Drei Hallen mit je 20 Megawatt sind eine Großlast

Das Stakeholder-Verfahren hatte das im Juni entschieden, der Verwaltungsrat öffnete es wieder

Am 30. Juni unterstützten die PJM-Stakeholder einen Plan zur Beschaffung neuer Kapazität für Rechenzentren und lehnten die Option ab, diese bei Knappheit abzuschalten. Vier Wochen später erließ das PJM Board of Managers ein Entscheidungsschreiben vom 27. Juli, das den Netzbetreiber anweist, beide Maßnahmen bei der Federal Energy Regulatory Commission einzureichen: eine Reliability Backstop Procurement und einen Interim Resource Adequacy Service, der Großlasten abschaltet.

Ein CIFP-Vorschlag trug eine Zweidrittelmehrheit der Stakeholder, und der Verwaltungsrat hielt ihn für unzureichend. Diese Abfolge ist der merkenswerte Teil. Wer eine Stakeholder-Abstimmung als Frühwarnsignal für Netzpolitik liest, hat gerade gesehen, wie eine solche Abstimmung vier Wochen vor dem Gegenteil ein selbstbewusstes falsches Negativ erzeugte.

Die Zahlen hinter der Kehrtwende sind nicht subtil. PJM prognostiziert rund 70 Gigawatt neue Großlast bis 2038 gegenüber etwa 15 Gigawatt seit 2022 stillgelegter Erzeugung, in einem Gebiet mit 67 Millionen Kunden. Joseph Bowring von Monitoring Analytics beziffert die durch Rechenzentrumslasten zusätzlich entstandenen Kosten auf 29,4 Milliarden Dollar über die letzten vier Auktionen. Ein Gremium mit dieser Arithmetik vor Augen ließ die Abschaltung nie lange liegen.

Die Schwelle aggregiert, also ist ein Campus eine Last

Eine Großlast ist definiert als Endkunde mit einer Spitzenlast von 50 Megawatt oder mehr an einem einzelnen Netzanschlusspunkt oder an mehreren Anschlusspunkten innerhalb eines Radius von einer Meile. Die Meilenklausel ist die eigentliche Konstruktion. Sie schließt den naheliegenden Ausweichweg, denselben Campus als mehrere getrennt gemessene Hallen zu bauen und jede unter der Schwelle zu halten.

Drei Hallen zu je 20 Megawatt innerhalb einer Meile sind eine Großlast von 60 Megawatt. Ebenso ein Bau mit 35 Megawatt und seine zweite Ausbaustufe mit 20 Megawatt, sobald diese ans Netz geht. Ein Standortplan, der jeden Anschluss bescheiden hält, erzeugt keine drei kleinen Kunden, sondern einen registrierten großen, und die Registrierung ist verpflichtend.

Das Register selbst liest sich besser als Offenlegungspflicht denn als Formular. Es erfasst Standort, Lastrampe, Notstromerzeugung und Brennstoffart, anrechenbare Kapazität sowie jede Zuteilung aus der Backstop-Beschaffung. Lasten, die vor dem 1. Juni 2027 bereits laufen, müssen sich bis zum 1. März 2027 registrieren. Ein Betreiber, der seine Rampenkurve nie einer Behörde nennen musste, wird sie nennen, und diese Zahl lässt sich später schwerer korrigieren, als sie sich heute festlegen lässt.

Eine zweite Auktion zu dem Preis, den die erste nicht zahlen durfte

Die Basiskapazitätsauktion für 2028/2029 räumte am 14. Juli bei 325 Dollar je Megawatt und Tag, exakt der von der FERC genehmigten Obergrenze, und endete 6.831 Megawatt zu kurz. PJM veröffentlichte damals, dass die Auktion ohne Preisband im Gebietsmittel bei nahezu 555 Dollar geräumt hätte.

Die nun angeordnete Backstop-Beschaffung sucht 6.831 Megawatt bei einer maximalen Zahlungsbereitschaft von 555 Dollar je Megawatt und Tag in gesicherter Kapazität. Beide Zahlen sind das eigene Ergebnis der Auktion. Der gedeckelte Markt hat keinen Preis verfehlt; er hat einen gefunden und durfte ihn nicht zahlen, und der Verwaltungsrat hat nun einen zweiten Ort gebaut, an dem er es darf. Bilaterale Zuordnung läuft im August, das zentrale Gebotsfenster öffnet am 30. September und schließt am 21. Oktober, die Bewertung läuft bis zum 2. Dezember, und Verpflichtungen können bis zu fünfzehn Jahre reichen.

