Zusammenfassung

  • Die beiden Duke-Energy-Versorger in North Carolina und mehrere Großkunden haben eine Einigung eingereicht. Für erfasste neue Lasten würde sie Vorauszahlungen für kundenspezifische Anlagen, Sicherheiten für Übertragungsnetzausbauten, eine Abrechnung von mindestens 75 Prozent der vertraglich vereinbarten Leistung sowie lange Laufzeiten und hohe Ausstiegskosten vorsehen.
  • Das ist noch keine Entscheidung der Regulierungsbehörde. Eine Methode, um Teile gemeinsam genutzter Netzausbauten bestimmten Kunden zuzurechnen, bleibt späteren Verfahren vorbehalten; die Tarifregel verlangt auch keine Beschaffung sauberer Energie.
  • Entscheidend ist, ob die endgültige Regel Projektkosten, gemeinsame Netzkosten, Zuverlässigkeitspflichten und Ausstiegsrisiken vor der Kapitalbindung nachvollziehbar trennt – nicht allein die Behauptung, Rechenzentren würden ihre Kosten tragen.

Bei einem neuen Umspannwerk für ein einzelnes Rechenzentrum lässt sich meist recht klar erkennen, welche Anlagen nur diesem Standort dienen. Schwieriger wird die Rechnung, wenn zusätzlich eine Übertragungsleitung ausgebaut werden muss, die mehrere Großkunden nutzen oder das Netz stärkt, bevor weitere Verträge unterschrieben sind. Die neue Einigung in North Carolina beschreibt die erste Grenze detailliert. Die zweite bleibt offen.

Am 6. Oktober reichten Duke Energy Carolinas und Duke Energy Progress bei der North Carolina Utilities Commission eine Einigung über einen Tarif für Großlasten in zwei Tarifverfahren ein. Zu den Unterzeichnern zählen der Public Staff von North Carolina, der Versorgungskunden vertritt, Amazon Data Services, Andale, die Carolina Industrial Group for Fair Utility Rates, Bundesbehörden, Google und Microsoft. Am folgenden Tag bezeichnete Duke die Einigung als Schutz bestehender Kunden vor den Kosten großer Lasten. Das ausgehandelte Papier ist jedoch noch keine regulatorische Entscheidung. Die Kommission kann es annehmen, ablehnen oder ändern; laut Einigung bindet sie die Parteien nur, wenn sie vollständig angenommen wird. (Eingereichte Einigung; Dukes Mitteilung)

Die Schwelle richtet sich nach Leistung und Auslastung

Der vorgeschlagene Tarif erfasst nicht automatisch jedes Rechenzentrum oder jedes größere Unternehmen. Er gilt für Absichtserklärungen und Stromlieferverträge ab dem 1. Juni 2026 an einem Standort oder an mehreren Standorten im Abstand von höchstens einer Meile, wenn entweder mindestens 50 Megawatt Vertragsleistung und ein erwarteter rollierender Zwölfmonats-Lastfaktor von mindestens 80 Prozent oder mindestens 150 MW bei beliebigem Lastfaktor erreicht werden. Auch zusätzliche Versorgung, die für sich genommen die Schwelle erfüllt, kann darunterfallen. Für bestimmte bereits versorgte Kunden oder ältere Vereinbarungen gibt es Ausnahmen.

Ob ein Projekt betroffen wäre, lässt sich deshalb nicht aus dem Schlagwort „über 50 MW“ ableiten; maßgeblich sind der eingereichte Text und der konkrete Vertrag.

Diese Grenze beeinflusst die Investitionsentscheidung. Ein Projekt unterhalb der Schwelle muss die Bedingungen nicht automatisch übernehmen; ein erfasstes Projekt muss Sicherheiten, Mindestabrechnung und Ausstiegskosten schon bei Standort- und Zeitplanung berücksichtigen. Vorgesehen ist Dukes High-Load-Factor-Tarif oder ein künftiger Tarif für Großlasten. Die Unterlagen nennen weder einen Preis für einen bestimmten Campus noch einen Kundenvertrag.

Dedizierte Anlagen werden vorab bezahlt, die gemeinsame Netzregel fehlt noch

Für ausschließlich einem Kunden dienende Anlagen – etwa ein eigenes Umspannwerk – müsste der Kunde die geschätzten Kosten innerhalb von 60 Tagen nach der Absichtserklärung als Baukostenzuschuss vorfinanzieren. Steigen die tatsächlichen Kosten, müsste er die Differenz tragen. Eine Rückzahlung hinge davon ab, ob ein Stromliefervertrag zustande kommt und welche Kosten Duke bereits entstanden sind. Bei bestimmten Kündigungen vor der Inbetriebnahme könnten ungenutzte Mittel auf vereinbarte Schadensersatzpflichten angerechnet werden.

