Por Canuto  

El auge de la inteligencia artificial en Estados Unidos está chocando con un obstáculo menos glamoroso que los chips o los modelos: la red eléctrica. Nuevos centros de datos multimillonarios, plantas de baterías y fábricas de semiconductores demandan cantidades masivas de energía, pero el gran problema no sería producirla, sino conectarla a tiempo a una infraestructura saturada y lenta.
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  • Stargate, el megaproyecto ligado a OpenAI y SoftBank en Texas, podría consumir hasta 1,2 gigavatios, equivalente a unos 313.000 hogares promedio en EE. UU.
  • Los tiempos de interconexión pasaron de menos de 20 meses en 2005 a 55 meses en 2023, mientras la cola de proyectos se llena de solicitudes especulativas y duplicadas.
  • La fuente propone subastas para priorizar proyectos más valiosos y esquemas de conexión flexible que permitan operar antes, aun con desconexiones en horas pico.

La expansión de la inteligencia artificial en Estados Unidos está revelando una debilidad estructural que va mucho más allá de los chips avanzados o de la disponibilidad de capital. El cuello de botella real, según plantea la publicación Works in Progress, está en la capacidad de conectar nuevos grandes consumidores eléctricos a la red.

El caso más visible es Stargate, un campus de computación de alto rendimiento en Abilene, Texas, vinculado al proyecto más amplio del mismo nombre impulsado por OpenAI y SoftBank. Se espera que esta instalación cueste más de USD $40.000 millones y consuma hasta 1,2 gigavatios en carga máxima.

Esa cifra equivale aproximadamente al consumo de 313.000 hogares estadounidenses promedio. El dato ayuda a dimensionar por qué la electricidad se ha vuelto un tema central en la carrera por la IA.

La presión no proviene solo de los centros de datos. Las mayores plantas de baterías en Estados Unidos consumen energía a un ritmo de 115 megavatios, mientras que la primera fase de la planta de semiconductores de TSMC en Arizona requerirá 200 megavatios.

Un informe de EpochAI y un instituto de investigación energética citado por la fuente proyecta que la potencia total de cómputo de IA podría alcanzar 100 gigavatios a escala global en 2030 si la tasa de crecimiento de 2025 se mantiene constante. En ese escenario, la discusión sobre energía deja de ser sectorial y pasa a ser macroeconómica.

La electricidad como límite físico del boom de IA

Los líderes de la industria ya vienen advirtiendo que la energía será uno de los factores decisivos de la próxima etapa tecnológica. Jensen Huang, CEO de Nvidia, dijo que “cada centro de datos en el futuro estará limitado por la energía”.

Mark Zuckerberg también afirmó que Meta construiría clústeres de entrenamiento de IA más grandes si pudiera conseguir la energía necesaria. Sam Altman, CEO de OpenAI, dijo ante el Congreso que la abundancia de IA estará limitada por la abundancia de energía.

La relevancia del tema no depende únicamente del auge de la IA. También existe una tendencia de más largo plazo hacia la electrificación de toda la economía, desde transporte y climatización hasta manufactura y sistemas autónomos.

La electricidad puede transformarse en trabajo de forma instantánea y con pérdidas relativamente bajas. A diferencia de los combustibles, no necesita un proceso intermedio equivalente al de un motor térmico para convertirse en movimiento.

Eso ayuda a explicar por qué los vehículos eléctricos pueden costar la mitad en combustible, incluso cuando la electricidad es más cara que la gasolina. Además, sus costos de mantenimiento de por vida pueden ser la mitad de los de un vehículo convencional a gasolina.

La electricidad también es la base de la computación y de la transmisión de información. Radios, pantallas, procesadores y redes digitales no funcionan solo con combustibles líquidos, sino con señales eléctricas precisas.

Entre 1990 y 2024, el precio de los motores eléctricos cayó 97,5%. En ese mismo período, la electrónica de potencia bajó 99,5%, los procesadores integrados casi 99,9% y las baterías 98,8%.

Al mismo tiempo, el rendimiento mejoró. La energía que una batería puede almacenar por kilogramo aumentó cinco veces durante ese lapso.