Wer das als Rettung liest, übersieht das Eingeständnis. Eine bindende Obergrenze ist eine Rationierungsregel und kein Preis, und die richtige Antwort darauf ist, die Grenze zu verschieben oder einen Kanal daneben zu bauen. PJM hat den Kanal gewählt, das Preisband in der Basisauktion belassen und die Backstop-Kosten nach derselben Methodik den Versorgern zugewiesen. Alle im System zahlen für die Ressource; nur die neuen Großlasten tragen die Unterbrechung.

Was 2028 abdeckt, ist die Abschaltung

Hier ist die Rechnung, die bisher niemand zusammengesetzt hat. Die zu lösende Fehlmenge liegt im Lieferjahr 2028/2029. Die dafür beschafften Ressourcen müssen erst zum 1. Juni 2032 in Betrieb sein. Das sind vier Lieferjahre zwischen der Lücke und dem Stahl, der sie füllen soll.

Irgendetwas muss 2028/29 bis 2031/32 tragen, und das einzige Instrument des Pakets, das in diesen Jahren existiert, ist die Abschaltung. Der Interim Resource Adequacy Service ist somit kein Backstop des Backstops. Er ist das Kapazitätsprodukt für den Zwischenzeitraum, gekleidet als Zuverlässigkeitsleitplanke. Großlasten werden zudem ab dem Lieferjahr 2029/2030 faktisch aus der Auktionsnachfrage genommen, und genau das meint Jefferies mit der Erwartung, die Änderung solle die Kapazitätspreise mit der Zeit senken: Die Nachfragekurve schrumpft, weil ein Teil der Nachfrage als unterbrechbar umgewidmet wurde.

Julia Hoos von Aurora Energy Research beschrieb das Paket als Versuch, die Lücke zu stopfen und die Verantwortung für die Beschaffung neuer Erzeugung anschließend auf die Großlasten zu verlagern. Das ist eine zutreffende Lesart des Mechanismus und zugleich der Grund, warum der 1. Juni 2027 mehr zählt als 2032. Wer bis dahin eigene Kapazität mitbringt, ist eine feste Last. Wer den Termin verpasst, ist die Reservemarge.

Das ist jetzt eine Vertragsfrage, keine Warteschlangenfrage

Europas Fassung dieser Beschränkung hatte die Form einer Warteschlange. Britische Anschlussreform, das Moratorium in Dublin, die niederländischen Engpasskarten: Die Frage lautete, ob man überhaupt einen Anschluss bekommt, und die Antwort war ein Datum. PJM stellt eine andere Frage. Man bekommt den Anschluss, und danach ist die Last bedingt.

Damit wandert das Risiko aus dem Standortmodell in den Vertrag. Ein Kolokationsvertrag verspricht Verfügbarkeit gegen die Stromversorgung des Standorts, und diese Versorgung ist ab 50 Megawatt unterbrechbar, solange keine Kapazität gesichert oder keine Zuteilung aus dem Backstop erlangt wurde. Vorlaufzeiten in vergleichbaren Lastmanagementprogrammen reichen von etwa dreißig Minuten bis zu einigen Tagen, und abgeschaltete Kunden werden vergütet. Die kaufmännische Frage lautet also nicht, ob man betroffen ist, sondern was die Vergütung gegen die eigenen Ausfallkosten wert ist.

Drei Punkte gehören in den nächsten Vertrag in jedem Kapazitätsmarkt, nicht nur in diesem. Fragen Sie, ob Ihr Standort mit etwas anderem zusammengefasst wird, das Ihr Vermieter innerhalb einer Meile betreibt. Fragen Sie, wer die anrechenbare Kapazität oder die Backstop-Zuteilung hält, die Sie aus der Abschaltreihenfolge heraushält, und lassen Sie sie benennen. Und schreiben Sie Ihre Abschaltbedingungen in Stunden pro Jahr mit fester Vorlaufzeit fest, denn eine Vergütungszusage ohne Stundendeckel ist kein Service Level. In Deutschland kennt die Industrie unterbrechbare Lasten seit Langem als vergütetes Instrument, was die Verhandlung erleichtert und die Erwartung an den Preis realistisch hält.

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