Wer bezahlt das Netz, das Rechenzentren brauchen?

Dies ist ein maschinell übersetzter Artikel. Die Originalfassung ist auf Englisch verfügbar.

Zuletzt aktualisiert: 25. Oktober 2026 · 19 Min. Lesezeit

2024 hatte die Northern Virginia Electric Cooperative, kurz NOVEC, rund 180.000 Stromzähler und eine ungewöhnliche Kundenliste. In den zwölf Monaten bis September 2024 verbrauchten Rechenzentren 64 % der Energie, die sie lieferte. 2026 teilte NOVEC der Federal Energy Regulatory Commission (FERC) mit, die Amerikas Stromgroßhandelsmärkte reguliert, eine geplante Regel könne sie zwingen, Sicherheiten von etwa 1,95 Milliarden Dollar zu hinterlegen, mehr als der Wert ihres gesamten Besitzes. Ob sie überhaupt 2 Milliarden Dollar aufbringen könnte, wusste sie nicht.

Die Regel gehörte zu einem Notkauf. Der Netzbetreiber PJM Interconnection, der für mehr als 67 Millionen Menschen in 13 Bundesstaaten und dem District of Columbia das Stromnetz und die Stromgroßhandelsmärkte betreibt, hatte in seiner regulären Auktion für 2028/29 zu wenig Kapazität beschafft. Er plante eine „Backstop“-Beschaffung von etwa 6,8 GW neuer Kapazität mit 15-jährigen Verpflichtungen. Zahlen sollten die Versorger, die Haushalte und Unternehmen beliefern, und jeder von ihnen sollte für jedes ihm zugeteilte Megawatt Sicherheiten von 1,5 Millionen Dollar hinterlegen, genug, um etwa die Hälfte des Werts der Verpflichtungen zu decken. Zahlte ein Versorger nicht, würde sein offener Anteil auf alle anderen verteilt. Den Anteil jedes Versorgers sollte eine einzige Momentaufnahme der prognostizierten Nachfrage festlegen. Amazon, selbst Betreiber von Rechenzentren, erklärte der FERC, eine solche Momentaufnahme sei mit dem Verursacherprinzip unvereinbar, dem Grundsatz, dass Kosten trägt, wer sie verursacht.

Am 29. September nahm die FERC den Plan an und setzte ihn dann bis zum 28. Februar 2027 aus, mit der Begründung, die Kostenverteilung, die Austrittsregeln für Übertragungsnetzeigentümer und die von den Käufern verlangten Sicherheiten könnten ungerecht und unangemessen sein. Ihre Vorsitzende Laura Swett schrieb: „Diese Kommission wird sich nicht dazu zwingen lassen, einen zutiefst fehlerhaften, in letzter Minute vorgelegten Beschaffungsmechanismus mit milliardenschweren Folgen für die Verbraucher zu akzeptieren.“

In NOVECs Notlage verdichten sich zwei Fragen, auf die Regulierer von Virginia bis Dublin und London im Herbst 2026 Antworten suchten. Wenn Rechenzentren sich an ein Netz anschließen, auf welchen Wegen gelangen ihre Kosten auf die Rechnungen aller anderen? Und wenn die eingeplante Nachfrage verspätet, kleiner oder gar nicht kommt, wer hat dann schon bezahlt? Die Antworten führen durch eine Auktion, von der kaum ein Kunde je gehört hat, durch Prognosen, die zum Teil auf Anfragen von Rechenzentren beruhen, und durch Regeln, an denen Ende Oktober 2026 noch geschrieben wurde. Weltweit stieg der Stromverbrauch von Rechenzentren 2025 um 17 %, der von auf KI ausgerichteten Rechenzentren um 50 %. Die regionalen Daten erfassen allerdings alle Rechenzentren, gleich was auf ihren Servern läuft.

Kapazität für eine Nachfrage, die noch nicht da ist

Ein Versorger in der PJM-Region muss nachweisen, dass hinter der Nachfrage seiner Kunden genug Angebot steht. Er kann eigene Kraftwerke besitzen, Kapazität in privaten Geschäften von anderen kaufen oder sie auf dem Kapazitätsmarkt von PJM erwerben, den es seit 2007 gibt. Der Kapazitätsmarkt kauft keinen Strom. Nach PJMs eigener Beschreibung zahlt er „für das Versprechen, auf Abruf Strom zu erzeugen“.

