Abonnementmodell keine ausreichende Gewähr dafür böte, dass tatsächlich Kapazität in Höhe des festgestellten kurzfristigen Defizits beschafft würde. Der Vorstand wies die PJM-Belegschaft an, bei der FERC einen verpflichtenden Rahmen einzureichen, der genau jenes Lastabwurf-Instrument enthält, das die Mehrheit der Stakeholder soeben abgelehnt hatte.

Die Kehrtwende wurde nicht als Tadel der Abstimmung dargestellt. Conboys Brief dankt der Stakeholder-Gemeinschaft für ihr erhebliches Engagement und betont, der Vorstand habe jede Alternative sorgfältig geprüft. Verfahrensrechtlich erlaubt PJMs Governance dem Vorstand jedoch, eine mit Zweidrittelmehrheit getroffene Stakeholder-Entscheidung zu überstimmen, wenn er die Zuverlässigkeit gefährdet sieht - und genau das tat er am 27. Juli.

Was der Interim Resource Adequacy Service wirklich bedeutet

Der von PJM eingereichte Mechanismus heißt Interim Resource Adequacy Service (IRAS), eine Umbenennung dessen, was die Stakeholder bislang Connect and Manage nannten. Laut PJMs Zusammenfassung kann jede Großlast - definiert als kumulierte Spitzenlast von 50 Megawatt oder mehr an einem Standort - weiterhin ohne neue Erzeugungskapazität ans Netz gehen. Hat diese Last aber bis zum 1. Juni 2027 keine eigene neue Kapazität (Bring Your Own New Capacity, BYONC) - also einen abgeschlossenen, betriebsbereiten Liefervertrag - registriert, unterliegt sie einer automatischen Lastreduzierung.

Die Reihenfolge ist entscheidend. PJMs eigenes Diagramm der Notfallmaßnahmen platziert die neue IRAS-Maßnahme als ersten Hebel, den das System zieht - vor den Maßnahmen vor einem Notstand, vor der Abschaltung nicht wesentlicher Gebäudelasten, vor jedem Schritt, den PJM derzeit zum Schutz von Privat- und Gewerbekunden bei einem Engpass einsetzt. Ein Rechenzentrum ohne BYONC-Vertrag steht jetzt ganz vorn in der Reihe, nicht am Ende.

PJM verlangt nicht, dass Großlasten die Kosten unentgeltlich tragen. Die Verteilnetzbetreiber müssen einen von der FERC genehmigten Vergütungssatz für reduzierte Last einführen, festgelegt auf 50 Prozent des bestehenden Non-Performance-Assessment-Interval-Satzes, den die FERC am 26. Juni 2026 genehmigte. Bestehende Großlasten, die bereits vor dem 1. Juni 2027 laufen, haben bis zum 1. März 2027 Zeit für die Registrierung; wer neue Kapazität aufbaut, hat jährliche BYONC-Meldefristen zum 1. April und eine Verifizierung bis zum 15. April.

Die FERC-Anordnung, die PJM tatsächlich beantwortet

PJMs Einreichung entstand nicht im luftleeren Raum. Am 18. Juni 2026 erließ die FERC an alle zuständigen regionalen Netzbetreiber des Landes Aufforderungen zur Stellungnahme, mit der Forderung, innerhalb von 60 Tagen zu begründen, warum ihre bestehenden Anschlusstarife für Großlasten angemessen sind - oder sie neu zu fassen - und innerhalb von 30 Tagen einen verpflichtenden Zuverlässigkeitsbericht vorzulegen, wie ausreichend Erzeugungskapazität für wachsende Großlasten gesichert werden soll.

Die FERC-Anordnungen definierten Großlasten genauso, wie PJM es letztlich tat: 50 Megawatt Spitzenlast, angeschlossen oberhalb von 69 Kilovolt. Die zugrunde liegende Sorge der Kommission, gestützt auf Zuverlässigkeitsberichte der NERC, ist, dass Rechenzentren und ähnliche Rechenlasten ihren Verbrauch innerhalb von Sekunden um Hunderte Megawatt verändern können - ein Tempo, das Netzbetreibern in Echtzeit praktisch keine Reaktionszeit lässt.

PJM liefert derzeit die konkreteste öffentliche Antwort auf diese Anordnung unter den betroffenen Netzbetreibern. Während andere Netzbetreiber ihre Antworten noch entwerfen, hat PJM der FERC bereits ein konkretes Registerdesign, ein konkretes Auslösedatum für den Lastabwurf und eine konkrete Vergütungsformel übermittelt - ein Detailgrad, der Druck auf Vergleichsbetreiber wie MISO und SPP ausübt, nachzuziehen oder zu erklären, warum sie es nicht tun.