Ese abaratamiento permitió la evolución desde el Walkman al iPod y luego al iPhone. También abrió el camino para autos, furgonetas, bicicletas eléctricas, drones, aspiradoras automáticas y, posiblemente, robots humanoides comerciales.

En otras palabras, el futuro tecnológico depende de más electricidad, no de menos. Por eso la capacidad de conectar cargas nuevas a la red se está volviendo un tema estratégico para la competitividad nacional.

El cuello de botella no sería la generación, sino la interconexión

La tesis central del análisis es que Estados Unidos no enfrenta, al menos por ahora, una escasez simple de energía. El problema más urgente sería la lentitud y rigidez para conectar nueva infraestructura a la red eléctrica.

Antes de que una planta o una gran carga pueda conectarse, los operadores de red deben estudiar cómo alterará los flujos eléctricos y si obligará a hacer mejoras en el sistema. Ese proceso se ha vuelto cada vez más lento.

En 2005, una planta mediana esperaba menos de 20 meses para interconectarse. Para 2023, el tiempo había subido a 55 meses.

Mientras tanto, los sistemas eléctricos ya están sintiendo presión. En 2023, las ineficiencias de red asociadas a congestión costaron USD $11.500 millones en Estados Unidos, un aumento de 45% frente al año anterior.

ERCOT, que abastece cerca del 90% de la electricidad de Texas, prevé que no tendrá suficiente energía para cubrir la demanda en el verano de 2028. PJM, la mayor red del país por cobertura y volumen, no logró comprar suficiente capacidad futura en 2025 para atender su demanda proyectada.

MISO, otra gran red estadounidense que va desde Louisiana hasta Minnesota, concluyó en un estudio que los riesgos de suficiencia de recursos podrían crecer si no aumentan las nuevas adiciones de capacidad. El CEO de PJM lo resumió con una frase directa: “Necesitamos capacidad, mucha capacidad”.

En este contexto, el debate público suele reducirse a si la solución debe venir del gas, la energía nuclear, la solar o alguna otra fuente. Sin embargo, el análisis sostiene que esa discusión puede distraer del problema más inmediato.

Cuando varias tecnologías conviven, el sistema puede combinar sus ventajas y compensar sus debilidades. La cuestión clave no sería elegir una sola, sino crear un equilibrio eficiente dentro del mercado eléctrico.

Ese equilibrio, en teoría, debería surgir a partir de señales de precios. Pero la conexión misma a la red sigue siendo una barrera previa que impide que el mercado funcione con la velocidad necesaria.

Cómo funciona el mercado eléctrico y por qué no basta

En Estados Unidos y Europa, las redes eléctricas están bastante liberalizadas. Si logran permisos, desarrolladores privados pueden construir plantas y las empresas de servicios están obligadas a conectarlas.

En Estados Unidos, 88% de los grandes proyectos de generación en desarrollo son organizados y financiados de forma privada. La operación del mercado recae en software de despacho económico manejado por operadores de red.

Cada planta informa sus costos y el operador selecciona las más baratas, considerando restricciones de transmisión. A medida que sube la demanda, se va contratando la siguiente oferta más económica.

Ese mecanismo crea señales para el desarrollo de nueva capacidad. Por ejemplo, a medida que creció la energía solar en Texas, el valor relativo de la electricidad a la 1 p.m. cayó de 92,9% a 38,7% respecto de la hora más cara entre 2020 y 2025.

Durante ese mismo período, la salida solar máxima en ERCOT pasó de 4 a 29,8 gigavatios. La caída de precios al mediodía indicó al mercado que hacía falta almacenamiento.

Los desarrolladores respondieron con baterías. Desde 2020 hasta octubre de 2025, ERCOT pasó de casi no tener almacenamiento a contar con una descarga combinada de 8,6 gigavatios en baterías.

Sin embargo, buena parte de la factura final de los consumidores no está gobernada por estas señales competitivas. Las grandes líneas de transmisión suelen ser planificadas por los operadores, y sus costos se trasladan a los usuarios mediante tarifas reguladas.

En un territorio típico de una empresa de servicios dentro de ERCOT, la proporción de costos regulados en la factura residencial promedio subió de 28% en 2002 a 40% en 2025. Además, los reguladores han puesto techos a los precios mayoristas por presión política ante la volatilidad.