Die Auktion arbeitet mit einer Prognose. Die Versorger teilen PJM mit, wie viel Strom ihre Kunden voraussichtlich brauchen werden, und PJM macht aus der prognostizierten Spitzenlast eine Zuverlässigkeitsanforderung mit einer Reserve obendrauf. Diese Anforderung verankert eine Nachfragekurve, die festlegt, wie viel Kapazität die Auktion zu jedem Preis kauft, sodass das Ergebnis über oder unter dem Ziel landen kann. Die Auktion nimmt zuerst die billigsten Gebote an und arbeitet sich nach oben. Wenn sie endet, erhält jeder angenommene Anbieter in einem Gebiet den Markträumungspreis dieses Gebiets, den das letzte noch benötigte Gebot bestimmt; wo Übertragungsleitungen die Importe begrenzen, kann ein Gebiet höher abschließen als der Rest. Der Markt ist darauf ausgelegt, drei Jahre vor dem Lieferjahr einzukaufen, doch die jüngsten Auktionen liefen nach einem verkürzten Zeitplan: Die Auktion vom Juli 2024 fand nur etwa ein Jahr im Voraus statt.

Megawatt, Megawattstunden und ein Preis pro Tag

Ein Megawatt misst eine Momentangröße: wie viel Leistung ein Kraftwerk in einem bestimmten Augenblick liefern kann. Eine Megawattstunde misst Energie, die über eine Zeitspanne tatsächlich verbrauchte Menge, und Haushaltsrechnungen zählen sie in Tausendsteln, als Kilowattstunden. Eine Kapazitätsauktion kauft Megawatt und bepreist sie pro Megawatt und Tag. Bei 325 Dollar pro MW-Tag kostet das Versprechen eines Megawatts für ein Jahr etwa 118.600 Dollar (einfache Rechnung: 325 mal 365). PJM bewertet jedes Kraftwerk nach seiner akkreditierten Leistung, UCAP genannt, also der Menge, die der Netzbetreiber ihm anrechnet, und nicht nach ICAP, der Gesamtmenge, die das Kraftwerk erzeugen könnte. Ein Kraftwerk, das in der Auktion zum Zug kommt, wird für seine Verfügbarkeit bezahlt und noch einmal, gesondert, für jegliche Energie, die es erzeugt. Bei den Kunden kommen die Kapazitätskosten verteilt auf die Energie an, die sie verbrauchen. PJMs Marktüberwacher beziffert die Kapazitätskosten für das erste Halbjahr 2026 auf 19,61 Dollar je Megawattstunde Großhandelsstrom, nach 6,39 Dollar ein Jahr zuvor.

Es ist der einheitliche Preis, der der Prognose ihre Macht verleiht. Kommen ein paar tausend Megawatt erwarteter Nachfrage hinzu, muss die Auktion im Stapel der Gebote weiter nach oben greifen, zu teureren, und der höhere Preis wird dann auf jedes Megawatt gezahlt, das zum Zug kommt, auch auf die große Mehrheit, die ohnehin zum Zug gekommen wäre. Die Nachfrage muss noch nicht existieren. Sie muss nur in der Prognose stehen. Für die Auktion 2028/29, abgehalten im Juli 2026, enthielt PJMs Prognose nach Zählung des Marktüberwachers 21.470 MW Last von Rechenzentren, und 16.436 MW davon waren prognostiziertes Wachstum, das neue und wachsende Rechenzentren beisteuern sollten.

Die Auktion für 2024/25 schloss bei 28,92 Dollar pro Megawatt und Tag. Die nächste, im Juli 2024 für 2025/26 abgehalten, schloss in weiten Teilen der Region bei 269,92 Dollar. PJM führte den Sprung vor allem auf eine große Zahl von Kraftwerksstilllegungen zurück, verbunden mit steigender Nachfrage und von der FERC genehmigten Marktreformen, darunter neue Regeln dafür, wie viel jedem Kraftwerk angerechnet wird. Marylands Verbraucheranwaltschaft nannte dieselben drei Ursachen und stellte die Nachfrage, „größtenteils von Rechenzentren getrieben“, an die erste Stelle. Die drei folgenden Auktionen schlossen alle an der Obergrenze, die die Regulierer genehmigt hatten: 329,17 Dollar, 333,44 Dollar und 325 Dollar.

Die letzten beiden davon, für 2027/28 und 2028/29, verfehlten für die Region als Ganzes die Zuverlässigkeitsanforderung, die zweite um 6.831 MW. Nach Angaben von PJM bedeutet das nicht zwangsläufig, dass der Netzbetreiber seine Kunden nicht zuverlässig versorgen kann; es bedeutet dünnere Reserven und mehr Risiko, und für 2028/29 wird weiterhin eine Reservemarge von 14,7 % erwartet. Das in diese Auktion eingebrachte Angebot stieg um 3.447 MW und die prognostizierte Spitzenlast um etwa 2.000 MW, doch nur 525 MW der zugeschlagenen Kapazität stammten aus neuen Kraftwerken und aus Erweiterungen bestehender. „Diese Auktionsergebnisse zeigen, dass die Stromnachfrage weiterhin schneller wächst als das Stromangebot“, sagte David Mills, der Vorstandschef von PJM.

