PJM fehlen 6,8 GW und der Backstop stockt. Die Eingabe vom 29. Oktober entscheidet, wer zahlt

Dem größten Strommarkt der USA sind die Kapazitätsreserven ausgegangen, und der Plan, zusätzliche Kapazität zu beschaffen, hängt an einer einzigen Frage: Wer zahlt? Solange PJM darauf keine Antwort gibt, muss jedes Rechenzentrum, das in den 13 Bundesstaaten und dem District of Columbia im Gebiet von PJM Strom sucht, mit höheren Rechnungen, einem späteren Netzanschluss oder beidem rechnen.

Die Frage ist in diesem Monat akut. Die Anordnung der FERC vom 29. September hat die Backstop-Beschaffung von PJM auf Eis gelegt. Das Energieministerium meldete sich am 7. Oktober mit einer Stellungnahme zu Wort, die Utility Dive als seine erste Eingabe bei der FERC seit mindestens fünf Jahren bezeichnete. Die Mitglieder von PJM treffen sich am 22. Oktober, und PJM plant, bis zum 29. Oktober einen überarbeiteten Vorschlag einzureichen.

Wie es so weit kam: zwei Auktionen an der Obergrenze, zwei Fehlbeträge

PJM beschafft Kapazität rund drei Jahre im Voraus in seiner Base Residual Auction. Die letzten beiden Auktionen schlossen jeweils an der Preisobergrenze eines von der FERC genehmigten Preiskorridors: $333,44/MW-Tag für 2027/2028 und $325/MW-Tag für 2028/2029. Beide blieben dennoch hinter dem Bedarf zurück. In der im Juli durchgeführten Auktion für 2028/2029 beschaffte PJM einschließlich der Fixed-Resource-Requirement-Verpflichtungen 149.181,6 MW Kapazität, bei einer Zuverlässigkeitsanforderung von 156.013 MW. Daraus ergab sich ein Fehlbetrag von 6.831,3 MW, nach 6.516 MW im Vorjahr, wie der Ergebnisbericht von PJM zeigt.

Die gesamte Reservemarge lag bei 14,7 %, bei einem Zielwert von 20 %. Die Auktion kostete 16,4 Mrd. $. Ohne die Obergrenze hätte die Rechnung nach Schätzung von PJM 29,7 Mrd. $ betragen, und der Preis hätte bei etwa $555/MW-Tag im gesamten PJM-Gebiet und $777/MW-Tag in der ComEd-Zone gelegen, berichtete Utility Dive. PJM führte einen prognostizierten Lastanstieg von 1.374,5 MW „weitgehend“ auf zusätzliche Großverbraucher zurück.

Die Angebotsseite hält nicht Schritt. In der Auktion für 2028/2029 wurden lediglich 524,7 MW an neuer, leistungsgesteigerter und reaktivierter Kapazität bezuschlagt, nach 774,3 MW im Vorjahr. Nach unserer Berechnung ist der Fehlbetrag etwa 13-mal so groß wie das bezuschlagte neue Angebot.

Quelle: PJM, 2028/2029 Base Residual Auction Report, Juli 2026. Die Anordnung der FERC vom 29. September beziffert den Fehlbetrag für 2027/2028 auf 6.623 MW; wir verwenden den Wert aus dem Bericht von PJM und vermischen die beiden Angaben nicht.

Was sich geändert hat: Der Backstop ist bei der FERC ins Stocken geraten

Der Vorstand von PJM legte seine Antwort in einem Entscheidungsschreiben vom 27. Juli fest. Sie bestand aus drei Teilen: einer einmaligen Reliability-Backstop-Beschaffung, einem „Interim Resource Adequacy Service“ für neue Großverbraucher, die keine eigene Kapazität mitbringen, und einem Large Load Registry.

Der am 31. Juli bei der FERC eingereichte Backstop sah ein anfängliches Ziel von 6.831 MW vor, abzüglich unterzeichneter bilateraler Verträge und sonstiger neuer Kapazität. Teilnehmen durften nur neue Erzeugungsanlagen sowie nachweislich neue Laststeuerung (Demand Response) und dezentrale Ressourcen. Die Ressourcen müssen bis zum 1. Juni 2032 den kommerziellen Betrieb aufnehmen. Die Verträge könnten bis zu 15 Jahre laufen, zu einem nach MW gewichteten Durchschnittspreis von höchstens $555/MW-Tag, wie aus dem Factsheet von PJM hervorgeht. Das Angebotsfenster sollte vom 30. September bis zum 21. Oktober laufen.

