​Secondo la Previsione di Carico a Lungo Termine PJM 2026, il picco di domanda estivo salirà da 160 GW nel 2025 a 253 GW entro il 2046, con un aumento del 58% trainato principalmente dai data center.

Guida gratuita di Modo EnergyL'intelligenza artificiale al servizio degli investimenti energetici e della gestione degli assetStai valutando la domanda dei data center e il suo impatto sul mercato? Un manuale pratico per utilizzare strumenti di IA nei team di investimento e gestione energetica, con consigli concreti e risparmia-tempo da applicare subito.Scarica la guida →

Questa crescita ha implicazioni dirette per i ricavi delle batterie. Una domanda che supera l'offerta porta a pagamenti di capacità elevati, come mostrano le ultime due aste di capacità di PJM. Eventi di prezzi di scarsità più frequenti potrebbero inoltre aumentare i ricavi da arbitraggio energetico.

Tuttavia, i data center assorbono energia costante e continua, quindi la differenza tra domanda di picco e fuori picco rimane in gran parte invariata. Di conseguenza, l'opportunità di arbitraggio cresce molto meno rispetto a quanto avverrebbe con aumenti di domanda concentrati nei picchi, come l'elettrificazione domestica.

Questo articolo analizza la metodologia utilizzata da PJM per elaborare le sue previsioni, un elemento chiave nei modelli di costo di produzione e di dispacciamento di Modo Energy per i ricavi delle batterie nell'Eastern Interconnect.

Senza i data center, il picco di domanda PJM sarebbe in calo. Con loro, cresce di 35 GW in cinque anni.

La previsione di PJM combina un modello di base che include domanda residenziale, commerciale e industriale, con un aggiustamento di carico importante sovrapposto.

La componente di grande carico, costituita principalmente da nuovi data center, rappresenta oltre il 100% della crescita del picco di domanda nei prossimi cinque anni, mentre la domanda di base diminuisce. Gli aggiustamenti di grande carico di PJM crescono di 35,1 GW tra il 2026 e il 2031, a fronte di una crescita totale della domanda di 34,6 GW.

Oltre il 2031, l'equilibrio si sposta leggermente. Lo strato di base inizia a contribuire e le aggiunte di data center rallentano, pur rimanendo dominanti. Il picco estivo raggiunge i 253 GW entro il 2046, crescendo del 2,4% annuo sull'intero periodo, con gli aggiustamenti di grande carico che rappresentano il 78% di questa crescita.

La crescita della domanda è concentrata: DOM, AEP, COMED e PL raddoppiano il carico entro il 2046

Cinque zone tra Virginia, West Virginia, Pennsylvania, Ohio e Illinois almeno raddoppiano la domanda energetica annuale entro il 2046: DOM (173%), PL (142%), AEP (124%), Dayton (121%) e COMED (100%). DOM, AEP, COMED e PL hanno i maggiori progetti di data center, rappresentando il 74% della crescita totale della domanda annuale di PJM tra il 2026 e il 2046.

Da notare che il carico annuale cresce molto più rapidamente del picco estivo. I data center funzionano con un utilizzo costante 24/7, aumentando le ore notturne e intermedie con una percentuale maggiore rispetto al picco pomeridiano estivo. La mappa sopra lo mostra chiaramente: DOM appare più chiara passando dalla vista energia annuale a quella del picco estivo.

Come PJM integra i data center: una rigorosa selezione

Ogni luglio, PJM richiede alle utility la presentazione degli aggiustamenti di grande carico. Le utility presentano le richieste al Load Analysis Subcommittee (LAS) a settembre. PJM valuta le richieste tra ottobre e novembre, pubblica una lista preliminare delle accettate a novembre e finalizza la previsione a gennaio.

La differenza tra richieste e accettazioni è significativa. Le richieste grezze delle utility per il 2030 ammontavano a circa 60 GW in tutto l'RTO. PJM ne ha accettati 34 GW, riducendo del 43% prima della pubblicazione della previsione.

