Głosowanie i co przesądziło

30 czerwca 2026 Members Committee PJM zatwierdził pakiet dla zakupu rezerwowego dla niezawodności i odrzucił wszystkie opcje connect-and-manage, które pozwoliłyby operatorowi sieci odłączać duże obciążenia w latach niskiej mocy. To jest przełomowy wybór. W obliczu prognozowanego niedoboru napędzanego w dużej mierze przez centra danych, członkowie PJM wybrali zakup nowej podaży zamiast odłączania popytu. Zarząd przekształci teraz zatwierdzenie we wnioski do FERC na podstawie Sekcji 205 w lipcu.

Mechanizmem jest jednorazowa, dwufazowa aukcja. W Fazie I, od września 2026 do marca 2027, centra danych i przedsiębiorstwa energetyczne mogą negocjować dwustronne umowy na moc bezpośrednio z nowymi projektami podaży. Po marcu 2027 PJM przeprowadza centralny zakup, aby nabyć moc wciąż potrzebną. Pierwotny cel wynosił 14,9 gigawata nowych zasobów w eksploatacji do połowy 2031; zrewidowany proces wskazuje na około 9 gigawatów, przy czym średni koszt zakupu ograniczono do 555 dolarów za MW-dzień.

Dlaczego właściciele dużych obciążeń powinni to uważnie przeczytać

Podtekst głosowania liczy się bardziej niż liczba megawatów. Odrzucając connect-and-manage, członkowie PJM odmówili uczynienia z dużych obciążeń amortyzatora stresu sieci. W przegranej alternatywie centrum danych mogło zostać nakazane wyłączenie, gdy system był napięty. Zwyciężająca ścieżka zobowiązuje zamiast tego region do budowy lub zakupu pewnej podaży, aby te obciążenia pozostawały włączone. Dla firmy, której ekonomia zależy od dostępności, jest to znaczący sygnał o tym, jak największa sieć w USA zamierza was traktować.

Przesuwa to także negocjacje na wcześniej. Faza I pozwala dużym obciążeniom zawierać bezpośrednie umowy z nowymi projektami przed centralną aukcją, a jedna analiza zauważa, że centra danych są dobrze usytuowane, by wcześnie zabezpieczyć dostępną podaż gazu i baterii, po korzystnych cenach, zanim reszta trafi na aukcję konkurencyjną. Przewaga przypada temu, kto jest gotowy zakontraktować jesienią 2026. Spóźnienie się do stołu to koszt.

Kto ostatecznie płaci

Ktoś finansuje tę nową podaż, a projekt wskazuje na obciążenie. Zgodnie z planem przedsiębiorstwa energetyczne obciążają duże obciążenia kosztem zakupu, co utrzymuje zamysł, że popyt napędzający potrzebę również ponosi koszt. Ale zasięg jest dłuższy niż jedna aukcja. Ponieważ umowy rezerwowe mogą trwać nawet 15 lat, analiza programu ostrzega, że ceny ustalone teraz mogą pozostać wpisane w rachunki klientów aż do połowy lat 2040, oraz że ograniczona dostępna podaż daje deweloperom siłę cenową, która może zawyżać oferty.

Uczciwa lektura jest taka, że ten program raczej nie obniży cen energii ani mocy; to instrument niezawodności, a nie rabat. Każdy, kto modeluje całkowity koszt dużego obciążenia w PJM, powinien założyć, że rezerwa dodaje trwałą pozycję do rachunku, a nie tymczasową.

Wzorzec, który to ustanawia

PJM to największy operator sieci w Stanach Zjednoczonych i pierwsza linia popytu napędzanego przez centra danych, przy nowym wzroście dużych obciążeń prognozowanym na 55 gigawatów do 2030 i 100 gigawatów do 2037. Sposób, w jaki rozwiązuje zderzenie między wzrostem obciążenia a podażą, staje się szablonem, który badają inne regiony. Wybór dokonany 30 czerwca polegał na zagwarantowaniu podaży i wycenieniu jej, zamiast racjonowania popytu.

Dwie rzeczy decydują teraz o tym, jak to wypadnie dla was. Po pierwsze, czy wnioski do FERC z tego miesiąca zachowają strukturę kosztów, w której płaci obciążenie, czy przeniosą część ciężaru na odbiorców taryfowych, co przyciągnie kontrolę. Po drugie, ile pewnej podaży naprawdę się pojawi przy pułapie 555 dolarów za MW-dzień, gdy deweloperzy dzierżą siłę cenową. Region zobowiązał się do utrzymania zasilania dużych obciążeń. Ile kosztuje to zobowiązanie i kto je poniesie, to liczba, którą trzeba śledzić przez całe lato.

Czytaj dalej: Jedna umowa magazynowa w Europie sięga 25 GWh  |  Trzy prywatne mikroreaktory krytyczne w miesiąc