​Según la Previsión de Demanda a Largo Plazo 2026 de PJM, 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.

Ese crecimiento tiene implicaciones directas para los ingresos de baterías. Cuando la demanda supera a la oferta, los pagos por capacidad se elevan, como se muestra en las dos últimas subastas de capacidad de PJM. Eventos más frecuentes de precios de escasez también podrían aumentar los ingresos por arbitraje energético.

Sin embargo, los centros de datos consumen energía de manera constante las 24 horas del día, por lo que la diferencia entre la demanda máxima y la demanda valle apenas cambia. Por lo tanto, la oportunidad de arbitraje crece mucho menos de lo que lo haría con aumentos de demanda concentrados en los picos, como la electrificación residencial.

Este artículo examina la metodología que utiliza PJM para construir su previsión, un insumo clave en el modelo de costes de producción y despacho de Modo Energy para los ingresos de baterías en el 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 captura la demanda residencial, comercial e industrial con un ajuste importante por grandes cargas superpuesto encima.

El componente de grandes cargas, principalmente las incorporaciones de centros de datos, representa 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 crecen 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 capa base comienza a aportar y las 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 grandes ajustes de carga 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 energética anual 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 funcionan con una utilización plana 24/7, elevando las horas nocturnas y de menor demanda en un porcentaje mayor respecto al pico de la tarde de verano. El mapa anterior lo ilustra directamente: DOM se vuelve más claro al pasar de la vista de energía anual a la vista de demanda máxima de verano.

Cómo incorpora PJM los centros de datos: un filtrado riguroso

Cada julio, PJM solicita a las compañías eléctricas que presenten solicitudes de ajuste por grandes cargas. Las compañías presentan estas solicitudes al Subcomité de Análisis de Carga (LAS) en septiembre. PJM evalúa las solicitudes durante octubre y noviembre, publica una lista preliminar aceptada en noviembre y finaliza la previsión en enero.

La diferencia entre lo solicitado y lo aceptado es significativa. Las solicitudes brutas de las compañías para 2030 sumaron 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 solicitud:

• Clasificación firme vs. no firme: los proyectos necesitan una Obligación de Servicio Eléctrico (ESO) o un Compromiso de Construcción (CC) para clasificarse como firmes, salvo que se indique lo contrario. Todas las demás solicitudes se clasifican como no firmes.
• Tasa de utilización del 70%: aplicada por defecto a la capacidad solicitada, salvo que las compañías aporten datos históricos que respalden una cifra mayor.
• Descuento para no firmes: las incorporaciones no firmes previas a 2030 se establecen en cero. La carga no firme a partir de 2030 recibe un recorte del 50%, con pequeños ajustes para igualar la escala promedio nacional.
• Tasa mínima de incremento de 36 meses: la demanda de cada proyecto se implementa en un mínimo de 36 meses, independientemente del tamaño del proyecto.

Dos zonas recibieron un tratamiento diferente al recorte estándar del 50% para no firmes:

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

Estos son los 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 estos proyectos se habrán construido para mediados de la década de 2030.

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

Más adelante en la previsión, no hay proyectos de grandes cargas específicos en ninguna cola de interconexión. PJM extrapola usando escalas nacionales comparadas con previsiones de terceros.

Tanto las proyecciones firmes como las no firmes presentan riesgos a la baja. Los proyectos que ya han declarado generación en sitio han ajustado su consumo de la red en consecuencia. Pero a medida que mejoran las condiciones económicas para el autoabastecimiento y posibles reformas regulatorias hacen más atractivo generar energía detrás del contador, más instalaciones podrían optar por ello de lo que sugiere la cartera actual.

Connect and Manage (pendiente de aprobación) añade una capa adicional de incertidumbre. Los proyectos sujetos a esta política verían reducido su consumo de la red durante eventos de estrés, disminuyendo el pico de verano sin frenar el desarrollo de centros de datos en general. Ni Connect and Manage ni el autoabastecimiento están resueltos. Ambos podrían reducir significativamente la demanda real respecto a las cifras aceptadas.

Los componentes que no son de 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 captura la demanda residencial, comercial e industrial utilizando 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 están creciendo, pero lentamente en comparación con los centros de datos.

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

Los límites de la previsión

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

Las restricciones en la cadena de suministro y los retrasos en los permisos pueden ralentizar o impedir que los proyectos entren en operación. La aprobación de Connect and Manage y el aumento del autoabastecimiento son las dos cuestiones regulatorias vigentes más propensas a reducir la demanda real respecto a las cifras aceptadas. Ninguna está resuelta, y ambas podrían modificar significativamente el panorama de escasez de capacidad sin frenar el desarrollo de centros de datos.