PJM applica quattro aggiustamenti a ogni richiesta:

• Classificazione firm vs. non-firm: i progetti devono avere un Electric Service Obligation (ESO) o un Construction Commitment (CC) per essere considerati firm, salvo diversa indicazione. Tutte le altre richieste sono classificate come non-firm.
• Tasso di utilizzo al 70%: applicato alla capacità nominale richiesta come default, a meno che le utility non forniscano dati storici che giustifichino un valore superiore.
• Sconto per non-firm: le aggiunte non-firm prima del 2030 sono azzerate. Il carico non-firm dal 2030 in poi riceve un taglio del 50%, con piccoli aggiustamenti per allinearsi alla crescita media nazionale.
• Ramp-up minimo di 36 mesi: la domanda di ciascun progetto viene distribuita su almeno 36 mesi, per tutti i progetti indipendentemente dalla dimensione.

Due zone hanno ricevuto un trattamento diverso rispetto al taglio standard del 50% per i non-firm:

• AEP ha presentato dati non-firm già ridotti di oltre il 50% rispetto al proprio portafoglio grezzo. PJM ha accettato tali valori senza ulteriori riduzioni.
• Dominion Energy di DOM ha presentato abbastanza progetti supportati da ESA o CC da coprire tutta la domanda modellata, classificando la propria quota come firm, mentre altre utility della zona, come REC, mantengono una componente non-firm.

Queste sono le due principali fonti di crescita a livello RTO.

Il carico firm offre una base parziale, ma l'incertezza coinvolge entrambe le componenti

Le aggiunte firm sono la parte più affidabile della previsione. Riflettono progetti in fase avanzata, meno soggetti a cancellazione. Tuttavia, questi progetti saranno tutti realizzati entro la metà degli anni '30.

Le aggiunte non-firm entrano nella previsione dal 2030 e sono meno certe. Il taglio del 50% riflette la stima di PJM su quanti progetti non-firm saranno annullati o ritardati.

Nelle fasi successive della previsione, non ci sono progetti specifici di grande carico in nessuna coda di interconnessione. PJM effettua estrapolazioni usando benchmark nazionali e previsioni di terzi.

Sia le proiezioni firm che non-firm presentano rischi al ribasso. I progetti che hanno già dichiarato generazione in loco hanno visto ridotto il prelievo dalla rete. Tuttavia, con il miglioramento dell'economia dell'autoproduzione e potenziali riforme normative che rendono più conveniente la generazione dietro al contatore, più strutture potrebbero seguire questa strada rispetto a quanto suggerisce l'attuale pipeline.

Connect and Manage (in attesa di approvazione) aggiunge un ulteriore livello di incertezza. I progetti soggetti a questa misura vedrebbero il loro prelievo dalla rete ridotto durante eventi critici, abbassando il picco estivo senza rallentare la costruzione di data center nel complesso. Né Connect and Manage né la diffusione dell'autoproduzione sono definite. Entrambe potrebbero ridurre in modo significativo la domanda effettiva rispetto ai valori accettati.

Le componenti non di grande carico hanno un impatto limitato sulla forma della domanda

Sotto il livello dei data center, il modello di base di PJM considera la domanda residenziale, commerciale e industriale utilizzando le previsioni economiche di Moody's e i dati di utilizzo finale di Itron. Il carico dei veicoli elettrici, il solare e lo storage dietro al contatore sono forniti da S&P Global. Queste componenti crescono insieme, ma lentamente rispetto ai data center.

Poiché i data center dominano il carico incrementale, la forma della domanda giornaliera non cambia in modo significativo. La curva si alza, ma il profilo orario resta sostanzialmente stabile.

I limiti della previsione

La previsione è affidabile solo quanto i progetti su cui si basa. Le aggiunte firm offrono una base solida nel breve termine, ma questa base si esaurisce a metà degli anni '30. Oltre quel periodo, PJM effettua estrapolazioni e molto può cambiare tra una pipeline di data center e un effettivo assorbimento di energia.

Vincoli della catena di approvvigionamento e ritardi nei permessi possono rallentare o impedire la messa in funzione dei progetti. L'approvazione di Connect and Manage e la diffusione dell'autoproduzione sono le due principali questioni politiche che potrebbero ridurre la domanda effettiva rispetto ai valori accettati. Nessuna delle due è definita, ed entrambe potrebbero modificare significativamente il quadro della scarsità di capacità senza rallentare la costruzione di data center.