Spis treści
Jedną z ofiar tego sporu nich stał się Mark Christi, który jako przewodniczący regulatora rynku (FERC) zmuszony został do przedwczesnej rezygnacji 8 sierpnia. Również kilku członków zarządu operatora rynku PJM podało się do dymisji w czerwcu 2025 r.
W listopadzie 2022 r. (czyli jeszcze za rządów prezydenta Bidena) FERC dał zgodę na zmianę sposobu przyłączania producentów energii w systemie PJM z dawniej stosowanej zasady „kto pierwszy, ten lepszy” (first-come, first-served queue process) na zasadę „pierwszy gotowy, pierwszy obsłużony” w ramach klastra (a first-ready, first-served clustered cycle approach).
Miało to na celu minimalizowanie liczby projektów spekulacyjnych i niegotowych, ale wchodzących do kolejki po przyłączenie i miało poprawić zdolność PJM do radzenia sobie z zaległościami w kolejce potencjalnych producentów energii.
Po trzech latach sytuacja z przyłączaniem nowych producentów w PJM jest jeszcze gorsza, a gubernatorzy stanów objętych systemem FERC domagają się zmiany sposobu mianowania członków zarządu i chcą mieć w tej sprawie decydujący głos. Są to jedne z najbogatszych stanów w USA, (w sumie 13 stanów, m.in. Pensylwania i New Jersey), ale ich władze są atakowane przez grupy wyborców wskutek ostrego wzrostu cen opłaty mocowej.
Przeciwko byłemu zarządowi PJM, który nie przyłączał wystarczająco szybko nowych producentów energii, powstała koalicja siedmiu stanów (w tym dwóch rządzonych przez republikanów, a pięciu przez demokratów).
Za lub przeciw sztucznej inteligencji
Zmuszony do rezygnacji komisarz Christi był zwolennikiem pozytywnego opiniowania przyłączania serwerowni do sieci, czego dał wyraz w swojej opinii z 1 listopada 2024 r., gdy przegrał głosowanie. Zaś pozostali komisarze zdecydowali o odmowie przyłączenia ważnego centrum danych do elektrowni jądrowej na szczególnych warunkach w systemie PJM.
Dotyczyło to 180 MW (wzrostu ponad dozwolone już 300 MW), a odmowa FERC była wydana pomimo zabezpieczeń – dodatkowe obciążenie miało zostać oddzielone od sieci w przypadku utraty mocy wyjściowej, aby zapewnić, że nie będzie przepływów energii z obiektów przesyłowych do współlokalizowanego obciążenia.
Zatem serwerownia pobierałaby te 180 MW tylko z elektrowni jądrowej, a w razie jej awarii czy typowej przerwy na wymianę paliwa serwerownia musiałaby wyłączyć pobór dodatkowych 180 MW.
Inni komisarze FERC pod naciskiem stanów i przeciwników centrów danych odmówili zgody na przesunięcie tych 180 MW dla „wyłącznego odbiorcy” argumentując, że spowoduje to dalszy wzrost cen energii w tym rejonie, a zatem nie jest to neutralne dla obecnych odbiorców.
Administracja prezydenta Trumpa chciałaby za wszelką cenę zatrzymać ostry wzrost cen za energię elektryczną, który już się zaczął w USA i jest spodziewany w najbliższych latach. Trudną sytuację potwierdziła na początku czerwca konferencja techniczna poświęcona zagadnieniom stabilności sieci przesyłowych wysokich napięć. Przykłady są opisane dalej.
Sytuacja stabilna, ale jest coraz drożej
System przesyłowy SPP, obejmujący 14 stanów i 18 milionów ludzi na zachodzie USA, osiągnął maksymalne zapotrzebowanie około 56 GW w sierpniu 2023 r. oraz ustanowił zimowy szczyt zużycia 48 GW w lutym 2025 r. W dniu 27 lutego 2025 r. system SPP wytrzymał sytuację, iż w ciągu 2 godzin produkcja farm wiatrowych spadła o 12 GW z powodu gwałtownej zmiany pogody. W tym systemie niekiedy nawet 88% zapotrzebowania na energię jest pokrywane pracą tych farm wiatrowych, ale w systemie SPP istnieje jeszcze wystarczająca ilość rezerw, które stabilizują ten system.
