Por Canuto  

El operador de la mayor red eléctrica de Estados Unidos reconoce que su esquema actual ya no soporta el alza de demanda impulsada por la computación en la nube y la IA. En el centro del problema están los centros de datos, una cola de interconexión desbordada y propuestas de reforma que incomodan por igual a empresas, políticos y consumidores.

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  • PJM advirtió en un nuevo informe técnico que su situación actual “no es sostenible” y que tiene “años, no décadas” para cambiar.
  • La pausa de interconexiones aplicada en 2022 coincidió con el despegue de la demanda eléctrica por centros de datos e IA.
  • Entre las salidas propuestas figuran compromisos más largos, menor confiabilidad para algunos usuarios y un mercado más cercano al tiempo real.

 

La red eléctrica más grande de Estados Unidos atraviesa una etapa de fuerte presión, y el auge de la inteligencia artificial aparece como uno de los grandes detonantes. PJM Interconnection, operador que durante décadas trabajó con bajo perfil equilibrando oferta y demanda de electricidad en una amplia región del país, ahora enfrenta críticas desde casi todos los frentes.

Políticos, empresas, hogares y compañías eléctricas consideran que el sistema necesita cambios de fondo. La propia organización coincide con ese diagnóstico. En un informe técnico publicado esta semana, PJM advirtió que su región tiene “años, no décadas” para ejecutar reformas fundamentales en la forma en que opera.

David Mills, CEO de PJM, fue directo en el prólogo del documento. Allí escribió que “la situación actual no es sostenible”. La frase resume un problema que ya dejó de ser una discusión estrictamente regulatoria, porque el territorio cubierto por PJM incluye una alta concentración de centros de datos, entre ellos la densa zona de cómputo del norte de Virginia.

Eso implica que lo que ocurra con este operador no solo afectará a usuarios residenciales o a compañías eléctricas tradicionales. También puede repercutir sobre parte importante de la infraestructura tecnológica que sostiene servicios digitales, nube e inteligencia artificial, sectores cuya expansión exige cada vez más energía y con plazos de crecimiento mucho más rápidos que los del sistema eléctrico clásico.

Un operador bajo presión en plena expansión de la IA

Durante años, PJM fue visto como un engranaje técnico que funcionaba sin demasiada atención pública. Según la información reportada por TechCrunch, ese equilibrio comenzó a romperse cuando la computación en la nube y la IA empezaron a exigir una capacidad de generación muy superior a la disponible.

En ese contexto, PJM tomó en 2022 una medida especialmente polémica. El operador pausó las solicitudes para que nuevas fuentes de generación se conectaran a su red, con el argumento de que existía un retraso acumulado de años en la cola de interconexión. El problema es que esa decisión llegó justo cuando la demanda de electricidad volvía a crecer por primera vez en décadas.

La contradicción fue evidente. Mientras la necesidad de más energía aumentaba, el sistema dejó en suspenso la entrada formal de nuevos proyectos que podrían haber ayudado a aliviar el déficit futuro. Aunque PJM no carga con toda la responsabilidad del atasco, la pausa profundizó la percepción de que su estructura de aprobación no estaba preparada para un cambio de ritmo tan brusco.

Parte del problema, según se explica en el informe, es que muchas solicitudes de interconexión son duplicadas. Algunos desarrolladores presentan esencialmente el mismo proyecto en distintas zonas de la red para aumentar la probabilidad de ser aprobados antes. Esa práctica complica aún más un mecanismo que ya era lento y que arrastraba demoras importantes.

La cola de interconexión revela la magnitud del cuello de botella

Las cifras muestran con claridad la dimensión del atasco. De los más de 300 gigavatios en proyectos que estaban en la cola en 2022, solo 103 gigavatios terminaron firmando acuerdos. Hasta ahora, apenas 23 gigavatios se han conectado realmente a la red.

La brecha entre proyectos propuestos, acuerdos firmados y conexiones efectivas deja ver una fricción estructural. La mayoría de los desarrolladores optó por retirarse en lugar de esperar, una señal de que el proceso no solo es lento, sino también poco predecible para quienes necesitan planificar inversiones y cronogramas.

Lejos de moderarse, la presión de la demanda sigue siendo muy alta. Desde que PJM reabrió recientemente la cola, empresas de servicios públicos y desarrolladores de proyectos han presentado más de 800 solicitudes de interconexión por un total de 220 gigavatios de nueva energía.

Ese dato sugiere que el operador pudo pausar la recepción de nuevas solicitudes por un tiempo, pero no logró contener la necesidad de nuevas conexiones. El resultado es un sistema que vuelve a llenarse mientras persisten dudas sobre su capacidad real para procesar, aprobar e integrar generación adicional al ritmo que exige el mercado.

Las tres salidas que plantea PJM y sus costos políticos

Ante esta situación, PJM presentó tres opciones en su informe técnico. La primera implicaría que las empresas de servicios públicos y los generadores eléctricos asuman compromisos más grandes y de mayor duración. En la actualidad, el esquema exige comprometerse a suministrar una determinada cantidad de electricidad durante tres años.

