En febrero de 2026, AEP Ohio, una compañía eléctrica estadounidense, dio a conocer el avance de las solicitudes de suministro para nuevos centros de datos.
Los promotores habían manifestado inicialmente interés por más de 30.000 megavatios (MW). De esa cifra, cerca de 13.000 MW pasaron a estudios técnicos de conexión pagados por los solicitantes. Los nuevos contratos vinculantes firmados bajo la tarifa especial sumaban 5.642 MW. El megavatio mide la potencia suministrada o utilizada en un momento determinado. 1
¿Significa eso que todas las solicitudes que no acabaron en contratos eran ficticias?
No. AEP Ohio no publicó un desglose que permita saber cuántas solicitudes estaban duplicadas ni por qué cada proyecto dejó de avanzar. Además, existían otros contratos anteriores por 12.219 MW. La diferencia entre el interés inicial y los contratos firmados no demuestra por sí sola cuánta demanda era falsa.
Aun así, las empresas eléctricas deben invertir antes de saber qué proyectos se construirán. Hay que preparar subestaciones y líneas de transmisión. Si un centro de datos se cancela, parte de las instalaciones puede quedar sin uso. Si se retrasa la inversión, quizá no pueda suministrarse electricidad a los proyectos que sí se realizan.
¿Qué solicitudes puede considerar fiables una compañía eléctrica antes de invertir?
Demanda fantasma
Antes de construir, los promotores de centros de datos necesitan saber cuánta electricidad podrán recibir en cada emplazamiento y a partir de cuándo. De esa respuesta dependen la elección del terreno y el tamaño del proyecto.
Una empresa puede estudiar varios emplazamientos a la vez. También puede solicitar mucha potencia antes de conseguir clientes o financiación. Cuando elige un lugar, las demás solicitudes sobran; si cancela el proyecto, no consumirá la energía prevista.
Sumar todas esas peticiones como si fueran consumo futuro seguro puede inflar las previsiones. Esa demanda cuya realización todavía es incierta suele denominarse «demanda fantasma» (ghost demand). 2
No todas las peticiones son engañosas. Comparar terrenos es una práctica normal, y un proyecto serio puede fracasar por problemas de financiación o permisos. Eso es distinto de intentar reservar capacidad de conexión sin un plan creíble para construir.
La eléctrica tiene que comprobar si el promotor controla el terreno, puede financiar la obra y asumirá alguna responsabilidad si abandona el proyecto.
El coste de reservar potencia
Ohio introdujo condiciones especiales para que los promotores de grandes centros de datos no puedan solicitar enormes suministros y retirarse sin asumir consecuencias económicas.
Según la tarifa aprobada en 2025, los grandes clientes de AEP Ohio sujetos a esta tarifa deben acreditar que poseen el terreno o tienen derecho exclusivo a utilizarlo. Además, deben acordar quién paga determinadas obras y firmar contratos de suministro a largo plazo. Si cancelan el proyecto o retrasan considerablemente su entrada en servicio, pueden tener que reembolsar determinados gastos de construcción que la eléctrica ya haya asumido. 3
Una vez iniciada la actividad, consumir menos de lo contratado tampoco implica pagar únicamente por la electricidad utilizada. Las facturas mínimas permiten a la eléctrica recuperar el coste de las instalaciones preparadas para abastecer a ese cliente.
El contrato también establece obligaciones cuando el centro de datos ya está funcionando.
Pensemos en un centro de datos que produce parte de su electricidad con generadores propios y, por ello, pacta un límite menor de suministro desde la red. Si los generadores fallan, no puede reemplazar sin más toda esa producción recurriendo a la red cuando eso supere el límite contratado. AEP Ohio exige a los clientes acogidos a esa modalidad concreta que puedan reducir inmediatamente su consumo. 3
El contrato no solo sirve para comprobar que el centro de datos se construirá. En ciertos casos también determina cuánto podrá tomar de la red una vez que empiece a operar.
Estas condiciones han provocado un conflicto. La oficina de defensa de los consumidores de Ohio sostiene que protegen a los usuarios existentes frente a los costes de instalaciones construidas para proyectos que al final no se realizan. Organizaciones del sector de los centros de datos han impugnado algunas cláusulas. 4
Los límites de una garantía de 2.000 millones
En julio de 2026, AEP Texas, otra empresa del grupo, informó de que había obtenido garantías financieras por unos 2.000 millones de dólares relacionadas con proyectos cuya demanda preliminar rondaba los 40 gigavatios (GW). Un GW equivale a 1.000 MW. Las garantías incluían efectivo, pero también avales corporativos y cartas de crédito. No eran 2.000 millones depositados íntegramente en efectivo. 5
Las garantías muestran un compromiso económico de los promotores. No prueban que la red tenga capacidad física para suministrar 40 GW.