Übertragungsnetzausbauten werden anders abgesichert. Der Kunde stellt ein Akkreditiv über die geschätzten Kosten der für seine Last nötigen Ausbauten und muss es bei höheren tatsächlichen Kosten aufstocken. Nach drei aufeinanderfolgenden Abrechnungsmonaten mit mindestens 75 Prozent der vollen Vertragsleistung kann die Sicherheit über die verbleibende Laufzeit schrittweise sinken. Bei vorzeitiger Beendigung kann das Versorgungsunternehmen unter den vorgeschlagenen Bedingungen auf die Sicherheit zugreifen, um den verbleibenden Nettobuchwert bestimmter Ausbauten auszugleichen.

Das senkt das Risiko, dass ein Projekt vor dem Netzanschluss abgesagt wird oder vor der Amortisation verschwindet. Es ist jedoch keine endgültige Regel, die jeden gemeinsamen Netzausbau dem Kunden zuordnet, der ihn ausgelöst oder genutzt hat. Duke soll binnen zwölf Monaten nach Genehmigung und nach Gesprächen mit den Beteiligten einen Bericht über mögliche Methoden zur direkten Zurechnung von Teilen der Ausbauten vorlegen. Besprochen werden sollen auch Nachfrageentgelte, Ausstiegsgebühren, Baukostenzuschüsse und die Verteilung unter mehreren Großlasten an denselben Netzelementen.

Die Parteien können in späteren Verfahren unterschiedliche Ansätze vertreten; die Kommission entscheidet. Eine genehmigte Methode würde erst auf spätere Verträge angewandt.

Diese zeitliche Lücke ist der zentrale regulatorische Vorbehalt. Die kundenspezifische Verbindung kann vor Baubeginn finanziert werden; die Verteilung eines größeren Netzausbaus kann von einem Bericht, einem weiteren Verfahren und einer künftigen Entscheidung abhängen. Das verändert die Kostenplanung von Entwicklern und Versorgern ebenso wie die Bewertung, welchen Nutzen eine zunächst für einen Ankermieter errichtete Anlage für das Gesamtsystem hat. Die Einigung schafft einen Weg zur Klärung, aber noch keine Antwort.

Lange Verträge machen Lastprognosen zur Finanzierungsbedingung

Die Mindestlaufzeit hängt von Vertragsgröße und Hochlauf ab. Unter 100 MW gilt die längere Frist aus zehn Jahren oder fünf Jahren plus Hochlaufphase. Ab 100 MW ist es die längere Frist aus 15 Jahren oder zehn Jahren plus Hochlauf. Sobald die Vertragsleistung gilt, darf die abgerechnete Nachfrage für Leistungspreise nicht unter 75 Prozent der Vertragsleistung fallen.

Auch die Kündigungsfrist steigt mit der Größe: 24 Monate unter 250 MW, 36 Monate bei 250 bis 499 MW und 48 Monate ab 500 MW. Der Schadensersatz bei vorzeitiger Beendigung umfasst sämtliche Mindestnachfrage- und Zusatzanlagenentgelte während der Kündigungsfrist, den Nettobarwert der danach verbleibenden Zusatzanlagenentgelte und 25 Prozent der danach noch anfallenden Mindestnachfrageentgelte. Während der Frist gezahlte Beträge werden angerechnet.

Nach dem sechsten Jahrestag der Inbetriebnahme ist unter bestimmten Bedingungen eine einmalige Reduzierung der Vertragsleistung um bis zu 20 Prozent, höchstens 200 MW, ohne diesen Schadensersatz möglich.

Das Beispiel in Anlage 2 zeigt eine Größenordnung, aber keine Prognose. Es modelliert einen 500-MW-Kunden von Duke Energy Carolinas mit 15 Jahren Laufzeit, vier Jahren Hochlauf und Kündigungsfrist sowie monatlich 50.000 US-Dollar Zusatzanlagenentgelt. Unter diesen Annahmen beträgt die illustrative Höchstsumme für Schadensersatz beziehungsweise Sicherheiten rund 587,4 Millionen US-Dollar. Das ist keine Gebühr für ein bekanntes Projekt, keine erwartete Rechnung und kein Beleg dafür, dass ein Kunde ausfallen wird.

Eine Mindestabrechnung und lange Laufzeit können Versorgungsinvestitionen besser finanzierbar machen, weil ein Kunde weniger leicht Leistung reserviert und dann kaum abnimmt. Für den Rechenzentrumsbetreiber verteuern dieselben Klauseln einen langsamen Auslastungsanstieg, veränderten Rechenbedarf, den Verlust eines Kunden oder den Wechsel zu Eigenerzeugung. Der Stromvertrag wird damit zu einer Kapitalbindung, nicht nur zu einem Anschlussantrag.

