PJM Anula a Sua Própria Votação de Dois Terços

Uma Votação de Dois Terços, Anulada em Cinco Semanas

A 30 de junho de 2026, os interessados da PJM votaram sobre como resolver um défice de capacidade cada vez maior na rede do Atlântico médio. Um plano de Reliability Backstop Procurement apoiado por uma coligação, assente na adesão voluntária, obteve o apoio de mais de dois terços dos membros da PJM ponderados por setor, enquanto todas as propostas para cortar centros de dados e outras grandes cargas durante uma escassez foram rejeitadas.

Cinco semanas depois, a 27 de julho de 2026, a presidente do conselho da PJM, Paula Conboy, enviou aos interessados uma resposta diferente. Numa carta de decisão que encerrava o mesmo processo acelerado (Critical Issue Fast Path), o conselho escreveu que reconhece o apoio de dois terços à proposta da coligação e os seus vários elementos construtivos, mas concluiu que um modelo assente apenas na adesão voluntária não ofereceria garantia suficiente de que seria efetivamente adquirida capacidade igual ao défice de curto prazo identificado. O conselho instruiu os quadros da PJM a apresentar à FERC um quadro obrigatório que inclui exatamente a ferramenta de corte que a maioria dos interessados acabara de rejeitar.

A reviravolta não foi apresentada como uma reprovação da votação. A carta de Conboy agradece à comunidade de interessados pelo seu envolvimento substancial e afirma que o conselho considerou cuidadosamente cada alternativa. Mas em termos processuais, a governação da PJM permite ao conselho anular uma votação por maioria qualificada dos interessados quando considera que a fiabilidade está em causa, e a 27 de julho fez exatamente isso.

O Que o Interim Resource Adequacy Service Faz Realmente

O mecanismo apresentado pela PJM chama-se Interim Resource Adequacy Service (IRAS), um novo nome para o que os interessados vinham chamando Connect and Manage. Segundo o resumo executivo da PJM, qualquer Large Load - definida como 50 megawatts ou mais de procura de pico acumulada num único local - pode continuar a interligar-se sem trazer nova produção. Mas se essa carga não tiver registado capacidade própria nova (BYONC) - um contrato de fornecimento adjudicado e em serviço - até 1 de junho de 2027, fica sujeita a redução automática de carga.

A ordem importa. O próprio diagrama de procedimentos de emergência da PJM coloca a nova ação do IRAS como a primeira alavanca que o sistema aciona, antes das reduções de gestão de carga pré-emergência, antes de cortar cargas de edifícios não essenciais, antes de qualquer passo que a PJM utiliza atualmente para proteger clientes residenciais e comerciais durante uma escassez. Um centro de dados sem contrato BYONC está agora em primeiro lugar na fila, não em último.

A PJM não está a pedir às grandes cargas que absorvam o custo gratuitamente. Os distribuidores elétricos têm de aplicar uma taxa de compensação aprovada pela FERC para a carga reduzida, fixada em 50 por cento da taxa existente do Non-Performance Assessment Interval, que a FERC aprovou a 26 de junho de 2026. As Large Loads existentes já em funcionamento antes de 1 de junho de 2027 têm até 1 de março de 2027 para se registarem; quem construir nova capacidade enfrenta prazos anuais de submissão BYONC a 1 de abril e verificação até 15 de abril.

A Ordem da FERC a Que a PJM Está Realmente a Responder

A submissão da PJM não surgiu no vazio. A 18 de junho de 2026, a FERC emitiu ordens de justificação a todos os operadores regionais de transporte com jurisdição no país, exigindo que cada um explicasse no prazo de 60 dias porque as suas tarifas de interligação existentes para grandes cargas são justas e razoáveis - ou as reescrevesse - e apresentasse no prazo de 30 dias um relatório obrigatório de fiabilidade sobre como iria garantir produção suficiente para as crescentes grandes cargas.

As ordens da FERC definiram grandes cargas da mesma forma que a PJM acabou por fazer: 50 megawatts de procura de pico interligados acima de 69 quilovolts. A preocupação subjacente da Comissão, retirada de relatórios de fiabilidade da NERC, é que os centros de dados e cargas computacionais semelhantes podem fazer oscilar o seu consumo em centenas de megawatts em segundos, uma velocidade que praticamente não deixa tempo de reação aos operadores de rede em tempo real.

