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.

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

Allerdings beziehen Rechenzentren rund um die Uhr eine konstante Leistung, sodass sich die Differenz zwischen Spitzen- und Schwachlastzeiten kaum verändert. Deshalb wächst die Arbitragemöglichkeit deutlich weniger, als es bei zusätzlichen, auf Spitzenzeiten konzentrierten Nachfragen wie der Elektrifizierung von Haushalten der Fall wäre.

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

Ohne Rechenzentren würde die Lastspitze im PJM-Gebiet sinken. Mit ihnen steigt sie in fünf Jahren um 35 GW.

PJMs Prognose kombiniert ein Basismodell für Wohn-, Gewerbe- und Industriebedarf mit einer zusätzlichen großen Lastkomponente.

Die große Lastkomponente – hauptsächlich neue Rechenzentren – macht mehr als 100 % des Lastspitzenwachstums in den nächsten fünf Jahren aus, da der Basisbedarf rückläufig ist. 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 trägt dann etwas bei und der Zuwachs durch Rechenzentren verlangsamt sich, bleibt aber dominierend. Die Sommer-Lastspitze erreicht bis 2046 253 GW – das entspricht einem jährlichen Wachstum von 2,4 % über den Gesamtzeitraum, wobei große Lastanpassungen 78 % dieses Wachstums ausmachen.

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

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

Auffällig ist, dass die jährliche Last deutlich schneller steigt als die Sommer-Lastspitze. Rechenzentren laufen rund um die Uhr mit gleichmäßiger Auslastung, wodurch die Nacht- und Übergangsstunden prozentual stärker steigen als der Sommernachmittag. Die obige Karte zeigt dies direkt: DOM wird im Jahresenergie-Blick heller als im Sommer-Lastspitzen-Blick.

Wie PJM Rechenzentren berücksichtigt: ein strenger Filterprozess

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

Die Differenz zwischen beantragten und akzeptierten Projekten ist erheblich. Die rohen Einreichungen der Versorger für 2030 beliefen sich auf rund 60 GW im gesamten RTO. PJM akzeptierte 34 GW – eine Reduktion um 43 % vor der Veröffentlichung der Prognose.

PJM wendet auf jede Einreichung vier Anpassungen an:

• Fest vs. nicht-fest eingestuft: 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 % Auslastungsrate: Wird standardmäßig auf die angefragte Nennleistung angewendet, sofern Versorger keine historischen Daten mit höherem Wert vorlegen.
• Abschlag für nicht-feste Projekte: Nicht-feste Zubauten vor 2030 werden auf null gesetzt. Nicht-feste Lasten ab 2030 erhalten einen Abschlag von 50 %, mit kleineren Anpassungen zur Angleichung an den nationalen Durchschnitt.
• Mindestens 36 Monate Hochlaufzeit: Die Nachfrage jedes Projekts wird über mindestens 36 Monate gestaffelt, unabhängig von der Projektgröße.

Zwei Zonen wurden anders behandelt als der Standard-Abschlag 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 ESA- oder CC-gestützte Projekte ein, um den gesamten modellierten Bedarf abzudecken. Daher wurde ihr Anteil als fest eingestuft, während andere Versorger in der Zone, wie REC, einen nicht-festen Anteil behalten.

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

Feste Last bietet eine gewisse Sicherheit, 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 werden diese Projekte bis Mitte der 2030er Jahre alle gebaut sein.

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

Später in der Prognose gibt es keine spezifischen Großprojekte mehr in einer der Interconnection-Queues. PJM extrapoliert auf Basis nationaler Skalierungswerte, die mit Drittanbieter-Prognosen abgeglichen werden.

Sowohl feste als auch nicht-feste Prognosen bergen Abwärtsrisiken. Projekte mit bereits gemeldeter Eigenerzeugung haben entsprechend reduzierte Netzlast. Doch wenn sich die Wirtschaftlichkeit der Eigenversorgung verbessert und mögliche politische Reformen die Eigenversorgung attraktiver machen, könnten mehr Anlagen folgen als die aktuelle Pipeline vermuten lässt.

Connect and Manage (noch nicht genehmigt) bringt eine weitere Unsicherheitskomponente. Projekte, die darunterfallen, würden ihre Netzlast bei Belastungssituationen reduzieren – das senkt die Sommer-Lastspitze, ohne den Ausbau der Rechenzentren insgesamt zu bremsen. Weder Connect and Manage noch die Eigenversorgung sind abschließend geklärt. Beide könnten die tatsächliche Nachfrage deutlich unter die angenommenen Werte drücken.

Die Komponenten außerhalb der Großlast haben nur begrenzten Einfluss auf das Lastprofil

Unterhalb der Rechenzentrumsschicht erfasst das Basismodell von PJM den Wohn-, Gewerbe- und Industriebedarf mithilfe der Wirtschaftsprognosen von Moody's und Endnutzungsdaten von Itron. Der Strombedarf für Elektrofahrzeuge, PV-Anlagen hinter dem Zähler und Speicher hinter dem Zähler stammt von S&P Global. Zusammen wachsen diese Komponenten, aber deutlich langsamer als der Bedarf durch Rechenzentren.

Da Rechenzentren den zusätzlichen Bedarf dominieren, verändert sich das tageszeitliche Lastprofil kaum. Die Kurve verschiebt sich nach oben, das relative Muster über die Stunden bleibt jedoch weitgehend stabil.

Die Grenzen der Prognose

Die Prognose ist nur so verlässlich wie die Projekte, auf denen sie basiert. Feste Zubauten geben der kurzfristigen Entwicklung ein solides Fundament, doch dieses trägt nur bis Mitte der 2030er Jahre. Danach extrapoliert PJM – und zwischen einer Rechenzentrumspipeline und einem tatsächlich angeschlossenen Rechenzentrum kann sich noch vieles ändern.

Lieferkettenengpässe und Genehmigungsverzögerungen können Projekte verlangsamen oder verhindern. Die Genehmigung von Connect and Manage sowie die Entwicklung der Eigenversorgung sind die beiden wichtigsten politischen Fragen, die die tatsächliche Nachfrage unter die angenommenen Werte drücken könnten. Beide sind noch offen und könnten das Bild der Kapazitätsknappheit verändern, ohne den Ausbau der Rechenzentren zu bremsen.