Warum die Zuverlässigkeitsrechnung den Vorstand zwang

Der Brief des Vorstands benennt klar, was sein Kalkül veränderte. PJM hat inzwischen zwei aufeinanderfolgende Basisauktionen unterhalb seiner eigenen Zuverlässigkeitsanforderung abgeschlossen, seit 2022 wurden in seinem Gebiet rund 15 Gigawatt an Erzeugungskapazität stillgelegt, und die eigenen Prognosen des Netzbetreibers setzen das Wachstum der neuen Großlastnachfrage bis 2038 bei bis zu 70 Gigawatt an - eine Lücke, die laut Berichten über PJMs jüngste Kapazitätsauktionsergebnisse bei rund 6,8 Gigawatt lag und zu einem Rekordpreis von etwa 16,4 Milliarden Dollar beschafft wurde.

Vor diesem Hintergrund erschien dem Vorstand ein rein freiwilliger Rückhalt wie eine Wette, die sich die Region nicht leisten konnte zu verlieren. Der Brief des Vorstands stellt unmissverständlich fest, dass neue Großlasten, die keine eigene neue Versorgung mitbringen oder dafür vertraglich sorgen, die Zuverlässigkeit für bestehende Kunden nicht beeinträchtigen dürfen - eine Formulierung, die weniger wie ein Stakeholder-Kompromiss klingt als wie ein Vorstand, der eine Untergrenze innerhalb seiner eigenen Befugnis festlegt.

Für jeden Betreiber, der ein Rechenzentrum im PJM-Gebiet plant, ist die praktische Lesart eindeutig: Der 1. Juni 2027 ist jetzt eine echte Frist, keine Verhandlungsposition, und die sicherste Kapazitätszusage ist eine, die bereits eine PJM-Auktion durchlaufen hat - nicht eine, die noch in einem bilateralen Term Sheet verhandelt wird.

Die Einreichung vom 13. August und der europäische Spiegel

Am 13. August 2026 verwandelte PJM die Entscheidungsschreiben-Direktive des Vorstands vom 27. Juli in eine tatsächliche Einreichung bei der Federal Energy Regulatory Commission und bat die FERC, den Antrag innerhalb von 60 Tagen anzunehmen, die Kommentierungsfrist am 3. September 2026 zu schließen und die Tarifänderungen zum 12. Oktober 2026 in Kraft zu setzen. Die Einreichung hält am 1. Juni 2027 als dem Datum fest, an dem die Abschaltpflicht für jeden Large Load ohne abgeschlossenen und betriebsbereiten BYONC-Vertrag beginnt, genau wie es das Schreiben des Vorstands vom 27. Juli beschrieben hatte. Sie fügt einen weiteren Mechanismus hinzu, den das Schreiben vom 27. Juli zahlenmäßig noch nicht ausbuchstabiert hatte: Ab dem Lieferjahr 2029/2030 werden neue Large-Load-Megawatt, die niemals eigene Versorgung mitbringen, aus der Variable-Resource-Requirement-Kurve ausgeschlossen, mit der PJM berechnet, wie viel Kapazität die Region bei Auktionen beschaffen muss. Ein Rechenzentrum, das auf BYONC verzichtet, riskiert also nicht nur ab 2027 eine Abschaltung, es zählt auch nicht mehr zu dem Bedarf, um den PJM seine Kapazitätsplanung aufbaut.

PJMs Einreichung gibt europäischen und britischen Netzbetreibern und Regulierungsbehörden nun ein konkretes Modell, das sie prüfen, übernehmen oder ausdrücklich verwerfen können, genau in dem Moment, in dem sie mit derselben Krise bei den Anschlusswarteschlangen kämpfen. Servola hat bereits über ENTSO-E und die eigene Einschätzung der Europäischen Kommission berichtet, wonach sich die europäischen Netzinvestitionen auf rund 100 Milliarden Euro annähernd verdoppeln müssen und die Netzanschlussanforderungen für Rechenzentren im Vorfeld des EU Cloud and AI Development Act strenger werden, sodass dies keine US-Kuriosität ist, die im luftleeren Raum landet. Die Mechanismen unterscheiden sich in einer Weise, die es klar zu benennen gilt. PJM schneidet nach dem Anschluss ab, über eine Notfall-Abschaltanordnung, die an ein öffentliches Register und eine Erzeugungsausgleichspflicht für Versorger gebunden ist. Europas aufkommender Ansatz, bislang aus Absichtserklärungen zwischen Verbänden und nationalen Improvisationen wie Irlands Vorgabe zusammengesetzt, dass neue Rechenzentren ihren Bedarf vor Ort selbst decken müssen, bevor die dortige Regulierungsbehörde eine eingefrorene Warteschlange wieder öffnet, setzt überwiegend vor dem Anschluss an, über technische Mindestanforderungen und Erzeugungsvorgaben, die ein Projekt erfüllen muss, um überhaupt einen Anschlussvertrag zu erhalten. Das eine ist eine Bedingung, um angeschlossen zu bleiben, das andere eine Bedingung, um überhaupt erst angeschlossen zu werden, und ein Betreiber, der auf beiden Märkten plant, muss beide Logiken erfüllen, nicht nur eine.

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