Eso llevó a mecanismos complementarios como mercados de capacidad y acuerdos de operación obligatoria para sostener plantas que no siempre son rentables. También intervienen decisiones políticas, como créditos fiscales de USD $30 por megavatio-hora para renovables elegibles bajo la Ley de Reducción de la Inflación.

En algunos casos, esas ayudas permiten ofertas a precios negativos. Incluso puede ocurrir que el precio general de la electricidad sea negativo cuando suficientes actores participan bajo ese esquema.

Una cola saturada de proyectos frena desde renovables hasta centros de datos

El ejemplo de xAI en Memphis muestra hasta dónde puede llegar el problema. Cuando su centro de datos comenzó a operar en 2024, solo podía extraer 8 megavatios de la red.

Para evitar una espera más larga, la empresa instaló 422 megavatios de turbinas de gas en el sitio. La idea era usar esa generación local mientras se completaban las mejoras de transmisión y luego dejarla como respaldo.

La energía fuera de la red es, en principio, una solución temporal. La electricidad de red suele ser más fiable y, en promedio, más barata.

Aun así, 62% de los centros de datos están considerando soluciones fuera de la red para arrancar antes o mejorar confiabilidad. Incluso Google explora la posibilidad de un centro de datos en el espacio alimentado por paneles solares.

El fondo del problema es que las colas de interconexión están llenas de proyectos que no siempre se concretan. Cada red de Estados Unidos tiene más capacidad esperando conexión que su propia demanda máxima en gigavatios.

Solo en ERCOT, había 143,5 gigavatios de centros de datos buscando conectarse en octubre de 2025. Esa cifra supera ampliamente el pico total de demanda de 85,9 gigavatios registrado en agosto de 2024.

El sistema actual funciona con una lógica de primero en llegar, primero en ser atendido. Esa estructura hace que proyectos de alto valor queden atrapados detrás de solicitudes pequeñas, especulativas o duplicadas.

La fuente señala que 72% de las solicitudes de conexión presentadas desde 2000 terminaron siendo retiradas. Muchas se hicieron sin clientes confirmados o en varias ubicaciones a la vez para probar suerte.

Casi 40% de los retiros entre 2020 y 2023 ocurrió justo después del estudio de impacto del sistema, cuando el operador informa cuánto costarán las mejoras requeridas. Para entonces, el tiempo perdido ya es considerable.

La demora mediana entre la solicitud inicial y la firma del acuerdo de interconexión fue de 34,2 meses para los acuerdos firmados en 2023. En casos extremos, estudios adicionales alteraron radicalmente costos ya calculados, como un proyecto eólico de 242 megavatios cuyos costos subieron de USD $33,5 millones a USD $99 millones después de estar operando.

Las reformas propuestas: subastas, conexión flexible y precios más realistas

Las redes ya han hecho algunos ajustes, como exigir depósitos más altos para entrar a la cola y pedir prueba de control del terreno. También obligan a revelar solicitudes duplicadas.

La reforma más importante hasta ahora ha sido pasar a estudios por clúster. En vez de analizar proyectos uno por uno, se evalúan varios al mismo tiempo dentro de una misma simulación.

Eso reduce la necesidad de rehacer estudios cuando un proyecto se retira. También distribuye de forma más equitativa el costo de mejoras de transmisión que benefician a varios participantes.

Pero el análisis sostiene que estas correcciones no atacan el problema de fondo. La irracionalidad básica seguiría intacta mientras el sistema dependa de una fila rígida de primero en llegar, primero en ser atendido.

La alternativa propuesta es introducir subastas para la capacidad de interconexión rápida. En vez de una carrera por presentar formularios, los desarrolladores competirían por espacios limitados en clústeres acelerados.

Según este enfoque, las mejores ofertas reflejarían tanto la viabilidad del proyecto como su valor esperado para la red. Eso debería filtrar proyectos menos serios y priorizar los más importantes.

MISO, PJM y SPP ya han propuesto mecanismos para priorizar proyectos más viables o más necesarios para la confiabilidad. Sin embargo, la fuente considera que esos esquemas son remedios parciales porque descansan en puntuaciones administrativas, no en pujas de mercado.