Las líneas de transmisión y las subestaciones tienen límites. Si varios grandes centros se concentran en una región, habrá que ampliar la infraestructura. ERCOT, el operador de gran parte de la red texana, estudia las solicitudes para determinar qué capacidad puede asignarse realmente. La propia AEP indicó que las conexiones, los plazos y los costes todavía dependían de decisiones posteriores. 5
Las normas de Texas que entraron en vigor el 8 de octubre de 2026 también distinguen la solvencia del promotor de la capacidad de suministro. Determinados grandes solicitantes deben aportar garantías antes del estudio detallado. Si no puede asignárseles ninguna capacidad, pueden retirarse y recuperar el saldo de la garantía, descontando los costes aplicables, siempre que cumplan las condiciones.
La asignación de capacidad tampoco permite aplazar indefinidamente el inicio del consumo. Si la fecha prevista para comenzar a consumir se retrasa al menos 24 meses, ERCOT puede considerar reasignar la capacidad no utilizada al estudiar otros proyectos. Eso no equivale a una retirada automática de derechos. 6
AEP Texas había obtenido sus garantías de julio antes de que entraran en vigor las nuevas normas de octubre; no son dos fases sucesivas de un mismo contrato regulado por esa disposición.
Aunque un proyecto tenga financiación, todavía hay que comprobar cuánta electricidad puede recibir de la red y desde cuándo.
Desaparecen 3.800 MW
Los centros de datos que ya están funcionando también pueden alterar inesperadamente el equilibrio de la red.
El 22 de julio de 2026 se produjo una avería en una instalación de transmisión del norte de Virginia. Varios centros de datos cercanos dejaron de tomar electricidad de la red y pasaron a utilizar generadores de respaldo. Según PJM, operador de la red y del mercado mayorista en partes del este y medio oeste de Estados Unidos, desaparecieron bruscamente de la red unos 3.800 MW de demanda que sí existía y se estaba consumiendo. 7
No significa que todos los servidores se apagaran. Cambió la fuente de alimentación. Pero las centrales conectadas a la red no podían reducir su producción con la misma rapidez con la que caía el consumo.
Ese desequilibrio puede provocar variaciones importantes de tensión y frecuencia. Los sistemas de protección podrían desconectar otras instalaciones y agravar la perturbación. Si los operadores no consiguen frenar la cadena de desconexiones, una avería localizada puede derivar en un apagón mucho mayor.
En Virginia, la primera desconexión elevó la tensión y otros centros de datos, que sumaban aproximadamente 1.100 MW, también pasaron al suministro de respaldo. Esos 1.100 MW forman parte del total de 3.800 MW: no se deben sumar de nuevo. 7
Los operadores de PJM redujeron con rapidez la generación y ajustaron la tensión. El indicador utilizado para vigilar el desequilibrio entre oferta y demanda volvió al rango normal en unos nueve minutos. No hubo un apagón generalizado y PJM no constató un efecto grave sobre la fiabilidad del sistema.
Que la intervención funcionara no elimina el riesgo. La retirada de unos clientes había provocado la retirada de otros. Después del incidente, PJM estudió requisitos técnicos más exigentes para las grandes instalaciones consumidoras.
La demanda fantasma surge cuando se planifica el suministro de electricidad que quizá nunca llegue a consumirse. Virginia mostró el peligro contrario: una demanda eléctrica que ya es real puede desaparecer súbitamente de la red. Lo primero puede dar lugar a inversiones inútiles; lo segundo amenaza el equilibrio que debe mantenerse en cada instante.
Cuándo mantenerse y cuándo reducir
Los centros de datos de Virginia recurrieron a generadores de respaldo para proteger sus equipos. Sin embargo, muchas medidas de autoprotección aplicadas a la vez pueden desestabilizar la red. Por eso los operadores están estableciendo exigencias para que las grandes instalaciones permanezcan conectadas durante determinadas alteraciones breves de tensión y frecuencia. ERCOT aplicó normas de este tipo en agosto de 2026. 8
Cuando realmente falta electricidad, la respuesta puede ser la contraria. Para proteger hospitales, hogares y otros servicios esenciales, quizá sea necesario ordenar a grandes clientes que reduzcan su consumo. Deben quedar claros tanto la autoridad para hacerlo como el orden de reducción.
PJM propuso registrar a los grandes consumidores y dar prioridad a la reducción obligatoria de algunos clientes nuevos en emergencias. El 9 de octubre de 2026, la Comisión Federal Reguladora de Energía de Estados Unidos (FERC) aceptó elementos de la definición y el registro de grandes cargas de 50 MW o más, pero rechazó los componentes principales de la propuesta de reducción obligatoria prioritaria. Entre las objeciones figuraban la justificación insuficiente para tratar de modo distinto a los nuevos clientes y los límites de la autoridad federal frente a las competencias estatales sobre el suministro minorista. FERC pidió separar las disposiciones aceptadas de las rechazadas en una nueva presentación. 9
El problema no se limita a decidir a quién reducir primero: también importa asegurar suficiente capacidad de generación para el futuro.
Los mercados eléctricos contratan capacidad de generación con antelación. También pueden remunerar a consumidores que acepten reducir voluntariamente su uso cuando sea necesario. Pero si se excluye de los cálculos la demanda de centros de datos solo porque podría cortarse por la fuerza, las cifras pueden aparentar que hay generación suficiente aunque, ante una emergencia, todavía sea necesario dejar a clientes sin suministro.
