Decisão da FERC sobre Colocalização de Data Centers: O Guia Completo de Planejamento de Infraestrutura
O leilão de capacidade do PJM de dezembro de 2025 ficou 6.623 MW abaixo de sua meta de confiabilidade, com os data centers responsáveis por quase 5.100 MW do aumento de demanda. Uma semana depois, os reguladores federais responderam com uma decisão que pode remodelar como a infraestrutura de IA se conecta à rede elétrica na próxima década.
Resumo
A Federal Energy Regulatory Commission emitiu uma ordem unânime em 18 de dezembro de 2025, orientando o PJM Interconnection a estabelecer regras claras para colocalização de data centers em usinas de energia. A decisão cria três novas opções de serviço de transmissão, reforma as regras de geração atrás do medidor e estabelece prazos de conformidade a partir de janeiro de 2026. Para planejadores de infraestrutura, a ordem abre um caminho mais rápido para obter energia, permitindo que as instalações contratem capacidade específica da rede enquanto obtêm energia primária de geradores colocalizados. A decisão chega quando os tempos de espera para interconexão no PJM ultrapassaram oito anos, tornando as conexões diretas com usinas de energia cada vez mais atraentes para operadores que enfrentam cronogramas urgentes de implantação de IA.
O Que a FERC Realmente Ordenou
A ordem de 18 de dezembro de 2025 da Federal Energy Regulatory Commission considerou a tarifa existente do PJM "injusta e irrazoável" porque o operador da rede carecia de taxas, termos e condições adequados para geradores que atendem cargas fisicamente conectadas do lado do gerador do ponto de interconexão.
A concordância do Comissário Rosner resumiu o raciocínio: "Se uma nova carga grande quer se conectar diretamente a uma usina de energia e operar de forma que reduza os custos da rede, devemos permitir. Se as regras atuais não permitem que isso funcione de forma justa para todos, devemos mudar essas regras."
O Problema Central que a FERC Abordou
As disposições tarifárias do PJM não ofereciam os tipos de serviço de transmissão que geradores com cargas colocalizadas precisam para uso flexível do sistema de transmissão. O resultado foi tratamento desigual em todo o território do PJM, onde diferentes proprietários de transmissão adotaram abordagens diferentes para interconectar geradores que atendem cargas colocalizadas.
A ordem da FERC estabelece uma estrutura unificada que se aplica a todos os 13 estados e ao Distrito de Colúmbia dentro do território do PJM, servindo mais de 67 milhões de americanos.
Três Novas Opções de Serviço de Transmissão
A FERC orientou o PJM a criar três serviços de transmissão que refletem como cargas colocalizadas podem limitar suas retiradas de energia da rede:
| Tipo de Serviço | Nível de Prioridade | Caso de Uso | Encargos de Capacidade |
|---|---|---|---|
| Demanda Contratada Firme | Mais Alto | Backup de rede planejado com compromisso específico de MW | Baseado apenas no valor contratado |
| Demanda Contratada Não Firme | Menor (interrompível) | Backup de emergência durante manutenção do gerador | Nenhum |
| Não Firme Provisório | Temporário | Serviço ponte enquanto atualizações de transmissão são concluídas | Mínimo |
A opção de Demanda Contratada Firme permite que um data center contrate uma quantidade específica de MW da rede enquanto obtém a energia restante do gerador colocalizado. O PJM planeja a transmissão e adquire capacidade baseado apenas nessa quantidade contratada.
Para um exemplo prático: Um data center de 1.000 MW colocalizado com um gerador poderia optar por comprar apenas 100 MW de serviço de Demanda Contratada Firme. O PJM estudaria e planejaria apenas para esses 100 MW, enquanto os 900 MW restantes fluiriam diretamente do gerador sem requisitos de infraestrutura de rede.
Reforma das Regras de Geração Atrás do Medidor
A FERC considerou as regras existentes de geração atrás do medidor (BTMG) do PJM "desatualizadas e potencialmente injustas" para grandes cargas. A ordem exige que o PJM:
- Proponha um limite de MW para carga que pode ser compensada usando geração BTM
- Forneça um período de transição de três anos para clientes BTM atuais, expirando em 18 de dezembro de 2028
- Inclua disposições de proteção de direitos adquiridos para certos contratos existentes
- Avalie BTMG apenas na medida da injeção real pretendida na rede
A reforma do BTMG aborda uma reclamação importante de concessionárias como Exelon e American Electric Power, que argumentaram que arranjos de colocalização poderiam transferir até US$ 140 milhões em custos anuais de transmissão para outros pagadores de tarifas do PJM.
A Crise da Rede que Forçou a Ação da FERC
O leilão de capacidade de dezembro de 2025 entregou resultados que ressaltam por que a FERC agiu quando agiu.
Resultados do Leilão de Capacidade do PJM: Dezembro de 2025
| Métrica | Resultado BRA 2027/2028 |
|---|---|
| Capacidade Adquirida | 134.479 MW UCAP |
| Meta de Confiabilidade | 145.777 MW UCAP |
| Déficit | 6.623 MW |
| Margem de Reserva Instalada | 14,8% (meta: 20%) |
| Preço | US$ 333,44/MW-dia (teto da FERC) |
| Custo Total de Capacidade | US$ 16,4 bilhões (recorde) |
O relatório do leilão do PJM revelou que a previsão de pico de carga para 2027/2028 é aproximadamente 5.250 MW maior que a previsão do ano anterior. Quase 5.100 MW desse aumento veio apenas da demanda de data centers.
