Los 6,8 GW de capacidad que PJM Interconnection quiere comprar por el crecimiento de los centros de datos podrían acabar siendo bastante menos. En una nota del 28 de octubre, analistas de Jefferies escribieron que tres compañías eléctricas han recortado en conjunto 6,5 GW sus previsiones de grandes cargas a corto plazo, y que la compra de respaldo para la fiabilidad podría reducirse a unos 630 MW cuando PJM recalcule su necesidad. Utility Dive informó de la estimación el 3 de noviembre, junto con la opinión de la consultora ICF sobre la solicitud revisada de PJM.
Tres compañías eléctricas retiran carga
Las tres son PPL Electric, FirstEnergy y AES Ohio, y sus cambios se remitieron al Load Analysis Subcommittee de PJM; el artículo no desglosa los 6,5 GW entre ellas. El portavoz de PJM Jeffrey Shields dijo a Utility Dive que el operador de la red espera publicar en enero su previsión de carga a largo plazo de 2027, una vez que el subcomité haya examinado los ajustes, y que una previsión final de grandes cargas más baja para 2028/29 podría reducir la cantidad que se compre. También podrían reducirla la acreditación actualizada de los recursos adjudicados en la subasta de julio para 2028/29 y los contratos bilaterales entre promotores de centros de datos y suministradores de energía.
No todos interpretan las cifras de esa manera. Un análisis de Charles River Associates, encargado por PJM como previsión independiente de centros de datos y debatido en el subcomité el 2 de noviembre, concluyó que a PJM podrían faltarle unos 11,5 GW en 2030.
Quién aporta las garantías
PJM presentó la compra revisada ante la FERC el 29 de octubre, después de que la comisión rechazara en septiembre partes clave de la primera versión, como se describe en nuestro informe anterior. La nueva versión asigna los costes con datos más recientes sobre el crecimiento de las grandes cargas, cambia el método de cálculo de las garantías y permite que la obligación y sus garantías sigan a un gran cliente que cambie de suministrador.
Maria Scheller, vicepresidenta de energía y planificación de ICF, dijo a Utility Dive que esto reduce considerablemente el riesgo para los proveedores del servicio por defecto y los suministradores de último recurso, aunque uno de ellos podría seguir teniendo que aportar garantías importantes durante un tiempo si una gran carga empieza con el servicio por defecto. Que la compañía eléctrica siga siendo un mero intermediario depende de las normas estatales sobre la recuperación oportuna de costes y las garantías exigidas a los clientes. Prevé que algunos reguladores estatales necesiten nuevas normas para asignar los costes, para los cambios de suministrador y para las grandes cargas que se reduzcan, incumplan o se marchen. En su opinión, el riesgo para los clientes existentes disminuye, pero no desaparece. El calendario se mantiene tal como se presentó: las ofertas se cierran el 28 de marzo, los objetivos finales se fijan el 28 de abril y los resultados se publican el 10 de mayo. La FERC aún no se ha pronunciado.
Una previsión no es un contrato
Para quien planifique generación en torno a un centro de datos en PJM, la señal es que las compañías eléctricas ahora retiran carga de lo que declaran en lugar de añadirla. Un promotor que cuente con el mercado de PJM puede encontrarse con que se compra en su nombre menos capacidad de la que sugería la cifra original. Uno que aporte sus propios motores o turbinas, o firme un acuerdo bilateral, reduce aún más la compra. La distancia entre 630 MW para 2028/29 y un déficit de 11,5 GW en 2030 muestra lo alejadas que están las estimaciones; la previsión de enero resolverá al menos la primera. Los tipos de planta para ambos casos figuran en nuestra página de centrales eléctricas.
Fuentes: Utility Dive
