Un singolo data center hyperscale può assorbire oltre 75 MW di carico. Costruirne cinque equivale a quasi mezzo gigawatt. Se si aggiunge l’attuale pipeline, la crescita della domanda eguaglia quella che PJM era solita vedere in un intero decennio.
La previsione di picco estivo di PJM per il 2025 è appena salita a 210 GW nel 2035, o 228 GW entro il 2045 - una netta inversione rispetto agli anni di domanda stabile.
Entro il 2030, PJM prevede che il carico di picco aumenterà di 32 GW. I data center sono responsabili del 94% di questa crescita.
Per mantenere l’affidabilità, PJM propone un nuovo quadro per l’interconnessione di questi progetti - riscrivendo le regole per carichi pari o superiori a 50 MW.
La nuova categoria: Non-Capacity-Backed-Load
La proposta di PJM di agosto introduce una nuova classe di domanda: Non-Capacity-Backed-Load (NCBL).
- Nessun costo di capacità. L’NCBL non partecipa alle aste di capacità di PJM. PJM esclude questo carico dall’obbligo di capacità di ciascuna utility, quindi non viene più conteggiato nella curva di domanda che determina i prezzi.
- Primi ad essere ridotti. PJM può ridurre l’NCBL prima della risposta alla domanda supportata dalla capacità o dei passi di generazione massima durante le emergenze.
- Volontario - fino a quando non lo è più. I carichi possono scegliere lo status NCBL volontario, ma se PJM prevede una carenza di offerta, renderà l’NCBL obbligatorio. Qualsiasi Bring Your Own Generation (BYOG) contrattualizzato dal carico viene accreditato in questo calcolo.
- Ancora responsabili per la rete. L’NCBL evita i costi di capacità grazie alla possibilità di essere ridotto durante i periodi di picco, abbassando il suo contributo alla domanda di picco. Tuttavia, resta soggetto ai costi di trasmissione, perché PJM aggiunge il carico ridotto nel calcolo del Network Service Peak Load (NSPL).
Per gli operatori di data center, il compromesso è un costo iniziale più basso, ma con rischio di riduzione se l’affidabilità viene messa sotto pressione.
Chi può accedere? La maggior parte dei nuovi carichi sopra i 50 MW
Soglia: Aggiunte di carico ≥ 50 MW. L’ente responsabile della fornitura (o utility) può approvare progetti più piccoli caso per caso.
Esclusioni: Infrastrutture critiche come ospedali, centrali 911, impianti di trattamento delle acque reflue, stazioni di pompaggio del gas, strutture di telecomunicazione non possono essere designate come NCBL.
Crediti: I carichi che partecipano a BYOG o demand response sono esentati fino al loro contributo accreditato.
NCBL riduce i requisiti di affidabilità e attenua i prezzi della capacità
Assegnare l’NCBL riduce il Requisito di Affidabilità (RR) per PJM e per le zone interessate.
Questo sposta verso il basso la curva Variable Resource Requirement (VRR) - la curva di domanda di capacità di PJM - attenuando i prezzi di clearing della capacità.
Ecco come l’NCBL incide sulle aste di capacità:
1. Pre-asta: Le risorse BYOG, demand response e NCBL volontarie vengono nominate.
2. Durante l’asta: PJM confronta l’offerta con il RR. Se c’è carenza, viene allocato prima l’NCBL volontario. Se il gap persiste, PJM assegna l’NCBL obbligatorio per zona, pro rata, fino al raggiungimento dell’equilibrio.
3. Dopo l’asta: PJM aggiusta verso il basso il RR e la curva VRR per riflettere l’NCBL allocato. Poi ricalcola gli obblighi di capacità di ciascun LSE.
In pratica, i grandi carichi disposti ad essere ridotti o a sostenere la loro domanda con nuova generazione abbassano il requisito di affidabilità del sistema. Di conseguenza, si abbassano i prezzi della capacità, o almeno si evita che salgano ulteriormente in un mercato già ristretto.
Per fare un esempio, con un prezzo di clearing di 325$/MW-giorno, un sito NCBL da 500 MW potrebbe far funzionare generatori diesel di backup fino a 417 ore all’anno e ottenere comunque un profitto.
I data center possono accelerare l’interconnessione abbinandosi a nuova generazione
La proposta di PJM sta esplorando modalità per collegare il carico dei data center a nuova generazione per accelerare l’interconnessione.
Se un campus di data center firma un contratto di acquisto con nuovo gas, solare o storage, quel progetto potrebbe avanzare più rapidamente nella coda.