Mehr Nachfrage bedeutet nicht immer höhere Preise. Ein großer Teil dessen, was ein Stromsystem kostet, ist fix: Kraftwerke, Masten und Leitungen, die bezahlt werden müssen, wie viel Strom auch immer durch sie fließt. Auf mehr Absatz verteilt, sinken diese Kosten je Kilowattstunde. Das gilt in einem System mit freien Kapazitäten. In einem knappen System, so die Internationale Energieagentur (IEA), kann neue Last neue Investitionen erzwingen und die Preise nach oben treiben. Im Juli 2026 gehörte PJM zur knappen Sorte.

Von der Auktion zur Stromrechnung in Baltimore

PJM betreibt den Großhandelsmarkt. Eine Haushaltsrechnung verschickt der Netzbetreiber an niemanden. In Maryland stellt PJM die Kapazität den Stromhändlern in Rechnung und den Versorgern, die den „Standard Offer Service“ anbieten, die Grundversorgung für Kunden, die sich keinen Stromhändler ausgesucht haben, und diese geben die Kosten über den Versorgungspreis weiter. Um Preisschwankungen abzufedern, kaufen die Versorger den Strom für die Grundversorgung in vier staatlich beaufsichtigten Auktionen ein, verteilt über zwei Jahre, von denen jede ein Viertel des Bedarfs abdeckt.

Folgen wir der Auktion vom Juli 2024 bis zum Ende. Sie legte den Kapazitätspreis für das Lieferjahr fest, das am 1. Juni 2025 begann, und in der Zone von BGE, dem Versorger Baltimores, wo das Übertragungsnetz die Importe begrenzt, schloss sie bei 466,35 Dollar. Marylands Office of People’s Counsel, die Verbraucheranwaltschaft des Bundesstaats, schätzte, dass der durchschnittliche BGE-Haushalt mindestens ein Jahr lang etwa 16 Dollar im Monat mehr zahlen würde, der durchschnittliche Pepco-Haushalt etwa 14 Dollar. 2023, vor dieser Auktion, hatte die Kapazität nach Zählung der Verbraucheranwaltschaft 8 % der Großhandelsstromkosten ausgemacht. Danach lag der Anteil bei etwa 27 %.

Kapazitätskosten trieben 2025 die durchschnittlichen Großhandelskosten im gesamten PJM-Gebiet nach oben, und Marylands Endkundenpreise stiegen in jenem Jahr, teils aus demselben Grund. Gestaffelter Einkauf und längere Verträge verändern, wann eine Erhöhung bei den Haushalten ankommt; wie viel davon ankommt und wann, hängt von Einkaufsverträgen, Endkundentarifen und den Regulierern der Bundesstaaten ab. Ob die Absicherung auch die Gesamtsumme senkt, ist umstritten.

Kapazität ist ein Weg von einem Rechenzentrum auf die Rechnung eines anderen. Leitungen sind ein zweiter. Marylands Verbraucheranwaltschaft sagt, die Übertragungskosten im Bundesstaat würden von großen Ausbauprojekten getrieben, die vor allem für das Wachstum von Rechenzentren außerhalb Marylands gebaut würden, Projekte, die den Kunden in Maryland nach ihrer Argumentation unfaire Kosten aufbürden. Das Übertragungsnetz wird über regulierte Tarife bezahlt, und diese Tarife enthalten eine Rendite auf das eingesetzte Kapital.

Die beiden Wege funktionieren unterschiedlich, und sie brauchen unterschiedliche Lösungen. Kapazität läuft über einen gemeinsamen Marktpreis. Tritt ein großer neuer Käufer in einen knappen Markt ein, steigt der Auktionspreis für jeden Käufer, der ihm ausgesetzt ist, selbst wenn der Neuling jeden Cent seiner eigenen Rechnung bezahlt. Leitungen laufen über zugeordnete Kosten: Trassen, Umspannwerke und Kraftwerke, die gebaut werden, um bestimmte Kunden zu versorgen, und über Tarifverfahren hereingeholt werden, in denen ein Regulierer entscheidet, wer sie trägt. Die Prüfbehörde des Parlaments von Virginia beschrieb im Dezember 2024 genau dieses Paar. Rechenzentren, so ihr Befund, zahlten „derzeit ihre vollen Versorgungskosten“, doch ihre Nachfrage werde „wahrscheinlich die Systemkosten für alle Kunden erhöhen“.

