Die Federal Energy Regulatory Commission (FERC) hat alle sechs regionalen US-Netzbetreiber aufgefordert, ihre Integrationsprozesse für Großverbraucher wie Rechenzentren und Fertigungsbetriebe zu überprüfen. Diese Anordnung soll sicherstellen, dass Verbraucher weiterhin Zugang zu zuverlässiger und erschwinglicher Energie haben, während der Strombedarf steigt.
Wichtige Punkte
- FERC fordert sechs US-Netzbetreiber zur Überprüfung der Integration von Großverbrauchern auf.
- Ziel ist die Sicherstellung zuverlässiger und erschwinglicher Stromversorgung bei steigendem Bedarf.
- Netzbetreiber müssen binnen 60 Tagen Stellung nehmen oder Änderungen vorschlagen.
- Energiespeicher spielen eine Schlüsselrolle bei der effizienten Integration.
- Regionale Unterschiede werden berücksichtigt, aber einheitliche Standards angestrebt.
Hintergrund der FERC-Anordnung
Die FERC hat gemäß Abschnitt 206 des Federal Power Act sogenannte „Show Cause Orders“ erlassen. Diese richten sich an PJM Interconnection (PJM), Midcontinent Independent System Operator (MISO), Southwest Power Pool (SPP), California Independent System Operator Corporation (CAISO), ISO New England (ISO-NE) und New York Independent System Operator (NYISO).
Die Netzbetreiber müssen innerhalb von 60 Tagen darlegen, warum ihre aktuellen Tarife ohne klare und konsistente Bestimmungen für Großverbraucher weiterhin gerecht und angemessen sind, oder alternativ Änderungen vorschlagen. Alle fünf FERC-Kommissare unterstützten diese Anordnungen.
„Die Show Cause Orders zeigen, dass es eine grundlegende Besorgnis über die Integration großer Lasten in den Märkten gibt – es besteht ein wahrgenommenes Risiko, dass diese Kosten von anderen Tarifzahlern getragen werden“, erklärt Raafe Khan, Leiter für Energiespeicher und aufstrebende Märkte bei der Camelot Energy Group.
Faktencheck
- Sechs regionale Netzbetreiber sind betroffen: PJM, MISO, SPP, CAISO, ISO-NE, NYISO.
- Antwortfrist: 60 Tage ab dem 18. Juni.
- Ziel: Zuverlässige und erschwingliche Stromversorgung für Endverbraucher.
Fünf Reformkategorien und deren Umsetzung
Die FERC hat fünf Kategorien von Reformen vorgeschlagen, die die Netzbetreiber angehen müssen. Dies unterstreicht die Dringlichkeit, mit der die Kommission die Integration großer Lasten auf das Übertragungssystem beschleunigen möchte. Dies soll die Innovationswirtschaft fördern, die globale Führung im Bereich KI sichern und Fertigungsarbeitsplätze in die USA zurückholen.
Khan merkt an, dass die FERC einen festen Rahmen für die gewünschten Ergebnisse vorgibt, den RTOs und ISOs jedoch gleichzeitig Spielraum bei der Umsetzung lässt. Die Anordnungen ermutigen zu Studienprozessen, die Technologien belohnen, welche eine deflationäre Wirkung auf die Strompreise haben. Dazu gehören Batterien, virtuelle Kraftwerksprogramme (VPP) und andere passive und aktive Geräte, die zu relativ geringeren Kosten installiert werden können.
Zeitplan für die Einhaltung
Die Netzbetreiber haben einen klaren Zeitplan: Innerhalb von 21 Tagen nach der Anordnung vom 18. Juni (bis zum 9. Juli) müssen sie formell intervenieren. Bis Ende Juli ist ein detaillierter Bericht einzureichen, und bis Mitte August müssen Tarifanmeldungen und die Antworten auf die Show Cause Orders vorliegen.
