Centros de datos: Washington y Madrid llegan a la misma regla, quien conecta paga
FERC aceptó y congeló hasta el 28 de febrero de 2027 la compra de respaldo de PJM para grandes cargas y pidió revisar quién la paga; el DOE se sumó el 9 de octubre. En España, la CNMC cifra en 12 GW el acceso ya concedido a centros de datos, el triple de la demanda prevista, y propone referenciar los recargos a los mecanismos de capacidad. Dos instrumentos opuestos, un mismo principio.
Claves
- FERC aceptó el 29 de septiembre la compra de respaldo de PJM —hasta 6.831 MW con compromisos de hasta 15 años—, la suspendió hasta el 28 de febrero de 2027 y abrió una audiencia escrita sobre reparto de costes, reglas de salida de transportistas y garantías de las comercializadoras.
- El déficit tiene nombre: la subasta 2027/2028 cerró 6.623 MW por debajo del requisito, y casi 5.100 de los 5.250 MW de crecimiento de demanda previstos eran centros de datos. El DOE intervino el 9 de octubre para que las grandes cargas paguen la capacidad que necesitan.
- En España, la CNMC (informe del 22-sep) cifra el acceso concedido a centros de datos en unos 12 GW, frente a 3,5–4 GW de demanda prevista para 2030, con más de 32 GW denegados y unos 27 GW en tramitación.
- La CNMC comparte el objetivo del real decreto pero pide no exigir renovable nueva en horas de excedentes —casi 600 horas de precios negativos en el primer semestre de 2026—, valorar la flexibilidad y canalizar los recargos por mecanismos específicos, por ejemplo referenciados a los precios de los futuros mecanismos de capacidad.
- Mi lectura: PJM llega al principio por subasta y España por condiciones de acceso; la propuesta de la CNMC acerca el modelo español al estadounidense. Los plazos que importan son el 29 de octubre (PJM, cálculo propio) y el texto final del real decreto.
La CNMC cifra en unos 12 GW el acceso a red ya concedido a centros de datos en España, frente a 3,5–4 GW de demanda que la Estrategia de IA prevé para 2030, según su informe del 22 de septiembre de 2026 FACT. Una semana después, FERC congeló la compra de respaldo de PJM para revisar quién la paga FACT. Dos sistemas, una misma pregunta.
Washington: subasta de respaldo, coste en revisión
El 29 de septiembre FERC aceptó la Reliability Backstop Procurement de PJM, la suspendió cinco meses —con efectos el 28 de febrero de 2027, sujeta a reembolso— y abrió una audiencia escrita sobre tres puntos: reparto de costes, reglas de salida de los transportistas y garantías de las comercializadoras FACT.
El déficit tiene nombre. La subasta 2027/2028 cerró 6.623 MW por debajo del requisito de fiabilidad, y casi 5.100 de los 5.250 MW de crecimiento de demanda previstos eran centros de datos. La compra de respaldo busca hasta 6.831 MW —el déficit de la subasta 2028/2029, ajustado a la baja— con compromisos de hasta 15 años FACT.
El punto abierto es quién paga. PJM propuso repartir el coste entre zonas de distribución según su crecimiento de carga previsto, fijo durante los 15 años; FERC dijo que ese método puede no ser justo y razonable y sugirió basarlo en la carga real de 2026/2027 frente a la previsión más reciente de 2028/2029 FACT. El riesgo de previsión es real: un escrito citado en la orden señala que las previsiones de grandes cargas de PJM cayeron de 14,8 a 6,8 GW desde abril FACT. El 9 de octubre el DOE intervino ante FERC en apoyo de que las grandes cargas paguen la nueva generación e infraestructura y puedan construir, aportar o comprar su propia capacidad FACT.
Dato. 29 de octubre, 13 de noviembre y 3 de diciembre: plazo para una nueva solicitud de PJM (que suspendería la audiencia), escritos iniciales y respuestas. Son cálculos propios sobre los plazos en días de la orden FACT.
