SemiAnalysis: La red eléctrica de EE. UU. se encamina hacia más de 40 GW de capacidad de centros de datos detrás del medidor para 2028 ante las restricciones de la red
Investigación publicada el 25 de junio de 2026
La red eléctrica de Estados Unidos se acerca a un punto de ruptura estructural que obligará a más de la mitad de las nuevas construcciones de centros de datos a adoptar configuraciones "detrás del medidor" (BTM, por sus siglas en inglés) para 2028, según un nuevo análisis de SemiAnalysis. El modelo energético recientemente desarrollado por la firma de investigación proyecta que las soluciones BTM alimentarán a más del 50% de los nuevos centros de datos en EE. UU. a partir de 2028, y que el mercado total direccionable para equipos BTM de centros de datos superará los 50 GW anuales para 2029. Este cambio refleja una dura realidad: el margen disponible en la red se volverá negativo para 2027, incluso cuando la demanda de los centros de datos se acelere de 21 GW en 2026 a 84 GW para 2030.
El margen de la red se desvanece mientras la demanda de centros de datos aumenta
SemiAnalysis realizó un seguimiento de 40.000 activos de generación en todo EE. UU. y modeló las fechas de operación comercial trimestre a trimestre para llegar a una conclusión aleccionadora sobre el nuevo suministro de la red. La firma estima que apenas se añaden anualmente 15 GW de capacidad neta nueva de carga efectiva (ELCC, por sus siglas en inglés), con una tendencia hacia los 20 GW para finales de la década. Esa es la capacidad firme que los operadores de red pueden reconocer realmente para atender la carga de los centros de datos después de contabilizar las interrupciones forzadas y los requisitos de fiabilidad. Al calcular la diferencia frente a la demanda máxima y los márgenes de reserva necesarios, el margen disponible ya se acerca a cero y se vuelve decididamente negativo para 2027.
La restricción no es temporal. Las adiciones de turbinas de gas a corto plazo siguen siendo escasas, con una proyección de menos de 10 GW anuales para 2026 y 2027, aumentando solo a partir de 2028. SemiAnalysis señala una cascada de cuellos de botella: fricción en las colas institucionales, denegaciones de permisos que acabaron con 24 GW de proyectos de PJM totalmente contratados desde 2020 y cadenas de suministro al límite. Los plazos de entrega de turbinas de gas y transformadores de potencia principales se han extendido a entre tres y cuatro años frente a los 18 meses históricos, lo que eleva los plazos de desarrollo de los proyectos de turbinas de gas de ciclo combinado a entre cuatro y seis años desde la planificación inicial hasta la energización.
Las energías renovables y el almacenamiento ofrecen poco alivio si se miden correctamente. Si bien la energía solar y el almacenamiento en baterías añaden cada uno más de 20 GW de capacidad nominal por año, su contribución basada en la ELCC es mínima. SemiAnalysis señala que a medida que aumenta la penetración solar, el valor marginal de la capacidad incremental disminuye drásticamente porque todas las plantas generan energía aproximadamente en las mismas horas. En algunas zonas congestionadas de ERCOT, los planificadores ahora consideran que la energía solar incremental tiene un valor esencialmente nulo al dimensionar las necesidades de capacidad firme. El almacenamiento se enfrenta al mismo problema de disminución de la ELCC marginal: a medida que los sistemas de baterías de 4 horas saturan la exposición de la red a eventos de fiabilidad inferiores a 4 horas, el riesgo residual del sistema se desplaza hacia eventos de mayor duración que esas baterías no pueden abordar.
BTM gana en velocidad y certidumbre de plazos
Para los laboratorios de IA y los hiperescaladores, el cálculo se ha desplazado decididamente hacia el modelo detrás del medidor. La velocidad y la certidumbre dominan la decisión. Las fechas de puesta en servicio solicitadas para BTM se agrupan alrededor de 2027 y 2028, frente a unos plazos de red que habitualmente se deslizan hacia 2030. Más importante aún, los plazos BTM están en manos del comprador y no de las empresas de servicios públicos, cuyos programas de entrega prometidos han demostrado ser notoriamente poco fiables. SemiAnalysis señala que estas empresas retrasan o reducen cada vez más la carga comprometida con pocas o nulas sanciones contractuales, una dinámica que simplemente no funciona para los laboratorios de IA, cuyo acceso a la computación a gran escala es el alma de su negocio.
