Os 6,8 GW de capacidade que a PJM Interconnection quer contratar por causa do crescimento dos data centers podem acabar sendo bem menos. Em nota de 28 de outubro, analistas da Jefferies escreveram que três distribuidoras reduziram em 6,5 GW, somados, suas previsões de grandes cargas no curto prazo, e que a contratação de backstop para confiabilidade poderia cair para cerca de 630 MW quando a PJM recalcular sua necessidade. A Utility Dive publicou a estimativa em 3 de novembro, junto com a avaliação da consultoria ICF sobre o novo pedido apresentado pela PJM.
Três distribuidoras retiram carga
As três são PPL Electric, FirstEnergy e AES Ohio, e suas alterações foram enviadas ao Load Analysis Subcommittee da PJM; a reportagem não detalha como os 6,5 GW se dividem entre elas. O porta-voz da PJM, Jeffrey Shields, disse à Utility Dive que o operador da rede espera publicar sua previsão de carga de longo prazo de 2027 em janeiro, depois que o subcomitê validar os ajustes, e que uma previsão final menor de grandes cargas para 2028/29 poderia reduzir o volume contratado. A atualização da acreditação dos recursos aprovados no leilão de julho para 2028/29 e contratos bilaterais entre desenvolvedores de data centers e fornecedores de energia também poderiam reduzi-lo.
Nem todos leem os números dessa forma. Uma análise da Charles River Associates, encomendada pela PJM como previsão independente para data centers e discutida no subcomitê em 2 de novembro, concluiu que a PJM poderia ter um déficit de cerca de 11,5 GW até 2030.
Quem arca com as garantias
A PJM protocolou a contratação revisada na FERC em 29 de outubro, depois que a comissão rejeitou pontos centrais da primeira versão em setembro, como descrito em nosso relatório anterior. A nova versão aloca os custos com base em dados mais recentes de crescimento de grandes cargas, muda o método de garantias e permite que a obrigação e suas garantias acompanhem um grande cliente que troque de fornecedor.
Maria Scheller, vice-presidente de energia e planejamento da ICF, disse à Utility Dive que isso reduz fortemente o risco para os fornecedores de serviço padrão e de última instância, embora esse tipo de fornecedor ainda possa ter de manter garantias substanciais por algum tempo se uma grande carga começar no serviço padrão. Se a distribuidora continua sendo apenas intermediária depende das regras estaduais para a recuperação tempestiva de custos e para as garantias dos clientes. Ela espera que alguns reguladores estaduais precisem de novas regras para a alocação dos custos, para trocas de fornecedor e para grandes cargas que diminuam, fiquem inadimplentes ou saiam. Na avaliação dela, o risco para os clientes atuais cai, mas não desaparece. O cronograma segue como protocolado: as propostas se encerram em 28 de março, as metas finais são definidas em 28 de abril e os resultados saem em 10 de maio. A FERC ainda não se pronunciou.
Previsão não é contrato
Para quem planeja geração em torno de um data center na PJM, o sinal é que as distribuidoras agora estão retirando carga do que informam, em vez de acrescentar. Um desenvolvedor que conta com o pool pode descobrir que foi contratada em seu nome menos capacidade do que o número original sugeria. Quem traz seus próprios motores ou turbinas, ou assina um contrato bilateral, reduz ainda mais a contratação. A distância entre 630 MW para 2028/29 e um déficit de 11,5 GW até 2030 mostra o quanto as estimativas divergem; a previsão de janeiro resolverá pelo menos a primeira delas. Os tipos de planta para os dois casos estão na nossa página de usinas termelétricas.
Fontes: Utility Dive