Zusätzlich müssen RTOs/ISOs und ihre Übertragungsnetzbetreiber innerhalb von 30 Tagen detaillierte Informationen darüber vorlegen, wie sie die Verfügbarkeit ausreichender Erzeugungskapazitäten für bestehende und neue Großverbraucher sicherstellen wollen. Diese Berichte sollen auch Vorschläge zur Ressourcenadäquanz, detaillierte Zeitpläne wichtiger Meilensteine und laufende Stakeholder-Prozesse zur Beschleunigung des Kapazitätsausbaus enthalten.
Hintergrundinformationen
Die Anordnungen unterstützen die Absicht des Energieministers, die Integration großer Lasten zu beschleunigen. Dies ist entscheidend für das Wachstum von Sektoren wie KI und der Rückverlagerung von Industrieproduktion in die USA.
Regionale Unterschiede und Best Practices
Die FERC erkennt an, dass es regionale Unterschiede in den Verfahren und Strategien der Netzbetreiber gibt. Die Anordnungen sind so konzipiert, dass sie diese Unterschiede widerspiegeln. Einige Märkte sind hier weiter fortgeschritten als andere.
SPP gilt als Vorreiter mit seinen „High Impact Large Load“ und „High Impact Large Load Generation Assessment“-Prozessen. Diese beschleunigten Rahmenwerke dienen der Bewältigung großer Stromnachfragen, beispielsweise von Rechenzentren. PJM behandelt ko-lokalisierte Lasten in einem separaten Verfahren. CAISO wiederum bietet keine traditionellen Übertragungsdienstleistungen gemäß Order Nr. 888 an.
Die Anordnungen erlauben jedem RTO und ISO, Großverbraucher zu definieren und spezifische Betriebsanforderungen für ihre Region zu erstellen. Gleichzeitig berücksichtigen sie regionale Unterschiede in Bezug auf Kostentransparenz, Studienprozesse und Netzausbau.
Die Rolle von Energiespeichern
Die Anordnungen haben auch erhebliche Auswirkungen auf die Rolle von Energiespeichern bei der Übertragungsplanung und Netzintegration. Oliver Kerr, Geschäftsführer Nordamerika bei Aurora Energy Research, betont die Bedeutung der Flexibilität.
„Die Show Cause Order handelt zwar vernünftigerweise von Rechenzentren, aber im Grunde geht es um Flexibilität, und Batterien sind eine der wenigen Technologien, die große Lasten schneller anschließen, einfacher verwalten und für den Rest des Systems kostengünstiger machen können“, sagt Oliver Kerr.
Die Anordnung gibt den ISOs klare Leitlinien, wie Speichertechnologien den Wert dieser Flexibilität freisetzen können. Khan ist gespannt, wie ISOs und RTOs netzverbessernde Technologien wie Batterien, dynamische Leitungsbewertungen und fortschrittliche Leiter zur Kostensenkung einsetzen werden.
Kostenersparnis durch Batterien
Die Kosten für den Bau einer Hochspannungsleitung können zwischen 1 Million und 5 Millionen US-Dollar pro Meile liegen. Wenn diese Kosten durch den Einsatz kommerziell verfügbarer Technologien wie Batterien gemindert werden können, führt dies zu geringeren Kosten, schnellerer Bereitstellung und mehr Energiefluss durch das Netz.
Khan sieht Potenzial für Batterien in der Übertragungsplanung. Durch die strategische Lade- und Entladefähigkeit von Batterien könnten sich neue Möglichkeiten für batteriebasierte Entwickler und für das Netz ergeben, um Engpässe zu verringern.
Kerr erklärt, wie die Anordnungen die Integration von Energiespeichern direkt unterstützen: Eine On-Site-Batterie in einem Rechenzentrum kann die Nachfrage während Spitzenzeiten reduzieren. Netzbetreiber sehen Rechenzentren oft als Problem für den Netzausbau und dimensionieren Netzaufrüstungen nach dem maximalen potenziellen Verbrauch.
Batterien vor Ort ermöglichen es, den maximalen Verbrauch während Spitzenzeiten zu reduzieren und somit die effektive Nachfrage zu senken. Diese FERC-Anordnung könnte Systembetreiber dazu ermutigen, Last und Erzeugung vor Ort gemeinsam zu betrachten, was Projekte schneller online bringen kann.
