Entwickler wollen Rechenzentren schnell anschließen und dabei möglichst viel gesicherte Netzleistung erhalten. In sechs US-Märkten bedeutet dies, zwischen unterschiedlichen finanziellen Verpflichtungen, betrieblichen Einschränkungen und möglichen Verpflichtungen gegenüber einem Erzeugungspartner zu wählen. Die Anmeldung mit gekoppelter Stromerzeugung kann die Netzstudie oder die verfügbare Dienstleistung verändern.

Die Federal Energy Regulatory Commission (FERC) prüft diese Wege im Rahmen ihrer Show Cause Orders vom Juni 2026. Sie hat die Netzbetreiber unter ihrer Aufsicht angewiesen, ihre Regeln für Rechenzentren zu rechtfertigen oder zu überarbeiten, einschließlich des Schutzes bestehender Kunden. ERCOT folgt einem separaten texanischen Rahmenwerk und hat einen eigenen Prozess für große Lastanschlüsse.

Wichtige Erkenntnisse

• SPP, MISO und NYISO verknüpfen Last und Erzeugung, aber eine Kopplung verändert die Studie in SPP und MISO sowie die Dienstleistungsrechte in NYISO.
• Die finanziellen Verpflichtungen für den Netzanschluss variieren: Eine 500 MW-Last erfordert in ERCOT eine Kaution von 25 Millionen Dollar, während MISO eine Gebühr von 250.000 Dollar vorschlägt.
• MISO strebt eine Vereinbarung 120 Tage nach vollständigem Antrag an – weniger als ein Viertel der 545-tägigen Studienabfolge bei NYISO.
• Nur 7 % der beantragten Last in ERCOT erreichen die Prognose für 2030, gegenüber 49 % in PJM. Gebühren und Kautionen trennen engagierte Projekte von spekulativen Rechenzentrumsanträgen.

Gekoppelte Stromerzeugung verändert die Studie oder den Service für Rechenzentren

In SPP, MISO und NYISO hängt der Nutzen einer Kopplung davon ab, was der Betreiber untersucht und wie die Erzeugung den Netzservice des Campus unterstützt.

SPP verknüpft Last und Erzeugung, untersucht sie aber getrennt – über den High Impact Large Load-Prozess und die High Impact Large Load Generation Assessment (HILLGA). HILLGA ist seit dem 15. Januar 2026 in Kraft. MISO hingegen schlägt vor, Last und Erzeugung parallel zu bewerten, durch die Large Load Addition Resource Study (LARS), eingereicht am 2. Oktober.

Im Gegensatz dazu liegt bei NYISO der Fokus auf dem Service: Der Beitrag einer Partner-Ressource zur Versorgungssicherheit unterstützt die festen Bezugsrechte des Campus. Diese Rechte erlauben es dem Campus, Netzstrom zu beziehen – vorbehaltlich betrieblicher Bedingungen. Das Management Committee von NYISO genehmigte die Large Load Integration Procedures am 28. Oktober. Modo Energy hat den Prozess zuvor als Bulk Electric Large Loads (BELL) behandelt.

Andernorts betreffen die Regelungen Flexibilität, Informationspflichten oder Eigenerzeugung vor Ort. Das Board von CAISO genehmigte am 28. Oktober einen flexiblen, vorläufigen Anschlussservice für Lasten – vor einer geplanten FERC-Einreichung. FERC akzeptierte am 9. Oktober das Register für große Lasten von PJM, lehnte aber die Vorschläge für gekoppelte Erzeugung und Zwischenlösungen ab. Die Private-Use-Election von ERCOT umfasst Erzeugung hinter dem Lastzähler, aber Batch Zero-Studien und Freigaben für die Inbetriebnahme sind seit dem 3. August ausgesetzt.