System przesyłowy PJM obejmujący 13 stanów oraz Dystrykt Columbia w północno-wschodnim USA na razie nie ma problemów z zapewnieniem budowy nowych mocy, ale kolejka chętnych do przyłączenia osiągnęła ponad 2700 podmiotów.
Praktycznie zaakceptowane i ruszające inwestycje (zamykają już finansowanie lub są dobrej ścieżce) to 11,8 GW, z czego gazowe CCGT to 7,8 GW, gazowe SGT 365 MW, magazyny energii 2,28 GW, jądrowe 1,38 GW (pięć projektów SMR-ów) i nawet jeden projekt węglowy (14 MW). W ciągu ostatnich 10 lat w systemie wyłączono 34 GW, ale włączono 28 GW, a te przygotowane 11 GW spokojnie (na razie) zapewni odpowiednią moc w systemie. W 2024 roku koszty hurtowe w systemie PJM to 55,54 USD/MWh, z czego 32,6 USD to sama energia, 17,7 USD to koszty przesyłu, a rynek mocy to 3,65 USD (reszta to inne koszty).
Od strony technicznej sytuacja w systemie PJM jest poprawna, ale zmuszony do rezygnacji zarząd PJM osiągał to płacąc coraz więcej za usługi na rynku mocy. Latem 2024 r. maksymalne zapotrzebowanie na moc wyniosło prawie 153 GW, a kolejka czekających serwerowni chciałaby dodatkowo 32 GW – czyli o 20% – zwiększyć zapotrzebowanie w najgorętszym okresie roku.
Od czerwca 2025 r. odbiorcy w systemie PJM dostają podwyżki o 10-20% w swoich rachunkach, gdyż PJM zwiększa z około 2,2 mld USD do około 14,7 mld USD rocznie koszty usług stabilizacji systemu. Przewidywany jest ich dalszy wzrost z powodu wysokich kosztów budowy nowych mocy gazowych i konieczności sfinansowania gazociągów do tego wschodniego wybrzeża USA.
Kamieniem milowym, od którego zależy wiele inwestycji gazowych w systemie PJM i cen na rynku mocy jest to, kiedy będzie uruchomiony nowy gazociąg po trasie Teksas – Pensylwania – New Jersey i/lub dodatkowy terminal do importu LNG w rejonie Nowego Jorku.
W ciągu czterech z ostatnich pięciu zim, poważne zjawiska zimowych wirów polarnych rozprzestrzeniły się na większą część Ameryki Północnej, powodując gwałtowny wzrost szczytowego zimowego regionalnego zapotrzebowania szczytowego w obszarze PJM i teraz ten operator zakontraktował znacznie więcej mocy rezerwowych na kolejny rok.
Centra danych płacą lepiej
Podstawowy problem systemu PJM to zagadnienie kto ma ponieść ryzyko niepotrzebnych inwestycji sieciowych i zamówionych usług na rynku mocy, jeśli zapotrzebowanie z nowych serwerowni okaże się inne niż obecnie deklarowane.
Kolejka tych serwerowni, które chciałyby się wybudować w tym rejonie to 32 GW. Nie dostają one warunków przyłączenia od PJM, gdyż po prostu nie ma dla nich energii – nie ma elektrowni, które by zrównoważyły planowane ich zapotrzebowanie. I o to idą ostre spory przed organem regulacji (FERC).
Spory przed FERC wynikają z tego, że inwestorzy w data center są gotowi „przekupić” obecnych producentów energii aby ci „wyszli z systemu PJM” i za znacznie wyższe kwoty dostarczali energię tylko do nich. Były zarząd PJM był skłonny do wyrażania zgody na takie rozwiązania ale to oznaczałoby, że do „zwykłych odbiorców” popłynie energia droższa z nowych inwestycji i wzrosną też opłaty mocowe.
System PJM nadal próbuje zorganizować szybką ścieżkę dla przyłączania serwerowni (The Critical Issue Path ) ale nie jest jasne czy nowy układ sił w FERC (prezydent Trump uzupełni zaraz dwa wakaty) da jednak zgodę na takie działania i idący za tym wzrost cen dla odbiorców.