Vorteile von Energiespeichern
- Schnellere Netzanbindung für Großverbraucher.
- Kostenreduzierung bei Netzausbau und -betrieb.
- Flexibilität im Lastmanagement.
- Reduzierung von Spitzenlasten durch On-Site-Batterien.
Potenzial für neue Marktprodukte
Kerr hebt auch das Potenzial für neue Marktprodukte hervor. ISOs und RTOs könnten aufgefordert werden, neue Produkte zu schaffen, um Batterien für ihre Leistungen zu belohnen. Statt nur im Energiearbitrage oder bei Zusatzdienstleistungen mitzuspielen, könnten sie für Lastmanagement und die Vorteile für das Übertragungsnetz belohnt werden.
Obwohl Langzeitenergiespeicher (LDES) im Zusammenhang mit der Integration großer Lasten viel Aufmerksamkeit erhalten haben, betont Khan, dass eine Marktentwicklung notwendig ist, um ihren Einsatz zu unterstützen. Das Problem bei LDES war bisher das Fehlen eines Marktpreissignals.
In Märkten wie ERCOT, wo viele ein- bis zweistündige Batterien installiert sind, liegt der Grund darin, dass es ein Preissignal in Form von Zusatzdienstleistungen gab. Für längere Entladezeiten – acht, zehn oder zwölf Stunden – gibt es jedoch kein Preissignal, das diese längere Entladung incentiviert. Die durchschnittliche Dauer von Batterien liegt heute bei vier Stunden, weil der Markt genau diesen Bereich belohnt.
Zukunft von Langzeitenergiespeichern
Trotz dieser Herausforderungen sieht Khan Potenzial für LDES. Aufgrund ihrer Fähigkeit, nicht nur die Spitzenlast, sondern auch Lasten um die Spitzenzeit herum abzudecken, sind sie attraktiv. Dies wird Teil der gesamten Planungsprozessentwicklung sein. Kerr fügt hinzu, dass die Anordnungen den Einsatz von LDES unterstützen könnten, abhängig von der Implementierung.
Dies würde Rechenzentren dazu ermutigen, mehr vor Ort steuerbare Erzeugung zu haben, wobei Batterien eine Schlüsseltechnologie sind. Längere Speicherdauern könnten, je nach Gestaltung der Regeln, begünstigt werden und eine weitere Einnahmequelle bieten.
Bereits heute entstehen hybride Ansätze, bei denen Rechenzentren Batterien mit Gas koppeln. Die Batterie kann sehr schnell hochfahren, und Gas dient dann für längere Zeiträume des benötigten Lastabbaus.
Ko-Lokation mit Erzeugungsanlagen
Die Anordnungen thematisieren auch den wachsenden Trend, Rechenzentren in der Nähe bestehender Erzeugungsanlagen, einschließlich Kernkraftwerken, anzusiedeln. FERC fordert die RTOs und ISOs auf, die Ko-Lokation von Rechenzentren mit Generatoren wie Kern-, Solar- und Windkraftwerken zu bewerten und Regeln für die elektrische Nähe dieser großen Lasten zu entwickeln.
Die FERC hat alle ISOs und RTOs angewiesen, vorläufige Definitionen für ko-lokalisierte Lasten und Vereinbarungen für die Ko-Lokation zu verabschieden, einschließlich „Behind-the-Meter“-Arrangements (BTM). Es muss geklärt werden, ob ko-lokalisierte Lasten, die unterhalb der maximalen Leistung der Generatoren angeschlossen sind, Übertragungsdienstleistungen in Anspruch nehmen sollten und wie die Nachfragegebühren zugewiesen werden sollen, ohne dass sie auf andere Tarifzahler umgelegt werden.
Kerr betont die Bedeutung klarer Regeln: Derzeit gibt es keine sehr klaren Regeln dafür, wie Ko-Lokation aussieht und wie sie vom Netz behandelt werden sollte. Indem die ISOs aufgefordert werden, klarere Regeln zu erstellen, wird ein Weg geschaffen, den Wert der Flexibilität, die eine Batterie vor Ort bieten kann, zu monetarisieren.
