La expansión de centros de datos vinculados a la IA está detrás de un “shock” en el mercado de capacidad de PJM: el precio de la subasta para 2026/27 saltó a U$S 329,17 por megavatio-día, con efectos directos sobre las facturas residenciales en estados como Nueva Jersey y Nueva York. Los reguladores y el mercado buscan soluciones técnicas y regulatorias para que la carga de IA no termine siendo costeada por los usuarios domésticos.
El pulso corto: qué ocurrió (y cuánto duele)
PJM Interconnection —el operador de la red y los mercados mayoristas que coordina el sistema eléctrico en partes o la totalidad de 13 estados más Washington D.C., atendiendo a 67 millones de personas— registró en su última subasta de capacidad precios que alcanzaron el máximo autorizado: U$S 329,17 por MW-día para el año de entrega junio 2026-mayo 2027.
Esa cifra —y el fuerte incremento en los componentes de capacidad— implica que los pagos a generadores se incrementan y, según cómo decidan trasladarlo las empresas distribuidoras, se verán reflejados en las boletas domésticas.
En términos prácticos, en el período de 12 meses cerrado en mayo muchas jurisdicciones dentro de PJM mostraron aumentos de facturas superiores a la media nacional (esa media rondó el 6% interanual). Por ejemplo, Nueva Jersey registró un alza cercana al 13,3% y Nueva York alcanzó el 14,4%, cifras que ya alimentan debates políticos locales.
Por qué la subasta explotó: la factura de la IA
El motor principal del encarecimiento no fue el coste de generación corriente, sino el salto en los pagos de capacidad que comenzaron a impactar las boletas a partir de junio. El monitor independiente de PJM (Monitoring Analytics) concluye que, “la conclusión básica de este análisis es que el crecimiento de la carga de centros de datos es la razón principal de las condiciones recientes y previstas del mercado de capacidad”. En términos de orden de magnitud, la inclusión de carga histórica y proyectada de data centers elevó los ingresos de la subasta por miles de millones de dólares.
Periodistas y analistas resumen así el efecto: la previsión de incremento de demanda por centros de datos —con polos de expansión, sobre todo, en Virginia y zonas cercanas— infló las expectativas de necesidad de capacidad y empujó el precio de la subasta desde niveles moderados hasta máximos que obligan a pagar más por “tener capacidad disponible” el próximo año.
Críticas al diseño del mercado y voces del sector
Expertos señalan fallas de diseño en la subasta. Hugh Wynne, analista de utilities, calificó ese mecanismo como un “baile de lluvia” que paga pero no entrega la nueva capacidad esperada: “es suficiente, por su cálculo, para financiar 19 GW de nueva capacidad (principalmente a gas), pero sólo se autorizaron ~4 GW de nuevas incorporaciones”, lo que convierte el aumento de pagos en una transferencia de riqueza hacia generadores existentes más que en nueva oferta real.
Frente a propuestas políticas radicales, Timothy Fox (ClearView Energy Partners) advirtió que “deshacer ese reloj llevaría mucho tiempo, probablemente sería caro y estaría lleno de incertidumbres”, señalando que desmontar mercados descentralizados rápidamente no es una solución sencilla.
Qué proponen expertos y reguladores
Entre las recomendaciones que revientan en los debates públicos figuran:
- Requerir que nuevos centros de datos “aporten” su propia capacidad (o firmen acuerdos de compra de energía a largo plazo) para financiar plantas y transmisión adicionales. Monitoring Analytics explicitó que, si los centros de datos trajeran nueva generación respaldada por PPAs, se limitaría el impacto sobre los demás usuarios.
- Mejoras del diseño de la subasta (por ejemplo, separar precios para capacidad existente y nueva) para evitar pagos extraordinarios que no se expresen en aumento de oferta real.
- Aceleración de permisos e inversiones en infraestructura y mayor trazabilidad de cómo se repercuten los costos en consumidores. Estados como Pensilvania y Nueva Jersey ya discuten medidas legislativas que van desde incentivos hasta revisar la participación en PJM.
¿Solución técnica o reparto de costos?
El sector tecnológico tiene herramientas para mitigar el problema: eficiencia de centros de datos, acuerdos de gestión de demanda y despliegue de software que optimice cuándo y cómo consume energía la IA. Pero esos cambios requieren tiempo y voluntad contractual: la urgencia de la subasta ya está repercutiendo en facturas.
Para muchos observadores, la vía más rápida y equitativa es que los grandes consumidores —hiperescaladores— asuman compromisos de suministro a largo plazo (PPAs) o financiación de nueva generación que aumente la resiliencia del sistema sin imponer la cuenta a hogares y Pymes.