Eintrittszahlungen bestimmen die finanziellen Verpflichtungen für Rechenzentren und ihre Erzeugung

Last und Erzeugung müssen unterschiedliche Beträge hinterlegen, und die Aufteilung variiert je nach Markt. Die folgenden Zahlen gehen von einer 500 MW-Kopplung aus, bei der jede Seite 500 MW beantragt. In MISO, SPP und NYISO skalieren die Beträge pro MW mit der beantragten Anschlussleistung, nicht mit der akkreditierten Leistung – jede Technologie zahlt also die gleichen Kosten.

Die Verpflichtungen auf der Lastseite in ERCOT betragen im Beispiel 25,1 Millionen Dollar, einschließlich einer Sicherheitsuntergrenze von 50.000 Dollar/MW. Zugeordnete Netzaufrüstungen können die Sicherheitsleistung erhöhen. Die 4,6 Millionen Dollar von NYISO decken beide Parteien ab, während MISO eine nicht erstattungsfähige Gebühr von 250.000 Dollar vom Übertragungskunden der Last vorschlägt. Im Gegensatz dazu erhebt PJM selbst keine Gebühr, aber die Kosten auf Versorgungsebene reichen von 250.000 Dollar bei Dominion bis zu 2,5 Millionen Dollar bei ComEd.

Für Erzeuger schlägt MISO bei 500 MW beantragtem Service 15,49 Millionen Dollar vor, einschließlich eines Meilensteins von 30.000 Dollar/MW. SPPs HILLGA verlangt 4,27 Millionen Dollar bei 500 MW – weniger als ein Drittel von MISO. Die von ERCOT verlangten Generatorgebühren belaufen sich auf 17.000 Dollar, zuzüglich Kosten und Sicherheitsleistungen des Übertragungsnetzbetreibers.

Separate Warteschlangen für Erzeugung haben eigene Eintrittsanforderungen. Der ausschließlich für Erzeugung gedachte Expedited Interconnection Track (EIT) von PJM verlangt 8 Millionen Dollar für eine 500 MW-Anfrage. CAISOs Warteschlange kostet 755.000 Dollar Eintritt für Erzeuger, zuzüglich Sicherheitsleistungen und Netzaufrüstungen.

Die Rücktrittsregeln von MISO zeigen, dass der hinterlegte Betrag nicht immer dem Risiko entspricht. Der Generator-Meilenstein von 30.000 Dollar/MW wird bei Rücktritt vor Vertragsabschluss vollständig erstattet, danach steht er im Risiko. Das Risiko eines Entwicklers hängt also vom Zahlungstyp und dem Zeitpunkt des Rücktritts ab, nicht nur vom Nennbetrag.

MISOs Studienzeit bis zur Vereinbarung beträgt 120 Tage – weniger als ein Viertel der 545 Tage bei NYISO

MISO, SPP und NYISO setzen jeweils eine Frist von der vollständigen Antragstellung bis zum vorgelegten Anschlussvertrag – und die Ziele unterscheiden sich um mehr als ein Jahr. MISO schlägt eine Vereinbarung nach 120 Tagen vor, weniger als ein Viertel der 545 Tage bei NYISO. SPPs 150 Kalendertage umfassen Validierung, Studie und Verhandlung, zuzüglich bis zu 10 Werktagen für die Vertragsvorlage. Die 545 Tage bei NYISO bestehen aus zwei 90-tägigen Studien und einer 12-monatigen Bewertung, die einmal jährlich durchgeführt wird.

Für Projekte mit gekoppelter Erzeugung kann die Studiengenehmigung den Generator für Jahre an die Last binden. MISO schlägt eine 15-jährige Kopplungsverpflichtung ab dem Tag vor, an dem die Last den LARS-Übertragungsservice beginnt. Ziel ist es, zu verhindern, dass ein Generator eine Lastanfrage als Abkürzung in die Warteschlange nutzt.

NYISO schlägt denselben 15-Jahres-Zeitraum für eine Partner-Ressource vor, und die festen Rechte des Campus gelten nur, solange die Ressource am Kapazitätsmarkt teilnimmt. Die lastbegrenzten Rechte von SPP gelten 5 Jahre und beginnen mit dem kommerziellen Betrieb des Generators.

