Trzy hale po 20 megawatów to jeden duży odbiór

Proces interesariuszy zamknął to w czerwcu, a zarząd otworzył ponownie

30 czerwca interesariusze PJM poparli plan zakupu nowych mocy dla centrów danych i odrzucili opcję ich wyłączania w czasie niedoborów. Cztery tygodnie później PJM Board of Managers wydał pismo decyzyjne z 27 lipca, nakazujące operatorowi złożenie obu środków w Federal Energy Regulatory Commission: Reliability Backstop Procurement oraz Interim Resource Adequacy Service, który wyłącza duże odbiory.

Jedna propozycja CIFP miała poparcie kwalifikowanej większości interesariuszy, a zarząd uznał ją za niewystarczającą. Ta kolejność jest tym, co warto zapamiętać. Kto czyta głosowanie interesariuszy jako wczesny sygnał polityki sieciowej, właśnie zobaczył, jak takie głosowanie wytworzyło pewny siebie fałszywy negatyw, cztery tygodnie przed tym, jak przeciwieństwo wylądowało w FERC.

Liczby stojące za zwrotem nie są subtelne. PJM prognozuje około 70 gigawatów nowego dużego odbioru do 2038 r. wobec około 15 gigawatów wytwarzania wycofanego od 2022 r., na obszarze obsługującym 67 milionów klientów. Joseph Bowring z Monitoring Analytics wycenia koszt dodany przez odbiory centrów danych na 29,4 miliarda dolarów w ciągu czterech ostatnich aukcji. Zarząd z taką arytmetyką przed sobą nie zostawiłby wyłączeń w szufladzie na długo.

Próg sumuje, więc kampus to jeden odbiór

Duży odbiór definiuje się jako odbiorcę końcowego o szczycie 50 megawatów lub więcej w jednym punkcie przyłączenia albo w kilku punktach przyłączenia w promieniu jednej mili. Klauzula mili jest całą konstrukcją. Zamyka oczywistą drogę obejścia, czyli budowę tego samego kampusu jako kilku osobno opomiarowanych hal i trzymanie każdej poniżej progu.

Trzy hale po 20 megawatów w promieniu mili to jeden duży odbiór o mocy 60 megawatów. Tak samo budowa na 35 megawatów i jej druga faza na 20 megawatów, gdy tylko zostanie zasilona. Plan terenu narysowany tak, by każde przyłącze pozostało skromne, nie tworzy trzech małych klientów; tworzy jednego zarejestrowanego dużego, a rejestracja jest obowiązkowa.

Sam rejestr czyta się lepiej jako obowiązek ujawnienia niż jako formularz. Odnotowuje lokalizację każdej instalacji, jej rampę mocy, generację rezerwową i rodzaj paliwa, moc kwalifikowaną oraz każdy przydział z zakupu zabezpieczającego. Odbiory pracujące przed 1 czerwca 2027 r. muszą zarejestrować się do 1 marca 2027 r. Operator, który nigdy nie musiał podawać regulatorowi swojej krzywej narastania, teraz ją poda, a tę liczbę trudniej zmienić później, niż ustalić teraz.

Druga aukcja po cenie, której pierwsza nie mogła zapłacić

Podstawowa aukcja mocy na 2028/2029 rozliczyła się 14 lipca po 325 dolarów za megawat na dobę, dokładnie po zatwierdzonym przez FERC pułapie, i zakończyła się niedoborem 6831 megawatów. PJM opublikował wtedy, że bez korytarza cenowego aukcja rozliczyłaby się w całym obszarze blisko 555 dolarów.

Zakup zabezpieczający, który zarząd właśnie nakazał, szuka 6831 megawatów przy maksymalnej gotowości do zapłaty 555 dolarów za megawat na dobę w mocy nieprzymusowej. Obie liczby są wynikiem samej aukcji. Rynek z limitem nie zawiódł w odkryciu ceny; odkrył ją i nie wolno mu było jej zapłacić, a zarząd zbudował teraz drugie miejsce, gdzie wolno. Dopasowanie dwustronne biegnie w sierpniu, centralne okno ofert otwiera się 30 września i zamyka 21 października, ocena trwa do 2 grudnia, a zobowiązania mogą sięgać piętnastu lat.

