Interconexión PJM ha reducido sus estimaciones de demanda máxima a corto plazo en su pronóstico de tráfico actualizado a 20 años, citando un escrutinio más estricto de las solicitudes de modificación de carga grande. y vehículo eléctrico (EV) revisado y supuestos económicos. Sin embargo, el operador de la red ha reafirmado las expectativas de un crecimiento significativo a largo plazo impulsado por los centros de datos y una electrificación más amplia.
en ello 2026 Previsión de carga a largo plazoLanzado el 14 de enero. PJM espera que la demanda máxima disminuya en el corto plazo. Al menos hasta 2032, en comparación con el informe del año pasado. En comparación con las previsiones de consumo de electricidad para 2025, PJM redujo la demanda máxima de verano proyectada en 2.564 MW para 2026 (–1,6%), en 4.414 MW para el pico de verano de 2028 utilizado en las subastas de capacidad (–2,6%) y 1.630 MW para el pico de verano de 2031 utilizado en la planificación de transmisión (–0,8%) para reflejar supuestos más estrictos a corto plazo.
El pronóstico refleja “Actualizaciones de vehículos eléctricos y pronósticos económicos. Esto incluye mejorar la verificación de las modificaciones solicitadas para centros de datos y grandes cargas”, dijo PJM. “Por ejemplo, el pronóstico de electricidad actualizado para el verano de 2026 pronostica un menor consumo máximo de electricidad debido a cargas pesadas (-0,7%), actividad económica (-0,5%) y vehículos eléctricos (-0,1%) en comparación con PJM. Informe de previsión de carga de trabajo a largo plazo para 2025” dijo el operador de la red..
Sin embargo, al mismo tiempo la tendencia de crecimiento a largo plazo está aumentando. Y se espera que el crecimiento de la demanda alcance su punto máximo en el verano con una tasa anual promedio del 3,6% durante la próxima década, alcanzando su punto máximo en invierno con una tasa anual adicional del 4,0%, frente al 3,1% y el 3,8%, respectivamente, en el pronóstico para 2025. PJM también espera que la demanda neta de energía crezca un 5,3% anual durante 10 años, en comparación con el 4,8% de las perspectivas del año pasado.
En su última actualización, PJM espera que la demanda máxima de verano aumente en aproximadamente 85.000 MW durante los próximos 15 años, alcanzando más de 241.000 MW, superando el pico récord de verano del sistema de 166.929 MW en 2006. Si bien se espera que la demanda máxima de invierno se mantenga ligeramente por debajo del verano, el informe de 2026 muestra que es probable que el pico de invierno cierre la brecha. La carga máxima invernal se estima en casi 224.000 MW para 2041.
El último pico invernal de PJM ocurrió el 22 de enero de 2025, cuando el sistema admitió una carga promedio por hora de aproximadamente 143,336 megavatios, que se compara con la capacidad actual de aproximadamente 182,000 megavatios.
Como explica PJM El informe “contiene pronósticos a largo plazo a 20 años de energía neta máxima y gestión de carga. Producción de energía solar distribuida. Vehículos eléctricos enchufables y almacenamiento de baterías para cada zona, región, área de entrega local (LDA) y total de PJM. [regional transmission organization]” pronóstico a largo plazo “Para fines de planificación y está separado de los pronósticos diarios y semanales procesados por PJM Operations para prepararse para los cambios diarios en la carga de trabajo”, dijo.
Las predicciones de carga generalmente se compilan usando Modelo econométrico de 24 horas (uno para cada zona de transmisión) con la carga como variable dependiente. junto con el calendario meteorológico, eventos, información económica. Y la variable de uso final, dice PJM, comienza con la carga histórica medida. y reconstruir toda la carga con complementos de gestión de carga. Ajuste del programa para reducir el nivel máximo y estimación de energía solar distribuida.
Este proceso examina los sectores residencial, comercial e industrial por separado. Al combinar la tasa de saturación de los supuestos de rendimiento del uso final y los impulsores económicos, los funcionarios del PJM ajustarán el crecimiento detrás de escena de la energía solar. Implementación de almacenamiento de baterías y uso de vehículos eléctricos enchufables, al mismo tiempo que se integran tendencias no modelo de las empresas de distribución. Especialmente agregando un centro de datos que no se puede capturar únicamente mediante relaciones econométricas.
Pronosticar cambios en la carga de trabajo, especialmente Esto se debe a un nuevo marco que diferencia los años “estables” de los grandes aumentos de volumen “inestables” que se esperan en el corto plazo. Esto se define como la cantidad de trabajo que se pone en línea en un plazo de tres años. Actualmente, se requieren compromisos de servicio eléctrico o compromisos de construcción antes de que PJM los incluya en sus supuestos de mercado de capacidad y planificación de transmisión. Los proyectos a largo plazo que carecen de dicha documentación se consideran “inestables” y se les puede degradar su probabilidad de finalización.
El operador de la red formalizó este enfoque a través de Procesamiento de solicitud de ajuste de carga Se desarrolló un documento publicado en julio de 2025 con las partes interesadas para brindar transparencia sobre cómo se auditan los centros de datos y otras solicitudes de grandes cargas de trabajo industriales. El marco filtra solicitudes especulativas o duplicadas. Que es esencialmente un centro de datos. que carecían de compromisos legales o financieros adecuados. PJM también actualizó sus supuestos de uso de vehículos eléctricos e incluyó datos económicos actualizados (de Moody’s Analytics, publicación de septiembre de 2025).
Este informe proporciona pronósticos de carga actualizados de PJM para 15 zonas de transmisión en el informe de 2026, con 14 zonas donde el desarrollo del centro de datos es un factor contribuyente.
Las 12 zonas reciben un ajuste de crecimiento del centro de datos estándar: American Electric Power, American Transmission Systems, Allegheny Power Systems, Baltimore Gas & Electric, Commonwealth Edison, Dayton Power & Light, Duquesne Light, Jersey Central Power & Light, Metropolitan Edison, PECO Energy, Potomac Electric Power y PPL Electric Utilities Dominion Virginia Power reciben un ajuste de crecimiento del centro de datos más un programa de optimización de voltaje. Mientras tanto, el ajuste de electricidad y gas para servicios públicos afecta el crecimiento de los centros de datos más el consumo eléctrico del puerto. Eastern Kentucky Energy Cooperative ha sido modificada para su programa de reducción de picos.
—sonal patel es el editor senior de la revista POWER (@sonalcpatel, @revistaPOWER).
