​De acordo com a Projeção de Carga de Longo Prazo da PJM para 2026, a demanda de pico no verão aumentará de 160 GW em 2025 para 253 GW até 2046, um crescimento de 58% impulsionado principalmente por centros de dados.

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Esse crescimento tem impacto direto sobre as receitas de baterias. A demanda superando a oferta leva a pagamentos de capacidade elevados, como demonstram os dois últimos leilões de capacidade da PJM. Eventos mais frequentes de preços de escassez também podem aumentar as receitas de arbitragem de energia.

No entanto, centros de dados consomem energia de forma constante, 24 horas por dia, mantendo o nível estável, então a diferença entre demanda de pico e fora do pico permanece praticamente inalterada. Portanto, a oportunidade de arbitragem cresce muito menos do que ocorreria com acréscimos concentrados no pico, como a eletrificação residencial.

Este artigo examina a metodologia que a PJM utiliza para construir sua projeção, um dado fundamental nos modelos de custo de produção e despacho da Modo Energy para receitas de baterias em toda a Eastern Interconnect.

Sem centros de dados, a demanda de pico da PJM estaria diminuindo. Com eles, cresce 35 GW em cinco anos.

A projeção da PJM combina um modelo base que captura a demanda residencial, comercial e industrial, com um ajuste de grande carga adicionado por cima.

O componente de grande carga, principalmente adições de centros de dados, responde por mais de 100% do crescimento da demanda de pico nos próximos cinco anos, já que a demanda base se retrai. Os ajustes de grande carga da PJM crescem 35,1 GW entre 2026 e 2031, contra um crescimento total da demanda de 34,6 GW.

Após 2031, o equilíbrio muda um pouco. A camada base começa a contribuir e as adições de centros de dados desaceleram, mas continuam dominantes. A demanda de pico no verão atinge 253 GW até 2046, crescendo 2,4% ao ano em todo o período, com os ajustes de grande carga representando 78% desse crescimento.

O crescimento da demanda é concentrado: DOM, AEP, COMED e PL dobram a carga até 2046

Cinco zonas abrangendo Virgínia, Virgínia Ocidental, Pensilvânia, Ohio e Illinois ao menos dobram sua demanda anual de energia até 2046: DOM (173%), PL (142%), AEP (124%), Dayton (121%) e COMED (100%). DOM, AEP, COMED e PL possuem os maiores projetos de centros de dados, respondendo por 74% do crescimento anual total da demanda da PJM entre 2026 e 2046.

Vale destacar que a carga anual cresce muito mais rápido que a demanda de pico no verão. Centros de dados operam com utilização constante 24/7, elevando as horas noturnas e intermediárias em percentual maior em relação ao pico das tardes de verão. O mapa acima ilustra isso diretamente: DOM fica mais claro ao trocar da visão de energia anual para a de pico de verão.

Como a PJM incorpora centros de dados: uma filtragem rigorosa

Todo mês de julho, a PJM solicita às concessionárias o envio de ajustes de grande carga. As concessionárias apresentam os pedidos ao Subcomitê de Análise de Carga (LAS) em setembro. A PJM avalia as submissões em outubro e novembro, publica uma lista preliminar de aceitos em novembro e finaliza a projeção em janeiro.

A diferença entre pedidos e aceites é significativa. As submissões brutas das concessionárias para 2030 totalizaram cerca de 60 GW em toda a RTO. A PJM aceitou 34 GW, uma redução de 43% antes da publicação da projeção.

A PJM aplica quatro ajustes para cada submissão:

• Classificação firme vs. não-firme: os projetos precisam de uma Obrigação de Serviço Elétrico (ESO) ou Compromisso de Construção (CC) para se qualificarem como firmes, salvo especificação em contrário. Todas as outras submissões são classificadas como não-firmes.
• Taxa de utilização de 70%: aplicada à capacidade nominal solicitada como padrão, a menos que a concessionária forneça dados históricos que sustentem valor maior.
• Desconto para não-firmes: adições não-firmes antes de 2030 são zeradas. A carga não-firme a partir de 2030 recebe um corte de 50%, com pequenos ajustes para alinhar ao escalonamento médio nacional.
• Taxa mínima de ramp-up de 36 meses: a demanda de cada projeto é implementada ao longo de pelo menos 36 meses, independentemente do tamanho.

Duas zonas receberam tratamento diferente do corte padrão de 50% para não-firmes:

• A AEP submeteu dados não-firmes já reduzidos em mais de 50% em relação ao pipeline bruto. A PJM aceitou esses números sem aplicar novo corte.
• A Dominion Energy (DOM) submeteu projetos com ESO ou CC suficientes para cobrir toda a demanda modelada, classificando sua parcela como firme, embora outras concessionárias da zona, como a REC, mantenham uma parte não-firme.

Essas são as duas maiores contribuintes para o crescimento geral da RTO.

Carga firme oferece piso parcial, mas há incertezas em ambos os componentes

As adições firmes são a parte mais confiável da projeção. Representam projetos em estágio avançado de desenvolvimento e com menor chance de cancelamento. Mas todos esses projetos serão construídos até meados da década de 2030.

As adições não-firmes entram na projeção a partir de 2030 e são menos certas. O corte de 50% reflete a estimativa da própria PJM sobre quantos projetos não-firmes serão cancelados ou adiados.

Mais adiante na projeção, não há projetos específicos de grande carga em nenhuma fila de interconexão. A PJM faz extrapolações usando escalonamento nacional baseado em projeções de terceiros.

Tanto as projeções firmes quanto as não-firmes carregam riscos de queda. Projetos com geração própria já declarada tiveram seu consumo da rede ajustado para baixo. Mas, à medida que a economia de autoprodução melhora e possíveis reformas políticas tornam a geração atrás do medidor mais atraente, mais instalações podem seguir esse caminho do que sugere o pipeline atual.

O Connect and Manage (aguardando aprovação) adiciona mais uma camada de incerteza. Projetos sujeitos a ele teriam o consumo da rede reduzido em eventos críticos, diminuindo o pico de verão sem desacelerar a construção de centros de dados em geral. Nem o Connect and Manage nem o avanço da autoprodução estão definidos. Ambos podem reduzir significativamente a demanda realizada em relação aos valores aceitos.

Os componentes não relacionados a grandes cargas têm efeito limitado no perfil da demanda

Abaixo da camada de centros de dados, o modelo base da PJM captura a demanda residencial, comercial e industrial usando projeções econômicas da Moody's e dados de uso final da Itron. O consumo de veículos elétricos, energia solar e armazenamento atrás do medidor é obtido da S&P Global. Juntos, esses componentes crescem, mas lentamente em comparação com centros de dados.

Como os centros de dados dominam a carga incremental, o perfil intradiário da demanda não muda de forma significativa. A curva se eleva, mas o padrão relativo entre as horas permanece amplamente estável.

Os limites da projeção

A projeção é tão confiável quanto os projetos que a sustentam. As adições firmes dão uma base sólida para o curto prazo, mas essa base se esgota em meados da década de 2030. Depois disso, a PJM faz extrapolações e muita coisa pode mudar entre o pipeline de centros de dados e o consumo real desses centros.

Restrições na cadeia de suprimentos e atrasos em licenciamento podem atrasar ou impedir projetos de entrarem em operação. A aprovação do Connect and Manage e o avanço da autoprodução são as duas questões de política mais prováveis de reduzir a demanda realizada abaixo dos valores aceitos. Nenhuma está definida, e ambas podem mudar significativamente o cenário de escassez de capacidade sem desacelerar a construção de centros de dados.