El voto y lo que resolvió
El 30 de junio de 2026 el Members Committee de PJM respaldó un paquete para una compra de respaldo de fiabilidad y rechazó todas las opciones de connect-and-manage que habrían permitido al operador de red cortar grandes cargas en años de capacidad escasa. Esa es la elección decisiva. Ante un déficit proyectado impulsado en gran parte por centros de datos, los miembros de PJM optaron por comprar nuevo suministro en lugar de desconectar la demanda. La junta convertirá ahora el respaldo en solicitudes ante la FERC bajo la Sección 205 en julio.
El mecanismo es una subasta única de dos fases. En la Fase I, de septiembre de 2026 a marzo de 2027, los centros de datos y las entidades de suministro pueden negociar contratos bilaterales de capacidad directamente con proyectos de nuevo suministro. Después de marzo de 2027, PJM realiza una compra central para adquirir la capacidad que aún se necesite. El objetivo original eran 14,9 gigavatios de nuevos recursos en línea para mediados de 2031; el proceso revisado apunta a unos 9 gigavatios, con el costo promedio de la compra limitado a 555 dólares por MW-día.
Por qué los dueños de grandes cargas deben leer esto con atención
El subtexto del voto importa más que la cifra de megavatios. Al rechazar connect-and-manage, los miembros de PJM se negaron a convertir a las grandes cargas en el amortiguador del estrés de la red. En la alternativa que perdió, se podría haber ordenado a un centro de datos apagarse cuando el sistema se tensara. El camino que ganó compromete en cambio a la región a construir o comprar suministro firme para que esas cargas sigan operando. Para un negocio cuya economía depende del tiempo activo, esa es una señal significativa de cómo la mayor red de EE. UU. pretende tratarlo.
También adelanta una negociación. La Fase I permite a las grandes cargas cerrar contratos directos con proyectos nuevos antes de la subasta central, y un análisis señala que los centros de datos están bien posicionados para asegurar temprano el suministro disponible de gas y baterías, a precios favorables, antes de que el resto vaya a subasta competitiva. La ventaja es de quien esté listo para contratar en el otoño de 2026. Llegar tarde a la mesa es un costo.
Quién termina pagando
Alguien financia este nuevo suministro, y el diseño apunta a la carga. Bajo el plan, las entidades de suministro facturan la compra a las grandes cargas, lo que mantiene la intención de que la demanda que genera la necesidad también cargue con el costo. Pero el alcance es más largo que una subasta. Como los contratos de respaldo pueden durar hasta 15 años, un análisis del programa advierte que los precios pactados ahora podrían permanecer incrustados en las facturas de los clientes hasta mediados de la década de 2040, y que el suministro disponible limitado da a los desarrolladores un poder de precios que puede inflar las ofertas.
La lectura honesta es que este programa difícilmente rebajará los precios de la energía o de la capacidad; es un instrumento de fiabilidad, no un descuento. Quien modele el costo total de una gran carga en PJM debería asumir que el respaldo agrega una línea duradera a la factura, no una temporal.
El patrón que esto establece
PJM es el mayor operador de red de Estados Unidos y la primera línea de la demanda impulsada por centros de datos, con un nuevo crecimiento de grandes cargas proyectado en 55 gigavatios para 2030 y 100 gigavatios para 2037. Cómo resuelva la colisión entre el crecimiento de la carga y el suministro se convierte en una plantilla que otras regiones estudian. La elección tomada el 30 de junio fue garantizar el suministro y ponerle precio, en vez de racionar la demanda.
Dos cosas deciden ahora cómo le afecta esto. Primero, si las solicitudes ante la FERC de este mes preservan la estructura de costos que paga la carga o trasladan parte de la carga a los usuarios tarifarios, lo que atraerá escrutinio. Segundo, cuánto suministro firme aparece realmente con un tope de 555 dólares por MW-día cuando los desarrolladores tienen poder de precios. La región se comprometió a mantener energizadas las grandes cargas. Cuánto cuesta ese compromiso y quién lo asume es la cifra que hay que seguir durante el verano.
Leer a continuación: Un contrato de almacenamiento en Europa llega a 25 GWh | Tres microrreactores privados críticos en un mes
