​Laut PJMs Langfrist-Lastprognose für 2026 steigt die Sommer-Lastspitze von 160 GW im Jahr 2025 auf 253 GW bis 2046 – ein Anstieg um 58 %, der hauptsächlich durch Rechenzentren getrieben wird.

Dieses Wachstum hat direkte Auswirkungen auf die Erlöse von Batteriespeichern. Wenn die Nachfrage das Angebot übersteigt, steigen die Kapazitätszahlungen, wie die letzten beiden Kapazitätsauktionen von PJM zeigen. Häufigere Knappheitspreise könnten zudem die Erlöse aus Energiearbitrage erhöhen.

Allerdings beziehen Rechenzentren rund um die Uhr gleichmäßig Strom, sodass der Unterschied zwischen Spitzen- und Schwachlastzeiten weitgehend unverändert bleibt. Daher wächst die Arbitragemöglichkeit deutlich weniger als bei spitzenlastorientierten Nachfragesteigerungen wie etwa durch die Elektrifizierung von Haushalten.

Dieser Artikel beleuchtet die Methodik, mit der PJM seine Prognose erstellt – ein zentraler Bestandteil im Produktionskosten- und Dispatch-Modell von Modo Energy für Batterieerlöse im gesamten Eastern Interconnect.

Ohne Rechenzentren würde die Spitzenlast bei PJM sinken. Mit ihnen steigt sie in fünf Jahren um 35 GW.

PJMs Prognose kombiniert ein Basismodell für Haushalts-, Gewerbe- und Industrienachfrage mit einer großen Lastanpassung als weiterer Schicht.

Die große Lastkomponente – hauptsächlich Rechenzentren – macht mehr als 100 % des Wachstums der Spitzenlast in den nächsten fünf Jahren aus, da die Basisnachfrage zurückgeht. PJMs große Lastanpassungen steigen zwischen 2026 und 2031 um 35,1 GW, während das gesamte Nachfragewachstum 34,6 GW beträgt.

Nach 2031 verschiebt sich das Gleichgewicht leicht. Die Basisschicht beginnt beizutragen und die Zunahme der Rechenzentren verlangsamt sich, bleibt aber dominant. Die Sommer-Lastspitze erreicht bis 2046 253 GW und steigt über den Gesamtzeitraum um 2,4 % pro Jahr, wobei große Lastanpassungen für 78 % dieses Wachstums verantwortlich sind.

Das Nachfragewachstum ist konzentriert: DOM, AEP, COMED und PL verdoppeln ihre Last bis 2046

Fünf Zonen in Virginia, West Virginia, Pennsylvania, Ohio und Illinois verdoppeln bis 2046 mindestens ihren jährlichen Energiebedarf: DOM (173 %), PL (142 %), AEP (124 %), Dayton (121 %) und COMED (100 %). DOM, AEP, COMED und PL verfügen über die größten Rechenzentrum-Pipelines und sind für 74 % des gesamten jährlichen Nachfragewachstums von PJM zwischen 2026 und 2046 verantwortlich.

Auffällig ist, dass der jährliche Verbrauch deutlich schneller steigt als die Sommer-Lastspitze. Rechenzentren laufen rund um die Uhr gleichmäßig und erhöhen die Last in Nacht- und Nebenzeiten prozentual stärker als am sommerlichen Nachmittag. Die obige Karte zeigt dies direkt: DOM wirkt beim Wechsel von der Jahresenergie- zur Sommerlastspitzen-Ansicht heller.

Wie PJM Rechenzentren einbezieht: ein strenges Auswahlverfahren

Jeden Juli fordert PJM von den Versorgern Einreichungen für große Lastanpassungen an. Die Versorger präsentieren ihre Anträge im September im Load Analysis Subcommittee (LAS). PJM bewertet die Einreichungen im Oktober und November, veröffentlicht im November eine vorläufige Liste der akzeptierten Projekte und finalisiert die Prognose im Januar.

Die Lücke zwischen beantragten und akzeptierten Projekten ist erheblich. Die Rohmeldungen der Versorger für 2030 beliefen sich im gesamten RTO auf rund 60 GW. PJM akzeptierte 34 GW – eine Reduzierung um 43 %, bevor die Prognose veröffentlicht wurde.

PJM nimmt vier Anpassungen an jeder Einreichung vor:

• Fest vs. nicht-fest Klassifizierung: Projekte benötigen eine Electric Service Obligation (ESO) oder eine Bauverpflichtung (CC), um als fest zu gelten, sofern nicht anders angegeben. Alle anderen Einreichungen werden als nicht-fest eingestuft.
• 70 %-Nutzungsrate: Standardmäßig wird eine 70%ige Auslastung auf die beantragte Nennleistung angewendet, es sei denn, die Versorger legen historische Daten für einen höheren Wert vor.
• Abschlag für nicht-feste Projekte: Nicht-feste Zubauten vor 2030 werden auf null gesetzt. Nicht-feste Lasten ab 2030 werden um 50 % gekürzt, mit kleineren Anpassungen zur Angleichung an den nationalen Durchschnitt.
• 36 Monate Mindest-Rampenrate: Die Nachfrage jedes Projekts wird über mindestens 36 Monate hochgefahren, unabhängig von der Projektgröße.

