Data centers e mineração de criptomoedas no Texas impulsionam forte crescimento da demanda por energia
Observação: o Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) define grande carga flexÃvel como qualquer instalação que extrai energia da rede com uma capacidade de pico de demanda esperada de 75 megawatts ou mais.
Nos Estados Unidos, o consumo de eletricidade está crescendo mais rápido no Texas, onde o Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) gerencia 90% da carga na rede elétrica do estado. Uma das principais fontes de demanda crescente por energia são as instalações de computação em larga escala, como data centers e operações de mineração de criptomoedas, embora suas demandas futuras sejam incertas. Em nossa última Short-Term Energy Outlook (STEO), esperamos que a demanda de eletricidade de clientes identificados pelo ERCOT como grande carga flexÃvel (LFL) totalize 54 bilhões de quilowatts-hora (kWh) em 2025, um aumento de quase 60% em relação à demanda esperada em 2024. Essa demanda esperada de clientes LFL representaria cerca de 10% do consumo total previsto de eletricidade na rede ERCOT no próximo ano.
Essas instalações consomem grandes quantidades de eletricidade, tanto para operar seus equipamentos de computação quanto para mantê-los resfriados. Algumas das instalações maiores podem consumir tanta eletricidade quanto uma usina de energia de médio porte. Em meados de 2022, a ERCOT desenvolveu um programa para aprovar clientes LFL propostos (aqueles com uma capacidade de demanda de pico esperada de 75 megawatts [MW] ou mais) para garantir a confiabilidade da rede. A Força-Tarefa LFL publica atualizações de status periódicas que indicam quanta capacidade foi aprovada e é esperada nos próximos anos.
Certas instalações de grande carga, principalmente instalações de mineração de criptomoedas, mas também data centers e algumas fábricas industriais, firmaram acordos voluntários de redução com a ERCOT para reduzir temporariamente seu consumo de energia durante perÃodos de demanda particularmente alta do sistema ou baixa disponibilidade do gerador. Como parte do programa, as instalações LFL podem participar dos mercados de energia e serviços auxiliares da ERCOT. Essa flexibilidade em operações de grande carga pode ajudar a mitigar alguns dos efeitos que o forte crescimento na demanda de eletricidade está tendo no sistema ERCOT.
Usamos as informações da ERCOT sobre a demanda LFL atual e futura no desenvolvimento de nossas previsões STEO de carga elétrica regional. Presumimos que até o final de 2025 a ERCOT terá operações aprovadas de 9.500 MW de capacidade de demanda LFL, o que seria 73% a mais do que está aprovado atualmente (5.479 MW, dos quais 1.570 MW foram aprovados nos últimos 12 meses).
Historicamente, os clientes LFL consumiram cerca de 65% de sua capacidade total aprovada. No STEO, assumimos que a demanda LFL é constante ao longo do dia nessa porcentagem, então a capacidade esperada para 2025 e sua utilização se traduzem em um LFL total assumido de 54 bilhões de kWh no próximo ano. Esse novo consumo de eletricidade de grandes instalações industriais e de computação contribui para nossa previsão de que a carga da ERCOT em todos os clientes crescerá 5% entre 2024 e 2025.
Incerteza sobre os nÃveis futuros de demanda de grandes cargas
Embora grande parte da capacidade planejada para clientes de grande carga esteja aguardando aprovação da ERCOT, quando ou se a capacidade será colocada online permanece incerto. A atualização de status da ERCOT do inÃcio de setembro indica que projetos representando cerca de 26.500 MW de capacidade LFL se inscreveram para se tornarem operacionais até o final de 2025. Esse valor inclui cerca de 2.000 MW de capacidade para projetos que ainda não enviaram planos e mais de 12.000 MW de capacidade para projetos que atualmente têm planos sob revisão pela ERCOT. Dado o cronograma tÃpico de aprovação, é improvável que esses projetos entrem online até o final do ano que vem.
Para analisar os efeitos potenciais de diferentes nÃveis de demanda futura de eletricidade de grande carga na geração de energia e nos preços de atacado no ERCOT, modelamos dois cenários com diferentes suposições sobre a capacidade LFL de 2025 e comparamos os resultados com a previsão STEO de setembro como um caso base. Em todos os três casos, assumimos que as instalações LFL serão sensÃveis à demanda, cortando parte de seu consumo de eletricidade durante as horas em que os preços potenciais de energia no atacado excedem US$ 100 por megawatt-hora (MWh). O nÃvel real de redução observado pode variar muito dessas suposições, dependendo se o cliente de grande carga acredita que os incentivos valem a pena.
Atrasos no processo de aprovação de grande carga ou nos planos dos desenvolvedores podem reduzir a nova demanda de energia de grande carga no ano que vem. Em nosso cenário de baixo crescimento, assumimos que nenhuma capacidade LFL adicional entrará em operação no ano que vem além do que esperamos estar operacional no final de 2024 (6.500 MW). Essa suposição se traduziria em cerca de 37 bilhões de kWh de consumo de eletricidade LFL em 2025 (32% menor do que a previsão de base de 54 bilhões de kWh).
Por outro lado, é possÃvel que a ERCOT possa começar rapidamente a aprovar projetos na fila LFL em um ritmo mais rápido. Nosso cenário de alto crescimento assume que cerca de 14.200 MW de capacidade LFL estarão operacionais até o final do ano que vem, levando a uma previsão de 81 bilhões de kWh de consumo de eletricidade de clientes LFL em 2025 (50% maior do que a suposição STEO de linha de base).
