El propio monitor del mercado de PJM ha puesto cifra a lo que la carga de los centros de datos ha costado hasta ahora al resto de participantes en el mercado de capacidad: 29.400 millones de dólares. Monitoring Analytics, el monitor independiente que dirige Joseph Bowring, publicó el 12 de noviembre su informe State of the Market de los nueve primeros meses de 2026, y la introducción se parece más a un pliego de cargos que a un resumen de mercado.
El monitor califica el aumento de irreversible y advierte de que vendrán más costes. A su juicio, las cuatro últimas subastas de capacidad, para los años de entrega 2025/2026 a 2028/2029, no dieron resultados competitivos, sobre todo porque se incluyó en ellas la demanda prevista de los centros de datos.
Diciembre trae la siguiente factura
La próxima Base Residual Auction, para 2029/2030, está prevista para diciembre. La presentación de PJM sobre el mecanismo de respaldo de fiabilidad se ha retrasado hasta después de esa subasta, de modo que la mayor parte de la carga prevista de los centros de datos sigue incluida en ella. El monitor espera que la subasta se cierre al precio máximo y añada entre 5.000 y 10.000 millones de dólares más de costes ligados a los centros de datos. También objeta que la previsión de carga de 2026 en la que se basa la subasta todavía incluye centros de datos que se han cancelado o que difícilmente alcanzarán la demanda prevista en la fecha objetivo.
Según el informe, el déficit frente al requisito de fiabilidad de PJM va en aumento: 208,7 MW en la subasta de 2026/2027, 6.516,6 MW en la de 2027/2028 y 6.831,3 MW en la de 2028/2029.
En cuanto a los precios mayoristas, el monitor ofrece este desglose. El coste total de la electricidad mayorista fue de 111,61 dólares por MWh de media entre enero y septiembre de 2026, frente a 79,19 dólares un año antes. Sin la carga de los centros de datos en el mercado de capacidad habría sido de 101,66 dólares, así que el monitor atribuye 9,95 dólares por MWh, o el 9,8 por ciento, solo a esa carga, antes de cualquier efecto sobre los costes de energía o de transporte.
Un buen año para tener una central de punta
El mismo informe muestra lo que los precios más altos han hecho con la rentabilidad de las nuevas plantas. Los ingresos netos teóricos del mercado de energía en los nueve primeros meses subieron un 105 por ciento para una nueva turbina de combustión, un 76 por ciento para un nuevo ciclo combinado y un 313 por ciento para una nueva unidad diésel, en comparación con el mismo periodo de 2025. La generación de las unidades de fueloil creció un 13,7 por ciento y la de las de gas, un 2,5 por ciento. La carga horaria media aumentó un 3,4 por ciento.
Que cada uno traiga su generación
El remedio que propone Bowring es sacar la carga prevista de los centros de datos de las próximas subastas. Las grandes cargas nuevas se atenderían mediante contratos bilaterales con generadores, ya sea con lo que el monitor llama contratos bring-your-own-new-generation (BYONG) o mediante una subasta de respaldo de fiabilidad separada. Los centros de datos que aporten nueva generación, ubicada y programada según su perfil de carga, tendrían una interconexión por vía rápida; los demás esperarían en cola hasta que haya capacidad para atenderlos. Según el monitor, PJM debería aplazar la subasta de diciembre hasta que esto esté en marcha.
PJM no acepta la culpa. Su portavoz, Jeffrey Shields, declaró a Briefs que el operador de red discrepa de fondo de que esté en su mano contener estos costes, ya que son los estados y sus compañías eléctricas quienes deciden dónde se conectan los centros de datos, y recordó la propuesta de PJM de que los estados repercutan los costes de las grandes cargas en esos mismos clientes. A principios de este mes informamos de la reducción de la contratación de respaldo.
Qué cambiaría BYONG en el emplazamiento
Si se impone la idea del monitor, la cuestión de la generación pasa al inicio del proyecto de centro de datos en lugar de quedar en manos de la compañía eléctrica. El promotor llegaría a la interconexión con una planta o un contrato ya asegurados, dimensionados y programados para el campus. Para muchos eso significa motores o turbinas en el propio emplazamiento, con permisos y refrigeración para servicio continuo y no para las pocas horas al año que funciona un grupo de respaldo. Son máquinas distintas a la hora de especificarlas, y la diferencia se nota primero en la implantación del emplazamiento.
Fuentes: Monitoring Analytics (2026 Q3 State of the Market Report for PJM, Section 1), Briefs