Was die Schätzung des Marktüberwachers aussagt und was nicht

Wie viel vom Preisanstieg bei PJM geht auf das Konto der Rechenzentren? Eine Antwort kommt von Monitoring Analytics, dem unabhängigen Marktüberwacher, der die Märkte von PJM beobachtet. Seine Methode ist ein kontrafaktisches Szenario. Er nimmt jede Auktion, wie sie tatsächlich ausging, rechnet das Ergebnis neu, als hätte die Last der Rechenzentren nicht in der Prognose gestanden, und vergleicht dann die Erlöse. Auf dieser Grundlage schätzt er, dass bestehende und prognostizierte Rechenzentrumslast 6,3 der 16,4 Milliarden Dollar an Kapazitätskosten für 2028/29 beisteuerte und 29,4 Milliarden Dollar über die vier Auktionen von 2025/26 bis 2028/29. Er nennt das tatsächliche und prognostizierte Wachstum der Rechenzentren den Hauptgrund für die angespannte Lage und die hohen Preise am Markt und die Genauigkeit der Prognosen „höchst fragwürdig“.

Für die drei Auktionen von 2025/26 bis 2027/28 trennte der Marktüberwacher außerdem die Rechenzentrumslast, die bei Erstellung der jeweiligen Prognose bereits bestand, von den Zuwächsen, die die Prognose vorhersah, einschließlich Erweiterungen an bestehenden Standorten. Von den 23,1 Milliarden Dollar, die er in diesen Auktionen der Rechenzentrumslast zuschrieb, entfielen 21,3 Milliarden Dollar allein auf die vorhergesagten Zuwächse. In der Auktion 2027/28 hätte das Herausnehmen der gesamten Rechenzentrumslast die Erlöse um 6,50 Milliarden Dollar gesenkt, das Herausnehmen nur der vorhergesagten Zuwächse um 6,24 Milliarden Dollar. Nach den Zahlen des Marktüberwachers ging der größte Teil der Wirkung von Nachfrage aus, die noch eine Projektion war.

Der Marktüberwacher versieht das mit eigenen Warnungen. Die Zahlen sind Schätzungen, die von Annahmen abhängen, die Szenarien lassen sich nicht einfach addieren, und 2027/28 verringerte der Mindestpreis der Auktion den Abstand zwischen ihnen. Auch ist der Auktionswert nicht dasselbe wie das, was die Kunden zahlen. Nach Darstellung von PJM ist Nachfrage, die über eigene Kraftwerke der Versorger oder bilaterale Verträge abgesichert ist, dem Auktionspreis nicht ausgesetzt. Der Marktüberwacher weist das zurück: „Absicherungen können den Markt auf Dauer nie schlagen, weil jede Absicherung einen Käufer und einen Verkäufer hat.“

Joe Bowring, der Präsident des Marktüberwachers, brachte die Folge im Juli 2026 unverblümt auf den Punkt. „Das ist nichts, was die Rechenzentren tatsächlich selbst bezahlen“, sagte er. „Das sind Kosten, die allen Kunden im PJM-Gebiet auferlegt werden.“ Rechenzentren bezahlen ihre eigenen Stromrechnungen. Bowring geht es um den höheren Markträumungspreis und darum, was er alle anderen kostet, deren Belastung davon abhängt, wie ihr Strom eingekauft wird.

Rechenzentren sind nicht die einzige Ursache, die aktenkundig ist. PJMs eigene Darstellung des Sprungs von 2024 nannte die Stilllegungen an erster Stelle, und NOVEC argumentierte vor der FERC, die Kostenverteilung des Backstops übergehe strukturelle Ursachen der Unterdeckung jenseits des Lastwachstums, etwa Kraftwerke, die wegen der Politik von Bundesstaaten stillgelegt werden.

Die Preisobergrenze verändert von hier an die Rechnung. Hat der Auktionspreis die Obergrenze erreicht, kann ihn weitere Knappheit nicht mehr anheben; sie zeigt sich stattdessen als Unterdeckung gegenüber dem Zuverlässigkeitsziel, auch wenn andere Stromkosten weiter steigen können. Die Obergrenze verzögert auch die Entlastung: Kleine Nachfragesenkungen können den Preis an der Obergrenze belassen. In einem Brief vom 1. September 2026 schrieb Mills an Marylands People’s Counsel, es brauche eine erhebliche Lastreduzierung, damit die Dezemberauktion unter der Obergrenze abschließe, sodass die Prognoseänderungen, die die Verbraucheranwaltschaft verlangt hatte, sich „nicht auf die Rechnungen der Verbraucher auswirken“ würden.

Wer für eine Prognose geradesteht

Die Prognose beginnt mit Anfragen. Im Oktober 2024 bat NOVEC PJM, seiner Lastprognose für 2025 eine Anpassung für das Wachstum der Rechenzentren in ihrem Versorgungsgebiet hinzuzufügen, und andere Versorger reichten ähnliche Anträge ein. PJM hat den Filter seither verschärft. Für die Prognose vom Januar 2026 verlangen die nahen Jahre „feste“ Zusagen, etwa unterzeichnete Versorgungsverpflichtungen oder Bauzusagen, während weiter entfernte Projekte als „nicht fest“ gelten und abgewertet werden, also mit weniger als ihrer vollen Größe zählen. Das senkte die kurzfristigen Anpassungen für Großverbraucher im Vergleich zur Prognose von 2025.

