La FERC abre nuevas vías para las cargas coubicadas en PJM: lo que deben saber los desarrolladores de centros de datos y generación de energía
Principales conclusiones
La FERC ha ordenado a PJM que revise su marco tarifario para la generación coubicada y las grandes cargas, al considerar que las normas existentes son injustas e irrazonables, y ha ordenado la creación de requisitos de servicio de transmisión claros y estandarizados.
Las nuevas opciones de servicio de transmisión firme y no firme tienen por objeto proporcionar a los desarrolladores de centros de datos y a los productores independientes de energía (IPP) una energización más rápida, una mayor flexibilidad y una mejor alineación entre los costes de transmisión y la dependencia real de la red.
La Orden endurece los requisitos de responsabilidad y fiabilidad en materia de costes, lo que limita la evasión de los costes de transmisión de grandes cargas y hace que la selección temprana del servicio, el diseño técnico y la modelización de costes sean fundamentales para la estructuración de los proyectos.
El 18 de diciembre de 2025, la Comisión Federal Reguladora de Energía («FERC» o la «Comisión») emitió una orden histórica relativa sobre la coubicación de la generación y las grandes cargas en el mercado regional administrado por PJM Interconnection, L.L.C. («PJM»), que presta servicio a más de 67 millones de estadounidenses en 13 estados y en el Distrito de Columbia.[1] Los objetivos de la FERC, tal y como los expresó el comisionado David Rosner en su voto concurrente, son «satisfacer la creciente demanda y, al mismo tiempo, defender dos valores fundamentales que sustentan la industria eléctrica en nuestro país: en primer lugar, que todos los clientes tienen derecho a recibir el servicio eléctrico de manera oportuna y, en segundo lugar, que el servicio eléctrico debe ser fiable y asequible para todos los clientes». Con este fin, la FERC sostuvo por unanimidad que la tarifa de acceso abierto a la transmisión de PJM (la «tarifa») «es injusta e irrazonable porque no contiene disposiciones que aborden con suficiente claridad o coherencia las tarifas, los términos y las condiciones del servicio para los clientes de interconexión que prestan servicio a cargas coubicadas y a clientes elegibles que reciben servicio de transmisión en nombre de cargas coubicadas». Por lo tanto, la FERC ordenó a PJM que revisara la Tarifa «para establecer normas transparentes que faciliten el servicio [para] los centros de datos impulsados por IA y otras grandes cargas coubicadas con instalaciones de generación».
La medida de la FERC tiene consecuencias inmediatas e importantes para los desarrolladores de IA, computación en la nube y centros de datos de criptomonedas e instalaciones de fabricación avanzadas, así como para los productores independientes de energía («IPP») que buscan atender dichas cargas. Las reformas prometen mejorar la opcionalidad, la rapidez y la claridad y, en reconocimiento de las preocupaciones relativas al aumento de los precios minoristas y la estabilidad de la red, también imponen salvaguardias de fiabilidad y responsabilidad en los costes que darán forma a las estructuras de los acuerdos en el futuro. Y aunque la Orden solo afecta directamente a PJM, como el mayor mercado energético organizado del país, la medida de la FERC en este caso puede presagiar cambios similares en otros mercados.
Antecedentes y cuestiones jurisdiccionales
La medida de la FERC fue resultado de un procedimiento de «justificación», iniciado en febrero de 2025, en relación con la preocupación de que la tarifa actual de PJM carece de claridad en cuanto a las tarifas, los términos y las condiciones para los acuerdos de generación y coubicación de grandes cargas.[2] En el procedimiento de justificación, PJM y los propietarios de la red de transmisión de PJM tuvieron que defender las disposiciones existentes para la coubicación de cargas o proponer cambios para que la tarifa fuera justa y razonable y no indebidamente discriminatoria o preferencial. En última instancia, la FERC concluyó que la tarifa es injusta e irrazonable porque no establece normas coherentes y transparentes para los clientes de interconexión (generadores) que prestan servicio a cargas coubicadas ni para los clientes elegibles (clientes de transmisión) que reciben servicio de transmisión en nombre de esas cargas.