Dieses Thema ist relevanter geworden, da Hyperscaler Kapazitätsvereinbarungen mit Kernkraftwerken abschließen, um Grundlaststrom zu sichern. Das Problem ist, dass, wenn die Last BTM zur Anlage erfolgt, alle Übertragungskosten auf andere Lasten, wie z.B. Haushaltslasten, verlagert werden. Dies ist nicht tragbar, und Khan ist der Meinung, dass diese Show Cause Order genau zur richtigen Zeit kommt, da viele dieser Hyperscaler versuchen, sich an große Generatoren anzusiedeln, die bereits am Netz sind oder in den nächsten Jahren wieder in Betrieb genommen werden, insbesondere im nuklearen Bereich.
Keine Beeinträchtigung staatlicher Autorität
Die FERC-Anordnungen berühren nicht die Befugnis der Bundesstaaten, Erzeugungsressourcen auszuwählen, zu lokalisieren und zu genehmigen, noch die Befugnis der staatlichen Energieversorgungsaufsichtsbehörden, die Tarife, Bedingungen und Konditionen für den Stromverkauf an Endverbraucher festzulegen.
Die Anordnungen besagen, dass die Kommission zwar die Kostenverlagerung zwischen Übertragungskunden anspricht, die Bundesstaaten jedoch weiterhin dafür verantwortlich sind, dass es keine Kostenverlagerung zwischen Endverbrauchern gibt. Die Anordnungen sollen bestehende Vereinbarungen, die große Lasten für die Bereitstellung von Übertragungsdienstleistungen ausgehandelt haben oder gerade aushandeln, nicht stören.
Die Anordnungen sehen vor, dass RTOs/ISOs eine angemessene Zeitspanne für den Abschluss von Vereinbarungen einräumen sollten, die kurz vor dem Abschluss stehen, wenn Tarifrevisionen bei der Kommission eingereicht werden.
Beste Märkte für Energiespeicherintegration
Auf die Frage, welche Märkte am besten positioniert sind, um Energiespeicher in die Prozesse zur Integration großer Lasten zu integrieren, verweist Kerr auf ERCOT und SPP. ERCOT sei hier mit seinem „Batch Zero“-Studienprozess wahrscheinlich am weitesten fortgeschritten. Obwohl es nicht direkt von der FERC-Anordnung abgedeckt ist, hat es bereits einen starken Start hingelegt.
SPP ist wahrscheinlich am weitesten fortgeschritten in seinen Aktivitäten. Als Ergebnis dieser Anordnung müssen alle ISOs den Prozess und die Tarife für den Anschluss großer Lasten überdenken. Der allgemeine Trend geht dahin, Flexibilität zu fördern, und es gibt nicht viele Möglichkeiten, wie Rechenzentren dies erreichen können. Batterien sind eine der Schlüsseloptionen.
Kerr bewertet den Ansatz der FERC positiv: Die Rolle der FERC bestehe nicht darin, genau vorzuschreiben, wie jeder ISO vorgehen soll, sondern sie zu ermutigen und sie wirklich zu zwingen, Richtlinien, Prozesse und Regeln einzuführen, die sie vorher nicht hatten.
Es sind diese Richtlinien, Prozesse und Regeln, die auf ISO/RTO-Ebene eingeführt werden, die die Flexibilität, die Batterien bieten, belohnen und die Flexibilität für große Lasten insgesamt fördern werden. Kerr ist der Meinung, dass die FERC ihre Arbeit gut gemacht hat und die Anordnung sehr solide ist.
Khan glaubt, dass die Netzbetreiber über die notwendigen Informationen verfügen, um innerhalb der vorgegebenen Frist zu reagieren. Einige Märkte sind hier weiter fortgeschritten und verfügen über viele Daten. Die ISOs und RTOs müssen schnell handeln, da das Wachstum der Rechenzentren nicht warten kann. Manchmal kommt die Technologie zuerst und die Regulierung folgt. Hier sind Technologie und Regulierung ein wenig im Widerspruch, aber Khan ist überzeugt, dass alle Daten vorhanden sind, um eine fundierte Entscheidung zu treffen.