Rafinerie ratują środkowe stany
System MISO tworzony jest przez środkowe stany, które prawnie same odpowiadają za swoje bezpieczeństwo energetyczne. Kolejka oczekujących na przyłączenie (aktywnych i potwierdzonych odpowiednimi dokumentami) to 293,5 GW z czego fotowoltaika to 46%, magazyny bateryjne 19%, obiekty hybrydowe 15%, farmy wiatrowe 13%. Gaz w tej kolejce to tylko 4% i 0% energia jądrowa.
MISO ma w tej kolejce wniosków z 2024 r. na 10 GW nowych obiektów gazowych, ale są one na końcu kolejki. Przez długie lata nie było planowanych nowych dostaw gazu do tego regionu, a polityka wielu stanów w MISO zakładała dekarbonizację. Ponadto w regionie MISO (na północy) brakuje gazu dla nowych obiektów.
Na sytuacji w MISO zarabia szczególnie jej południowa część, czyli stan Luizjana. Ma on duże ilości obiektów rafineryjnych i obiektów z elektrowniami na paliwa gazowe – zatem zarabia na wzmacnianiu stabilności systemu MISO, którego jest częścią.
Nowe obiekty sektora oil & gas będą wzmacniać rynek energii poprzez swoje uczestnictwo w nim po stronie podażowej. Obiekty naftowe w tym stanie są budowane zawsze tak, aby w razie potrzeby zmniejszyć na kilka godzin swoje własne zapotrzebowanie na energię np. o 30-40% a w zamian za to dać więcej energii na rynek. Takie rozwiązanie wymaga także odpowiedniego zaprojektowania instalacji rafineryjnych i petrochemicznych, aby łatwo schodziły na np. 70% swojej wydajności i wracały na 100% dość szybko.
Drogo, coraz drożej…
Koszty usług na rynku mocy nakręcają inwestycje w nowe elektrownie gazowe. W roku 2022 opracowanie Brattle i PJM dało cenę za obiekty CCGT na poziomie 1,09-1,18 mln USD za 1 MW mocy. Aktualizacja cen w lutym 2025 r. (Kentucky Utilities i Louisville Gas and Electric) dała aktualne ceny 2,14-2,19 mln USD za 1 MW w obiekcie CCGT. To jedna z podstawowych przyczyn gwałtowanego wzrostu opłaty mocowej w systemie PJM.
Zapotrzebowanie gazu dla elektrowni gazowych pracujących dla serwerowni ocenia się w skali USA na 2,38 mld m3 dziennie. Oznacza to konieczność zwiększenia do roku 2040 zdolności przesyłowej w gazie o 1,4 mld m3 dziennie (a minimum o 1,1 mld m3 dziennie do 2030 r.) i to prawie w większości na trasie Teksas – centralne i północne stany USA. Tak olbrzymie inwestycje w nowe rurociągi gazu są nierealne biznesowo.
Warto zauważyć, że 2 sierpnia 2024 r. wytwarzanie energii elektrycznej z gazu ziemnego w USA ustanowiło nowy rekord dostaw wynoszący 7 milionów MWh, co stanowiło prawie połowę energii elektrycznej wytworzonej tego dnia. Zatem w szczycie letnim, gdy potrzebna jest klimatyzacja obserwuje się wzrastającą niewydolność systemu przesyłu gazu. 75% gazu dla elektrowni jest transportowane przez rurociągi magistralne (0,77 mld m3 dziennie) w 2023 r.
W roku 2024 dodano w USA zdolności przesyłowej tylko 500 mln m3 dziennie, ale 70% tej zdolności było uruchomione w Teksasie i Luizjanie na stosunkowo krótkich odcinkach na wyłączne potrzeby terminali do eksportu LNG. Zatem tak naprawdę przedsiębiorstwa przesyłowe nie są zainteresowane budową gazociągów „na północ” bo nie mają zagwarantowanych kontraktów take-or-pay na tej trasie.
