Una sola instalación hiperescalar puede consumir más de 75 MW. Si se construyen cinco, eso representa casi medio gigavatio. Al sumar los proyectos en desarrollo, el crecimiento de la demanda rivaliza con lo que PJM solía ver en toda una década.
La previsión de pico de verano de PJM para 2025 acaba de aumentar a 210 GW en 2035, o 228 GW para 2045, un cambio brusco tras años de demanda plana.
Para 2030, PJM espera que la demanda máxima aumente en 32 GW. Los centros de datos impulsan el 94% de ese crecimiento.
Para mantener la fiabilidad, PJM propone un nuevo marco para la interconexión de estos proyectos, uno que reescribe las reglas para consumos de 50 MW o más.
La nueva categoría: Carga No Respaldada por Capacidad (NCBL)
La propuesta de PJM en agosto introduce una nueva clase de demanda: Carga No Respaldada por Capacidad (NCBL, por sus siglas en inglés).
- Sin cargos de capacidad. NCBL no participa en las subastas de capacidad de PJM. PJM elimina esta carga de la obligación de capacidad de cada empresa eléctrica, por lo que ya no cuenta para la curva de demanda que fija los precios.
- Primero en ser reducido. PJM puede reducir NCBL antes que la respuesta a la demanda respaldada por capacidad o los pasos de generación máxima durante emergencias.
- Voluntario, hasta que deje de serlo. Los consumos pueden elegir el estatus NCBL voluntario, pero si PJM prevé un déficit de suministro, lo hará obligatorio. Cualquier generación propia (BYOG) contratada por la carga se acredita en este cálculo.
- Se sigue pagando la red. NCBL evita cargos de capacidad por ser reducible en picos, disminuyendo su contribución a la demanda máxima. Pero sigue siendo responsable de los cargos de transmisión, ya que PJM suma la carga reducida al calcular la Demanda Máxima de Servicio en Red (NSPL).
Para los operadores de centros de datos, el intercambio es un menor coste inicial, pero con exposición a reducciones si la fiabilidad se ve comprometida.
¿Quién califica? La mayoría de nuevas cargas superiores a 50 MW
Umbral: Adiciones de carga ≥ 50 MW. La empresa eléctrica puede aprobar proyectos menores caso por caso.
Exclusiones: Infraestructura crítica como hospitales, centros de emergencias 911, plantas de aguas residuales, estaciones de bombeo de gas y centros de telecomunicaciones no pueden ser designados NCBL.
Créditos: Las cargas que participan en BYOG o respuesta a la demanda están exentas hasta su contribución acreditada.
NCBL reduce los requisitos de fiabilidad y suaviza los precios de capacidad
Asignar NCBL reduce el Requisito de Fiabilidad (RR) para PJM y las zonas afectadas.
Esto desplaza la curva de Requisito Variable de Recursos (VRR), la curva de demanda de capacidad de PJM, hacia abajo, suavizando los precios de liquidación de capacidad.
Así es como NCBL impacta las subastas de capacidad:
1. Antes de la subasta: Se nominan los recursos BYOG, la respuesta a la demanda y los NCBL voluntarios.
2. Durante la subasta: PJM compara la oferta con el RR. Si hay déficit, primero se asigna NCBL voluntario. Si aún hay brecha, PJM asigna NCBL obligatorio por zona, de manera proporcional, hasta alcanzar el equilibrio.
3. Después de la subasta: PJM ajusta el RR y la curva VRR hacia abajo para reflejar el NCBL asignado. Luego recalcula las obligaciones de capacidad de cada LSE.
En la práctica, las grandes cargas dispuestas a reducir su consumo o respaldarlo con nueva generación disminuyen el requisito de fiabilidad del sistema. Esto a su vez reduce los precios de capacidad, o al menos evita que sigan subiendo en un mercado ya ajustado de oferta.
Como referencia, con un precio de liquidación de $325/MW-día, un sitio NCBL de 500 MW podría operar generadores diésel de respaldo hasta 417 horas al año y seguir siendo rentable.
Los centros de datos pueden acelerar la interconexión asociándose a nueva generación
La propuesta de PJM explora formas de vincular la carga de los centros de datos a nueva generación para agilizar la interconexión.
Si un campus de centro de datos firma un contrato de compra con nueva generación de gas, solar o almacenamiento, ese proyecto podría avanzar más rápido en la fila.
Los desarrolladores también cuentan con herramientas existentes para acelerar proyectos:
- Solicitudes de mejora - pagar mejoras de transmisión por adelantado y construir en paralelo. Una turbina de gas ubicada junto a un campus hiperescalar podría avanzar así si el desarrollador financia las mejoras.
