La inversión en centros de datos de inteligencia artificial (IA) en Estados Unidos sigue adelante, pero asegurar la conexión a la red a tiempo y determinar cuánta demanda prevista llegará a materializarse se ha convertido en una cuestión central para eléctricas, reguladores e inversores. La oposición de las comunidades, la escasez de trabajadores de la construcción, los largos plazos de entrega de equipos eléctricos y la incertidumbre sobre la demanda de servicios de IA han retrasado o alterado algunos proyectos. Los responsables de planificar la red deben evitar inversiones excesivas ante una demanda que quizá no llegue, sin dejar de prepararse para preservar la fiabilidad del suministro.
La consultora energética Relae, antes conocida como Carbon Direct, señaló en junio que desde enero de 2024 se habían bloqueado, retirado o aplazado proyectos de capacidad para centros de datos de IA por más de 170.000 millones de dólares debido a la oposición vecinal. La cifra representa una parte de los aproximadamente 581.000 millones de dólares que Goldman Sachs prevé que invertirán este año los grandes proveedores de servicios en la nube en infraestructura de IA en EE. UU. Las estimaciones emplean definiciones distintas y no deben interpretarse como medidas equivalentes de inversión perdida.
En mayo, Goldman Sachs calculó que la demanda eléctrica de los centros de datos estadounidenses superaría el doble de los niveles de 2025 y alcanzaría los 66 gigavatios en 2027. Sin embargo, estima que solo cerca de la mitad de la capacidad de centros de datos prevista para entrar en servicio durante los próximos uno o dos años empezará a operar a tiempo, una vez considerados los retrasos y las cancelaciones. El Electric Power Research Institute calcula que los centros de datos podrían representar entre el 9% y el 17% del consumo eléctrico de EE. UU. en 2030, y hasta el 20% en 2035.
Texas revisa una lista de conexión de 474 gigavatios
La presión sobre la planificación de la oferta y la demanda es especialmente intensa en Texas. El Electric Reliability Council of Texas (ERCOT) ha suspendido nuevas solicitudes de conexión de centros de datos mientras revisa una lista de proyectos que suma 474 gigavatios. Es más de cinco veces el máximo histórico de demanda estival de la red estatal, algo superior a 90 gigavatios este año. Los reguladores y el operador han subrayado que las solicitudes no implican que toda esa carga vaya a construirse.
En abril, el presidente y consejero delegado de ERCOT, Pablo Vegas, afirmó que las previsiones actuales superaban las expectativas de crecimiento de la demanda de la organización. También señaló que aún había incertidumbre sobre cómo identificar y validar las grandes cargas y cómo incorporarlas a la planificación a largo plazo. En junio, Thomas Gleeson, presidente de la Comisión de Servicios Públicos de Texas (PUCT), consideró que las previsiones parecían demasiado elevadas y que algunas solicitudes podían ser especulativas.
El volumen de solicitudes no es el único factor de presión. El consumo residencial, comercial e industrial también aumenta en Texas, y algunas zonas que antes disponían de capacidad excedentaria ya sufren congestión en la red. Gleeson dijo que los reguladores quieren que los clientes con acuerdos de conexión firmados y proyectos listos para iniciar obras reciban la electricidad necesaria para tomar decisiones empresariales fiables. Al mismo tiempo, buscan comprobar que los proyectos propuestos sean viables, para evitar que otros usuarios asuman sus costes o los riesgos para la fiabilidad del sistema.
Texas está modificando sus normas para filtrar las grandes cargas. El gobernador Greg Abbott promulgó el verano pasado la ley Senate Bill 6, que exige a los grandes consumidores demostrar que controlan los terrenos de sus proyectos, asumir una parte sustancial de los costes de las mejoras de la red, declarar solicitudes de conexión duplicadas en otras zonas del estado y aceptar restricciones de consumo cuando el sistema necesite reducir cargas fijas.
El 18 de junio, la PUCT aprobó un proceso de estudios por grupos para proyectos de más de 75 megavatios, con el objetivo de sustituir los estudios individuales, largos y duplicados. ERCOT indicó entonces que esperaba tener listo para finales de 2027 el plan de transmisión definitivo del primer grupo, denominado «Batch Zero».
En agosto, Abbott pidió al operador que revisara primero todos los centros de datos incluidos en la lista. ERCOT aplazó en consecuencia el inicio del proceso de estudios por grupos y señaló que pretendía completar la revisión en diciembre. BloombergNEF calcula que la pausa en las conexiones de Texas podría retrasar cerca del 20% de los proyectos de centros de datos previstos en EE. UU. Si se prolonga hasta el próximo año, la proporción afectada podría ser mayor.
Las eléctricas reguladas también filtran los proyectos
En los mercados donde las compañías eléctricas integradas gestionan la generación, el transporte y la distribución, distinguir entre proyectos viables y solicitudes especulativas cobra también importancia. Brad Viator, presidente de Power for Tomorrow, una asociación del sector eléctrico, explicó que las empresas están elevando las tasas de los estudios de conexión ante el aumento de solicitudes. También incorporan a los contratos de suministro pagos anticipados para infraestructura y calendarios de aumento gradual de la carga, con el fin de reducir el riesgo de que otros clientes paguen por instalaciones que queden sin uso si un proyecto se paraliza.