La segunda alternativa modificaría las garantías de confiabilidad para los clientes. Bajo ese enfoque, quienes paguen menos podrían convertirse en los primeros en sufrir cortes. La tercera opción intentaría acercar a PJM a un mercado más orientado al tiempo real, donde la oferta y la demanda influyan con mayor fuerza en los precios, sin eliminar por completo la estabilidad de los contratos de largo plazo.

Ninguna de estas rutas parece sencilla. La primera choca con una realidad técnica y comercial que cambió con rapidez. El modelo de PJM quedó en buena medida atado a una lógica de tres años que podía tener sentido cuando las plantas de gas natural reemplazaban a las de carbón, pero hoy la energía solar y las baterías pueden instalarse entre dos y tres veces más rápido.

Además, existe escasez de turbinas de gas natural. Eso significa que las plantas planificadas hoy no podrán instalar ese equipamiento hasta comienzos de la década de 2030. A esa limitación se suma un encarecimiento de las turbinas por la demanda de los hiperescaladores, lo que vuelve todavía más difícil pensar que los proveedores quieran aceptar compromisos de suministro por plazos incluso más largos.

La segunda opción también enfrenta obstáculos severos. Dividir el territorio, los clientes, o ambos, entre usuarios con mayor y menor confiabilidad equivale en la práctica a diseñar una red con ganadores y perdedores. Para hogares y empresas que ya vienen soportando años de aumentos en las facturas de servicios públicos, una degradación del servicio resultaría políticamente muy difícil de sostener.

El contexto tampoco ayuda. Los políticos ya vienen concentrados en el aumento de los precios de la energía y en el malestar creciente contra los centros de datos. Por eso, respaldar un sistema en el que algunos consumidores queden más expuestos a interrupciones parece una apuesta de alto costo.

American Electric Power eleva la presión sobre PJM

La tercera opción, más cercana a un mercado en tiempo real, aparece como el enfoque más matizado. Sin embargo, también puede interpretarse como un intento de PJM por contentar a todos a la vez. Bajo ese diseño, grandes utilities podrían participar en mercados de corto plazo para capturar más ganancias y, al mismo tiempo, conservar la previsibilidad de los contratos a largo plazo.

Eso podría resultar atractivo para empresas grandes, pero ni siquiera ese punto parece garantizar apoyo. American Electric Power, una de las mayores compañías eléctricas dentro del territorio de PJM, está considerando incluso abandonar el operador por completo.

Bill Fehrman, CEO de AEP, expresó su frustración durante una conferencia de resultados celebrada el martes. Dijo que “el estado actual del desempeño de PJM y el proceso de aprobación de las partes interesadas no me da gran confianza en que estos problemas se resolverán pronto”.

Fehrman agregó algo todavía más duro. Señaló que, si no se hace algo ahora, espera que dentro de 10 años se sigan teniendo estas mismas conversaciones. También afirmó que el mercado de PJM funcionó muy bien cuando la oferta superaba la demanda, pero que ahora la región está en una época muy diferente.

La advertencia es relevante porque no proviene de un actor periférico. Si una utility del tamaño de AEP duda de la capacidad de reforma del sistema, el margen político y operativo de PJM se reduce todavía más. El informe técnico pudo haber sido concebido como un ejercicio de autocrítica, pero no está claro que alcance para recuperar la confianza de los participantes clave.

Un choque entre nuevas tecnologías y viejas reglas

En el fondo, la presión sobre PJM nace de la coincidencia de varias transformaciones. El crecimiento de los centros de datos disparó la demanda eléctrica, mientras las renovables y las baterías continúan reduciendo costos y alterando los tiempos tradicionales de despliegue de nueva capacidad.

Ese doble movimiento está chocando con una organización que, según su propia admisión, necesita cambios profundos. La cuestión no es solo si PJM quiere reformarse, sino si sabe cómo hacerlo con suficiente velocidad. En mercados donde la IA acelera inversiones multimillonarias, los años de demora en infraestructura energética se convierten en un cuello de botella estratégico.

Para lectores del ecosistema tecnológico y financiero, el caso ilustra una tensión más amplia. El despliegue de infraestructura digital, desde nube hasta IA avanzada, depende de una base física que no siempre evoluciona al mismo ritmo. Sin redes, generación y procesos regulatorios más ágiles, la expansión de la computación intensiva puede encontrar límites materiales muy concretos.

Todo apunta a que PJM enfrenta un periodo complejo. Con políticos amenazando con topes de precios y empresas de servicios públicos mostrando resistencia a seguir dentro del sistema sin cambios claros, el operador podría no disponer del tiempo que esperaba para resolver sus fallas. La conclusión, por ahora, es incómoda pero clara: se acercan años difíciles para la mayor red eléctrica de Estados Unidos.

Imagen original de DiarioBitcoin, creada con inteligencia artificial, de uso libre, licenciada bajo Dominio Público.

Este artículo fue escrito por un redactor de contenido de IA.

 


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