Quellen: PJM, Factsheet Reliability Backstop Procurement, Juli 2026; FERC-Anordnung, Docket ER26-3380-000, 29. Sept. 2026. Unsere Werte an der Obergrenze unterstellen, dass das gesamte Ziel zum Höchstpreis beschafft wird. Bilaterale Verträge und niedrigere Gebote würden sie verringern.

Die FERC genehmigte den Antrag nicht in der eingereichten Form. In ihrer Anordnung vom 29. September (Dockets ER26-3380-000 und EL26-108-000) nahm die Kommission den Antrag an, setzte ihn für fünf Monate aus und ließ ihn vorbehaltlich einer Rückerstattung zum 28. Februar 2027 in Kraft treten. Sie stellte fest, dass drei Teile möglicherweise ungerecht und unangemessen sind: die Kostenverteilung, die Austrittsregeln für Übertragungsnetzbetreiber und die Sicherheitsleistungen der Versorgungsunternehmen. Diese Punkte verwies sie in ein schriftliches Anhörungsverfahren und legte PJM nachdrücklich nahe, stattdessen einen neuen Vorschlag einzureichen. PJM stellte die Beschaffung zurück.

Das Energieministerium reichte daraufhin am 7. Oktober eine Stellungnahme ein. „PJM sollte die von der Kommission benannten Reformen zur Kostenverteilung und weitere Reformen umsetzen“, schrieb das DOE, damit die Kosten nicht „unfair“ auf bestehende Stromkunden „abgewälzt“ werden, berichtete Utility Dive. Das DOE verwies zudem auf das Ratepayer Protection Pledge des Weißen Hauses, das PJM-Versorger wie AEP, Dominion Energy, Exelon, FirstEnergy und PPL unterzeichnet haben. PJM-Sprecher Jeffrey Shields sagte Utility Dive, PJM wolle bis zum 29. Oktober einreichen, statt eine Anhörung abzuwarten, die bis in den Februar 2027 andauert.

Wer betroffen ist und wie stark

Bestandskunden. Der unabhängige Marktüberwacher von PJM, Monitoring Analytics, gibt an, dass die bestehende und prognostizierte Last von Rechenzentren die Erlöse am Kapazitätsmarkt über die Auktionen 2025/2026 bis 2028/2029 um rund 29,4 Mrd. $ erhöht hat. Das entspricht 46 % der gesamten Kapazitätskosten von 63,6 Mrd. $, berichtete Utility Dive. In seinem State-of-the-Market-Bericht für das erste Halbjahr 2026 bezifferte der Marktüberwacher die gesamten Großhandelskosten für Strom auf $114,50/MWh, ein Anstieg um 50,3 % gegenüber $76,16/MWh ein Jahr zuvor. Die Last von Rechenzentren am Kapazitätsmarkt trug $11,11/MWh bzw. 9,7 % zu diesen Kosten bei.

Der Bericht von Utility Dive vom 27. August über die ersten sieben Monate des Jahres 2026 nennt einen Anteil der Rechenzentren von 9 % ($10,48/MWh von $116,53/MWh). Der Halbjahresbericht des Marktüberwachers nennt 9,7 % ($11,11 von $114,50). Die Zeiträume unterscheiden sich, daher sollten die Werte nicht kombiniert werden.

Rechenzentrumsentwickler. Der Streit über die Kostenverteilung entscheidet darüber, ob neue Rechenzentren einen größeren Anteil am Backstop tragen. An der Obergrenze von $325/MW-Tag kostet Kapazität rund 118.625 $ pro MW-Jahr. Für eine Last von 100 MW sind das rund 11,9 Mio. $ pro Jahr allein an Kapazitätskosten (unsere Berechnung, vor den Lastskalierungsfaktoren von PJM). Eine Kostenverteilung, die zuerst neue Großverbraucher belastet, würde Backstop-Kosten noch hinzufügen. Auch die Zeitpläne sind gefährdet. Nach dem Plan des Vorstands würden neue Großverbraucher, die bis zum 1. Juni 2027 nicht genügend Kapazität mitbringen, den Interim Resource Adequacy Service erhalten, der abgeregelt werden kann, bevor die Pre-Emergency-Laststeuerung von PJM abgerufen wird.