El comisionado David Rosner, de FERC, advirtió de ese riesgo en una opinión concurrente publicada por separado. Ocultar demanda que realmente tendría que reducirse por obligación podría debilitar los precios que incentivan la construcción y conservación de suficiente capacidad de generación. 10
La propuesta no se aplicó y no se ha demostrado que los precios se distorsionaran. La advertencia sigue siendo pertinente: quitar demanda de un cálculo no hace desaparecer las necesidades reales de electricidad.
Cuando la red sufre una perturbación breve, los grandes consumidores deben evitar desconexiones innecesarias. Ante una escasez real, podrían tener que reducir la demanda conforme a reglas acordadas. Ambas obligaciones hacen falta.
¿Quién paga?
Supongamos que una compañía eléctrica amplía líneas y subestaciones para un centro de datos, pero el promotor cancela el proyecto.
La empresa eléctrica quizá ya haya pagado las obras. Cuánto puede recuperar del promotor depende del contrato. La tarifa de Ohio asigna determinados costes de construcción a promotores cuyos proyectos se cancelan o se retrasan gravemente. 3
Los gastos que no consiga recuperar pueden convertirse en pérdidas para la eléctrica. Si el regulador permite después recuperarlos mediante las tarifas, parte del coste podría recaer en hogares y empresas que ya estaban conectados. La oficina de defensa de los consumidores de Ohio defiende los contratos largos y los importes mínimos precisamente para limitar ese riesgo. 4
Las garantías de Texas también reducen algunos riesgos cuando un proyecto se retira, pero no resuelven por sí solas quién paga todas las inversiones de transmisión. Las autoridades reservaron las cuestiones de recuperación de costes y tratamiento tarifario de las garantías retenidas para otros procedimientos. 6
Los datos públicos no permiten saber si los usuarios actuales han tenido que asumir estos costes por proyectos cancelados ni, en ese caso, cuánto han pagado. Pero los contratos y las decisiones tarifarias determinan sobre quién recaerá el riesgo financiero.
Una solicitud de electricidad es creíble no por su enorme cifra, sino porque establece cuándo y dónde se utilizará esa potencia y quién responderá si el compromiso no se cumple.
Notas y fuentes
1. AEP Ohio, 13 de febrero de 2026: Más de 30 GW de interés inicial, 13.022,7 MW en estudios pagados, 5.642 MW en contratos nuevos y 12.219 MW en contratos anteriores independientes corresponden a etapas y momentos diferentes.
2. Wall Street Journal, 14 de octubre de 2026 y Reuters, 1 de septiembre de 2026: Cobertura previa sobre demanda fantasma, solicitudes duplicadas y garantías financieras. No se presenta como un hallazgo exclusivo.
3. Tarifa especial para centros de datos de AEP Ohio y comunicado de aprobación del regulador de Ohio (PUCO): Derechos sobre el terreno, costes de obras, facturación mínima y controles de reducción inmediata de carga en una modalidad concreta de generación propia; esta última obligación no afecta a todos los clientes.
4. Expediente de la Oficina de Defensa de los Consumidores de Ohio: Protección frente a costes trasladados a usuarios existentes y recursos del sector. No se conocen ahorros efectivos cuantificados.
5. Informe trimestral de AEP ante la SEC, segundo trimestre de 2026: Cerca de 40 GW de demanda potencial en Texas y unos 2.000 millones de dólares en garantías de varias clases, incluidos efectivo, avales y cartas de crédito. No prueban que esa potencia estuviera asignada o disponible.
6. Registro de Texas, 16 TAC §25.194, vigente desde el 8 de octubre de 2026: Garantías, devoluciones condicionadas y posible reasignación futura tras retrasos de al menos 24 meses. La recuperación de otras inversiones de transmisión se tramita por separado.
7. Informe oficial de PJM del 11 de agosto de 2026: El 22 de julio unos 3.800 MW de demanda operativa pasaron a respaldo, incluidos los cerca de 1.099 MW posteriores; los nueve minutos corresponden a un indicador de control de la red, no a la restauración de un apagón.
8. ERCOT NOGRR282: Normas texanas para que las grandes instalaciones informáticas soporten determinadas perturbaciones de tensión y frecuencia; no son reglas de PJM.
9. Expediente oficial de FERC ER26-3515-000, Reuters, 12 de octubre de 2026 y Utility Dive, misma fecha: Se aceptaron partes de la definición y registro de grandes cargas y se rechazaron elementos centrales del recorte obligatorio prioritario. Excepción editorial documentada: no fue posible examinar directamente el DOCX original de la resolución de FERC; la decisión se contrastó con el expediente oficial y fuentes periodísticas independientes. No se presenta como revisión íntegra de su articulado.
10. Opinión concurrente separada del comisionado David Rosner: Riesgos potenciales para la competencia y las señales de precios de capacidad cuando se trata de forma diferente la reducción obligatoria y la reducción voluntaria. No es una distorsión de precios observada ni la posición mayoritaria del regulador.