Die Rohanträge zeigen, warum es einen Filter braucht. Im Oktober 2025 berechnete Marylands People’s Counsel, dass die Anträge der Versorger das bereits eingeplante Wachstum der Rechenzentren ungefähr verdoppeln würden, auf etwa 60 GW bis 2030. Marylands gesamte Spitzenlast, aufgebaut über ein Jahrhundert, liegt bei etwa 12 GW. „Es gibt massive Anzeichen dafür, dass die Anträge, weitere Rechenzentren in die Prognose aufzunehmen, maßlos übertrieben sind“, sagte David Lapp, der People’s Counsel, dessen Behörde die Anträge mit dem Landrausch von Oklahoma 1889 verglich. Es waren Anträge, nicht die Prognose, die PJM übernahm.

Mehrere Kräfte treiben Prognosen nach oben. Die Spitzenlast eines Rechenzentrums ist selbst nach seiner Inbetriebnahme ungewiss, so die IEA, weil Server schrittweise installiert werden und Projektentwickler oft einen größeren Netzanschluss reservieren, als sie anfangs brauchen. Juristen der Electricity Law Initiative in Harvard argumentieren, dass Versorger einen Anreiz haben, optimistisches Wachstum anzukündigen, das Investitionen und künftige Gewinne verspricht, und dass ihre Zurückhaltung bei der Offenlegung von Projektdetails dazu führen kann, dass ein Projekt von mehreren Versorgern gezählt wird. Im Oktober 2026 erklärte das US-Energieministerium der FERC, ohne nachzuverfolgen, ob jedes Projekt in Betrieb geht, könne PJM seine Prognosen weder verlässlich abgleichen noch Doppelzählungen vermeiden.

Großbritannien zeigt dasselbe Muster aus einem anderen Blickwinkel. Die vertraglich vereinbarten Anschlussangebote für Verbraucher stiegen dort zwischen November 2024 und Juni 2025 von 41 GW auf 125 GW, mehr als eine Verdreifachung in weniger als einem Jahr. Ofgem, die Energieregulierungsbehörde, befürchtet, dass eine erhebliche Zahl dieser Projekte nie verwirklicht wird, „was irreführende Signale über den künftigen Bedarf an Netzinvestitionen erzeugt“.

Jede Übertreibung, die PJMs Prüfungen übersteht, fließt in das ein, was die Auktion kauft. Ein Versorger reicht einen Antrag ein, PJM wertet ihn ab, und die Auktion kauft Kapazität für das, was übrig bleibt. Nach den geltenden Regeln von PJM, sagt Marylands Verbraucheranwaltschaft, zahlen die Haushaltskunden der gesamten Region die Rechnung für Kapazitäts- und Übertragungskosten, die vom prognostizierten Wachstum der Rechenzentren getrieben werden, und diese Rechnung wird bezahlt, ob das prognostizierte Rechenzentrum kommt oder nicht. Der Backstop hätte den Anteil jedes Versorgers für 15 Jahre anhand einer einzigen Momentaufnahme der Prognose festgelegt. Erweist sich die Prognose als falsch, ist die Kapazität trotzdem gekauft, und die Regeln entscheiden, wer sie trägt.

Als Stromprognosen scheiterten

In den 1970er-Jahren erwarteten Planer im pazifischen Nordwesten, dass die Nachfrage weiter um etwa 7 % pro Jahr wachsen würde, und das Washington Public Power Supply System, WPPSS, machte sich daran, fünf Kernkraftwerke zu bauen. Höhere Preise bremsten das Wachstum auf 4 %, und 1983 waren die Prognosen auf 2 % pro Jahr gesunken. Die veranschlagten Kosten hatten bis 1982 24 Milliarden Dollar erreicht. Im Januar jenes Jahres strich WPPSS die Kraftwerke 4 und 5, weil ihr Strom nicht gebraucht würde. Die 88 beteiligten Versorger hatten Take-or-pay-Verträge, die sie verpflichteten, ihren Anteil zu zahlen, „unabhängig davon, ob die Projekte jemals fertiggestellt werden oder in Betrieb gehen“. Der Oberste Gerichtshof des Bundesstaats Washington entschied später, dass sie für die Schulden rechtlich nicht einstehen mussten. Im Juli 1983 fiel WPPSS mit Anleihen über 2,25 Milliarden Dollar aus, damals der größte Zahlungsausfall bei Kommunalanleihen in der Geschichte der USA, und die Anleihegläubiger blieben auf Papieren sitzen, die nur noch einen Bruchteil ihres Preises wert waren. Die Kunden hatten da schon gezahlt: Die Versorger gaben ihre Kosten weiter, auch die der gestrichenen Kraftwerke, und der durchschnittliche Endkundenpreis der Region stieg zwischen 1979 und 1983 von 1,7 auf 3,2 Cent pro kWh. Virginias neue Verträge sind ein anderes Instrument: Versorgungsvereinbarungen zwischen einem Rechenzentrum und seinem Versorger, mit Mindestentgelten und Sicherheiten.