El contexto económico y operativo refuerza el cambio. Según el modelo de TCO de nube de IA de SemiAnalysis, la energía como porcentaje del costo total de propiedad es mayormente insignificante, lo que significa que cualquier cantidad de energía asegurada por un laboratorio de IA se traduce en miles de millones en valor dado el potencial de ingresos por gigavatio. Mientras tanto, los requisitos de tiempo de actividad se han relajado. Muchos de los centros de datos de IA construidos por Meta ahora apuntan a solo dos nueves de tiempo de actividad y prescinden por completo de generadores de respaldo, eliminando las barreras de costos históricas para la adopción de BTM. SemiAnalysis observa que el principal desafío y motor de costos para BTM siempre ha sido la redundancia y la fiabilidad, pero ahora que los clientes aceptan niveles de redundancia más bajos, la economía de la red frente a BTM está mucho más equilibrada.
El resultado práctico es un aumento en la actividad BTM, particularmente en Texas, donde es más fácil obtener permisos para gas in situ. SemiAnalysis informa que muchos desarrolladores de primer nivel están planificando instalaciones detrás del medidor de más de 5 GW en ERCOT, y el modelo de centros de datos de la firma distingue a los pocos campus creíbles de más de 5 GW de aquellos que no muestran signos de desarrollo serio.
El proceso "Batch Zero" de ERCOT codifica estructuras híbridas
ERCOT se apresura a formalizar las estructuras híbridas que combinan la generación in situ con el acceso continuo a la red. El proceso "Batch Zero", regido por las reglas marco aprobadas el 1 de junio de 2026 y efectivas el 11 de julio, introdujo dos nuevos conceptos de co-ubicación junto a la ya establecida Red de Uso Privado (Private Use Network). El marco se centra en una única métrica para cada gran carga: un límite máximo de retiro que especifica cuánto puede extraer el sitio de la red independientemente de la generación in situ.
Han surgido dos modelos de abastecimiento. Los acuerdos de medición neta (Net-Metering Arrangements) permiten que los generadores que ya operan se co-ubiquen con nuevas cargas y compensen ese consumo frente a la producción in situ detrás de un único medidor, con solo el valor residual liquidándose contra la red. Debido a que el generador operaba antes del 1 de septiembre de 2025, el acuerdo se somete a una evaluación de seguridad de transmisión de 120 días, y los reguladores pueden aprobar, denegar o condicionar la configuración. La mayor parte de la actividad de co-ubicación anunciada en ERCOT se sitúa en esta categoría, incluyendo el acuerdo de 1.200 MW de AWS en la planta nuclear Comanche Peak de Vistra, los 400 MW totales de CyrusOne en la planta Thad Hill de Calpine y el campus Goodnight de aproximadamente 1 GW de Crusoe.
Las estructuras de "Traiga su propia generación" (BYOG, por sus siglas en inglés) permiten a las cargas construir o contratar nueva generación co-ubicada en lugar de esperar a las actualizaciones de la red. ERCOT evalúa esto en tres vías paralelas: un estudio de lote (Batch Study) establece el límite de retiro de la red, la interconexión de generación establece el límite de exportación y la planificación de transmisión identifica las actualizaciones de red necesarias. Los sitios extraen energía hasta su límite de retiro desde el primer día y aumentan hacia la capacidad total a medida que cada unidad de generación entra en línea. La distinción con el NMA es la antigüedad: la generación BYOG es de nueva construcción y queda fuera de la revisión regulatoria de medición neta.
Dos nuevos conceptos de medición formalizan los acuerdos. Las redes de uso privado con límite de retiro (Withdrawal-Limited Private Use Networks) permiten que las cargas que traen su propia generación nueva se conecten con más megavatios de los que la transmisión por sí sola podría soportar, a cambio de un tope aplicado al retiro de la red. Los recursos de carga controlable provisionales (Provisional Controllable Load Resources) representan cargas flexibles y despachables que no necesitan generación in situ, que se conectan al tamaño completo solicitado pero que pueden reducirse en tiempo real durante las restricciones de transmisión, con el tope relajándose hacia una fecha de salida definida a medida que se construye la transmisión.
Los fabricantes de equipos y los productores independientes de energía (IPP) enfrentan un reajuste de ganadores y perdedores
El aumento de BTM crea una clara divergencia entre los fabricantes de equipos y los productores independientes de energía (IPP). SemiAnalysis señaló a GE Vernova, Siemens Energy y Mitsubishi Heavy Industries como los principales perdedores de la tendencia en un informe publicado un mes antes. La explicación es el posicionamiento de la cartera: los tres siguen muy expuestos a la construcción conectada a la red, que ahora está estructuralmente limitada. Aunque su exposición a BTM también es alta, no es tan alta como la de proveedores como Bloom Energy, a quien SemiAnalysis señaló por primera vez en diciembre de 2024 como el mayor beneficiario.