Nord-Virginia und andere PJM-Standorte. Die Daten von DC Market Insights erfassen 25 Anlagen in Virginia mit angegebener Kapazität: 495 MW in Betrieb, 351,5 MW im Bau und 768 MW in Planung, darunter der 300-MW-Campus von CloudHQ in Manassas und die zwei 96-MW-Gebäude von Digital Realty in Manassas. In den gesamten Vereinigten Staaten verzeichnet unser Tracker 12.517 MW im Bau und 20.699 MW in Planung bei den 326 von 1.173 Anlagen mit angegebener MW-Leistung. Dabei handelt es sich um IT- oder Anlagen-MW, nicht um die UCAP von PJM; sie zeigen also das Risiko, nicht einen Anteil am Fehlbetrag.

Erzeuger und neues Angebot. Sie können von 15-Jahres-Verträgen zu bis zu $555/MW-Tag profitieren, allerdings erst, wenn die Regeln feststehen. Julia Hoos, Leiterin USA East bei Aurora Energy Research, warnte im Juli vor einer „Interventions-Abwärtsspirale“ im Markt von PJM, berichtete Utility Dive. Die Verzögerung trifft auch Entwickler, die Angebote für ein Fenster vorbereiten, das sich noch nicht geöffnet hat.

„Bring your own power“ ist die Antwort der Branche

Die schnellste Entlastung kam bislang von bilateralen Vereinbarungen, die der Backstop auf sein Ziel anrechnet. Am 6. Oktober gaben Google und Constellation Energy eine Vereinbarung bekannt, durch Leistungssteigerungen an 11 Blöcken in Illinois, Pennsylvania und New Jersey 890 MW an Kernkraftkapazität in das PJM-Netz einzubringen, gestützt durch Investitionen von mehr als 4,3 Mrd. $; die erste Leistungssteigerung wird bis 2028 erwartet. Eine separate 15-Jahres-Vereinbarung umfasst 2.700 MW bestehender Erzeugung von Constellation, wie aus der Mitteilung der Unternehmen hervorgeht. Nach unserer Berechnung entsprechen 890 MW rund 13 % des Ziels von 6.831 MW, wobei Nennleistungssteigerungen und die UCAP von PJM unterschiedlich gemessen werden.

Bowring hat sich für eine strengere Variante ausgesprochen: Großverbraucher sollten ihre eigene Erzeugung vertraglich sichern, und wer das nicht kann, sollte an einer separaten Auktion mit 15-Jahres-Verträgen teilnehmen müssen. Der Vorstand von PJM ging einen Teil dieses Weges. Ab dem Lieferjahr 2029/2030 sollen neue Großverbraucher, die über die Prognose für 2028/2029 hinausgehen, so lange aus der Auktionsnachfrage herausgenommen werden, bis ihre neue Kapazität angeboten wird.

Die Auktion im Dezember wartet nicht

Die nächste Basisauktion für 2029/2030 findet im Dezember statt. Der People’s Counsel von Maryland forderte PJM auf, die veröffentlichte Lastprognose um Großverbraucher zu bereinigen, die möglicherweise nicht realisiert werden. Der Vorstandschef von PJM lehnte dies in einem Schreiben vom 1. September ab und erklärte, dass ohnehin eine erhebliche Lastreduzierung nötig wäre, damit die Auktion unterhalb der Obergrenze schließt.

Aus unserer Sicht ist eine dritte Auktion an oder nahe der Obergrenze das Basisszenario. Offen ist, ob der Backstop vor der Auktion steht, sodass die Lücke von 2028/2029 nicht in das Jahr 2029/2030 übertragen wird.

