I 6,8 GW di capacità che PJM Interconnection vuole acquistare a causa della crescita dei data center potrebbero rivelarsi molto meno. In una nota del 28 ottobre gli analisti di Jefferies hanno scritto che tre utility hanno ridotto complessivamente di 6,5 GW le previsioni a breve termine per le grandi utenze, e che l'acquisto di capacità di riserva per l'affidabilità potrebbe scendere a circa 630 MW una volta che PJM avrà ricalcolato il proprio fabbisogno. Utility Dive ha riportato la stima il 3 novembre, insieme al parere della società di consulenza ICF sulla nuova istanza di PJM.
Tre utility tolgono carico
Le tre sono PPL Electric, FirstEnergy e AES Ohio, e le loro modifiche sono state trasmesse al Load Analysis Subcommittee di PJM; l'articolo non indica come si ripartiscano i 6,5 GW. Il portavoce di PJM Jeffrey Shields ha dichiarato a Utility Dive che il gestore di rete prevede di pubblicare a gennaio la previsione di carico a lungo termine 2027, dopo che il sottocomitato avrà verificato le rettifiche, e che una previsione finale più bassa per le grandi utenze nel 2028/29 potrebbe ridurre la quantità acquistata. Potrebbero ridurla anche l'aggiornamento dell'accreditamento delle risorse aggiudicate nell'asta di luglio per il 2028/29 e i contratti bilaterali tra sviluppatori di data center e fornitori di energia.
Non tutti leggono i numeri allo stesso modo. Un'analisi di Charles River Associates, commissionata da PJM come previsione indipendente sui data center e discussa nel sottocomitato il 2 novembre, ha concluso che entro il 2030 a PJM potrebbero mancare circa 11,5 GW.
Chi si fa carico delle garanzie
PJM ha depositato presso la FERC la versione rivista dell'acquisto il 29 ottobre, dopo che a settembre la commissione aveva respinto parti essenziali della prima versione, come descritto nel nostro articolo precedente. La nuova versione ripartisce i costi sulla base di dati più recenti sulla crescita delle grandi utenze, modifica il metodo di calcolo delle garanzie e fa sì che l'obbligo e le relative garanzie seguano un grande cliente che cambia fornitore.
Maria Scheller, vicepresidente energia e pianificazione di ICF, ha spiegato a Utility Dive che questo riduce nettamente il rischio per i fornitori del servizio di default e di ultima istanza, anche se un fornitore del genere potrebbe comunque dover sostenere per un certo periodo garanzie consistenti se una grande utenza parte con il servizio di default. Se la utility resti un puro intermediario dipende dalle regole statali sul recupero tempestivo dei costi e sulle garanzie dei clienti. Secondo lei alcune autorità di regolazione statali avranno bisogno di nuove regole per la ripartizione dei costi, per i cambi di fornitore e per le grandi utenze che si riducono, diventano insolventi o se ne vanno. A suo avviso il rischio per i clienti esistenti diminuisce, ma non scompare. Il calendario resta quello depositato: le offerte si chiudono il 28 marzo, gli obiettivi finali vengono fissati il 28 aprile e i risultati escono il 10 maggio. La FERC non si è ancora pronunciata.
Una previsione non è un contratto
Per chi pianifica la generazione attorno a un data center nell'area PJM, il segnale è che le utility ora tolgono carico da ciò che dichiarano invece di aggiungerne. Uno sviluppatore che conta sul mercato comune potrebbe trovare acquistata per suo conto meno capacità di quanto lasciasse intendere la cifra iniziale. Chi porta i propri motori o le proprie turbine, o firma un accordo bilaterale, riduce ulteriormente l'acquisto. La distanza tra 630 MW per il 2028/29 e un deficit di 11,5 GW entro il 2030 mostra quanto siano lontane le stime; la previsione di gennaio chiarirà almeno la prima. I tipi di impianto per entrambi i casi sono nella nostra pagina sulle centrali elettriche.
Fonti: Utility Dive