Czytanie tego jako ratunku pomija to, co środek przyznaje. Wiążący pułap jest regułą racjonowania, a nie ceną, i właściwą odpowiedzią na wiążący pułap jest albo przesunięcie pułapu, albo zbudowanie kanału obok. PJM wybrał kanał, zostawił korytarz w aukcji podstawowej i rozłożył koszt zabezpieczenia na sprzedawców według tej samej metodyki. Wszyscy w systemie płacą za zasób; tylko nowe duże odbiory ponoszą przerwę.

Tym, co pokrywa 2028, są wyłączenia

Oto arytmetyka, której nikt nie złożył. Rozwiązywany niedobór leży w roku dostaw 2028/2029. Zasoby kupione, by go rozwiązać, muszą wejść do eksploatacji dopiero 1 czerwca 2032 r. To cztery lata dostaw między luką a stalą kupioną, by ją wypełnić.

Coś musi udźwignąć lata 2028/29 do 2031/32, a jedynym instrumentem pakietu istniejącym w tych latach są wyłączenia. Interim Resource Adequacy Service nie jest więc zabezpieczeniem zabezpieczenia. Jest produktem mocowym na okres pośredni, ubranym w barierkę niezawodności. Duże odbiory są ponadto faktycznie usuwane z popytu aukcyjnego od roku dostaw 2029/2030, i właśnie to ma na myśli Jefferies, mówiąc, że zmiana powinna z czasem obniżyć ceny mocy: krzywa popytu kurczy się, bo część popytu przeklasyfikowano jako przerywalną.

Julia Hoos z Aurora Energy Research opisała pakiet jako próbę zatkania luki i przerzucenia następnie odpowiedzialności za zakup nowego wytwarzania na duże odbiory. To trafna lektura mechanizmu i zarazem powód, dla którego 1 czerwca 2027 r. waży więcej niż 2032. Przynieś do tego czasu własną moc, a jesteś odbiorem pewnym. Przegap datę, a jesteś marginesem rezerwy.

To teraz kwestia umowy, a nie kolejki

Europejska wersja tego ograniczenia miała kształt kolejki. Brytyjska reforma przyłączeń, moratorium w Dublinie, niderlandzkie mapy zatorów: pytanie brzmiało, czy w ogóle da się przyłączyć, a odpowiedzią była data. PJM stawia inne pytanie. Przyłączasz się, a potem twój odbiór jest warunkowy.

To przenosi ekspozycję z modelu wyboru lokalizacji do umowy. Umowa kolokacyjna obiecuje dostępność wobec zasilania obiektu, a to zasilanie od 50 megawatów wzwyż jest teraz przerywalne, chyba że zabezpieczono moc albo uzyskano przydział z zabezpieczenia. Terminy powiadomienia w porównywalnych programach zarządzania popytem biegną od około trzydziestu minut do kilku dni, a wyłączani klienci otrzymują rekompensatę, więc pytanie handlowe nie brzmi, czy jesteś narażony, lecz ile warta jest rekompensata wobec twojego własnego kosztu przestoju.

Trzy rzeczy należą do następnej umowy podpisywanej na dowolnym rynku mocy, nie tylko na tym. Zapytaj, czy twoja lokalizacja sumuje się z czymkolwiek innym, co twój wynajmujący prowadzi w promieniu mili. Zapytaj, kto trzyma moc kwalifikowaną albo przydział zabezpieczający, który trzyma cię poza kolejnością wyłączeń, i każ to wskazać z nazwy. I zapisz warunki wyłączeń w godzinach rocznie z podanym terminem powiadomienia, bo obietnica rekompensaty bez limitu godzin nie jest poziomem usługi. W Polsce rynek mocy prowadzony przez PSE od lat uczy odbiorców czytać zobowiązania mocowe, co ułatwia tę rozmowę.

Czytaj dalej: FERC daje dużym obciążeniom termin 60 dni  |  PJM buduje moc dla centrów danych zamiast je odłączać