Zuverlässigkeit wird ebenfalls zur Zugangsbedingung

Während des Hochlaufs und im ersten Betriebsjahr muss jeder Vertrag eine von zwei Unterbrechungsoptionen oder eine von der Kommission genehmigte Alternative enthalten, die Systemkapazität schneller verfügbar macht. Eine Option erlaubt, bis zu 50 Stunden pro Jahr 95 Prozent der Vertragslast abzuschalten; die andere bis zu 100 Stunden 50 Prozent. Pro Tag gilt eine Obergrenze von sechs Stunden; eine Vergütung ist nicht vorgesehen. Kunden können aus wichtigem Grund eine Ausnahme beantragen. Für Bundesbehörden gibt es eigene Regelungen.

Damit wird die Annahme, dass alle bestellten Megawatt vom ersten Tag an jederzeit verfügbar sind, zu einer vertraglichen Pflicht, die eingegrenzt werden kann. Betreiber müssen entscheiden, welche Lasten verschiebbar sind, durch eigene Erzeugung gestützt werden oder Unterbrechungen aushalten. Duke kann diese Flexibilität beim Hochlauf nutzen. Die Einigung sagt aber nicht, wie häufig Unterbrechungen eintreten oder wie viel Kapazität sie tatsächlich vorziehen. Das zeigen erst Betriebsdaten nach einer Genehmigung.

Der Verbraucherschutz bleibt umstritten

Duke erklärt, die Einigung schreibe bestehende Schutzmaßnahmen fest und erweitere sie: Vorauszahlungen, Einlagen und Garantien sowie einen eigenen High-Load-Factor-Tarif. Das Southern Environmental Law Center und verbündete Gruppen halten die Ausstiegsbedingungen für zu großzügig und kritisieren, dass keine Tarifklasse sämtliche Netzkosten großer Lasten nachvollziehbar erfasst. Sie fordern außerdem einen Clean-Transition-Tarif, der neue Lasten mit sauberer Erzeugung verknüpft. Das sind Positionen von Beteiligten, keine Feststellungen der Kommission. (Stellungnahme des SELC)

Der Text trägt eine engere Schlussfolgerung: Er sieht Vorauszahlungen für dedizierte Anlagen, Sicherheiten für Übertragungsausbauten, Mindestabrechnung, lange Verträge und Schadensersatz vor. Die spätere Analyse der Versorgungskosten und die Verteilung gemeinsamer Netze bleiben jedoch offen; Unterzeichner dürfen ihre Positionen weiter vertreten. Die Zuverlässigkeitsregeln verpflichten nicht zum Kauf sauberer Energie. Eine Anschlusszahlung ist keine vollständige Abrechnung von Erzeugungs-, Übertragungs-, Verteilungs- und Emissionskosten.

Duke rechnet Mitte November mit einer Entscheidung. Bei einer Genehmigung ohne wesentliche Änderungen ist zu prüfen, ob der zugesagte Bericht eine überprüfbare Methode zur Zurechnung gemeinsamer Ausbauten liefert, ob Sicherheiten nur parallel zur Kostenerholung sinken und ob endgültige Verträge Annahmen zu Nachfrage, Hochlauf und Ausstieg offenlegen. Die Kommission kann das Paket weiterhin ablehnen, ändern oder mit Bedingungen versehen; Dukes Zeitplan ist keine Genehmigungszusage.

Für Datenzentrumsinvestoren ist ein Standort nicht allein deshalb strombereit, weil der Versorger einen Kundenschutzrahmen veröffentlicht hat. Die Prüfung sollte die Schwelle, den Hochlauf, Kostenschätzungen für dedizierte Anlagen, Sicherheiten für Netzausbauten, Mindestabrechnung, Abschaltbarkeit, Ausstiegsformel und noch nicht zugewiesene Netzkosten enthalten. Regulierer und bestehende Kunden müssen später die Verträge mit den tatsächlichen Versorgungskosten und dem Nutzen gemeinsamer Ausbauten für andere Nutzer vergleichen.

North Carolina schlägt eine klarere Vertragsgrenze für Anlagen vor, die nur einem Kunden dienen. Die größere Verteilungsfrage ist noch offen. Die Aussage „Rechenzentren zahlen für das Netz“ wäre deshalb verfrüht: Einige Zahlungen sind geregelt, andere Kosten bleiben späteren Verfahren überlassen, und die Kommission muss noch entscheiden.

Quellen