Viator señaló que, por lo general, las eléctricas esperan a que se firme un contrato de suministro —o a que esté cerca de cerrarse— antes de incluir nueva capacidad de generación para un gran cliente en sus previsiones de demanda. A su juicio, la capacidad de las compañías integradas para coordinar generación, transporte y distribución puede facilitar el suministro una vez completada la conexión. En esos mercados, los procesos de conexión suelen durar entre uno y cinco años, frente a ocho años o más en algunos mercados liberalizados de la región de PJM Interconnection.
Karl Rábago, exmiembro de la PUCT y director de Rábago Energy, advirtió que el modelo de rentabilidad de las eléctricas reguladas puede incentivar la inversión en infraestructura. Por ello, considera importante comprobar si las empresas validan adecuadamente sus previsiones de grandes cargas. Añadió que las compañías propietarias de centrales y redes de transporte y distribución tienen una influencia considerable en los procedimientos regulatorios, de modo que las previsiones públicas deberían contrastarse con la oposición local y con pruebas de que los proyectos llegan a ejecutarse.
Grid Strategies afirmó en noviembre del año pasado que, a su juicio, las previsiones agregadas de carga de centros de datos que las eléctricas presentaron ante la Comisión Federal Reguladora de la Energía (FERC) superaban en torno a un 40% la estimación considerada creíble por el sector hasta 2030. Rábago sostuvo que la cooperación entre estados y jurisdicciones regulatorias podría mejorar la precisión de las previsiones, aunque dijo no tener constancia de que exista actualmente. También señaló que falta una visión clara de cómo se distribuyen los proyectos por tamaño: algunos podrían ser menores que los umbrales contemplados en las tarifas para grandes cargas.
Los centros de datos pequeños complican las previsiones de demanda
Algunas eléctricas empiezan a prestar atención a centros de datos más pequeños, que suelen ser más fáciles de conectar y pueden suscitar menos oposición vecinal. A finales de marzo, NorthWestern Energy presentó ante la Comisión de Servicios Públicos de Montana una propuesta de tarifa para grandes cargas que excluiría de supervisión directa las inferiores a 50 megavatios. Su consejero delegado, Brian Bird, dijo que la propuesta busca ayudar a Montana a atraer proyectos de desarrollo económico de calidad.
En abril, Anne Hedges, directora ejecutiva del Montana Environmental Information Center, señaló que, en teoría, el planteamiento permitiría a NorthWestern conectar varios centros de datos de 49 megavatios sin someterlos al mismo nivel de supervisión ni ofrecer protecciones comparables a los clientes de la eléctrica.
En Florida, el gobernador Ron DeSantis promulgó en mayo una ley que obliga a los centros de datos de más de 50 megavatios a asumir íntegramente el coste de su conexión a la red. La norma coincide con una tarifa para grandes clientes aprobada previamente para Florida Power & Light, la eléctrica integrada propiedad de NextEra.
Las previsiones de los proyectos también dependen de la demanda efectiva de servicios de IA y computación en la nube. En mayo, xAI dijo que alquilaría a Anthropic servidores que ya estaban operativos en su centro de datos de Memphis. Meta prepara el lanzamiento de un negocio de computación en la nube similar a Microsoft Azure y Amazon Web Services. Estos movimientos apuntan a que algunas tecnológicas podrían disponer de más capacidad informática de la que necesitan a corto plazo, aunque eso no garantiza que otros clientes vayan a utilizarla.
En octubre del año pasado, Bain & Company describió el cambio de los grandes proveedores de nube como un paso de la competencia por conseguir capacidad de IA a un crecimiento más selectivo y centrado en la ejecución. Advait Arun, asociado sénior de mercados de capitales del Center for Public Enterprise, afirmó que pierden respaldo las previsiones basadas en una demanda especulativa de centros de datos «wildcat». En su opinión, los proyectos financiados por adelantado por grandes proveedores de nube tienen más posibilidades de superar los obstáculos de construcción, aunque eso no demuestra por sí solo que las previsiones de carga basadas en datos sean demasiado altas.
La necesidad de ampliar la red no depende únicamente del número de proyectos. En 2024, un fallo de transmisión en Virginia provocó la desconexión de 1,5 gigavatios de carga de centros de datos. La North American Electric Reliability Corporation también ha advertido recientemente de que la pérdida repentina de grandes cargas informáticas puede generar riesgos para la fiabilidad de todo el sistema.
La escala final de la construcción de centros de datos sigue siendo incierta. Mientras tanto, la revisión de conexiones en Texas, las normas estatales sobre el reparto de costes y la capacidad de la red para absorber cambios en la demanda condicionan quién pagará la nueva infraestructura y cuándo se realizará esa inversión.