Em nossa STEO de setembro de linha de base, prevemos que a carga de eletricidade da ERCOT em todos os tipos de clientes crescerá em 5%, de 464 bilhões de kWh em 2024 para 487 bilhões de kWh em 2025. Em contraste, em nosso cenário de baixo crescimento, a carga geral da ERCOT cresceria em apenas 1% no ano que vem, e em nosso cenário de alto crescimento, a carga da ERCOT cresceria em 10%. Para ambos os cenários de baixo e alto crescimento, assumimos que todos os outros fatores (como custos de combustÃvel do gerador e não-LFL) permanecem os mesmos da previsão de linha de base.
Como a crescente demanda de grandes fontes de carga flexÃveis pode afetar a geração de energia
A maior fonte de geração de eletricidade na ERCOT é o gás natural, respondendo por 45% da geração daquela região em 2023. Assumimos que a capacidade de geração existente e planejada é a mesma nos três cenários, e nossas diferentes suposições sobre a demanda futura de eletricidade têm o maior efeito na geração de gás natural. Na realidade, o setor de energia elétrica poderia responder ao nÃvel esperado de demanda futura expandindo a capacidade disponÃvel de outras fontes de geração.
Em nosso STEO de setembro, prevemos que a geração anual a gás natural na ERCOT cairá 5% entre 2024 e 2025 para um total anual de 198 bilhões de kWh em resposta ao aumento da geração de fontes de energia renováveis, particularmente solar. Nosso cenário com crescimento mais forte na demanda de grande carga resulta em 8% a mais de geração a gás natural em 2025 do que a previsão de base, em 213 bilhões de kWh. Nosso cenário de baixo crescimento prevê 12% a menos de geração a gás natural do que a linha de base.
Nota: ERCOT = Electric Reliability Council of Texas
A fonte de crescimento mais rápido de nova capacidade de geração elétrica nos Estados Unidos é a energia solar, com crescimento concentrado no Texas. Nosso caso base STEO prevê que a geração solar em ERCOT pelo setor de energia elétrica crescerá 54% em 2025 para 67 bilhões de kWh. A energia solar é geralmente despachada como geração sempre que está disponÃvel porque não tem custos operacionais como geradores de combustÃvel fóssil. Ela também pode ser reduzida para evitar congestionamento da rede ou se a demanda por eletricidade for baixa em um momento especÃfico. Em 2023, cerca de 3% da produção solar em ERCOT foi reduzida. Em nosso cenário de alto crescimento, prevemos 2% a mais de geração solar do que no caso base em 2025 porque menos produção precisaria ser reduzida.
A outra grande fonte de geração de energia que poderia mudar sob diferentes suposições sobre tendências de demanda de eletricidade seria o carvão, que foi responsável por 14% da geração ERCOT em 2023. Assim como o gás natural, o carvão tem padrões de geração mais flexÃveis do que as energias renováveis e, portanto, as mudanças na demanda têm mais probabilidade de aumentar ou diminuir a geração a carvão. Em nosso cenário de baixo crescimento, prevemos 5% menos geração a carvão ERCOT em 2025 do que a previsão do caso base STEO de 62 bilhões de kWh e 12% a mais no cenário de alto crescimento.
Nota: ERCOT = Electric Reliability Council of Texas
Impacto da demanda incerta de grandes cargas nos preços de energia no atacado
O efeito do consumo futuro incerto de eletricidade é mais evidente nos preços de energia no atacado, que refletem o quão bem a oferta de geração pode atender à demanda de eletricidade. Como um preço de atacado representativo para ERCOT, o STEO usa preços médios de ponto de liquidação (SPP) durante os horários de pico no hub da zona Norte, que inclui a área metropolitana de Dallas-Fort Worth. O caso base STEO prevê que os preços de energia no atacado da ERCOT em 2025 terão uma média de cerca de US$ 27/MWh, o que seria 22% menor do que nosso preço de atacado esperado para 2024. Preços mais baixos são resultado de custos de combustÃveis mais baixos esperados para gás natural, juntamente com maior penetração da geração solar.
O cenário com crescimento menor do que o esperado na demanda de grande carga reduz a energia de atacado prevista para 2025 em 11% da previsão do caso base STEO, enquanto o cenário de alto crescimento aumenta os preços em 17% do caso base. Em ambos os cenários, as maiores diferenças do cenário do caso base ocorrem nos meses de verão. A demanda LFL foi reduzida apenas durante 10 horas dos cenários de alto crescimento e caso base, com média de 23% do LFL no cenário de alto crescimento e 13% do LFL no caso base durante essas horas.
Nota: ERCOT = The Electric Reliability Council of Texas
A ERCOT criou seu programa LFL para clientes de grande carga para ajudar a gerenciar o impacto do crescimento potencialmente forte na demanda. Ao exigir a aprovação dos projetos e encorajar a redução da demanda quando necessário, o processo LFL pretende minimizar o risco de os preços de energia no atacado atingirem nÃveis de US$ 1.000/MWh ou mais. O Texas está buscando outras vias para acomodar o aumento esperado na demanda de energia de grandes instalações de computação, como o Texas Energy Fund , que é projetado para encorajar o desenvolvimento de nova capacidade de geração distribuÃvel.
Contribuidor principal: Tyler Hodge
Tags: previsões/projeções , carvão , gás natural , geração , consumo/demanda , eletricidade , Texas , STEO (Short-Term Energy Outlook) , estados , criptomoeda