In allen drei Märkten wird der Lieferplan des Campus Teil der Verpflichtung des Generators – weit über die ursprüngliche Antragstellung hinaus.

Zwei Wege bringen Erzeugung neben Rechenzentren ans Netz: Kopplung oder separate Warteschlange

Bei der Kopplung wird der Generator auf eine dedizierte Schiene mit einer benannten Last gesetzt. In SPP ist das HILLGA, mit Exporten, die auf die Prognose der gekoppelten Last begrenzt sind, in MISO ist es LARS, mit mindestens 200 MW beantragtem Network Resource Interconnection Service. In NYISO durchläuft die Partner-Ressource die Standard-Cluster-Studie und ist an den Antrag der Last gebunden.

Der zweite Weg ist die beschleunigte Warteschlange für Erzeugung, die MISO, SPP und PJM eingerichtet haben, um dem Lastwachstum zu begegnen – was in den ersten beiden Märkten vor allem Erdgas begünstigt hat. Erdgas macht 69 % der 32 GW im Expedited Resource Addition Study (ERAS) von MISO aus und thermische Kraftwerke 72 % der entsprechenden Schiene von SPP. PJM ist die Ausnahme: Die erste EIT-Runde mit 2,1 GW besteht zu 78 % aus Batterien.

ERCOT hat keine beschleunigte Warteschlange für Erzeugung. Stattdessen benennen die 11 Batch Zero-Lasten, die sich für private Netze entschieden haben, 15,4 GW Erzeugung hinter ihren Zählern – davon 83 % Erdgas.

Nur 7 % der beantragten Rechenzentrumslast in ERCOT erreichen die Prognose für 2030, gegenüber 49 % in PJM

Modo Energy schätzt für das vierte Quartal 2026 die von 2026 bis 2030 hinzugefügte Rechenzentrumskapazität auf 32,6 GW in ERCOT und 29,6 GW in PJM. Das entspricht 7 % der 494 GW beantragten Leistung in ERCOT und 49 % der 60 GW in PJM.

Gebühren, Kautionen und Anforderungen an die Umsetzungsbereitschaft geben den Betreibern Hinweise darauf, welche Entwickler bereit sind, sich zu verpflichten. Diese Prüfungen helfen, glaubwürdige Projekte zu erkennen, aber die Verfügbarkeit von Ausrüstung und Bauzeiten schränken die Umsetzung weiterhin ein. Wenn Projekte diese Prüfungen bestehen, erhalten Planer bessere Anhaltspunkte für den notwendigen Netz- und Erzeugungsausbau.

Die 494 GW von ERCOT, klassifiziert in Batch Zero, entsprechen 542 % des bisherigen Höchstlastrekords von 91 GW. In keinem anderen Markt übersteigt die gemeldete Pipeline 52 % der aktuellen Rekordnachfrage. Viele dieser Anfragen sind spekulativ und führen nie zu einer Vereinbarung.

Anstehende Einreichungen könnten die Wege für Entwickler verändern

Die Einreichungen vom 16. November sind der nächste Zeitpunkt, um die verfügbaren Serviceoptionen und den Schutz bestehender Kunden neu zu bewerten. MISO hat die Wirksamkeit des Tarifs ab dem 2. Dezember beantragt, mit einem geplanten LARS-Start Anfang 2027. Texas hat einen eigenen Zeitplan: Die Public Utility Commission of Texas hält am 17. Dezember eine öffentliche Sitzung ab.

Für Campusbetreiber kann eine frühere Stromversorgung mit betrieblichen Einschränkungen oder einer fortlaufenden Verpflichtung zur gekoppelten Erzeugung einhergehen. Für Erzeuger kann die Kopplung die Investition an den Lieferplan und den laufenden Service des Kunden binden. Die nächsten Entscheidungen sind wichtig, weil sie diese Bedingungen ändern könnten – einschließlich der Rechte, die Entwickler erhalten können, und der Verpflichtungen, die sie eingehen müssen, um diese Rechte zu behalten.