Drei Lösungen für drei verschiedene Risiken

Drei Regeln aus drei Rechtsräumen zeigen die Bandbreite der Antworten. Jede deckt einen Teil des Risikos ab und lässt einen Teil offen.

In Virginia genehmigte die State Corporation Commission für die größten Kunden von Dominion Energy eine eigene Tarifklasse, GS-5, die im Januar 2027 in Kraft tritt und neue wie bestehende Kunden oberhalb festgelegter Schwellen für Leistung und Energieverbrauch erfasst. Die erfassten Kunden, darunter Hyperscale-Rechenzentren, müssen jeden Monat mindestens 85 % der Übertragungs- und Verteilungskosten zahlen, die für ihre Versorgung anfallen, wie wenig Strom sie auch tatsächlich verbrauchen; wer schon vor 2016 beliefert wurde, ist ausgenommen. Neue Großkunden, die ab dem 1. Januar 2027 Verträge schließen, müssen mindestens 14 Jahre lang Strom abnehmen und bezahlen, und wer keine ausreichende Bonität hat, muss unter Umständen bis zu 60 % seiner Mindestentgelte über die Laufzeit garantieren. Die Kommission wies Dominion auch an, von seiner Methode zur Verteilung der Erzeugungskosten abzurücken und, nachdem sie festgestellt hatte, dass Großkunden weniger zu den Übertragungskosten beitragen als andere Klassen, in künftigen Verfahren neue Wege zur Verteilung der Übertragungskosten vorzuschlagen.

Der Tarif ist auf zugeordnete Kosten und auf das Prognoserisiko bei den Leitungen zugeschnitten. Verbraucht ein Rechenzentrum weniger als geplant, decken seine Mindestzahlungen weiterhin die Leitungen, die für es gebaut wurden. Den gemeinsamen Marktpreis berührt er nicht, also den Weg, den Virginias Prüfbehörde benannt hatte: Ein Rechenzentrum, das sein volles Minimum zahlt, bringt seine Nachfrage dennoch in die PJM-Auktion ein. Ein Tarif kann allerdings verändern, wer innerhalb eines Versorgers zahlt. Im Juli 2026 genehmigte Oregons Versorgungskommission eine Tariferhöhung um 29,7 % für die neue Kundenklasse von Portland General Electric für Rechenzentren, Krypto-Miner und große Industrieverbraucher über 20 MW, die nach dem POWER Act des Bundesstaats geschaffen wurde. Die Rechnungen der Haushaltskunden von PGE sanken unterdessen um 1,3 %, etwa 1,91 Dollar im Monat.

Irland setzte beim Angebot an. Rechenzentren verbrauchten 2025 23 % des gemessenen Stroms im Land, gegenüber 28 % für alle Haushalte zusammen. Nach einem faktischen Moratorium für neue Rechenzentrumsanschlüsse, das seit 2021 galt, legte die Energieregulierungsbehörde CRU im Dezember 2025 neue Bedingungen für neue Anschlussanträge fest. Ein Rechenzentrum, das einen Anschluss von mindestens 10 Megavoltampere, einem Maß für die Anschlusskapazität, beantragt, muss vor Ort oder in der Nähe Erzeugung oder Speicher mitbringen, die sich bei Bedarf einsetzen lassen und so bemessen sind, dass sie nach Abzug erwarteter Ausfälle diesem Anschluss entsprechen, und es muss am Großhandelsmarkt teilnehmen. Zudem muss es binnen sechs Jahren nach dem Anschluss 80 % seines jährlichen Verbrauchs mit zusätzlichem erneuerbarem Strom aus Irland decken.

Ein Rechenzentrum, das sein eigenes regelbares Angebot mitbringt, speist in den Pool ebenso ein, wie es daraus schöpft, also wirkt die Regel direkt auf dem Preisweg. Ihr Risiko liegt woanders: Die Anlagen müssen gebaut werden, und die Regel muss vor Gericht bestehen. Im April 2026 erlaubte der High Court drei Umweltorganisationen, sie nach irischem und europäischem Klima- und Umweltrecht anzufechten, und bis zum 24. Oktober war kein Urteil bekannt geworden.

