Las empresas desarrolladoras de centros de datos en Estados Unidos están enfrentando una presión creciente por parte de utilities y operadores de red: tasas más altas, contratos más largos, garantías y costos por estudios de ingeniería. El objetivo es filtrar lo que la industria llama datos fantasma, fuerzas que podrían aumentar el costo de la electricidad para hogares y empresas si la demanda no se materializa.

Un análisis reciente releva que, aunque los desarrolladores han solicitado 1,066 GW de conexiones a la red para centros de datos, las utilities podrían comprometerse a servir solo alrededor del 28% de ese volumen. Esta cifra se apoya en mediciones de Wood Mackenzie citadas por The Wall Street Journal, y destaca que una gran porción de la demanda se desvanece o se duplica entre múltiples utilidades, con clientes que aún no han definido de forma concluyente su suministro.

La divergencia entre lo pedido y lo prometido no es trivial. Parte de la brecha se debe a la duplicación de procesos: proyectos que aún no determinan qué proveedor de electricidad puede entregar primero, se presentan ante varias utilities manteniendo abiertas varias opciones. También aparecen actores que podrían estar apostando a una revalorización de activos sin control definitivo, ocupando colas de conexión sin un contrato de cliente firmado.

La experiencia de Exelon, una de las mayores distribuidoras del país, ilustra el efecto práctico de estas garantías. Tras exigir acuerdos de seguridad de transmisión y otros compromisos crediticios, la carga de centros de datos de alta probabilidad cayó de 18 GW a finales de 2025 a unos 11 GW en el segundo trimestre, y el pipeline de proyectos en estudio se redujo de 43 GW a 25 GW. La ejecutiva financiera señaló que, aunque las solicitudes de pago y compromiso se han intensificado, el plan de inversión de 41 mil millones de dólares hasta 2029 permanece intacto. Esta tensión entre demanda real y liquidez disponible expone a las utilities a un coste extraordinario si los proyectos no llegan a materializarse.

El costo de la energía y la capacidad para sostener estas expansiones no es teórico: la planificación de la red ha mostrado señales de tensión. Las restricciones de capacidad y los altos precios de subastas en grandes mercados, combinados con retrasos en la llegada de transformadores y otros componentes, elevan el riesgo de deficiencias que podrían trasladarse a las facturas de los hogares cuando la demanda proyectada no se cumpla.

En este contexto, el ritmo de crecimiento de la demanda por datos impulsado por la inteligencia artificial y otras tecnologías emergentes aún no está suficientemente consolidado. Aun así, las utilities están adoptando una postura más prudente y orientada a la financiación previa: las tarifas mínimas y la duración de los contratos se han extendido significativamente, y se insiste en la necesidad de garantías y estudios de viabilidad antes de comprometer capacidad a gran escala.

Para planificadores, reguladores y hogares, el mensaje es claro: antes de que el costo de la red se convierta en un gasto fijo para la sociedad, es crucial entender con precisión cuánto de la demanda es real y cuánto podría evaporarse ante retrasos, cambios tecnológicos o variaciones en la adopción de IA. Mientras tanto, las utilities continúan reduciendo riesgos, priorizando a los clientes que pueden comprometerse a corto y largo plazo, y buscando equilibrio entre la expansión de la red y la protección de las tarifas de los usuarios domésticos.

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