Desenvolvedores buscam conectar data centers rapidamente, com o máximo de serviço firme da rede possível. Em seis mercados dos EUA, obter esse serviço significa escolher entre diferentes compromissos financeiros, restrições operacionais e possíveis obrigações com um parceiro de geração. Solicitar conexão com geração pareada pode alterar o estudo ou o tipo de serviço disponível.

A Comissão Federal Reguladora de Energia (FERC) está revisando esses caminhos por meio de suas ordens de Show Cause de junho de 2026. Ela orientou os operadores sob sua jurisdição a justificarem ou reformarem suas regras para data centers, incluindo proteções para clientes já existentes. ERCOT segue uma estrutura própria do Texas e possui seu próprio processo para conexão de grandes cargas.

Principais pontos

• SPP, MISO e NYISO vinculam carga e geração, mas o pareamento altera o estudo no SPP e MISO e os direitos de serviço no NYISO.
• As obrigações financeiras para conexão de carga variam: uma carga de 500 MW deve depositar US$ 25 milhões na ERCOT, enquanto o MISO propõe uma taxa de US$ 250 mil.
• O MISO busca um acordo em 120 dias após uma aplicação completa, menos de um quarto dos 545 dias do NYISO.
• Apenas 7% da carga solicitada na ERCOT chega à previsão de 2030, contra 49% no PJM. Taxas e depósitos separam projetos comprometidos de aplicações especulativas de data centers.

Geração pareada muda o estudo ou o serviço que os data centers podem receber

No SPP, MISO e NYISO, o valor do pareamento depende do que o operador estuda e de como a geração apoia o serviço da rede para o campus.

O SPP vincula a carga e sua geração, mas os estuda separadamente, pelo processo High Impact Large Load e a Avaliação de Geração de Grandes Cargas de Alto Impacto (HILLGA). HILLGA está em vigor desde 15 de janeiro de 2026. O MISO, por sua vez, propõe avaliar carga e geração em paralelo por meio do Large Load Addition Resource Study (LARS), protocolado em 2 de outubro.

Em contraste, a proposta do NYISO enfatiza o serviço: a contribuição do Partner Resource para o fornecimento confiável apoia os direitos firmes de retirada do campus. Esses direitos permitem ao campus consumir energia da rede, sujeitos a condições operacionais. O Comitê de Gestão do NYISO aprovou seus Procedimentos de Integração de Grandes Cargas em 28 de outubro. A Modo Energy já cobriu esse processo como Bulk Electric Large Loads (BELL).

Em outros lugares, os arranjos tratam de flexibilidade, informação ou geração no local. O Conselho da CAISO aprovou um serviço provisório flexível de conexão de carga em 28 de outubro, antes de um protocolo planejado junto à FERC. A FERC aceitou o registro de grandes cargas do PJM em 9 de outubro, mas rejeitou as propostas de geração pareada e serviço provisório. A eleição de uso privado da ERCOT cobre geração atrás do medidor da carga, mas os estudos e aprovações de energização do Batch Zero estão pausados desde 3 de agosto.

Pagamentos de entrada determinam os compromissos financeiros para data centers e suas gerações

Carga e geração depositam valores diferentes, e a divisão varia conforme o mercado. Os valores abaixo assumem um pareamento de 500 MW, com cada lado solicitando 500 MW. Em MISO, SPP e NYISO, os valores por MW são proporcionais à capacidade de interconexão solicitada, não à capacidade acreditada, então todas as tecnologias arcam com os mesmos custos.

Os compromissos do lado da carga na ERCOT somam US$ 25,1 milhões no exemplo, incluindo um piso de garantia de US$ 25 milhões (US$ 50.000/MW). Melhorias alocadas podem aumentar a garantia. Os US$ 4,6 milhões do NYISO cobrem ambas as partes, enquanto o MISO propõe uma taxa não reembolsável de US$ 250 mil do cliente de transmissão da carga. Já o PJM não cobra nada diretamente, mas taxas das concessionárias variam de US$ 250 mil (Dominion) a US$ 2,5 milhões (ComEd).

Para geradores, o MISO propõe US$ 15,49 milhões para 500 MW de serviço solicitado, incluindo um marco de US$ 30.000/MW. O HILLGA do SPP exige US$ 4,27 milhões para 500 MW, menos de um terço do MISO. As taxas postadas para geradores na ERCOT totalizam US$ 17 mil, antes dos custos e garantias do provedor de transmissão.

Filas separadas de geração têm seus próprios requisitos de entrada. A Expedited Interconnection Track (EIT) do PJM exige US$ 8 milhões para um pedido de 500 MW. Na CAISO, o valor de entrada para a fila de geradores é de US$ 755 mil, antes da garantia contratual e melhorias de rede.

