​Según la Previsión de Demanda a Largo Plazo de PJM para 2026, la demanda máxima de verano aumentará de 160 GW en 2025 a 253 GW en 2046, un incremento del 58% impulsado principalmente por los centros de datos.

Guía gratuita de Modo EnergyAplicando IA en la inversión y gestión de activos energéticos¿Evaluando la demanda de centros de datos y su impacto en el mercado? Un manual práctico para usar herramientas de IA en tus equipos de inversión y operaciones energéticas, con consejos útiles y trucos que puedes aplicar de inmediato.Descargar la guía →

Ese crecimiento tiene implicaciones directas para los ingresos de las baterías. La demanda que supera a la oferta conduce a pagos de capacidad más altos, como muestran las dos últimas subastas de capacidad de PJM. Además, podrían aumentar los ingresos por arbitraje energético debido a eventos más frecuentes de precios de escasez.

Sin embargo, los centros de datos consumen energía de manera constante las 24 horas, por lo que la diferencia entre la demanda máxima y la mínima apenas cambia. Por ello, la oportunidad de arbitraje crece mucho menos que si el aumento de demanda se concentrara en los picos, como ocurre con la electrificación residencial.

Este artículo analiza la metodología que utiliza PJM para elaborar su previsión, un dato clave en el modelo de costes de producción y despacho de baterías de Modo Energy para toda la Eastern Interconnect.

Sin centros de datos, la demanda máxima de PJM estaría disminuyendo. Con ellos, crece 35 GW en cinco años.

La previsión de PJM combina un modelo base que recoge la demanda residencial, comercial e industrial, con un ajuste por grandes cargas añadido encima.

El componente de grandes cargas, principalmente nuevas incorporaciones de centros de datos, explica más del 100% del crecimiento de la demanda máxima en los próximos cinco años, ya que la demanda base se contrae. Los ajustes de grandes cargas de PJM aumentan en 35,1 GW entre 2026 y 2031, frente a un crecimiento total de la demanda de 34,6 GW.

Después de 2031, el equilibrio cambia ligeramente. La demanda base empieza a contribuir y las nuevas incorporaciones de centros de datos se desaceleran, pero siguen siendo dominantes. La demanda máxima de verano alcanza los 253 GW en 2046, creciendo un 2,4% anual durante todo el periodo, con los ajustes por grandes cargas representando el 78% de ese crecimiento.

El crecimiento de la demanda está concentrado: DOM, AEP, COMED y PL duplican su carga para 2046

Cinco zonas que abarcan Virginia, Virginia Occidental, Pensilvania, Ohio e Illinois al menos duplicarán su demanda anual de energía para 2046: DOM (173%), PL (142%), AEP (124%), Dayton (121%) y COMED (100%). DOM, AEP, COMED y PL tienen los mayores proyectos de centros de datos, representando el 74% del crecimiento anual total de la demanda de PJM entre 2026 y 2046.

Cabe destacar que la carga anual aumenta mucho más rápido que la demanda máxima de verano. Los centros de datos operan de forma continua las 24 horas, elevando más el consumo nocturno y en horas valle que el pico de la tarde de verano. El mapa anterior lo ilustra directamente: DOM se muestra más claro al pasar de la vista de energía anual a la de pico de verano.

Cómo incorpora PJM los centros de datos: un filtrado riguroso

Cada julio, PJM solicita a las empresas de servicios públicos que presenten ajustes por grandes cargas. Las empresas exponen sus solicitudes al Subcomité de Análisis de la Demanda (LAS) en septiembre. PJM evalúa las propuestas durante octubre y noviembre, publica una lista preliminar de aceptados en noviembre y finaliza la previsión en enero.

La diferencia entre lo solicitado y lo aceptado es significativa. Las propuestas brutas de las empresas para 2030 sumaban aproximadamente 60 GW en todo el RTO. PJM aceptó 34 GW, una reducción del 43% antes de publicar la previsión.