Sem o teto de preço temporário negociado com o Governador da Pensilvânia Josh Shapiro, os preços de capacidade teriam alcançado quase US$ 530/MW-dia, aproximadamente 60% mais alto que o preço com teto.
Atrasos na Fila de Interconexão
O prazo desde a solicitação de interconexão até a operação comercial no PJM aumentou de uma média de menos de dois anos em 2008 para mais de oito anos em 2025. Para operadores de infraestrutura de IA que correm para implantar capacidade, esperar quase uma década pela conexão à rede cria uma realidade de negócios insustentável.
O PJM processou mais de 170.000 MW de novas solicitações de geração desde 2023, com 30.000 MW restantes na fila de transição para processamento em 2026. Aproximadamente 57 GW de projetos completaram o processo de estudo do PJM e receberam acordos de interconexão, mas muitos permanecem paralisados por oposição local, atrasos de licenciamento e desafios na cadeia de suprimentos.
O Impacto nos Custos ao Consumidor
A análise da Synapse Energy Economics projeta que os consumidores do PJM pagarão US$ 100 bilhões extras até 2033, à medida que novos data centers continuam a exceder a oferta de energia disponível. Os 67 milhões de pessoas atendidas pelo PJM já absorveram US$ 9,4 bilhões extras em contas de eletricidade durante o verão de 2025, com outro aumento de US$ 1,4 bilhão garantido para o verão de 2026.
Grandes Acordos de Colocalização Remodelando o Mercado
A ordem da FERC chega quando vários acordos de energia históricos demonstram a escala das parcerias entre data centers e usinas de energia.
Amazon-Talen: O PPA Nuclear de US$ 18 Bilhões
A Talen Energy anunciou em 11 de junho de 2025 um acordo reestruturado e expandido com a Amazon Web Services: um contrato de compra de energia de 17 anos no valor de US$ 18 bilhões, fornecendo até 1.920 MW de eletricidade livre de carbono da usina nuclear Susquehanna de 2,5 GW.
| Elemento do Acordo | Especificação |
|---|---|
| Duração do Contrato | 17 anos (até 2042) |
| Valor Total | US$ 18 bilhões |
| Capacidade de Energia | 1.920 MW em plena capacidade |
| Data de Volume Total | 2032 |
| Estrutura | Varejo na frente do medidor |
O acordo reestrutura um modelo colocalizado atrás do medidor previamente aprovado em uma estrutura de varejo conectada à rede, na frente do medidor. Sob o novo arranjo, os 1.920 MW de energia que a Amazon comprou da Susquehanna fluem através da rede em vez de diretamente para o data center, abordando as preocupações da FERC de novembro de 2024 sobre o arranjo original de colocalização.
A Amazon planeja gastar US$ 20 bilhões construindo data centers na Pensilvânia, incluindo um complexo adjacente à Susquehanna e outro ao norte da Filadélfia.
As empresas também anunciaram planos para buscar aumentos de capacidade da usina para adicionar nova energia líquida à rede do PJM e explorar a construção de Pequenos Reatores Modulares (SMRs) na Pensilvânia.
Microsoft-Constellation: Revitalização de Three Mile Island
O anúncio de setembro de 2024 da Constellation Energy para reiniciar a Unidade 1 de Three Mile Island sob um acordo de 20 anos com a Microsoft representa outra grande parceria entre data center e energia nuclear.
| Elemento do Acordo | Especificação |
|---|---|
| Duração do Contrato | 20 anos |
| Produção de Energia | 835 MW |
| Investimento para Reinício | US$ 1,6 bilhão |
| Início Esperado | 2027 (um ano antes do cronograma original) |
| Apoio Federal | Empréstimo de US$ 1 bilhão (novembro de 2025) |
A administração Trump anunciou US$ 1 bilhão em apoio de empréstimo para o projeto em novembro de 2025. A instalação, renomeada Crane Clean Energy Center, foi desativada em 2019 devido a restrições financeiras e criará 3.400 empregos diretos e indiretos após o reinício.
O acordo da Microsoft difere da abordagem da Amazon ao obter energia através de um PPA tradicional conectado à rede em vez de um arranjo de colocalização. A gigante da tecnologia comprará toda a produção da usina para alimentar data centers em toda a região do PJM.
Estratégia de Energia Diversificada da Equinix
A maior operadora de data centers do mundo anunciou parcerias com várias empresas de energia em agosto de 2025, incluindo:
- Oklo: 500 MW de usinas Aurora de fissão de próxima geração (primeiro acordo de SMR para data center)
- Radiant: 20 microrreatores Kaleidos para energia portátil e rapidamente implantável
- ULC-Energy: Até 250 MWe para data centers na Holanda
- Stellaria: 500 MWe de reatores Breed & Burn de sal fundido para expansão europeia
A Equinix também está [investindo em células de combustível e gás natural](https://www.prnewswire.com/news-releases/equinix-collaborates-with-leading-alternative-energy-providers-to-
[Conteúdo truncado para tradução]