Gli sviluppatori dispongono anche di strumenti esistenti per accelerare i progetti:
- Richieste di upgrade - pagare in anticipo per gli upgrade della trasmissione e costruire in parallelo. Una turbina a gas co-localizzata con un campus hyperscale potrebbe avanzare così se lo sviluppatore finanzia gli upgrade.
- Surplus Interconnection Service - utilizzare la capacità in eccesso presso un punto di interconnessione esistente. Un progetto solare+storage su un sito di una centrale a carbone in dismissione potrebbe condividere la connessione, migliorare l’utilizzo e fornire energia ai data center vicini più rapidamente.
Curtailment o BYOG: la scelta dello sviluppatore
L’NCBL è di fatto una classe formalizzata e su larga scala di carico interrompibile. PJM può ridurre questi carichi prima di attivare la risposta alla domanda supportata da capacità o la generazione massima.
Questo lascia agli sviluppatori tre opzioni, ciascuna con i suoi compromessi:
- NCBL solo con riduzione: Accettare il rischio di curtailment ma evitare le tariffe di capacità. L’affidabilità potrebbe scendere a circa il 98% di uptime. Per confronto, i data center spesso richiedono “cinque nove” - 99,999% di uptime, ovvero solo 5 minuti di downtime all’anno.
- NCBL con backup diesel: Evitare le tariffe di capacità, coprire le riduzioni con generatori onsite. Il diesel offre copertura a breve termine ma con durata limitata e affidabilità inferiore rispetto alla rete.
- BYOG (Bring Your Own Generation): Abbinare il nuovo carico a nuova generazione, come gas, solare+storage o progetti ibridi. Questo può fornire capacità stabile ma solleva questioni su costi, finanziamenti, supply chain e certezza in coda.
Ma non tutte le forniture corrispondono alla domanda hyperscale.
Il grafico qui sotto confronta la domanda dei data center con la produzione delle risorse in diversi scenari di interconnessione, evidenziando come ogni opzione offra un diverso grado di affidabilità.
Il carico dei data center è trattato come piatto e continuo. In realtà può variare di centinaia di megawatt in millisecondi.
Le turbine a gas possono seguire la domanda ma incontrano ostacoli di costo ed emissioni.
I generatori diesel, sebbene affidabili in emergenza e progettati per funzionare in isola dalla rete, possono essere soggetti a limiti più severi sulle emissioni e a un tempo massimo di funzionamento secondo le regole EPA.
Il solare+storage riduce i picchi ma lascia dei vuoti.
Per gli sviluppatori il compromesso è chiaro
L’NCBL abbassa i costi ma espone i progetti a riduzioni. Il backup diesel ha dei limiti. Rafforzare con nuova generazione significa maggiori investimenti e ostacoli di interconnessione.
La scelta del sito diventa cruciale. Le zone con una rete forte comporteranno meno rischi, mentre progetti speculativi in aree deboli e con poca capacità potrebbero faticare a ottenere finanziamenti senza BYOG.
D’altra parte, se BYOG viene usato come soluzione temporanea in attesa di upgrade di trasmissione, la durata di questa iniziativa potrebbe rappresentare un rischio. Se le regole NCBL cambiano o le condizioni della rete migliorano prima del previsto, gli sviluppatori potrebbero ritrovarsi con asset sottoutilizzati o bloccati.
La proposta di PJM ha suscitato critiche da più parti
I grandi player hyperscale come Amazon, Google, Microsoft sostengono che il concetto NCBL mina l’integrità delle tariffe e il design del mercato.
LS Power ed East Kentucky Power avvertono che potrebbe ridurre i prezzi della capacità, erodere la fiducia degli investitori e spingere i data center verso altri RTO. Questo rallenterebbe lo sviluppo economico nell’area PJM.
Alcuni governatori statali chiedono a PJM di concentrarsi invece su previsioni di carico migliori, pianificazione della trasmissione e interconnessioni più rapide.
Conclusioni
La proposta di PJM resta concettuale.
Il dibattito tra i membri è in corso attraverso l’iniziativa Critical Issue Fast Path (CIFP), con l’obiettivo di presentare la proposta alla FERC entro fine anno.
L’obiettivo è che una soluzione sia attiva per l’asta di capacità 2028/2029, prevista per giugno 2026.
Ma la direzione è chiara: i grandi carichi hyperscale in PJM dovranno affrontare nuove regole.
Questo non è un limite alla crescita della domanda in PJM. Una domanda effettiva più bassa è più probabile che derivi dall’abbandono di progetti in coda che da un blocco di nuove interconnessioni da parte di PJM.
Torna la prossima settimana per vedere come tradurremo il nuovo quadro proposto da PJM nelle nostre previsioni di carico.
Per domande su questa analisi, contatta l’autore a deeksha@modoenergy.com.
