PJM propone cambio del mercado por auge de centros de datos

Párrafo inicial

PJM Interconnection ha pasado de la discusión entre partes interesadas a propuestas de diseño de mercado específicas después de que análisis recientes detectaran una carga incremental sustancial procedente de centros de datos hiperescalar. Seeking Alpha informó el 6 de mayo de 2026 que el personal de PJM estima que el crecimiento de la demanda impulsado por centros de datos en la región podría oscilar entre 5 GW y 8 GW para 2030, un cambio que alteraría materialmente la dinámica intradiaria y del mercado de capacidad (Seeking Alpha, May 6, 2026). La magnitud de las posibles adiciones ha catalizado propuestas para modificar la fijación de precios de la energía, la acreditación de capacidad y la planificación de la transmisión dentro de la huella de 13 estados que sirve a aproximadamente 65 millones de personas e incluye el Distrito de Columbia (materiales públicos de PJM, 2026). Los participantes del mercado —desde generadores mercantiles hasta propietarios de transmisión de servicios públicos y operadores de la nube como grandes hiperescaladores— están debatiendo públicamente si las señales locacionales de precios y las estructuras de capacidad existentes seguirán garantizando la suficiencia de recursos al menor costo. Este artículo examina el contexto, los datos, las implicaciones sectoriales y los riesgos de las reformas contempladas por PJM y ofrece una perspectiva de Fazen Markets sobre lo que los inversores institucionales deberían vigilar.

Contexto

PJM es la mayor organización regional de transmisión (RTO) de Estados Unidos tanto por carga pico como por número de clientes. El territorio del RTO abarca una mezcla de centros de carga densos en el Noreste y el Medio Atlántico y corredores industriales en el Medio Oeste, y históricamente ha equilibrado el rápido retiro de recursos térmicos con nuevas renovables y recursos del lado de la demanda bajo su Reliability Pricing Model (RPM). En la última década, las subastas RPM y los mecanismos de contratación incremental de capacidad establecieron señales de precio a futuro destinadas a preservar la confiabilidad mediante la formación del mercado. Esas estructuras asumían un crecimiento de la carga relativamente predecible y distribuido en lugar de una demanda concentrada, con comportamiento similar a la de la generación despachable, impulsada por centros de datos co-ubicados.

La gobernanza y el proceso de partes interesadas de PJM están diseñados para ser deliberativos; las propuestas en consideración llegan después de que estudios internos de carga y de interconexión identificaran proyectos de centros de datos agrupados en zonas específicas de transmisión. Esa concentración es relevante porque la congestión localizada y las limitaciones de transmisión pueden producir separaciones de precio entre nodos que no son visibles en los promedios zonales. Si una porción desproporcionada de los 5–8 GW citados por Seeking Alpha (May 6, 2026) se instala en bolsillos con restricciones, podría forzar tanto inversiones de transmisión fuera de mercado como adquisiciones de recursos localizadas para mantener la confiabilidad.

El debate refleja cuestiones que han ocurrido en otros ISOs donde grandes cargas industriales flexibles o nuevas flotas de generación crearon desafíos operacionales no anticipados. ERCOT y SPP han afrontado previamente ajustes de mercado y operativos tras cambios rápidos en la composición de carga o generación; la situación de PJM es distinta por su legado de mercado de capacidad y la combinación de exposición a picos de invierno y verano a lo largo de su huella. El marco regulatorio está siendo puesto a prueba: si la acreditación de capacidad y el despacho del mercado de energía deberían internalizar explícitamente la carga de centros de datos, altamente concentrada y potencialmente interrumpible.

Profundización de datos

El artículo de Seeking Alpha del 6 de mayo de 2026 cita estimaciones del personal de PJM según las cuales la demanda incremental de centros de datos en la región podría situarse entre 5 GW y 8 GW para 2030 (Seeking Alpha, May 6, 2026). Para contextualizar ese rango, el pico reciente de verano de PJM ha estado en el orden de 160–170 GW (figuras históricas de picos de la U.S. EIA; informes públicos de PJM), por lo que una adición de 5–8 GW representaría aproximadamente entre el 3% y el 5% de la demanda pico regional. Ese porcentaje puede parecer modesto en términos absolutos, pero la concentración espacial eleva los desafíos de planificación del sistema: un clúster de 1 GW en una zona con restricciones puede generar precios locacionales marginales (LMP) y necesidades de capacidad materialmente diferentes en comparación con un aumento distribuido de 1 GW.

La cola de interconexión y los estudios de transmisión existentes de PJM muestran que muchos proyectos de centros de datos buscan conexión en nodos con disponibilidad favorable de suelo y fibra pero con capacidad local despachable limitada. Presentaciones privadas y solicitudes públicas de interconexión presentadas a través de PJM desde 2024 muestran un ritmo creciente de solicitudes de carga de alta capacidad y alto factor de capacidad —proyectos que, a diferencia de las cargas industriales tradicionales, no simplemente aumentan una vez y se mantienen estáticas, sino que pueden imponer grandes cargas base con necesidades variables de flexibilidad a corto plazo. El constructo RPM acredita la capacidad en función de la disponibilidad esperada durante las horas pico; cómo acreditar o penalizar grandes cargas controlables por su contribución de capacidad firme es un nudo técnico y de política que las partes interesadas de PJM están intentando desatar.

Análisis de terceros y divulgaciones de desarrolladores indican que los hiperescaladores y operadores de centros de datos están negociando tanto acuerdos bilaterales de capacidad como mejoras de transmisión, lo que ha producido un mosaico de compromisos a futuro que puede enturbiar las señales centralizadas del mercado. Si una parte sustancial de los 5–8 GW proyectados cuenta con respaldo de contratos bilaterales y generación o almacenamiento en el sitio, la tensión neta sobre los mercados de capacidad centralizados podría reducirse; si, en cambio, la nueva carga depende principalmente de la red sin respaldo firme en el lugar, la formación de precios del RPM podría necesitar elevarse para incentivar la oferta o impulsar la inversión en transmisión.

Implicaciones sectoriales

Los propietarios de servicios públicos y los generadores mercantiles en PJM enfrentan implicaciones distintas en ingresos y planificación. Para las utilities verticalmente integradas o los propietarios de distribución en zonas con restricciones, la incorporación de grandes centros de datos probablemente acelerará las mejoras locales de distribución y aumentará los cargos por demanda de pico. Las utilities que cotizan en bolsa con exposición sustancial a las áreas de carga de PJM —por ejemplo, PPL Corporation (PPL) y American Electric Power (AEP)— tendrán que conciliar el gasto de capital para mejoras localizadas con los calendarios de casos tarifarios y los marcos regulatorios de recuperación. Los propietarios de transmisión pueden presionar por una asignación de costos en toda la región para grandes interconexiones, lo que puede ser