Primero la energía: decisiones de red y ubicación para centros de datos de IA hasta 2027

El informe sobre energía e IA de la Agencia Internacional de Energía (AIE) de abril de 2026 estimó que el consumo eléctrico de los centros de datos creció un 17% en 2025, y que el de los centros de datos orientados a la IA creció un 50%. Su proyección central prevé que el consumo de los centros de datos casi se duplique, de 485 TWh en 2025 a 950 TWh en 2030, alrededor del 3% de la demanda mundial de electricidad. La inversión de capital de las mayores empresas tecnológicas superó los $400.000 millones durante 2025 y se espera que aumente otro 75% en 2026.

El lado físico se está tensando. Entre 2020 y 2025, la densidad de potencia de los servidores de IA se multiplicó por once, y la AIE prevé que se multiplique por cuatro más hasta 2027, cuando un solo rack avanzado podría consumir en su pico tanto como 65 hogares. Los cuellos de botella que afectan a la electrónica de potencia, los transformadores, las turbinas de gas y la memoria de alto ancho de banda hacen menos probables los escenarios más agresivos de la AIE a corto plazo, y la agencia prevé que la escasez de memoria dure al menos hasta finales de 2027.

La AIE señala también que los centros de datos se llenan de servidores poco a poco y que a menudo sobredimensionan al principio sus conexiones a la red. Los megavatios solicitados a un operador de red son una previsión de la demanda a varios años vista. Todos los reguladores que gestionan hoy una cola de centros de datos intentan separar las previsiones firmes de las meramente optimistas, y las herramientas que han elegido (las tasas, los hitos, los requisitos de generación y las condiciones de flexibilidad) ponen precio a esa diferencia.

Las ofertas de conexión de demanda contratadas en Gran Bretaña pasaron de 41 GW a 125 GW entre noviembre de 2024 y junio de 2025, impulsadas en gran parte por los centros de datos, que representan al menos 80 GW de las solicitudes. El 29 de julio de 2026, Ofgem sometió a consulta una Data Centre Commitment Fee (tasa de compromiso para centros de datos), pagadera cuando un gran centro de datos acepta una oferta de conexión, reembolsada en la energización y perdida si el proyecto abandona la cola antes de tiempo. El rango propuesto es de £237.500 a £712.500 por megavatio, alrededor del 2,5% al 7,5% del costo medio de un proyecto. Para conservar su lugar, los proyectos también tendrían que cumplir hitos específicos para centros de datos, con evidencia de capacidad financiera, madurez comercial y actividad de compras. La consulta se cerró en septiembre de 2026 y la decisión de Ofgem está pendiente.

La aritmética es directa. Con el rango propuesto, una solicitud de 100 MW pondría en riesgo entre £23,75 millones y £71,25 millones. Con la cola anterior, solicitar capacidad con mucha antelación respecto de una rampa realista costaba poco. Con la propuesta se convierte en una decisión de balance. Los promotores tendrán que dimensionar sus solicitudes según el calendario de despliegue que puedan financiar, y los inversores querrán contrastar ese calendario con los plazos de entrega de chips y equipos eléctricos.

En paralelo avanza la reforma más amplia de las conexiones. El calendario revisado de NESO situó las ofertas de Gate 2 Phase 2 para transmisión y grandes conexiones integradas entre principios de septiembre de 2026 y mediados de enero de 2027, y las ofertas de Phase 2 para distribución entre mediados de octubre de 2026 y mediados de marzo de 2027. Las fechas de oferta que lleguen en esa ventana decidirán qué proyectos británicos pueden comprometer capital con confianza en 2027.

Irlanda muestra adónde conduce una red con restricciones. Los centros de datos consumieron el 22% de la electricidad irlandesa en 2024, frente al 5% en 2015, y EirGrid prevé que su demanda pase de 9,4 TWh en 2025 a 14,6 TWh en 2034, lo que equivaldría al 31% de la demanda nacional. En diciembre de 2025, la Commission for Regulation of Utilities (el regulador irlandés de servicios públicos) decidió que los nuevos centros de datos deben aportar generación despachable o almacenamiento, en el propio emplazamiento o en sus cercanías, equivalente a su capacidad máxima de importación solicitada y con participación en el mercado mayorista. También deben cubrir al menos el 80% de su demanda anual con electricidad renovable adicional generada en Irlanda, con una trayectoria de transición de seis años y conforme a un plan creíble presentado a los operadores del sistema, y los operadores deben valorar si la ubicación solicitada tiene restricciones.

La UE empieza por la divulgación de información. Los centros de datos con un consumo energético significativo ya informan su desempeño energético y hídrico con arreglo a la Directiva de Eficiencia Energética. El 21 de septiembre de 2026, la Comisión adoptó un sistema común de calificación para los centros de datos de más de 500 kW, que está ahora sometido a un periodo de examen de dos meses ante el Parlamento Europeo y el Consejo. También abrió una consulta sobre normas mínimas de desempeño que se cierra el 14 de diciembre de 2026, con una propuesta legislativa prevista para el segundo trimestre de 2027. Se espera que las primeras calificaciones evalúen el desempeño de 2026, con datos presentados en 2027.

Ambas jurisdicciones apuntan en la misma dirección. Una conexión trae ahora obligaciones sobre cómo se obtiene la energía, con qué flexibilidad se usa y cómo se informa el desempeño, y esas obligaciones deben incorporarse al caso de inversión desde el primer modelo.