La FERC se negó a «abordar de manera exhaustiva las cuestiones jurisdiccionales relativas a la interconexión de cargas minoristas» atendidas mediante acuerdos de coubicación en el sistema de transmisión interestatal, pero sostuvo que la FERC «tiene jurisdicción para supervisar la interconexión de las instalaciones de generación, incluidos... los generadores que se utilizan para atender a la carga coubicada, al sistema de transmisión interestatal, así como jurisdicción sobre la prestación de servicios de transmisión en el comercio interestatal utilizados por un cliente elegible para atender a la carga coubicada». También se negó a abordar los detalles de la reciente propuesta del Secretario de Energía a la FERC de una notificación previa de propuesta de reglamentación sobre la interconexión de grandes cargas al sistema de transmisión en general,[3] que discutimos aquí. Sin embargo, afirmó que los estados conservan la «autoridad exclusiva» sobre los términos específicos de las ventas minoristas y el diseño de las tarifas minoristas, la ubicación de los generadores, la combinación de generación y la transmisión en el comercio intraestatal. Por lo tanto, los promotores de grandes cargas y los productores independientes de energía seguirán teniendo que cumplir las leyes estatales de franquicias y las normas de suministro minorista a la hora de desarrollar proyectos.
Nuevas vías para la coubicación de grandes cargas
En el fondo, la Orden reconoce que los enfoques habituales para el crecimiento de la carga están teniendo dificultades debido al peso del aumento de la demanda. La tarifa actual de PJM no especificaba cuánto servicio de transmisión debía recibir una carga coubicada ni cómo gestionar los acuerdos en los que las cargas pueden limitar las retiradas de la red. Esa falta de claridad provocaba que los promotores se enfrentaran a un trato desigual por parte de los diferentes propietarios de redes de transmisión.
En la Orden, la FERC ordenó a PJM que revisara la tarifa para ofrecer cuatro opciones de servicio de transmisión, incluidos tres nuevos servicios, a los clientes elegibles con carga coubicada:
- Servicio de integración de red y transmisión («NITS»): Designación de carga completa de la red, facturada en función de la demanda bruta.
- Servicio de transmisión provisional y no firme: para clientes que desean un servicio NITS, pero que pueden aceptar un servicio interrumpible hasta que se completen las actualizaciones necesarias de la red.
- Servicio de transmisión con contrato firme: una reserva fija hasta los retiros previstos de la red, en la que PJM planificaría y adquiriría capacidad solo para la cantidad reservada. La carga no puede exceder esa cantidad sin penalización.
- Servicio de transmisión de demanda con contrato no firme: servicio disponible según disponibilidad con prioridad de restricción inferior a la de los clientes firmes, reservable para períodos cortos cuando hay capacidad disponible en el sistema.
Para los desarrolladores, estas opciones de servicio permitirán alinear las obligaciones tarifarias con la dependencia real de la red. Por ejemplo, un centro de datos coubicado que se abastece principalmente de generación in situ podría contratar un servicio de transmisión menos firme o utilizar acuerdos no firmes, lo que podría evitar costosas actualizaciones de la red y largos retrasos en el desarrollo y la construcción.
En lo que respecta específicamente a los nuevos servicios de transmisión, la FERC estableció una «audiencia documental» para determinar las tarifas, los términos y las condiciones justos y razonables que se aplicarán a dichos servicios. La presentación inicial de PJM sobre estos servicios debe realizarse antes del 16 de febrero de 2026.
Puntos clave para los desarrolladores de centros de datos
Es probable que la orden de la FERC genere varios beneficios clave para los desarrolladores de centros de datos en PJM, entre ellos:
- Energización más rápida: Según las normas actuales de PJM, un gran centro de datos que utilice toda la capacidad NITS probablemente tendría que esperar a que se completaran todas las actualizaciones de red necesarias para atender de forma fiable la nueva carga. El nuevo servicio provisional no firme permitirá un acceso más rápido a la red de forma interrumpible, lo que permitirá que la carga y la nueva generación se interconecten a la red hasta que se completen las actualizaciones. Los acuerdos no firmes también ofrecen vías más rápidas cuando la capacidad firme es limitada.
