El proceso de partes interesadas lo cerró en junio y el consejo lo reabrió

El 30 de junio, las partes interesadas de PJM respaldaron un plan para comprar capacidad nueva destinada a centros de datos y rechazaron la opción de cortarlos durante las escaseces. Cuatro semanas después, el PJM Board of Managers emitió una carta de decisión fechada el 27 de julio que ordena al operador presentar ambas medidas ante la Federal Energy Regulatory Commission: una Reliability Backstop Procurement y un Interim Resource Adequacy Service que corta grandes cargas.

Una propuesta del CIFP contaba con apoyo de supermayoría entre las partes interesadas y el consejo la juzgó insuficiente. Esa secuencia es lo que conviene archivar. Quien tome una votación de partes interesadas como señal temprana de política de red acaba de ver cómo una produjo un falso negativo con aplomo, cuatro semanas antes de que lo contrario llegara a la FERC.

Los números detrás del giro no son sutiles. PJM prevé unos 70 gigavatios de nueva gran carga hasta 2038 frente a unos 15 gigavatios de generación retirada desde 2022, en un ámbito que sirve a 67 millones de clientes. Joseph Bowring, de Monitoring Analytics, cifra en 29.400 millones de dólares el coste añadido por las cargas de centros de datos en las últimas cuatro subastas. Un consejo con esa aritmética delante nunca iba a dejar el corte guardado mucho tiempo.

El umbral agrega, así que un campus es una sola carga

Una gran carga se define como cliente final con una punta de 50 megavatios o más en un único punto de interconexión, o en varios puntos de interconexión dentro de un radio de una milla. La cláusula de la milla es todo el diseño. Cierra la vía de evasión evidente, que consiste en construir el mismo campus como varias naves medidas por separado y mantener cada una por debajo del umbral.

Tres naves de 20 megavatios dentro de una milla son una gran carga de 60 megavatios. También lo son una construcción de 35 megavatios y su fase dos de 20 megavatios en cuanto esta última se energiza. Un plan de emplazamiento trazado para mantener modesta cada conexión no produce tres clientes pequeños; produce uno grande y registrado, y el registro es obligatorio.

El propio registro se lee mejor como obligación de transparencia que como formulario. Anota la ubicación de cada emplazamiento, su rampa de potencia, su generación de respaldo y tipo de combustible, su capacidad computable y cualquier asignación que tenga de la compra de respaldo. Las cargas que ya operen antes del 1 de junio de 2027 deben registrarse antes del 1 de marzo de 2027. Un operador que nunca ha tenido que declarar su curva de rampa a un regulador la declarará, y esa cifra es más difícil de revisar después que de fijar ahora.

Una segunda subasta al precio que la primera no pudo pagar

La subasta base de capacidad para 2028/2029 casó el 14 de julio a 325 dólares por megavatio y día, exactamente el techo aprobado por la FERC, y terminó 6.831 megavatios corta. PJM publicó entonces que sin la banda de precios la subasta habría casado cerca de 555 dólares en el conjunto del ámbito.

La compra de respaldo que ahora ordena el consejo busca 6.831 megavatios con una disposición máxima a pagar de 555 dólares por megavatio y día en términos de capacidad firme. Ambas cifras son producto de la propia subasta. El mercado con tope no falló al descubrir un precio; lo descubrió y no se le permitió pagarlo, y el consejo ha construido ahora un segundo lugar donde sí puede. El emparejamiento bilateral corre en agosto, la ventana central de ofertas abre el 30 de septiembre y cierra el 21 de octubre, la evaluación llega hasta el 2 de diciembre, y los compromisos pueden extenderse quince años.

Leerlo como un rescate pasa por alto lo que concede. Un tope que ata es una regla de racionamiento y no un precio, y la respuesta correcta a un tope que ata es mover el tope o construir un canal a su lado. PJM ha elegido el canal, ha mantenido la banda en la subasta base y ha repartido el coste del respaldo entre las comercializadoras con la misma metodología. Todos en el sistema pagan el recurso; solo las nuevas grandes cargas soportan la interrupción.

Lo que cubre 2028 es el corte

Esta es la aritmética que nadie ha juntado. El déficit que se resuelve está en el año de entrega 2028/2029. Los recursos comprados para resolverlo no tienen que estar en servicio hasta el 1 de junio de 2032. Son cuatro años de entrega entre el hueco y el acero comprado para llenarlo.

Algo tiene que sostener de 2028/29 a 2031/32, y el único instrumento del paquete que existe en esos años es el corte. El Interim Resource Adequacy Service no es, por tanto, un respaldo del respaldo. Es el producto de capacidad para el periodo intermedio, vestido de barrera de fiabilidad. Además, las grandes cargas quedan retiradas de facto de la demanda de subasta desde el año de entrega 2029/2030, que es lo que quiere decir Jefferies cuando afirma que el cambio debería bajar los precios de capacidad con el tiempo: la curva de demanda encoge porque parte de la demanda se ha reclasificado como interrumpible.

Julia Hoos, de Aurora Energy Research, describió el paquete como un intento de tapar el hueco y trasladar después la responsabilidad de comprar generación nueva a las grandes cargas. Es una lectura precisa del mecanismo, y también la razón por la que el 1 de junio de 2027 pesa más que 2032. Traiga capacidad propia para entonces y será una carga firme. Falle esa fecha y será el margen de reserva.

Ahora es una cuestión de contrato, no de cola

La versión europea de esta restricción ha tenido forma de cola. La reforma británica de conexiones, la moratoria de Dublín, los mapas neerlandeses de congestión: la pregunta era si se puede conectar, y la respuesta era una fecha. PJM plantea otra pregunta. Se conecta, y después su carga es condicional.

Eso saca la exposición del modelo de selección de emplazamiento y la mete en el contrato. Un acuerdo de colocación promete disponibilidad contra la energía de la instalación, y esa energía a partir de 50 megavatios es ahora interrumpible salvo que se haya asegurado capacidad u obtenido una asignación del respaldo. Los preavisos en programas comparables de gestión de demanda van de unos treinta minutos a unos días, y los clientes cortados son compensados, de modo que la pregunta comercial no es si está expuesto sino cuánto vale la compensación frente a su propio coste de parada.

Tres cosas pertenecen al próximo contrato que firme en cualquier mercado de capacidad, no solo en este. Pregunte si su emplazamiento agrega con algo más que su arrendador opere dentro de una milla. Pregunte quién tiene la capacidad computable o la asignación de respaldo que le mantiene fuera del orden de corte, y hágalo constar con nombre. Y fije sus condiciones de corte en horas al año con preaviso declarado, porque una promesa de compensación sin tope de horas no es un nivel de servicio. En España la industria conoce desde hace tiempo la interrumpibilidad como servicio retribuido, lo que facilita la negociación y mantiene realista la expectativa de precio.

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