Großbritannien nimmt sich die Warteschlange vor. Im Juli 2026 schlug Ofgem vor, dass Rechenzentrumsprojekte über 40 MW ab dem Moment, in dem sie ein Anschlussangebot annehmen, eine Verpflichtungsgebühr von 237.500 bis 712.500 Pfund pro Megawatt hinterlegen müssen, in bar oder über eine Bürgschaft oder ein Akkreditiv. Sie würde zurückgezahlt, wenn das Projekt ans Netz geht, und verfiele, wenn es die Warteschlange vorzeitig verlässt, und verfallene Summen würden die Übertragungsentgelte anderer Kunden senken. Stellungnahmen waren bis zum 16. September fällig, und bis zum 24. Oktober hatte Ofgem keine Entscheidung veröffentlicht. Die Gebühr würde spekulative Reservierungen verteuern und könnte Netzplanern ein klareres Bild der Nachfrage verschaffen. Sie soll das Risiko des Nichtbauens bepreisen, nicht das Netz bezahlen.

Im PJM-Gebiet lassen Virginias Mindestentgelte den gemeinsamen Auktionspreis, wo er war. Der Marktüberwacher schlug einen Weg vor, damit umzugehen: die gesamte prognostizierte Rechenzentrumslast, die bis zum 1. Juni 2026 nicht am Netz war, aus der regulären Auktion herauszunehmen und Kapazität für sie in einer separaten Zuverlässigkeitsauktion zu kaufen. PJM übernahm den Vorschlag nicht.

Wenn Wachstum Strom billiger macht

Von 2019 bis 2025 sanken die durchschnittlichen Endkundenpreise in den US-Bundesstaaten mit dem schnellsten Nachfragewachstum real in der Regel, während Staaten mit schrumpfender Nachfrage oft Anstiege erlebten. Eine erhebliche Präsenz von Rechenzentren schien an diesem Muster nichts zu ändern. Ein Policy Lab der Rutgers University verknüpfte die Stromrechnungen von Haushalten in 24 Bundesstaaten von 2014 bis 2024 mit 2.277 laufenden Rechenzentren und fand auf der Ebene der Versorgungsgebiete, wo die Tarife festgelegt werden, keinen statistisch signifikanten Effekt.

Für Haushalte ist der Vergleich zwischen den Bundesstaaten schwächer: Dort ist der Zusammenhang zwischen Nachfragewachstum und Preisen „nicht so klar wie bei den Durchschnittspreisen über alle Sektoren“, und er „könnte sich ändern“. Die Rutgers-Stichprobe hat eine eigene Grenze. Die meisten ihrer Rechenzentren wurden vor der aktuellen Welle von KI-Investitionen gebaut, und ihr Autor schrieb: „Die Zukunft könnte ganz anders aussehen.“ Die Ökonomen des Lawrence Berkeley National Laboratory, die die Zahlen zu den Bundesstaaten zusammengetragen haben, benennen die Ausnahme selbst: „Die Vergangenheit muss kein Vorspiel sein, wie das Beispiel PJM zeigt.“

Vorausschauende Modellrechnungen weisen in die andere Richtung. Ein begutachtetes Modell des US-Stromsystems, veröffentlicht im Juni 2026, errechnet, dass die Nachfrage von Rechenzentren und Krypto-Mining die Grenzkosten der Erzeugung 2030 landesweit um 6 bis 29 % höher treiben könnte als in einer Zukunft ohne diese Nachfrage, und im zentralen und nördlichen Virginia um bis zu 57 %. Das ist eine Projektion der Großhandelskosten, und die Autoren weisen darauf hin, dass die Erzeugung nur ein Teil dessen ist, was die Verbraucher bezahlen.

Beide Seiten passen zur Unterscheidung der IEA. Wachstum kann die Durchschnittskosten senken, wo freie Kapazitäten es aufnehmen, und sie erhöhen, wo das zusätzliche Angebot und die Netzinvestitionen mehr kosten. PJM, unter seinem Zuverlässigkeitsziel und mit Preisen an der Obergrenze, ist der Fall, den die Autoren des Berkeley Lab herausgreifen. Wer die Kosten trägt, liegt nach Worten der IEA „letztlich bei den politischen Entscheidungsträgern“. In Oregon bekamen die Haushalte eine kleine Entlastung, als Großverbraucher mehr bezahlen mussten.

Was niemand geklärt hat

Der gemeinsame Marktpreis ist der Weg, den Tarife nicht erreichen, und PJMs eigener Versuch, ihm beizukommen, scheiterte im Oktober. Sein Plan, Interim Resource Adequacy Service, hätte neuen Großverbrauchern den Anschluss ohne passende neue Kapazität erlaubt, sofern sie sich vor Notlagen abregeln lassen. PJM wollte ihn auch nutzen, um neue Großverbraucher, die keine eigene Kapazität mitbrachten, aus der Nachfrageseite der Dezemberauktion herauszunehmen. Am 9. Oktober lehnte die FERC den Plan weitgehend ab, zusammen mit PJMs „Bring your own new capacity“-Regeln, mit der Begründung, sie griffen in die Zuständigkeit der Bundesstaaten für Endkundentarife ein und schienen Großverbraucher zu diskriminieren.

