Exelon, la sociedad matriz de seis empresas eléctricas de Estados Unidos, prevé volver a poseer centrales reguladas en un plazo de cinco años. Así lo dijo un directivo de la compañía en una entrevista publicada por POWER magazine el 21 de octubre. Exelon se desprendió de su generación en la escisión de 2022 con Constellation Energy y hoy solo posee negocios de transporte y distribución: ComEd, PECO, BGE, Pepco, Delmarva Power y Atlantic City Electric, que dan servicio a unos 10,9 millones de clientes de electricidad y gas, todos dentro de la red PJM.
La cola de conexiones
La razón es la carga. Exelon contabilizó 18 GW de demanda de centros de datos de alta probabilidad a finales de 2025. Tras empezar a exigir acuerdos de seguridad de transporte, la cifra bajó a unos 11 GW en el segundo trimestre de 2026, unos 9 GW en la zona de ComEd y 2 GW en la región del Atlántico Medio. Otros 25 GW están en estudio o esperan turno para ser estudiados. Para dar una escala, POWER recuerda que el máximo histórico de ComEd, registrado en 2011, fue de 23.753 MW, y el directivo dijo que la carga de alta probabilidad y la cartera en su conjunto más que duplicarían ese máximo.
Con ese acuerdo, el cliente tiene 30 días para firmar, paga durante diez años el coste del transporte vinculado a la carga que solicita y deposita una garantía. Exelon afirma que el objetivo es proteger a los demás clientes si un proyecto nunca llega a construirse, y que la caída de 18 a 11 GW se produjo tras iniciarse la selección.
Por qué se culpa al mercado de capacidad
El directivo sostuvo que las subastas de capacidad de PJM envían una señal de precios un año cada vez, con tres años de antelación, mientras que una central tarda cinco a siete años o más en construirse. El cálculo propio de Exelon, según lo recoge POWER, es que los clientes de PJM pagaron 32.000 millones de dólares en precios de capacidad en dos subastas y recibieron 1,2 GW menos de generación. La subasta de 2028/2029 quedó 6.831 MW por debajo del requisito de fiabilidad de PJM. La FERC aceptó el 29 de septiembre el procedimiento de contratación de respaldo para la fiabilidad de PJM, pero lo suspendió hasta el 28 de febrero de 2027, y el 9 de octubre rechazó el servicio provisional de adecuación de recursos de PJM. El directivo calificó el respaldo de forma de evitar que las cosas empeoren, no de solución.
Exelon quiere leyes estatales que permitan a las empresas reguladas proponer, construir y poseer generación, con la aprobación del estado. Una propuesta concreta es una batería de 500 MW propiedad de la compañía en el sur de Nueva Jersey. La entrevista no dice qué tecnología de generación elegiría Exelon para sus propias plantas.
Lo que retiene un planificador
Para quien diseña o compra equipos de planta, lo importante es el desfase de plazos: un proyecto que necesita de cinco a siete años se planifica frente a un mercado que pone precio a un año cada vez. Si los estados abren la puerta a centrales de empresas reguladas, los pedidos de motores, turbinas y equipos auxiliares vendrían de un comprador con un perfil de riesgo distinto al de un promotor independiente. Es una posibilidad, no una previsión, y la entrevista no la afirma.
La misma red está detrás de otros asuntos recientes: el estudio de PJM sobre un campus de IA de 10 GW en Ohio, respaldado por gas y el acuerdo de suministro de 1.100 MW de NiSource en Indiana. Más información sobre cómo las centrales de generación abastecen a los centros de datos.
Fuentes: POWER Magazine