- Alineación de costes: los servicios de demanda por contrato permiten no tener que pagar por la capacidad total de NITS cuando el uso real de la red es menor. Para los promotores que buscan una gran generación in situ, esto puede reducir los costes anuales de transmisión y evitar socializar los costes totales de integración de las enormes adiciones de carga entre los clientes de PJM.
- Flexibilidad y reducción del riesgo de diseño: varios de los nuevos servicios dependen de la limitación de las retiradas de la red mediante planes de protección especiales o controles operativos. Los desarrolladores deben invertir en protocolos fiables de diseño, medición y coordinación para poder optar a ellos, pero existen muchas opciones potenciales para hacerlo.
- Mayor certeza en la planificación: seleccionar un nivel de servicio designado por adelantado proporciona a PJM y a los propietarios de redes de transmisión una mayor visibilidad para la planificación de la transmisión y la capacidad, lo que puede reducir las disputas sobre si un nuevo proyecto puede suponer una carga para el sistema de transmisión y en qué medida.
Puntos clave para los productores independientes de energía
- Nuevos modelos comerciales: Bajo el nuevo régimen, los productores independientes de energía (IPP) pueden abastecer directamente a grandes cargas industriales o de centros de datos «detrás del contador» sin obligar a la carga a adquirir NITS completos, siempre que ello sea compatible con la legislación estatal aplicable. La interconexión debe seguir cumpliendo las normas de PJM, y la carga asociada debe adquirir uno de los nuevos servicios de transmisión si está conectada a la red.
- Claridad del proceso de interconexión: la FERC ordena a PJM que explique cómo los generadores pueden solicitar un servicio por debajo de la capacidad nominal para reflejar la carga in situ, utilizar la interconexión provisional para comenzar a atender la carga antes y aprovechar el servicio de interconexión excedente en los puntos de interconexión existentes. Estas mejoras pueden beneficiar a los productores independientes de energía (IPP) que combinan generación y carga, permitiéndoles ajustar los niveles de servicio solicitados a las inyecciones reales y reducir las actualizaciones necesarias de la red.
- Responsabilidad de los costes para los generadores existentes: En el caso de los generadores existentes, la FERC ordena a PJM que exija la realización y el pago de cualquier mejora necesaria para mantener la fiabilidad antes de que se pueda eliminar la capacidad de la lista para atender a la carga coubicada. Dichos costes correrán a cargo de ese generador, y no de otros clientes de PJM.
- Oportunidad de evitar retrasos en la cola: Para la nueva generación combinada con una gran carga, opciones como la interconexión excedente o los estudios acelerados pueden ayudar a los proyectos a evitar largos retrasos en la cola de interconexión general de PJM. Esto podría convertir la coubicación en la vía más rápida para monetizar la nueva generación.
Reformas a las normas de generación detrás del contador
La FERC también se centró en las disposiciones sobre generación detrás del contador (Behind the Meter Generation, BTMG) que figuran desde hace tiempo en la tarifa de PJM. Las normas actuales, que datan de 2004, permitían a los clientes de la red compensar la producción BTMG con la demanda máxima a efectos de facturación de la transmisión. La FERC consideró que estas disposiciones ya no son justas y razonables para grandes cargas como los centros de datos, que pueden evitar la mayor parte de los costes de transmisión incluso cuando dependen de la red para el suministro de energía de reserva y los servicios auxiliares. En consecuencia, la FERC exigió a PJM que propusiera un umbral de materialidad para la elegibilidad de la compensación, mantuviera las normas actuales para los clientes más pequeños por debajo de ese umbral y aplicara un período de transición de tres años (con derechos adquiridos) para los contratos existentes. Este cambio elimina una vía potencial para que las grandes cargas coubicadas repliquen la evitación de costes al estilo BTMG sin contribuir a la inversión en el sistema. Para los IPP, el mensaje es claro: los acuerdos que se asemejen a un BTMG sobredimensionado se enfrentarán a nuevos límites a menos que cumplan con las nuevas estructuras de servicios de coubicación.