Die Bestimmungen, schrieb die FERC, „scheinen berechtigten neuen Großverbrauchern, die größtenteils Endkunden sind, direkt Pflichten aufzuerlegen“. Kommissar David Rosner warnte, der Ausschluss dieser Lasten könne „einen Kapazitätsmarkt“ hervorbringen, „der signalisiert, dass PJM mehr als genug Kapazität hat, während die Region Tausende Megawatt Nachfrage abwirft“. Genehmigt hat die FERC dagegen ein Register, das für jeden Großverbraucher Standort, Hochlaufplan und Kapazitätsversorgung erfasst. Aktienanalysten von Jefferies erklärten, die Entscheidung werde potenziell zu länger anhaltend höheren Kapazitätspreisen führen.

Damit liegt die Frage wieder bei den Bundesstaaten. Am 15. Oktober beantragte Pennsylvanias Gouverneur Josh Shapiro, einem Verfahren beizutreten, in dem die Tarifstruktur von PPL Electric Utilities angefochten wird, als erster Gouverneur seit mindestens 15 Jahren, der vor der Versorgungsaufsicht des Bundesstaats intervenierte, und kündigte an, er werde auf eine eigene Kundenklasse für große Rechenzentren drängen. Ein Gesetzentwurf auf Bundesebene, der die Regulierer der Bundesstaaten verpflichtet hätte, zu „erwägen“, Großverbraucher die Kosten der für sie gebauten Infrastruktur tragen zu lassen, scheiterte am 30. September im Senat mit 57 zu 43 Stimmen, weniger als die 60, die nötig gewesen wären, um ihn voranzubringen. PJMs Dezemberauktion für 2029/30 soll mit einer prognostizierten Spitzenlast von 171.916 MW und einer Obergrenze von 337,83 Dollar pro MW-Tag laufen.

Am 7. Oktober erklärte das Energieministerium der FERC, Großverbraucher, „nicht amerikanische Haushalte oder andere gewerbliche Stromkunden“, müssten die Erzeugung und Infrastruktur finanzieren, die ihre Projekte erfordern. Auf einer Sondersitzung seiner Mitglieder am 22. Oktober stellte PJM die Ersatzbedingungen vor, die der Netzbetreiber am 29. Oktober einreichen wollte. Der Kostenanteil jeder Zone sollte sich nach ihrem Zuwachs an Großverbrauchern zwischen 2026/27 und 2028/29 richten, ermittelt aus den unterzeichneten Versorgungsverträgen der Versorger mit diesen Kunden. Die Sicherheiten sollten auf 40 % der abgezinsten geschuldeten Zahlungen sinken: im Rechenbeispiel von PJM etwa 680.000 Dollar pro Megawatt statt 1,5 Millionen Dollar. Die Gebotsphase sollte im März 2027 beginnen. All das war noch ein Vorschlag, der auf die FERC wartete. Der niedrigere Satz würde die Belastung mildern, die nach Darstellung von NOVEC ihr Vermögen überstieg, doch ein Versorger, der nicht zahlt, würde seinen Anteil weiterhin den anderen im Pool hinterlassen. Wer für Kapazität zahlt, die für ein verspätetes Rechenzentrum gekauft wurde, das Rechenzentrum, der Versorger, der sie angefordert hat, oder alle anderen, darüber hat wieder die FERC zu entscheiden.

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Weiterführende Literatur

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Bildnachweise

Rechenzentren in Ashburn – Wikimedia Commons

Umspannwerk Conastone von BG&E – Wikimedia Commons (Foto: Tonyglen14, CC BY 2.0)

Kühlturm des Kernkraftwerks Satsop – U.S. Army (DVIDS)

Wichtige Quellen und Literaturhinweise

Federal Energy Regulatory Commission. „Order Accepting Reliability Backstop Procurement and Establishing Further Procedures,“ PJM Interconnection, L.L.C., 196 FERC ¶ 61,245, Docket Nos. ER26-3380-000 and EL26-108-000. 29 September 2026. https://elibrary.ferc.gov/eLibrary/filelist?accession_number=20260929-3099&optimized=false (copy on PJM’s site: https://www.pjm.com/pjmfiles/directory/etariff/FercOrders/9154/20260929-er26-3380-000.pdf)

PJM Interconnection. „Tariff, Section 9.2(b) Stakeholder Consultation of Upcoming 205 Filing on Reliability Backstop Procurement.“ Special Members Committee presentation, 22 October 2026. https://www.pjm.com/-/media/DotCom/committees-groups/committees/mc/2026/20261022-special/item-01—1-tariff-section-92b-stakeholder-consultation-of-upcoming-205-filing-on-reliability-backstop-procurement—presentation.pdf

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