- Servicio de Interconexión Excedente - aprovechar la capacidad sobrante en un punto de interconexión existente. Un proyecto solar más almacenamiento en un sitio de central de carbón en retiro podría compartir la conexión, mejorar la utilización y suministrar energía a centros de datos cercanos más pronto.
Reducción de carga o BYOG: la elección del desarrollador
NCBL es, en la práctica, una clase formalizada y a gran escala de consumo interrumpible. PJM puede reducir estas cargas antes de recurrir a la respuesta a la demanda respaldada por capacidad o a la generación máxima.
Eso deja a los desarrolladores tres opciones, cada una con sus compensaciones:
- NCBL solo con reducción: Aceptar el riesgo de reducción pero evitar cargos de capacidad. La fiabilidad podría bajar hasta un 98% de tiempo operativo. En cambio, los centros de datos suelen requerir “cinco nueves” - 99,999% de disponibilidad, o solo 5 minutos de inactividad al año.
- NCBL con respaldo diésel: Evitar cargos de capacidad, cubrir reducciones con generadores en sitio. El diésel proporciona cobertura a corto plazo pero con duración limitada y menor fiabilidad que el suministro respaldado por la red.
- BYOG (Aporta tu propia generación): Asociar nueva carga con nueva generación, como gas, solar más almacenamiento o proyectos híbridos. Esto puede aportar capacidad firme pero plantea dudas sobre coste, financiación, cadena de suministro y certeza en la fila de interconexión.
Pero no toda la oferta se ajusta a la demanda hiperescalar.
El gráfico a continuación compara la demanda de centros de datos con la producción de recursos bajo diferentes vías de interconexión, destacando cómo cada opción ofrece un grado diferente de fiabilidad.
La carga de los centros de datos se trata como plana y continua. En realidad, puede variar cientos de megavatios en milisegundos.
Las turbinas de gas pueden seguir la demanda pero enfrentan retos de costes y emisiones.
Los generadores diésel, aunque fiables en emergencias y diseñados para operar aislados de la red, pueden enfrentar controles de emisiones más estrictos y límites de horas bajo las normas de la EPA.
La combinación solar más almacenamiento reduce picos pero deja huecos.
Para los desarrolladores, la decisión es clara
NCBL reduce costes pero expone los proyectos a reducciones. El respaldo diésel solo llega hasta cierto punto. Respaldar con nueva generación implica mayores obstáculos de capital e interconexión.
La decisión de ubicación se vuelve crítica. Las zonas con red robusta tendrán menos riesgo, mientras que los proyectos especulativos en áreas débiles y ajustadas en capacidad pueden tener dificultades para obtener financiación sin BYOG.
Por otro lado, si BYOG se utiliza como solución temporal mientras se esperan mejoras de transmisión, la duración de esta iniciativa puede ser un factor de riesgo. Si las reglas de NCBL cambian o las condiciones de la red mejoran antes de lo esperado, los desarrolladores podrían quedarse con activos infrautilizados o varados.
La propuesta de PJM ha recibido críticas desde varios frentes
Empresas hiperescalas como Amazon, Google y Microsoft argumentan que el concepto NCBL socava la integridad tarifaria y el diseño del mercado.
LS Power y East Kentucky Power advierten que podría reducir los precios de capacidad, erosionar la confianza de los inversores y llevar los centros de datos a otros RTOs. Esto frenaría el desarrollo económico en PJM.
Algunos gobernadores estatales instan a PJM a centrarse en mejorar la previsión de carga y la planificación de transmisión para una interconexión más rápida.
La conclusión
La propuesta de PJM sigue siendo conceptual.
El debate entre los miembros avanza a través de la iniciativa Critical Issue Fast Path (CIFP), con el objetivo de presentar la propuesta a FERC antes de fin de año.
El objetivo es que cualquier solución esté lista para la subasta de capacidad de 2028/2029, prevista para junio de 2026.
Pero la tendencia es clara: los grandes consumos hiperescalas en PJM tendrán un nuevo reglamento.
Esto no es un tope al crecimiento de la demanda de PJM. Es más probable que la menor demanda real se deba a la deserción de proyectos en la fila que a que PJM bloquee nuevas interconexiones.
Sigue atento la próxima semana cuando traduzcamos el marco propuesto de PJM en nuestra previsión de carga.
Para preguntas sobre este análisis, contacta con el autor en deeksha@modoenergy.com.
