Głosowanie Większością Dwóch Trzecich, Odrzucone w Pięć Tygodni

30 czerwca 2026 r. zainteresowane strony PJM głosowały nad tym, jak rozwiązać rosnący niedobór mocy w sieci środkowoatlantyckiej. Plan Reliability Backstop Procurement wspierany przez koalicję, oparty na dobrowolnym uczestnictwie, uzyskał poparcie ponad dwóch trzecich członków PJM ważonych sektorowo, podczas gdy każda propozycja ograniczania centrów danych i innych dużych odbiorców w czasie niedoboru została odrzucona.

Pięć tygodni później, 27 lipca 2026 r., przewodnicząca zarządu PJM, Paula Conboy, przesłała zainteresowanym stronom inną odpowiedź. W piśmie decyzyjnym kończącym ten sam przyspieszony proces (Critical Issue Fast Path) zarząd napisał, że dostrzega poparcie dwóch trzecich dla propozycji koalicji i jej kilka konstruktywnych elementów, ale uznał, że model oparty wyłącznie na dobrowolnym uczestnictwie nie zapewniłby wystarczającej pewności, że faktycznie zostanie pozyskana moc równa zidentyfikowanemu krótkoterminowemu niedoborowi. Zarząd polecił pracownikom PJM złożenie w FERC obowiązkowych ram, które zawierają dokładnie to narzędzie ograniczeń, które większość zainteresowanych stron właśnie odrzuciła.

Zwrot nie został przedstawiony jako nagana za głosowanie. List Conboy dziękuje społeczności zainteresowanych stron za znaczące zaangażowanie i stwierdza, że zarząd starannie rozważył każdą alternatywę. Jednak proceduralnie ustrój PJM pozwala zarządowi uchylić głosowanie większością kwalifikowaną zainteresowanych stron, gdy uzna, że niezawodność jest zagrożona, a 27 lipca zrobił dokładnie to.

Co Naprawdę Robi Interim Resource Adequacy Service

Mechanizm złożony przez PJM nazywa się Interim Resource Adequacy Service (IRAS) - nowa nazwa tego, co zainteresowane strony nazywały dotąd Connect and Manage. Zgodnie ze streszczeniem wykonawczym PJM, każde Large Load - zdefiniowane jako 50 megawatów lub więcej skumulowanego szczytowego zapotrzebowania w jednej lokalizacji - może nadal przyłączać się bez wnoszenia nowej generacji. Ale jeśli to obciążenie nie zarejestrowało własnej nowej mocy (BYONC) - zakontraktowanej i działającej umowy na dostawy - do 1 czerwca 2027 r., podlega automatycznej redukcji obciążenia.

Kolejność ma znaczenie. Własny diagram procedur awaryjnych PJM umieszcza nowe działanie IRAS jako pierwszą dźwignię, którą uruchamia system - przed redukcjami zarządzania obciążeniem przed sytuacją awaryjną, przed ograniczaniem obciążenia budynków niezasadniczych, przed każdym krokiem, który PJM obecnie stosuje do ochrony klientów mieszkaniowych i komercyjnych podczas niedoboru. Centrum danych bez umowy BYONC jest teraz pierwsze w kolejce, a nie ostatnie.

PJM nie prosi dużych odbiorców o pokrycie kosztu za darmo. Dystrybutorzy energii elektrycznej muszą wprowadzić zatwierdzoną przez FERC stawkę rekompensaty za zredukowane obciążenie, ustaloną na 50 procent istniejącej stawki Non-Performance Assessment Interval, którą FERC zatwierdziła 26 czerwca 2026 r. Istniejące Large Loads działające już przed 1 czerwca 2027 r. mają czas do 1 marca 2027 r. na rejestrację; każdy, kto buduje nową moc, staje przed corocznymi terminami zgłoszenia BYONC 1 kwietnia i weryfikacją do 15 kwietnia.

Nakaz FERC, na Który PJM Naprawdę Odpowiada

Wniosek PJM nie powstał w próżni. 18 czerwca 2026 r. FERC wydała nakazy uzasadnienia wobec wszystkich podległych jej regionalnych operatorów sieci przesyłowych w kraju, żądając, aby każdy z nich w ciągu 60 dni wyjaśnił, dlaczego jego istniejące taryfy przyłączeniowe dla dużych odbiorców są sprawiedliwe i uzasadnione - lub je przepisał - oraz złożył w ciągu 30 dni obowiązkowy raport niezawodności dotyczący tego, jak zabezpieczy wystarczającą generację dla rosnących dużych odbiorców.

Nakazy FERC definiowały dużych odbiorców tak samo, jak ostatecznie zrobiło to PJM: 50 megawatów szczytowego zapotrzebowania przyłączonych powyżej 69 kilowoltów. Podstawowa obawa Komisji, zaczerpnięta z raportów niezawodności NERC, polega na tym, że centra danych i podobne obciążenia obliczeniowe mogą zmieniać swoje zużycie o setki megawatów w ciągu sekund - tempo, które praktycznie nie zostawia operatorom sieci czasu na reakcję w czasie rzeczywistym.

PJM jest obecnie najbardziej konkretną publiczną odpowiedzią na ten nakaz spośród operatorów, do których był skierowany. Podczas gdy inni operatorzy sieci wciąż opracowują swoje odpowiedzi, PJM zdążyło już przesłać FERC konkretny projekt rejestru, konkretną datę uruchomienia ograniczeń i konkretny wzór rekompensaty - poziom szczegółowości, który wywiera presję na równorzędnych operatorów, takich jak MISO i SPP, aby dorównali lub wyjaśnili, dlaczego tego nie zrobili.

Dlaczego Rachunek Niezawodności Zmusił Zarząd do Działania

List zarządu jest jednoznaczny co do tego, co zmieniło jego kalkulację. PJM zamknęło już dwie kolejne aukcje Base Residual Auction poniżej własnego wymogu niezawodności, od 2022 r. w jego obszarze wycofano około 15 gigawatów mocy wytwórczych, a własne prognozy operatora sieci zakładają wzrost nowego popytu na Large Load nawet o 70 gigawatów do 2038 r. - niedobór na tyle duży, że doniesienia o wynikach ostatniej aukcji mocy PJM określiły zidentyfikowaną lukę na około 6,8 gigawata, pozyskaną za rekordową cenę około 16,4 miliarda dolarów.

W obliczu tej kalkulacji, wyłącznie dobrowolne zabezpieczenie wyglądało dla zarządu jak zakład, którego region nie mógł sobie pozwolić przegrać. List zarządu jasno stwierdza, że nowe Large Loads, które nie wnoszą ani nie kontraktują własnej nowej dostawy, nie powinny mieć możliwości pogarszania niezawodności dla istniejących klientów - język, który brzmi mniej jak kompromis zainteresowanych stron, a bardziej jak zarząd wyznaczający dolną granicę w ramach własnych uprawnień.

Dla każdego operatora planującego centrum danych na terytorium PJM praktyczna interpretacja jest prosta: 1 czerwca 2027 r. jest teraz realnym terminem, a nie pozycją negocjacyjną, a najbezpieczniejsze zobowiązanie mocowe to takie, które już wygrało aukcję PJM, a nie takie, które wciąż jest negocjowane w dwustronnym arkuszu warunków.

Czytaj dalej: PJM otwiera 10 szybkich miejsc w kolejce 220 GW  |  Trzy hale po 20 megawatów to jeden duży odbiór