PJM aplica cuatro ajustes a cada propuesta:

• Clasificación firme vs. no firme: los proyectos necesitan una Obligación de Servicio Eléctrico (ESO) o un Compromiso de Construcción (CC) para considerarse firmes, salvo especificación contraria. El resto se clasifica como no firme.
• Tasa de utilización del 70%: aplicada por defecto a la capacidad solicitada, salvo que la empresa aporte datos históricos que justifiquen una cifra mayor.
• Descuento para no firmes: las nuevas cargas no firmes antes de 2030 se establecen en cero. Las cargas no firmes a partir de 2030 reciben un recorte del 50%, con pequeños ajustes para igualar la media nacional.
• Rampa mínima de 36 meses: la demanda de cada proyecto se incorpora en un mínimo de 36 meses, independientemente del tamaño.

Dos zonas recibieron un trato distinto al recorte estándar del 50% para no firmes:

• AEP presentó datos no firmes ya rebajados en más del 50% respecto a su cartera bruta. PJM aceptó esas cifras sin aplicar una reducción adicional.
• Dominion Energy en DOM presentó suficientes proyectos respaldados por ESA o CC para cubrir toda su demanda modelada, clasificando su parte como firme, aunque otras empresas en la zona, como REC, mantienen un componente no firme.

Estas son las dos mayores contribuyentes al crecimiento en todo el RTO.

La carga firme proporciona un suelo parcial, pero la incertidumbre afecta a ambos componentes

Las incorporaciones firmes son la parte más fiable de la previsión. Reflejan proyectos en una fase avanzada de desarrollo y con menor probabilidad de cancelación. Pero todos esos proyectos estarán construidos para mediados de la década de 2030.

Las incorporaciones no firmes entran en la previsión en 2030 y son menos seguras. El recorte del 50% refleja la estimación de PJM sobre cuántos proyectos no firmes serán cancelados o retrasados.

Más adelante en la previsión, no hay proyectos concretos de gran carga en ninguna cola de interconexión. PJM extrapola usando referencias nacionales y previsiones de terceros.

Tanto las previsiones firmes como no firmes presentan riesgos a la baja. Los proyectos que ya han declarado generación in situ han visto ajustada su demanda de red. Pero a medida que mejoran las condiciones económicas para el autoconsumo y posibles reformas regulatorias hacen más atractivo generar detrás del contador, más instalaciones podrían seguir esa tendencia de lo que indica la cartera actual.

Connect and Manage (pendiente de aprobación) añade otra capa de incertidumbre. Los proyectos sujetos a esta medida verían limitada su demanda de red durante eventos de estrés, reduciendo el pico de verano sin frenar el desarrollo de centros de datos en general. Ni Connect and Manage ni el autoconsumo están decididos. Ambos podrían reducir significativamente la demanda real respecto a las cifras aceptadas.

Los componentes no asociados a grandes cargas tienen un efecto limitado en la forma de la demanda

Debajo de la capa de centros de datos, el modelo base de PJM capta la demanda residencial, comercial e industrial usando previsiones económicas de Moody's y datos de uso final de Itron. La demanda de vehículos eléctricos, la solar detrás del contador y el almacenamiento detrás del contador provienen de S&P Global. Todos estos componentes crecen, pero lentamente en comparación con los centros de datos.

Debido a que los centros de datos dominan el aumento de carga, la forma de la demanda intradía no cambia de manera significativa. La curva se desplaza hacia arriba, pero el patrón relativo entre horas se mantiene estable.

Los límites de la previsión

La previsión es tan fiable como los proyectos que la sustentan. Las incorporaciones firmes dan solidez a corto plazo, pero esa base se agota a mediados de la década de 2030. A partir de ahí, PJM extrapola y mucho puede cambiar entre una cartera de centros de datos y un centro de datos que realmente consuma energía.

Las limitaciones en la cadena de suministro y los retrasos en permisos pueden ralentizar o impedir que los proyectos entren en operación. La aprobación de Connect and Manage y el autoconsumo son los dos factores regulatorios más relevantes que podrían reducir la demanda real respecto a lo aceptado. Ninguno está decidido, y ambos podrían alterar significativamente el panorama de escasez de capacidad sin frenar la construcción de centros de datos.