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

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

Tuttavia, i data center consumano energia in modo costante, 24 ore su 24, quindi la differenza tra domanda di picco e fuori picco rimane sostanzialmente invariata. Di conseguenza, l'opportunità di arbitraggio cresce molto meno rispetto a quanto accadrebbe con aggiunte di domanda concentrate nei picchi, come l'elettrificazione domestica.

Questo articolo analizza la metodologia utilizzata da PJM per costruire la sua previsione, un elemento chiave nei modelli di costo di produzione e dispatch di Modo Energy per i ricavi delle batterie nell'Eastern Interconnect.

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

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

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

Dopo il 2031, l'equilibrio si sposta leggermente. Lo strato di base inizia a contribuire e le aggiunte di data center rallentano, ma restano dominanti. La domanda di picco estiva raggiunge i 253 GW entro il 2046, crescendo del 2,4% all'anno su tutto il periodo, con gli aggiustamenti di grande carico che rappresentano il 78% di tale crescita.

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

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

In particolare, il carico annuale cresce molto più velocemente della domanda di picco estiva. I data center operano a utilizzo costante 24/7, aumentando le ore notturne e intermedie con una percentuale maggiore rispetto al picco pomeridiano estivo. La mappa sopra lo illustra chiaramente: DOM appare più chiaro passando dalla visualizzazione dell'energia annuale a quella del picco estivo.

Come PJM integra i data center: un rigoroso filtraggio

Ogni luglio, PJM richiede alle utility la presentazione di 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 dei progetti accettati a novembre e finalizza la previsione a gennaio.

Il divario tra richieste e accettazioni è significativo. Le richieste grezze delle utility per il 2030 ammontavano a circa 60 GW in tutto l'RTO. PJM ne ha accettati 34 GW, una riduzione 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 qualificarsi come 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 a supporto di 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 media nazionale.
• Ramp rate minimo di 36 mesi: la domanda di ciascun progetto viene introdotta gradualmente in almeno 36 mesi, 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 alla pipeline grezza. 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 sua quota come firm, anche se altre utility della zona, come REC, mantengono una componente non-firm.

Queste sono le due principali fonti di crescita dell'RTO.

Il carico firm offre un parziale punto di riferimento, ma l'incertezza riguarda entrambe le componenti

Le aggiunte firm sono la parte più affidabile della previsione. Rappresentano progetti a uno stadio avanzato di sviluppo e meno soggetti a cancellazione. Tuttavia, tutti questi progetti saranno completati 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.

Nella parte finale della previsione, non ci sono progetti specifici di grande carico in nessuna coda di interconnessione. PJM sta facendo estrapolazioni utilizzando parametri nazionali confrontati con previsioni di terzi.

Sia le proiezioni firm che non-firm comportano rischi al ribasso. I progetti che hanno già dichiarato generazione in loco hanno visto il loro prelievo dalla rete ridotto di conseguenza. Tuttavia, con il miglioramento dell'economia dell'autoapprovvigionamento e potenziali riforme normative che rendono più interessante la generazione dietro il 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 regola vedrebbero il loro prelievo dalla rete ridotto durante eventi di stress, abbassando il picco estivo senza rallentare la costruzione dei data center nel complesso. Né Connect and Manage né l'adozione dell'autoapprovvigionamento sono ancora definitivi. Entrambi potrebbero ridurre in modo significativo la domanda effettiva rispetto ai valori accettati.

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

Sotto lo strato dei data center, il modello di base di PJM cattura la domanda residenziale, commerciale e industriale utilizzando le previsioni economiche di Moody's e i dati sugli usi finali di Itron. Il carico dei veicoli elettrici, il solare e lo storage dietro il contatore sono forniti da S&P Global. Questi componenti sono in crescita, ma molto più lentamente rispetto ai data center.

Poiché i data center dominano il carico incrementale, la forma della domanda giornaliera non cambia in modo sostanziale. La curva si sposta verso l'alto, ma il profilo relativo tra le ore rimane sostanzialmente stabile.

I limiti della previsione

La previsione è affidabile solo quanto i progetti su cui si basa. Le aggiunte firm danno una base solida al quadro a breve termine, ma questa base si esaurisce a metà degli anni '30. Oltre, PJM effettua estrapolazioni e molto può cambiare tra una pipeline di data center e un data center effettivamente in funzione.

Vincoli nella catena di approvvigionamento e ritardi nei permessi possono rallentare o impedire la realizzazione dei progetti. L'approvazione di Connect and Manage e l'aumento dell'autoapprovvigionamento sono le due principali questioni normative che potrebbero ridurre la domanda effettiva rispetto ai valori accettati. Nessuna delle due è ancora definita, ma entrambe potrebbero cambiare significativamente il quadro della scarsità di capacità senza rallentare la costruzione dei data center.