Nicht nur PJM

Auch andere Netzbetreiber schreiben die Kostenfrage für Großverbraucher in ihre Regeln. Am 2. Oktober beantragte MISO bei der FERC eine 120-tägige Large Load Addition Resource Study für Lasten über 200 MW, die mit neuer Erzeugung gekoppelt sind, und bat um eine Entscheidung bis zum 2. Dezember, berichtete Utility Dive. In Texas prüft ERCOT eine Warteschlange von Großverbrauchern mit 474 GW, wie wir in unserer Analyse vom 7. Oktober berichtet haben. Ein im Mai verabschiedetes Gesetz in Florida verpflichtet Rechenzentren über 50 MW, die vollen Kosten ihres Netzanschlusses zu tragen. Grid Strategies stellte fest, dass die bei der FERC eingereichten Lastprognosen der Versorger für Rechenzentren bis 2030 rund 40 % über glaubwürdigen Branchenprognosen lagen, berichtete Utility Dive. Diese Lücke ist der Grund, warum die Regulierer wollen, dass neue Lasten und nicht Bestandskunden das Risiko tragen.

Optionen für Vor-Ort- und Notstromversorgung unter diesen Regeln finden Sie in unserem Bericht Data Center Generator Market. Zu Laststeuerung und Speichern siehe den Bericht Data Center Energy Storage Market. Zur KI-Nachfrage hinter den Lastprognosen siehe den Bericht AI Data Center Market. Verfolgen Sie die Regeln auf unserer Seite zu Strom und Politik in den Vereinigten Staaten, die Standorte auf der Rechenzentrumskarte der Vereinigten Staaten und Strom- und Campus-Deals im Deal Tracker.

Worauf als Nächstes zu achten ist

• 22. Oktober 2026: Sondersitzung des Members Committee von PJM zum überarbeiteten Backstop.
• 29. Oktober 2026: Geplante neue Eingabe von PJM nach FPA Section 205 bei der FERC, einschließlich der Kostenverteilung.
• Etwa 13. November 2026: Erste Schriftsätze im schriftlichen Anhörungsverfahren der FERC, sofern dieses nicht ausgesetzt wird.
• 2. Dezember 2026: Von MISO beantragte Entscheidung der FERC zu seiner beschleunigten Studie für Großverbraucher.
• Dezember 2026: Base Residual Auction von PJM für 2029/2030.
• 28. Februar 2027: Von der FERC festgelegtes Inkrafttreten des ausgesetzten Backstops, vorbehaltlich einer Rückerstattung.
• 1. Juni 2027: Stichtag für den Interim Resource Adequacy Service von PJM für neue Großverbraucher.

Häufig gestellte Fragen

Wie groß ist der Kapazitätsfehlbetrag von PJM?

6.831 MW. In der Auktion für 2028/2029 beschaffte PJM 149.181,6 MW bei einer Zuverlässigkeitsanforderung von 156.013 MW, was eine gesamte Reservemarge von 14,7 % bei einem Zielwert von 20 % ergibt. Bei der vorherigen Auktion fehlten 6.516 MW.

Was ist die Reliability-Backstop-Beschaffung von PJM?

Eine einmalige Beschaffung von bis zu 6.831 MW an neuer Erzeugung, Laststeuerung und dezentralen Ressourcen, mit Verträgen von bis zu 15 Jahren zu einem Durchschnittspreis von höchstens $555/MW-Tag. Die FERC setzte sie am 29. September 2026 wegen der Kostenverteilung, der Austrittsregeln für Übertragungsnetzbetreiber und der Sicherheitsleistungen aus.

Wie stark haben Rechenzentren die Kapazitätskosten von PJM erhöht?

Laut dem Marktüberwacher von PJM um rund 29,4 Mrd. $ über die letzten vier Basisauktionen, das sind 46 % von 63,6 Mrd. $. In der Auktion für 2028/2029 verursachte die Last von Rechenzentren 6,3 Mrd. $ bzw. 38 % von 16,4 Mrd. $.

Wann reicht PJM den Backstop erneut ein?

Bis zum 29. Oktober 2026, wie PJM Utility Dive mitteilte. Eine Sondersitzung des Members Committee ist für den 22. Oktober angesetzt. Das DOE hat die FERC aufgefordert sicherzustellen, dass die Kosten von Großverbrauchern nicht auf Bestandskunden abgewälzt werden.