La subasta de capacidad de PJM para el año de entrega 2028/2029, celebrada en julio de 2026, se cerró al precio máximo de $325 por MW-día en toda su zona y contrató 6.831 MW menos que su requisito de fiabilidad. La subasta anterior se quedó unos 6.500 MW corta, y PJM afirma que fueron las primeras subastas de su historia en las que toda la región quedó por debajo del requisito. Atribuye la situación a la incorporación continua de grandes cargas de centros de datos a su previsión de demanda. Entre sus respuestas figuran un marco Connect and Manage, que permitiría conectarse a grandes cargas nuevas a condición de operar con flexibilidad cuando sea necesario, y, desde el 9 de junio de 2026, apoyo para cerrar contratos bilaterales a largo plazo entre grandes consumidores y generadores. La próxima subasta, para 2029/2030, está prevista para diciembre de 2026.

La regulación federal también se mueve. El 18 de junio de 2026, la FERC (comisión federal reguladora de energía de Estados Unidos) ordenó a los seis operadores regionales de red bajo su jurisdicción que justificaran o reformaran sus tarifas para grandes cargas, incluidos los procesos de estudio, la asignación de costos y los acuerdos de coubicación y generación detrás del medidor, con un plazo de 60 días para responder.

Los promotores que se enfrentan a conexiones lentas recurren al gas in situ. La AIE constata que un suministro de gas in situ fiable para cargas críticas y variables de un centro de datos necesita entre un 30% y un 70% más de capacidad de generación que la propia carga. Los pedidos de turbinas de gas aumentaron un 70% en 2025, y la AIE considera incierto que la generación in situ ofrezca una vía más rápida de salida al mercado a gran escala.

Las recomendaciones de política de la AIE señalan el intercambio disponible: conexiones no firmes y respuesta de la demanda a cambio de una conexión más rápida. Un emplazamiento capaz de reducir su consumo cuando la red está bajo tensión, mediante baterías, generación in situ o programación de cargas de trabajo, es el que un operador puede conectar antes. Cuánta interrupción puede aceptar un proyecto es una decisión de diseño, y debe tomarse antes de comprar el terreno.

En todas estas jurisdicciones se está invirtiendo el orden en que se elige un emplazamiento. La secuencia tradicional de terreno, permisos urbanísticos y luego energía da paso a la energía primero: la fecha de conexión, la parte de la capacidad que será firme y la que será interrumpible, la tasa o garantía necesaria para conservarla y las obligaciones de abastecimiento o generación asociadas. Después se contrastan con eso el terreno, la fibra, los permisos y la demanda de los inquilinos.

El modelo financiero debe seguir el mismo orden. Las rampas de ingresos suelen vincularse a la finalización del edificio y al acondicionamiento por parte del inquilino. Deberían vincularse a las fechas de energización por fase, con la probabilidad de cada fecha tomada de la evidencia de red y no del programa de obra. Un modelo con una única fecha de puesta en marcha esconde tres: la fecha en que el edificio está listo, la fecha en que la red puede suministrar energía y la fecha en que llegan los equipos del inquilino. Hasta 2027, las dos últimas son las que más probablemente se moverán.

La divulgación de información pertenece al mismo modelo. Donde se apliquen calificaciones, obligaciones de cobertura renovable o deberes de información, los datos que demuestran el cumplimiento (energía medida, consumo de agua, suministro renovable y eventos de flexibilidad) deben incorporarse a la operación antes de que llegue el primer inquilino, porque reconstruirlos después es mucho más difícil. Los registros que demuestran el cumplimiento en Irlanda, la UE y Estados Unidos se solapan más que las propias normas, de modo que una única capa de medición e información, diseñada una sola vez, puede servir a varias jurisdicciones.

Antes de que Ofgem decida sobre la tasa de compromiso, enumerar todas las posiciones de conexión de demanda en Gran Bretaña que se tienen o se han solicitado, contrastar cada una con un calendario de despliegue que pueda financiarse y calcular la exposición a la tasa en ambos extremos del rango propuesto. Decidir qué posiciones mantener, redimensionar o liberar.

Para enero de 2027, en los proyectos de Gate 2 Phase 2, confirmar la fecha de oferta y la evidencia que exigirá cada hito, y alinear las aprobaciones del directorio y las condiciones de financiamiento con esas fechas.

En los proyectos irlandeses, comprobar si los requisitos de generación despachable y de cobertura renovable del 80% pueden cumplirse con activos y contratos identificados antes de cualquier nuevo compromiso sobre terrenos.

En los emplazamientos de la UE, decidir antes del 14 de diciembre de 2026 si responder a la consulta sobre normas mínimas de desempeño, y revisar ya los datos de energía y agua de 2026, para que la primera calificación refleje el emplazamiento tal como opera realmente.

En los proyectos de Estados Unidos, decidir cuánta carga interrumpible puede aceptar cada uno antes de la subasta de PJM de diciembre de 2026 y de los cambios tarifarios que sigan a las órdenes de la FERC, ya que la flexibilidad se está convirtiendo en el precio de una conexión más temprana.

En toda la cartera, sustituir en los modelos financieros las fechas únicas de puesta en marcha por fechas de energización por fase y un rango para la llegada de equipos, incluidos memoria y equipos eléctricos hasta 2027, e informar ese rango a inversores y prestamistas en lugar de una estimación puntual.