La ventaja de una subasta es que incorpora información privada de los desarrolladores. Por ejemplo, ellos conocen mejor las probabilidades de obtener permisos o de enfrentar oposición local, algo difícil de capturar con criterios burocráticos.

Otra reforma clave sería expandir el modelo de “conectar y gestionar”, conocido también como servicio solo de energía o transmisión no firme. Bajo este esquema, una planta puede operar antes de que estén listas todas las mejoras, con la condición de desconectarse durante picos de demanda.

ERCOT usa este sistema como predeterminado, y eso ayuda a que sus proyectos avancen por la cola más rápido que en otras redes. Aun así, en las redes organizadas de Estados Unidos, 87% de las solicitudes de interconexión por capacidad siguen optando por el servicio firme más lento.

¿Reducir consumo o volver flexibles a los centros de datos?

Si la IA se considera una carrera de seguridad nacional, incluso estas reformas pueden resultar lentas. En ese caso, la vía más rápida para liberar espacio sería reducir demanda existente o volverla más flexible.

La conservación de energía ya fue usada en Estados Unidos cuando la red enfrentó restricciones a fines de la década de 1960. En 1973, el Árbol Nacional de Navidad llegó a tener una sola luz como símbolo de austeridad.

Pero la conservación sostenida suele ser difícil. Además, muchos consumidores no enfrentan precios minoristas ligados al costo real de la electricidad en tiempo real.

La fuente ofrece un ejemplo claro. Una carga de secadora de ropa que consume 4 kilovatios-hora puede costar entre menos USD $0,12 y USD $20 al por mayor, mientras el usuario residencial promedio paga siempre USD $0,64 a una tarifa de USD $0,16 por kilovatio-hora.

Esa desconexión crea comportamientos poco racionales desde la óptica del sistema. Un usuario puede encender aparatos intensivos justo cuando la red está al borde del estrés extremo.

Las tarifas por hora o de tiempo de uso podrían ayudar a mover consumo hacia momentos de menor costo. Termostatos, cargadores de vehículos eléctricos y otros dispositivos podrían programarse para responder automáticamente a los precios.

También existe la respuesta a la demanda, donde los usuarios permiten a la empresa reducir temporalmente ciertos equipos a cambio de descuentos. Estados Unidos tenía 30,5 gigavatios de esta capacidad en 2022.

Sin embargo, esa opción puede ser poco fiable porque los participantes pueden anular el control y volver a encender sus equipos. Por eso las baterías domésticas, especialmente junto con paneles solares, aparecen como herramientas más robustas para desplazar carga.

El problema es la escala. Para igualar la demanda de un solo centro de datos de 2 gigavatios, haría falta instalar sistemas solares y baterías en casi 175.000 hogares.

Por eso la propuesta más ambiciosa apunta a hacer flexibles a los propios centros de datos. Muchos ya cuentan con respaldo local, por lo que podrían conectarse antes a la red y desconectarse solo durante unas pocas horas críticas al año.

Un estudio citado por la fuente encontró que podrían agregarse 76 gigavatios de nuevas cargas en gran parte de Estados Unidos si esas cargas aceptaran desconectarse apenas 22 horas anuales. Como esas interrupciones serían breves y no consecutivas, podrían cubrirse con baterías en vez de generación térmica.

El Laboratorio Nacional de Energías Renovables estima que las baterías de escala de red de cuatro horas pueden construirse por USD $1.300 por kilovatio. Las turbinas de gas de ciclo combinado cuestan alrededor de USD $2.500 por kilovatio.

La conclusión es un trilema para los desarrolladores. Los centros de datos pueden ser grandes, pueden entrar rápido en operación o pueden tener servicio firme de red, pero no las tres cosas al mismo tiempo.

Si quieren escalar con rapidez, tendrán que aceptar flexibilidad. Para la fuente, esa clase de cambios es la que puede darle a Estados Unidos una red eléctrica más apta para la era de la IA, la electrificación industrial y futuras demandas como hidrógeno, bombas de calor, desalinización y transporte eléctrico.

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 y revisado por un editor humano para garantizar calidad y precisión.


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