​De acordo com a Previsão de Carga de Longo Prazo da PJM para 2026, a demanda máxima de verão aumentará de 160 GW em 2025 para 253 GW até 2046, um crescimento de 58% impulsionado principalmente por centros de dados.

Esse crescimento tem impactos diretos nas receitas de baterias. Quando a demanda supera a oferta, os pagamentos de capacidade aumentam, como mostram os dois últimos leilões de capacidade da PJM. Eventos mais frequentes de preços de escassez também podem impulsionar as receitas de arbitragem de energia.

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

Este artigo analisa a metodologia utilizada pela PJM para construir sua previsão, um insumo-chave 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 máxima da PJM estaria diminuindo. Com eles, cresce 35 GW em cinco anos.

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

O componente de grande carga, principalmente adições de centros de dados, responde por mais de 100% do crescimento da demanda máxima nos próximos cinco anos, já que a demanda base se retrai. Os ajustes de grande carga da PJM aumentam 35,1 GW entre 2026 e 2031, frente a 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 máxima de verão atinge 253 GW até 2046, crescendo 2,4% ao ano ao longo de todo o período, com os grandes ajustes de 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 pelo 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 pipelines de centros de dados, respondendo por 74% do crescimento total anual da demanda da PJM entre 2026 e 2046.

É importante notar que a carga anual aumenta muito mais rápido que a demanda máxima de verão. Centros de dados operam com utilização constante 24/7, elevando as horas noturnas e intermediárias em percentual maior do que o pico da tarde de verão. O mapa acima ilustra isso diretamente: DOM fica mais claro ao alternar da visão de energia anual para a visão de pico de verão.

Como a PJM incorpora centros de dados: uma filtragem rigorosa

Todo mês de julho, a PJM solicita das 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 durante outubro e novembro, publica uma lista preliminar em novembro e finaliza a previsão em janeiro.

A diferença entre o solicitado e o aceito 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 previsão.

A PJM aplica quatro ajustes a cada submissão:

• Classificação firme vs. não-firme: projetos precisam de uma Obrigação de Serviço Elétrico (ESO) ou Compromisso de Construção (CC) para serem considerados firmes, salvo indicação em contrário. Todas as demais submissões são classificadas como não-firmes.
• Taxa de utilização de 70%: aplicada à capacidade nominal solicitada como padrão, a menos que as concessionárias forneçam dados históricos que justifiquem valor maior.
• Desconto para não-firmes: adições não-firmes antes de 2030 são zeradas. Carga não-firme a partir de 2030 recebe um corte de 50%, com pequenos ajustes para alinhar à média nacional.
• Taxa mínima de ramp-up de 36 meses: a demanda de cada projeto é escalonada em no mínimo 36 meses, imposto a todos os projetos, independentemente do tamanho.

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

• A AEP enviou dados não-firmes já reduzidos em mais de 50% em relação ao pipeline bruto. A PJM aceitou esses valores sem aplicar nova redução.
• A Dominion Energy (DOM) enviou projetos suficientes respaldados por ESA ou CC para cobrir toda a demanda modelada, classificando sua parte como firme, embora outras concessionárias da zona, como a REC, mantenham um componente não-firme.

Estes são os dois maiores contribuintes para o crescimento em toda a RTO.

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

As adições firmes são a parte mais confiável da previsão. Refletem projetos em estágio mais avançado de desenvolvimento e com menor risco de cancelamento. Mas todos esses projetos devem ser concluídos até meados da década de 2030.

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

Mais adiante na previsão, não há projetos específicos de grande carga em nenhuma fila de conexão. A PJM faz extrapolações usando escalas nacionais baseadas em previsões de terceiros.

Tanto as projeções firmes quanto as não-firmes têm risco de queda. Projetos que já declararam geração no local tiveram seu consumo de rede ajustado para baixo. Mas, à medida que a economia do autoatendimento melhora e potenciais reformas regulatórias tornam a geração atrás do medidor mais atraente, mais instalações podem seguir esse caminho do que o pipeline atual sugere.

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

Os componentes não relacionados à grande carga têm efeito limitado no perfil da demanda

Abaixo da camada dos centros de dados, o modelo base da PJM captura a demanda residencial, comercial e industrial usando previsões econômicas da Moody's e dados de uso final da Itron. A carga de veículos elétricos, energia solar e armazenamento atrás do medidor são fornecidos pela S&P Global. Esses componentes também crescem, mas lentamente em comparação aos centros de dados.

Como os centros de dados dominam o acréscimo de carga, o perfil intradiário da demanda não muda de forma significativa. A curva se desloca para cima, mas o padrão relativo ao longo das horas permanece amplamente estável.

Os limites da previsão

A previsão 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 um pipeline de centros de dados e um centro de dados realmente consumindo energia.

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 do autoatendimento são as duas principais questões regulatórias que podem reduzir a demanda realizada em relação aos valores aceitos. Nenhuma das duas está definida, e ambas podem alterar significativamente o cenário de escassez de capacidade sem desacelerar a construção dos centros de dados.