Zwei Zonen wurden anders behandelt als der Standardabschlag von 50 % für nicht-feste Projekte:

• AEP reichte nicht-feste Daten ein, die bereits um mehr als 50 % gegenüber der ursprünglichen Pipeline reduziert waren. PJM akzeptierte diese Zahlen ohne weitere Kürzung.
• DOMs Dominion Energy reichte genügend durch ESA oder CC abgesicherte Projekte ein, um die gesamte modellierte Nachfrage abzudecken. Damit wurde der gesamte Anteil als fest eingestuft, während andere Versorger in der Zone, wie REC, weiterhin einen nicht-festen Anteil behalten.

Dies sind die beiden größten Treiber für das Wachstum im gesamten RTO.

Feste Last bietet eine gewisse Untergrenze, aber Unsicherheiten bestehen in beiden Komponenten

Feste Zubauten sind der verlässlichste Teil der Prognose. Sie spiegeln Projekte wider, die sich in einem fortgeschrittenen Entwicklungsstadium befinden und weniger wahrscheinlich abgesagt werden. Allerdings sind diese Projekte bis Mitte der 2030er Jahre alle gebaut.

Nicht-feste Zubauten kommen ab 2030 hinzu und sind weniger sicher. Der 50%-Abschlag spiegelt PJMs eigene Schätzung wider, wie viele nicht-feste Projekte gestrichen oder verzögert werden.

Später in der Prognose gibt es keine konkreten Großverbraucher-Projekte mehr in einer der Anschlusswarteschlangen. PJM extrapoliert dann anhand nationaler Skalierungswerte, die mit Drittprognosen abgeglichen werden.

Sowohl feste als auch nicht-feste Prognosen bergen Abwärtsrisiken. Projekte mit bereits deklarierter Eigenerzeugung wurden in der Netzlast entsprechend reduziert. Doch wenn sich die Wirtschaftlichkeit der Eigenversorgung verbessert und mögliche politische Reformen die Erzeugung hinter dem Zähler attraktiver machen, könnten mehr Anlagen als derzeit angenommen nachziehen.

Connect and Manage (Genehmigung ausstehend) bringt eine weitere Unsicherheitskomponente. Projekte, die darunterfallen, würden ihre Netzlast bei Stressereignissen reduzieren, wodurch die Sommerlastspitze gesenkt wird, ohne den Ausbau der Rechenzentren insgesamt zu verlangsamen. Weder Connect and Manage noch die Eigenversorgung sind abschließend geregelt. Beide könnten dazu führen, dass die tatsächliche Nachfrage unter den akzeptierten Werten bleibt.

Die nicht-großen Lastkomponenten beeinflussen die Lastform nur begrenzt

Unterhalb der Rechenzentrumsschicht bildet das Basismodell von PJM die Haushalts-, Gewerbe- und Industrienachfrage mit Wirtschaftsprognosen von Moody's und Endnutzungsdaten von Itron ab. Der Strombedarf für E-Fahrzeuge, Photovoltaik hinter dem Zähler und Speicher hinter dem Zähler stammen von S&P Global. Diese Komponenten wachsen ebenfalls, aber deutlich langsamer als Rechenzentren.

Da Rechenzentren das zusätzliche Lastwachstum dominieren, verändert sich die Tageslastkurve kaum. Die Kurve verschiebt sich nach oben, aber das relative Muster über die Stunden bleibt weitgehend konstant.

Die Grenzen der Prognose

Die Prognose ist nur so verlässlich wie die Projekte, auf denen sie basiert. Feste Zubauten geben dem kurzfristigen Ausblick eine solide Basis, aber diese Basis endet Mitte der 2030er Jahre. Danach extrapoliert PJM, und zwischen einer Rechenzentrumspipeline und einem tatsächlich angeschlossenen Rechenzentrum kann sich vieles ändern.

Engpässe in der Lieferkette und Verzögerungen bei Genehmigungen können Projekte verlangsamen oder verhindern, dass sie ans Netz gehen. Die Genehmigung von Connect and Manage und die Zunahme der Eigenversorgung sind die beiden wichtigsten politischen Faktoren, die die tatsächliche Nachfrage unter die akzeptierten Werte drücken könnten. Beide sind noch offen – und könnten das Bild der Kapazitätsknappheit verändern, ohne den Ausbau der Rechenzentren zu bremsen.