Kontraktów długoterminowych na przesył gazu nie ma bo ci co chcieliby budować obiekty gazowe nie mają takich kontraktów z sieciami wysokich napięć, czyli np. z PJM (po cenie, która by zwróciła wzrastające koszty gazówek i koszty gwarancji dla budujących sieci gazowe). A dopóki rządziła na północy USA Partia Demokratyczna, to ci inwestorzy w ogóle nie wiedzieli, czy jest sens ekonomiczny budowy obiektów gazowych na północy czy wschodzie USA. Partia Demokratyczna prowadziła w stanach gdzie jeszcze rządzi dość ostry program dekarbonizacji, a to oznacza brak chęci sfinansowania dla inwestycji w przesył i magazynowanie gazu.
Dzięki opisanej sytuacji przyszła wysyłka gazu z południa USA do terminali LNG (i dalej do eksportu też do Polski) jest niezagrożona. Klienci z całego świata dają kontrakty take-or-pay na budowę terminali, a w ramach tych kontraktów te same terminale dają kontrakty take-or-pay dla firm inwestujących w nowe gazociągi od złóż gazu łupkowego do nowych terminali. Zatem to dzięki także naszym pieniądzom powstają nowe inwestycje. Opisane kłopoty jakie istnieją w USA są korzystne dla naszej polskiej gospodarki. I ta sytuacja jest trwała, przynajmniej do czasu gdy administracja amerykańska nie wybuduje (siłą?) rur na północny wschód.
Dodatkowo Kanada zwiększyła w 2024 eksport gazu jako LNG przez swoją zachodnie wybrzeże, co powiększy deficyt gazu w północnej części USA (systemy MISO, PJM i New England). Sumarycznie mamy sytuację, że gazu brakuje i będzie brakować w północnej i wschodniej części USA dla zaopatrzenia dla tych nowych serwerowni danych i dla zwykłych odbiorców w szczycie letnim czy zimowym.
Czynniki destabilizujące sieci w północno-wschodnim USA
Północne i wschodnie stany USA przyjęły cała litanię przepisów, które zdestabilizowały stabilność sieci wysokich napięć. Analiza wykonana dla PJM w lutym 2023 r. wskazuje takie przepisy:
- 2700 MW wycofuje się z eksploatacji z powodu przepisu nowych wymaganiach wobec składowisk odpadów poelektrownianych;
- 3400 MW rezygnuje z powodu przepisu z 2020 r. o zaostrzeniu norm na ścieki oraz z powodu przygotowanych przepisów o odpadach;
- 4400 MW wypada z powodu obowiązków związanych z poziomem tlenków azotu w środowisku;
- 5800 MW wypada z powodu polityki stanu Illinois i jego decyzji nakazującej wyłączenia określonych grup elektrowni węglowych w 2030, 2035, 2040 i 2045;
- 3100 MW (400 w 2024 i 2700 w 2027) wyłącza stan New Jersey swoimi przepisami limitującymi emisję dwutlenku węgla;
- 1533 MW wyłącza koncern Dominion pod wpływem polityki stanów Wirginia i Północna Karolina;
- 2900 MW to są wyłączenia z powodu wdrożenia systemów ESG i to ma miejsce głównie w stanach Maryland i Indiana;
- Ponadto w systemie PJM wyłączeniom normalnym podlegać muszą najstarsze obiekty jądrowe.
Część stanów, które obejmuje system MISO poszła do FERC z wnioskiem o unieważnienie części planu rozwoju systemu MISO, którego koszty wyniosły 20 mld USD. Twierdzą, że te koszty wynikają z tego, ze to niektóre inne stany zrobiły sobie politykę dekarbonizacji, a skutkuje ona próbami przesyłu energii na duże odległości, co obciąży finansowo obywateli stanów, które w ogóle nie brały w tym udziału.
Nowo mianowani przez prezydenta Trumpa komisarze FERC będą musieli rozstrzygnąć ten ważny spór już jesienią.
Spodziewać się można wzrostów cen energii od 5 do 20% rocznie co też zależy od szybkości reindustrializacji i działań na rzecz ściągnięcia z powrotem produkcji przemysłowej do USA.
Rotacje personalne jakie widzimy na szczytach FERC i operatora PJM są właśnie dowodem na to, że ścierają się zwolennicy rozbudowy serwerowni dla sztucznej inteligencji z tymi, którzy chcą bronić niższych cen dla innych odbiorców na rynku. I ta walka ma już swoje pierwsze ofiary.