Madrid: acceso condicionado, recargos en revisión
España llega al mismo problema por otra puerta. El proyecto de real decreto analizado aquí en septiembre condiciona el acceso a red a un 80 % renovable hora a hora. El informe de la CNMC añade la escala de la presión: unos 12 GW concedidos —6 en transporte y 6 en distribución—, más de 32 GW denegados y unos 27 GW en tramitación FACT.
La CNMC comparte el objetivo, pero pide cambiar el diseño FACT:
- no exigir renovable nueva en horas de excedentes o precios negativos, que sumaron casi 600 horas solares en el primer semestre de 2026;
- valorar la flexibilidad de los centros de datos (almacenamiento, gestión de demanda, servicios de ajuste);
- dar más plazo a los proyectos con permiso ya concedido;
- canalizar los recargos por mecanismos específicos, por ejemplo referenciados a los precios de financiación de los futuros mecanismos de capacidad, en lugar de peajes y cargos;
- aclarar la coordinación con su Circular 1/2024 y alargar los 20 días de entrada en vigor.
Dónde convergen
| PJM (EE. UU.) | España | |
|---|---|---|
| Instrumento | Compra centralizada de capacidad, hasta 15 años | Condiciones para obtener y conservar el acceso |
| Quién paga hoy (propuesta) | Zonas con nueva carga, por previsión | El centro de datos que incumple, vía recargos sobre peajes y cargos (proyecto de RD) |
| Lo que pide el regulador | Reparto por carga real y previsión actualizada (FERC) | Recargos referenciados a mecanismos de capacidad (CNMC) |
| Estado | Suspendido hasta el 28-feb-2027; audiencia escrita | Real decreto sin publicar en el BOE |
Fuentes: orden de FERC del 29-sep-2026 e informe IPN/CNMC/038/26. Mi lectura es que los dos sistemas convergen en un principio —la gran carga paga la capacidad que provoca— con instrumentos opuestos, y que la propuesta de la CNMC acerca el modelo español al estadounidense INTERPRETATION. Lo más probable es que el reparto de PJM cambie antes de que haya subasta, porque la audiencia trata precisamente ese punto; es una previsión, no un hecho FORECAST.
Qué cambia para el capital
Para un promotor en PJM, el coste dependerá de la zona y del método de reparto que salga de la audiencia, no del precio de la subasta. Para uno en España, el valor de un permiso ya concedido dependerá de las condiciones de conservación que fije el real decreto, y la señal de la CNMC apunta a pagar capacidad y flexibilidad, no solo a firmar PPA renovables OPINION. En ambos casos, conectar deja de ser un derecho de cola y pasa a ser una obligación de pago.
El argumento contrario
La comparación es forzada: PJM es un mercado de capacidad obligatorio con déficit medido en subasta; España no tiene aún mecanismo de capacidad adjudicado y su problema es de acceso nodal, no de suficiencia; y el real decreto persigue descarbonización. Es cierto, y por eso esto es un memo y no una tesis de convergencia: la coincidencia se limita al principio de reparto de costes y a la propuesta concreta de la CNMC.
Qué observar
- Hacia el 29 de octubre: nueva solicitud de PJM ante FERC, que suspendería la audiencia escrita.
- BOE: texto final del real decreto de centros de datos y si recoge las recomendaciones de la CNMC.
- Mecanismo de capacidad español: primera convocatoria, que daría el precio de referencia que propone la CNMC.
Las cifras proceden de la orden de FERC (196 FERC ¶ 61,245), del comunicado del DOE del 9 de octubre y del informe IPN/CNMC/038/26, leídos el 12 de octubre de 2026. Nada de lo anterior es una recomendación de inversión.
Fuentes
- PJM Interconnection, L.L.C., 196 FERC ¶ 61,245 — Order Accepting Reliability Backstop Procurement and Establishing Further Procedures (ER26-3380-000, EL26-108-000)
- Energy Department Supports FERC's Call for PJM to Protect Ratepayers and Build More Reliable Power
- Informe sobre el proyecto de real decreto por el que se regulan los requisitos de sostenibilidad energética, medioambiental y de resiliencia y soberanía digital aplicables a los centros de datos (IPN/CNMC/038/26)