A PJM é agora a resposta pública mais concreta a essa ordem entre os operadores visados. Enquanto outros operadores de rede ainda estão a redigir as suas respostas, a PJM já enviou à FERC um desenho concreto de registo, uma data concreta de acionamento do corte e uma fórmula concreta de compensação - um nível de detalhe que pressiona pares como a MISO e a SPP a acompanhar ou a explicar porque não o fizeram.

Porque a Matemática da Fiabilidade Forçou a Mão do Conselho

A carta do conselho é explícita sobre o que mudou o seu cálculo. A PJM já fechou dois Base Residual Auctions consecutivos abaixo do seu próprio requisito de fiabilidade, desde 2022 foram desativados cerca de 15 gigawatts de produção na sua área, e as próprias projeções do operador de rede colocam o crescimento da nova procura de Large Load em até 70 gigawatts até 2038 - um défice suficientemente grande para que notícias sobre os resultados do leilão de capacidade mais recente da PJM situassem a lacuna identificada em cerca de 6,8 gigawatts, adquiridos a um custo recorde de cerca de 16,4 mil milhões de dólares.

Perante este cálculo, um apoio apenas voluntário pareceu ao conselho uma aposta que a região não podia dar-se ao luxo de perder. A carta do conselho afirma claramente que as novas Large Loads que não tragam nem contratem o seu próprio fornecimento novo não deveriam poder prejudicar a fiabilidade dos clientes existentes - uma linguagem que soa menos a um compromisso entre interessados e mais a um conselho que fixa um limite mínimo dentro da sua própria autoridade.

Para qualquer operador que planeie um centro de dados em território da PJM, a leitura prática é simples: 1 de junho de 2027 é agora um prazo real, não uma posição negocial, e o compromisso de capacidade mais seguro é aquele que já venceu um leilão da PJM, e não um que ainda está a ser negociado numa minuta bilateral.

A apresentação de 13 de agosto e o espelho europeu

A 13 de agosto de 2026, a PJM transformou a carta decisória do conselho de 27 de julho numa apresentação real à Federal Energy Regulatory Commission, e pediu à FERC que aceitasse o pedido no prazo de 60 dias, que encerrasse o período de comentários a 3 de setembro de 2026 e que fizesse entrar em vigor as revisões tarifárias a 12 de outubro de 2026. A apresentação mantém 1 de junho de 2027 como a data em que começa a exposição ao corte para qualquer Large Load sem um contrato BYONC concluído e em serviço, exatamente como descrevia a carta do conselho de 27 de julho. Acrescenta um mecanismo adicional que a carta de 27 de julho ainda não tinha detalhado em números: a partir do ano de fornecimento 2029/2030, os megawatts de novos Large Loads que nunca tragam o seu próprio fornecimento são excluídos da curva Variable Resource Requirement que a PJM usa para calcular quanta capacidade a região deve adquirir em leilão, pelo que um centro de dados que dispense o BYONC não arrisca apenas um corte a partir de 2027, também deixa de contar para a procura em torno da qual a PJM planeia a sua capacidade.

A apresentação da PJM oferece agora aos operadores de rede e reguladores europeus e britânicos um modelo concreto para estudar, adotar ou rejeitar explicitamente, precisamente no momento em que enfrentam a mesma crise de filas de interligação. A Servola já noticiou o diagnóstico da ENTSO-E e da Comissão Europeia de que o investimento em redes europeias precisa de quase duplicar para cerca de 100 mil milhões de euros, e de que os requisitos de ligação à rede para centros de dados estão a tornar-se mais rígidos antes do Cloud and AI Development Act da UE, pelo que isto não é uma curiosidade norte-americana a cair no vácuo. Os mecanismos diferem de uma forma que vale a pena nomear com clareza. A PJM corta depois da ligação, através de uma ordem de despacho de emergência associada a um registo público e a uma obrigação de geração equivalente para as distribuidoras. A abordagem emergente da Europa, construída até agora a partir de declarações de intenções entre associações e improvisações nacionais como a exigência irlandesa de que os novos centros de dados cubram a sua própria procura no local antes de o regulador reabrir uma fila congelada, atua sobretudo antes da ligação, através de requisitos técnicos e de geração mínimos que um projeto deve cumprir para obter sequer um acordo de ligação. Um é uma condição para permanecer ligado, o outro uma condição para ser ligado em primeiro lugar, e um operador que planeia em ambos os mercados precisa de satisfazer as duas lógicas, não apenas uma.

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