¿Puede el sistema de almacenamiento con baterías (BESS) responder a la demanda energética de los centros de datos en Estados Unidos?

De pv magazine 09/2025

Estados Unidos contaba con más de 5.400 centros de datos a marzo de 2025, según Statista. Esto representa más de diez veces la densidad de centros de datos del siguiente país más alto, Alemania, que tenía 529.

Se espera que esta cifra aumente a medida que los gigantes estadounidenses de la tecnología en la nube sigan su rápido crecimiento en inteligencia artificial. El Departamento de Energía (DoE) de Estados Unidos predice que los centros de datos podrían representar hasta el 12% de la demanda eléctrica nacional en los próximos tres años.

Arman Shehabi, científico del Lawrence Berkeley National Laboratory (LBNL), financiado por el DoE, explicó a pv magazine que hace aproximadamente una década, los centros de datos representaban alrededor del 1% de la demanda de la red, lo cual ya era motivo de preocupación por su gran consumo eléctrico.

Predecir los futuros requerimientos energéticos de los centros de datos es difícil porque la industria aún es relativamente nueva y carece de la tradición de intercambio de datos de industrias establecidas con alto consumo energético, como las del hierro o el acero. El equipo de Shehabi en la División de Análisis Energético e Impactos Ambientales de LBNL publicó un informe en diciembre de 2024 que presenta un escenario de la demanda de centros de datos en Estados Unidos hasta 2028 utilizando un enfoque de modelado «bottom-up».

“En conjunto, las variaciones del escenario proporcionan un rango de estimaciones totales de energía para los centros de datos, con un mínimo y máximo aproximados de 325 y 580 TWh en 2028”, indica el informe. “Suponiendo una tasa promedio de utilización de capacidad del 50%, este rango anual de uso de energía se traduciría en una demanda total de potencia para los centros de datos entre 74 y 132 GW. Este consumo energético anual representa también entre el 6,7% y el 12% del consumo total de electricidad previsto para Estados Unidos en 2028”.

Problemas de interconexión

A corto plazo, a medida que crece el consumo energético de los centros de datos, la energía es la principal limitación, como señaló Oliver Kerr, director ejecutivo para la división norteamericana de Aurora Energy Research.

“Ya existen problemas bien documentados en todo Estados Unidos relacionados con las colas de interconexión”. Los distintos operadores de sistemas y mercados eléctricos manejan estos problemas de manera diferente, añadió Kerr. “Dependiendo de dónde te encuentres, puede tomar hasta ocho años o más desde concebir un proyecto, ponerlo en la cola de interconexión y finalmente ponerlo en línea y funcionando. Si además consideras toda la reciente incertidumbre política y regulatoria desde la aprobación de la Ley One Big Beautiful Bill, esto ha llevado a una situación en la que hay potencial para una carga creciente, desafíos para incorporar nueva generación y precios más altos para los consumidores”.

Desde una sala de control en Valley Forge, Pensilvania, la mayor red eléctrica de Estados Unidos, PJM Interconnection, atiende a 67 millones de clientes en 13 estados y el Distrito de Columbia.

PJM ha sido criticada por clientes frustrados por los altos precios de la energía en los últimos meses, así como por políticos y reguladores. Asim Haque, vicepresidente senior de relaciones gubernamentales y con partes interesadas en PJM Interconnection, dijo a pv magazine que PJM ha cumplido con las órdenes regulatorias para reformar su proceso de interconexión y que se están logrando avances.

“Tenemos aproximadamente 46 GW de recursos que han pasado la cola y que ya no dependen de PJM Interconnection — casi en su totalidad recursos renovables que pueden conectarse de manera segura a la red eléctrica, pero no lo hacen debido a desafíos fuera del control de PJM, y francamente, a veces fuera del control del desarrollador”, afirmó.

Las cuestiones en la cadena de suministro, financiación y permisos están retrasando el despliegue, agregó Haque. “Tenemos otros aproximadamente 63 GW que procesaremos en los próximos 16 meses y entonces habremos concluido nuestro esfuerzo de reforma en la cola, con muchos recursos disponibles para conectar a la red”.

Añadió que de los recursos que aún están en la cola de PJM, alrededor del 43% son solares y el 27% son alguna forma de almacenamiento con baterías, ya sea independiente o híbrido.

Pero Haque advirtió que históricamente la tasa de finalización de la cola es alrededor del 20%, y el porcentaje para las renovables es aún menor. Descartar fuentes de energía de la red prematuramente representa un gran problema para operadores de red como PJM, que intentan controlar la oferta y la demanda. Para evitar esa deserción, los desarrolladores necesitan más apoyo a nivel estatal y local, en especial en torno a los permisos, ya que el NIMBY-ismo (not in my back yard, no en mi patio trasero) es un tema grave, indicó Haque.

Haque considera que la respuesta a la demanda tendrá un papel importante para que los operadores de red puedan mantener la confiabilidad del sistema, por lo que los programas de reducción de picos deben estar en marcha.

Pronóstico incierto

Comentó que las compañías eléctricas pueden ayudar a operadores de red como PJM a afinar sus previsiones de carga proporcionando datos sobre los centros de datos que planean conectar. De ese modo, los operadores de red pueden crear una curva de demanda para despejar el mercado y fijar el precio. “Por el lado de la demanda, recibimos la información principalmente de las compañías eléctricas que conectan estos centros de datos”, explicó, agregando que PJM no es regulador, por lo que obtener datos de un mosaico de distintos estados y compañías puede ser difícil.