As regras de retirada do MISO mostram que o valor depositado nem sempre é o valor em risco. Seu marco de US$ 30.000/MW para geradores é totalmente reembolsado se houver retirada antes da execução do acordo, e fica em risco depois. Assim, a exposição do desenvolvedor depende do tipo de pagamento e do momento da retirada, não apenas do valor principal.

O prazo de estudo do MISO até o acordo é de 120 dias, menos de um quarto dos 545 dias do NYISO

MISO, SPP e NYISO estabelecem prazos de estudo desde uma aplicação completa até a assinatura do acordo de interconexão, e as metas diferem em mais de um ano. O MISO propõe um acordo em 120 dias, menos de um quarto da sequência de 545 dias do NYISO. Os 150 dias corridos do SPP incluem validação, estudo e negociação, além de até 10 dias úteis para formalizar o acordo. Os 545 dias do NYISO incluem dois estudos de 90 dias e uma avaliação de 12 meses, realizada uma vez ao ano.

Para projetos com geração associada, a aprovação do estudo pode vincular o gerador à carga por anos. O MISO propõe uma obrigação de pareamento de 15 anos a partir do início do serviço de transmissão LARS da carga. O motivo declarado do MISO é evitar que um gerador use uma aplicação de carga como atalho para entrar na fila.

O NYISO propõe o mesmo prazo de 15 anos para o Partner Resource, e os direitos firmes do campus duram apenas enquanto o recurso permanecer no mercado de capacidade. Os direitos limitados à carga do SPP duram 5 anos e começam na operação comercial do gerador.

Nos três mercados, o cronograma de entrega do campus passa a fazer parte do compromisso do gerador, indo muito além da aplicação inicial.

Dois caminhos trazem geração online junto aos data centers: pareamento ou fila separada de geração

O pareamento coloca o gerador em uma trilha dedicada conectada a uma carga nomeada. No SPP, isso é feito pelo HILLGA, com exportações limitadas à previsão da carga pareada, e no MISO é pelo LARS, com pelo menos 200 MW de Network Resource Interconnection Service solicitados. No NYISO, o Partner Resource passa pelo estudo padrão de cluster e é vinculado à aplicação da carga.

O segundo caminho é a fila de geração acelerada aberta por MISO, SPP e PJM para atender ao crescimento da carga, que favoreceu o gás natural nos dois primeiros. O gás natural representa 69% dos 32 GW no Expedited Resource Addition Study (ERAS) do MISO e usinas térmicas são 72% da trilha equivalente do SPP. O PJM é a exceção: sua primeira rodada do EIT, de 2,1 GW, é composta por 78% de baterias.

A ERCOT não possui fila acelerada de geração. Em vez disso, as 11 cargas do Batch Zero que optaram por redes de uso privado nomeiam 15,4 GW de geração atrás de seus medidores, 83% a gás natural.

Apenas 7% da carga de data centers solicitada na ERCOT atinge a previsão de 2030, contra 49% no PJM

A estimativa da Modo Energy para o quarto trimestre de 2026 da capacidade de data centers adicionada de 2026 a 2030 é de 32,6 GW na ERCOT e 29,6 GW no PJM. Isso representa 7% dos 494 GW solicitados na ERCOT e 49% dos 60 GW no PJM.

Taxas, depósitos e exigências de prontidão fornecem aos operadores indícios de quais desenvolvedores estão realmente dispostos a se comprometer. Esses critérios ajudam a distinguir projetos viáveis, mas a disponibilidade de equipamentos e os cronogramas de construção ainda restringem a entrega. À medida que os projetos passam por esses filtros, os planejadores obtêm melhores evidências para o dimensionamento da transmissão e geração necessárias para suportar a carga.

Os 494 GW da ERCOT, classificados no Batch Zero, equivalem a 542% do pico histórico de 91 GW. Nenhum outro mercado tem pipeline reportado acima de 52% de seu pico atual de demanda. Muitas dessas solicitações são especulativas e nunca chegam a um acordo.

Próximos protocolos podem mudar os caminhos disponíveis para desenvolvedores

Os protocolos de 16 de novembro são o próximo momento para reavaliar as opções de serviço disponíveis e as proteções para clientes existentes. O MISO solicitou vigência das tarifas em 2 de dezembro, com lançamento do LARS proposto para o início de 2027. O Texas segue um calendário próprio: a Comissão de Serviços Públicos do Texas tem reunião marcada para 17 de dezembro.

Para os campi, a antecipação da energia pode vir acompanhada de restrições operacionais ou de uma obrigação contínua com a geração pareada. Para os geradores, o pareamento pode atrelar o investimento ao cronograma de entrega do cliente e ao serviço contínuo. As próximas decisões são importantes porque podem alterar esses termos, incluindo os direitos que os desenvolvedores podem obter e o que precisam assumir para mantê-los.