Dado que BTM se vuelve más favorable para los compradores y los plazos esperados se centran en 2028, SemiAnalysis no espera que los pedidos de turbinas de servicios públicos para capacidad posterior a 2030 aumenten. La firma ve 2026 como un posible pico para los pedidos de turbinas para los tres grandes fabricantes (OEM), con la mayoría de los compradores centrados en la entrega de 2028 fluyendo hacia Bloom, INNIO, Wärtsilä, Bergen y proveedores similares. El aumento en la carga contratada impulsó pedidos masivos, pero SemiAnalysis ahora detecta un creciente escepticismo sobre la capacidad de las empresas de servicios públicos para atender la capacidad prometida a tiempo. Combinado con los desafíos de financiación que enfrentan los proyectos conectados a la red, la configuración apunta a un pico de pedidos de turbinas este año.
Los IPP expuestos a las restricciones de la red y al aumento de los precios de la energía enfrentan vientos en contra a medida que la demanda de capacidad de red disminuye en términos relativos mientras el BTM aumenta. Constellation, Vistra y Talen están expuestos negativamente a la tendencia. NRG Energy representa una posible excepción a través de apuestas específicas en ERCOT. La compañía parece bien posicionada para beneficiarse del nuevo marco de BYOG y redes de uso privado con límite de retiro de ERCOT, dada su disponibilidad de turbinas de gas para emparejar con la carga co-ubicada.
La oportunidad de 5,4 GW de NRG y el enfoque en "frente al medidor"
En su llamada del cuarto trimestre del año fiscal 2025, la dirección de NRG señaló una oportunidad de gran carga contratada que implica aproximadamente 2.500 millones de dólares de EBITDA incremental, construido sobre bloques que superan 1 GW bajo contratos de 10 a 20 años con contrapartes con grado de inversión, con la primera energía potencialmente en línea para finales de 2029. El CEO Larry Coben declaró en la llamada del 24 de febrero de 2026 que "estamos analizando bloques superiores a un gigavatio. Creo que estamos analizando contratos de un mínimo de 10 y frecuentemente 20 años, con entidades con calificación de inversión que realmente pueden respaldar el tipo de crédito requerido para que esto suceda". Añadió que la primera energía "podría estar activa para finales de 2029, y luego, de manera proporcional, probablemente 1 GW al año, tal vez más, por cada año posterior".
Ante el reciente acuerdo de 20 años entre Microsoft y Chevron en el oeste de Texas para el proyecto Kilby de aproximadamente 2,67 GW, SemiAnalysis no ve ninguna razón por la que NRG no pudiera conseguir un acuerdo de gas comparable a largo plazo y anclado por un hiperescalador. Coben indicó en la misma llamada que "nuestro enfoque en PJM, al menos inicialmente, serán los 1 GW de aumentos de capacidad. Es simplemente más rápido y ágil para el mercado, la demanda está ahí para Texas".
No obstante, la dirección sigue considerando la generación "frente al medidor" (front-of-the-meter) como su principal enfoque a corto plazo, lo que puede verse reforzado por las recientes sentencias de PUN y BYOG de ERCOT. El presidente y CEO, Rob Gaudette, declaró en la llamada del primer trimestre del año fiscal 2026 el 6 de mayo de 2026 que "nuestro enfoque principal es la generación frente al medidor, el centro de datos frente al medidor, porque creemos que es lo correcto para el mercado". Reconoció estar analizando soluciones detrás del medidor, pero enfatizó que las conversaciones actuales son sobre soluciones frente al medidor y "progresan tan bien como lo han hecho en los últimos 12 meses".
SemiAnalysis considera soluciones potenciales fuera de la construcción BTM inmediata, incluida la flexibilidad de carga, reformas en la cola de interconexión e incentivos de mercado, y una renovada construcción de transmisión. La firma señala que si los centros de datos conectados a la red pudieran reducir su consumo un número determinado de horas al año, se podrían desbloquear decenas de gigavatios. PJM caracteriza esta flexibilidad como cambio de carga, despacho de generación de respaldo in situ y descarga de baterías. Sin embargo, SemiAnalysis sigue siendo cauteloso a corto plazo dadas las restricciones comerciales y regulatorias que ralentizan la adopción generalizada. En cuanto a la transmisión, la firma espera que la década de 2030 sea testigo de una gran construcción a medida que los mayores consumidores de energía sean lo suficientemente solventes como para presentar garantías corporativas y suscribir proyectos de transmisión completos, pero por ahora, construir nueva transmisión a gran escala es simplemente demasiado lento para el ritmo de construcción de centros de datos de IA. En la práctica, solo un puñado de corredores de transmisión en EE. UU. podrían soportar físicamente el crecimiento de la carga a esta escala, y cumplir con los requisitos de fiabilidad de NERC en el cronograma necesario es, en sí mismo, una restricción vinculante.