“Lo que comenzamos a ver es que algunos estados toman medidas que ayudarán a afinar nuestras previsiones de carga”, dijo, mencionando la reciente medida de la Comisión de Servicios Públicos de Ohio de exigir a los centros de datos el pago de tarifas significativas por adelantado para conectarse al sistema de distribución. Los operadores de centros de datos involucrados en las negociaciones en Ohio planean impugnar esta medida. Y este es un problema. Muchas de las soluciones propuestas no funcionan para los proveedores de centros de datos. Por ejemplo, el desplazamiento de carga usando baterías no funciona al 100% para centros de datos a gran escala que operan las 24 horas sin periodos de menor demanda.

Un estudio de la Universidad de Duke de febrero de 2025 encontró que casi 100 GW de grandes cargas podrían añadirse a la red con impacto mínimo si esas cargas son flexibles. Si un desarrollador acepta cierta reducción, aumentan enormemente los posibles lugares en la red. Pero muchos desarrolladores de centros de datos no quieren reducir para nada su energía. El almacenamiento hace que la interconexión flexible sea factible y confiable para los centros de datos, según el informe. Al colocar baterías detrás del contador, un proveedor puede cambiar a energía almacenada durante los períodos de máxima demanda y cumplir con los requisitos de reducción sin sacrificar tiempo de actividad, calidad de la energía ni control de su estrategia energética.

El largo tiempo de espera para las turbinas de gas significa que los centros de datos están considerando la energía solar y el almacenamiento, según Shehabi de LBNL, entre otras fuentes para alimentar sus operaciones.

“Ahora mismo el tiempo es crucial ya que están todos apresurados por desarrollar tecnología”, dijo Shehabi, agregando que está observando un impacto directo en el crecimiento de la demanda debido a nuevo hardware de procesamiento de datos que está llegando al mercado.

Respaldado por BESS

Kerr, de Aurora, coincidió, agregando que la energía solar y el almacenamiento suelen ser de los proyectos más listos para comenzar. “Hay enormes oportunidades para las baterías ahora mismo, que prosperan con la volatilidad en la medida en que la nueva carga genera cierta volatilidad, especialmente en ciertas partes de la red”.

“Otra cosa con Estados Unidos es que, dependiendo del mercado, puede ser relativamente difícil y costoso construir nueva transmisión”, dijo Kerr. “Las baterías actúan efectivamente como transmisión al ayudar a aliviar la congestión en ciertas áreas, por lo que creo que habrá un fuerte caso comercial para las baterías en muchas regiones de Estados Unidos durante los próximos cinco años”.

Julian Nebreda, presidente y director ejecutivo de la empresa estadounidense de almacenamiento con baterías Fluence, dijo en la llamada de resultados del tercer trimestre de 2025 que las baterías se están convirtiendo rápidamente en “una de las soluciones energéticas más competitivas para satisfacer las necesidades de capacidad y son superiores al almacenamiento con gas”.

“Una de las tendencias más transformadoras que vemos en el mercado energético es el rápido crecimiento de la demanda de centros de datos, impulsado por las cargas de trabajo de IA y aprendizaje automático”. Explicó que los sistemas de almacenamiento con baterías pueden “jugar un papel crítico y único” para equilibrar los picos localizados de demanda en la red causados por estas cargas, al absorber el exceso de energía y liberarla durante intervalos de alta demanda. “Los sistemas de almacenamiento con baterías pueden actuar como un amortiguador”, enfatizó nuevamente su superioridad frente a los combustibles fósiles y otras renovables en este contexto.

El almacenamiento con baterías puede estar coubicado en el centro de datos o desplegado a nivel de transmisión, ofreciendo flexibilidad tanto detrás del contador como a nivel de red. Nebreda fue optimista respecto a las perspectivas del mercado estadounidense en el futuro.

Kerr señaló que la cantidad de generación con gas en construcción es sólo una fracción de la cantidad de eólica, solar y almacenamiento. “Si quieres proyectos cercanos a completarse, no tienes muchas opciones, y las baterías son una opción clave para un recurso despachable que puede llegar al mercado rápidamente. Las baterías también tienen la ventaja de no verse particularmente afectadas por la Ley One Big Beautiful Bill, ya que sus créditos fiscales permanecen intactos hasta principios de la década de 2030”.

A pesar de las perspectivas positivas para las baterías, Aurora sigue siendo “bastante optimista” respecto al gas, según Kerr. “Creemos que es necesario en el mercado estadounidense, especialmente si se quiere atender a la creciente demanda. Pero hay problemas con las cadenas de suministro y con poner plantas de gas en funcionamiento rápidamente”, añadió. Los flujos de ingresos a largo plazo por gas tampoco son seguros, por lo que construir nueva generación con gas representa un riesgo. Empresas como Fluence pueden beneficiarse aquí. Nebreda dijo que Fluence está en contacto con operadores de centros de datos para proporcionar almacenamiento con baterías y que las estimaciones iniciales sitúan la demanda de las soluciones de la empresa en 8.500 millones de dólares hasta 2030.

Se necesita más potencia en la red para atender la creciente demanda, y a los centros de datos no les importa de dónde provenga. Idealmente, sus operaciones pueden conectarse rápida, económica y convenientemente. Si un proveedor de almacenamiento con baterías puede ofrecer soluciones atractivas de flexibilidad del lado de la demanda a operadores de red, compañías eléctricas y operadores de centros de datos a gran escala por igual, tiene una posibilidad razonable de llegar a ser al menos tan esencial como la generación con gas lo es hoy.

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