de.wedoany.com-Bericht: Exelon hat offengelegt, dass seine „Hochwahrscheinlichkeits“-Rechenzentrumslast von 18 Gigawatt Ende letzten Jahres auf rund 11 Gigawatt im zweiten Quartal dieses Jahres gesunken ist – ein Rückgang von fast 40 %. Der in Chicago ansässige Versorger erklärte zugleich, dass seine Tochterunternehmen begonnen haben, Übertragungssicherheitsvereinbarungen (Transmission Security Agreements, TSA) mit potenziellen Rechenzentrumskunden abzuschließen. Diese Vereinbarungen enthalten Kreditverpflichtungen, zugesagte Erlösbeiträge und Fehlbetragszahlungen und zielen darauf ab, bestehende Kunden vor rechnungszentrumsbedingten Kosten zu schützen.

Jeanne Jones, Finanzvorstand von Exelon, sagte gegenüber Aktienanalysten in der Telefonkonferenz zu den Geschäftsergebnissen, dass die aktualisierten Zahlen widerspiegeln, dass das Unternehmen spekulative Projekte aussteuert und es ihm ermöglichen, besser zu erkennen, welche Projekte real sind.

Im Rahmen der Auswahl von Rechenzentrumsprojekten hat Exelons Tochtergesellschaft Commonwealth Edison (ComEd) am 24. Juli der US-amerikanischen Federal Energy Regulatory Commission (FERC) mitgeteilt, dass sie die zuvor mit PowerHouse Hillwood Holding geschlossene Übertragungssicherheitsvereinbarung gekündigt hat. In ComEds ursprünglichem Antrag bei der FERC waren die mit dieser Vereinbarung verbundenen zentralen Projektinformationen geschwärzt; unterdessen treiben Hillwood und PowerHouse Data Centers ein Rechenzentrumsprojekt in Joliet, Illinois, voran, mit einer geplanten Kapazität von 1,8 Gigawatt und einem Investitionsvolumen von 20 Milliarden US-Dollar.

Jones erklärte, dass sich von den aktuellen Hochwahrscheinlichkeitsprojekten rund 9 Gigawatt im von ComEd versorgten Nord-Illinois befinden und rund 2 Gigawatt in den Mittelatlantikstaaten; davon seien rund 4 Gigawatt durch Übertragungssicherheitsvereinbarungen abgedeckt, mit einer Gesamtsicherheitsleistung von 1 Milliarde US-Dollar.

Exelons Rechenzentrums-Anschlusspipeline, also potenzielle Projekte in Untersuchung oder kurz vor Untersuchungsbeginn, sank von rund 43 Gigawatt, die in der Telefonkonferenz zu den Geschäftsergebnissen im Mai genannt wurden, auf rund 25 Gigawatt im zweiten Quartal.

Um die Kapazitätsanforderungen des PJM-Interconnection-Strommarktes zu erfüllen, treibt Exelon weiterhin versorgungseigenen Stromerzeugung als Teil seines „Allround“-Ansatzes voran. Der PJM-Markt umfasst 13 Staaten im Mittelatlantik und Mittleren Westen sowie den District of Columbia. Die diesjährige Kapazitätsauktion wurde zum dritten Mal in Folge zum Preisdeckel abgeschlossen, wobei die zugeschlagene Kapazität um 6,8 Gigawatt unter dem Zuverlässigkeitsziel lag und nur 525 Megawatt neue Erzeugungskapazität hinzukamen.

Calvin Butler, Präsident und Chief Executive Officer von Exelon, sagte in der Telefonkonferenz zu den Geschäftsergebnissen: „Selbst beim höchsten zulässigen Preis konnte der Markt nicht das neue Angebotsniveau anziehen, das das System benötigt.“

Exelons Tochtergesellschaft Atlantic City Electric (ACE) teilte letzte Woche der New Jersey Board of Public Utilities (BPU) mit, dass die monatlichen Rechnungen eines durchschnittlichen Privatkunden um 14,70 bis 23,64 US-Dollar steigen könnten, wenn die derzeitige Preisobergrenze von 325 US-Dollar pro Megawatt-Tag bei der Kapazitätsauktion des PJM wie geplant nach der nächsten für Dezember angesetzten Auktion aufgehoben wird.

Um einige der Herausforderungen im PJM-Markt zu bewältigen, haben ACE und Invenergy am 23. Juli vorgeschlagen, in Pittsgrove, New Jersey, ein Batteriespeichersystem mit 500 Megawatt und einer Dauer von vier Stunden zu errichten und zu besitzen. Aus ACEs Antrag bei der BPU geht hervor, dass das Projekt voraussichtlich Ende 2030 in Betrieb gehen und in den PJM-Markt eintreten wird. ACE erklärte, das System werde helfen, die wachsende Spitzennachfrage zu decken, und werde die Kundenrechnungen frühestens 2035 beeinflussen. Jones erläuterte, dass das Projekt voraussichtlich rund 1 Milliarde US-Dollar kosten werde. ACE strebt in dem Antrag eine Eigenkapitalrendite (ROE) von 9,6 % an, mit der Möglichkeit höherer Renditen bei Erreichen von Leistungskennzahlen; ihre Berechnungen zeigen, dass Kunden für jeden ausgegebenen Dollar für das Projekt einen Nutzen von 1,36 US-Dollar erhalten. Wenn die BPU dem von ACE vorgeschlagenen Zeitplan folgt, könnte im Februar eine Entscheidung fallen. ACE ist der Ansicht, dass der Besitz des Speicherprojekts nicht gegen die Umstrukturierungsgesetze von New Jersey verstößt, die Versorgungsunternehmen den Besitz von Erzeugungsanlagen verbieten.

Exelons Tochtergesellschaften Baltimore Gas and Electric und Potomac Electric Power Co. treiben jeweils Batteriespeicherprojekte in Maryland voran. Laut Exelon belaufen sich die von der Maryland Public Service Commission geprüften Projekte auf insgesamt 150 Megawatt.

Butler erklärte, dass Exelons Versorgungsunternehmen auch Energieeffizienzprogramme und Initiativen für virtuelle Kraftwerke (VPP) vorantreiben. BGE und Pepco haben in Maryland bereits fast 175 Megawatt VPP-Kapazität genehmigt bekommen; ein VPP-Programm von Commonwealth Edison soll im März in Kraft treten.