Requisitos de fiabilidad y planificación de la información
Reconociendo que el crecimiento de la carga se está acelerando más rápido que la capacidad de PJM para completar las actualizaciones, con el fin de abordar las preocupaciones de fiabilidad asociadas con los acuerdos de coubicación, la FERC también exigió a PJM que presentara un informe informativo, antes del 19 de enero de 2026, en el que se abordaran dichas preocupaciones, incluido su proceso de participación de las partes interesadas Critical Issue Fast Path, diseñado para acelerar la nueva generación en PJM. Este informe debe abordar «el estado del proceso de interconexión acelerado para permitir que los proyectos de generación listos para comenzar sirvan a PJM más rápidamente, las modificaciones del mecanismo de respaldo de fiabilidad de PJM para mejorar la capacidad de PJM para responder a déficits agudos de adecuación de recursos, y el desarrollo de medidas mejoradas de previsión de carga y flexibilidad de la demanda para ayudar a PJM a determinar la cantidad de nueva capacidad que se necesita para mantener la fiabilidad del sistema». Los promotores y los productores independientes de energía (IPP) deben examinar detenidamente este informe y seguir de cerca los acontecimientos relacionados, ya que podría configurar el entorno de generación y transmisión en los próximos años, especialmente si PJM adopta políticas que favorecen los proyectos combinados de generación de carga o la flexibilidad de la demanda para satisfacer las necesidades a corto plazo.
Implicaciones para la estructuración del proyecto
La combinación de nuevos servicios de transmisión, normas de interconexión y limitación de la reducción de costes a través de BTMG que propone la Orden tiene varias implicaciones prácticas que los promotores de centros de datos y los productores independientes de energía (IPP) deben tener en cuenta de cara al futuro:
- La selección del servicio es importante: en el caso de los proyectos emparejados, la decisión entre un servicio firme, no firme e intermedio afectará no solo al coste y los plazos, sino también a los compromisos contractuales para reducir o aislar la carga.
- Cuestiones de ingeniería: los sistemas de protección especiales deben ser robustos y redundantes, y los diseños deben garantizar que se cumplan los umbrales de aislamiento sin perjudicar la estabilidad del sistema.
- La participación de los estados es importante: el marco de la FERC respeta la autoridad estatal en materia de venta al por menor, por lo que los promotores y los productores independientes de energía deben seguir asegurándose de que cumplen con la legislación estatal y obtienen las autorizaciones necesarias para el suministro al por menor.
- La importancia del modelo de costes: los cargos por transmisión y servicios auxiliares derivados de la opción de servicio seleccionada y la facturación de la demanda bruta para determinados cargos afectarán a los costes a largo plazo. Los promotores deben ajustar los modelos financieros en consecuencia.
- La estrategia de cola es importante: los IPP que deseen desarrollar la generación pueden beneficiarse de la búsqueda de acuerdos de coubicación para acceder a una interconexión acelerada siempre que sea posible, lo que podría permitir evitar largas esperas en la cola de interconexión de PJM.
Próximos pasos
La Orden exige a PJM que presente varios documentos de cumplimiento para implementar sus reformas. Estos incluyen, entre otros:
- En primer lugar, «en un plazo de 60 días a partir de la [Orden], presentar un informe de cumplimiento para revisar su tarifa con el fin de establecer los términos y condiciones específicos que debe cumplir un cliente de interconexiónenPJM que desee prestar servicio a una carga coubicada para llevar a cabo un acuerdo de coubicación».
- En segundo lugar, «en un plazo de 30 días a partir de la [Orden], presentar un informe de cumplimiento para revisar su tarifa con el fin de aclarar cómo los clientes de interconexión pueden hacer uso del servicio de interconexión provisional, la posibilidad de solicitar un servicio de interconexión por debajo de la capacidad nominal, la posibilidad de acelerar el proceso de interconexión en determinadas circunstancias y el servicio de interconexión excedente para interconectar nuevas instalaciones de generación que deseen prestar servicio a la carga coubicada.
- En tercer lugar, en un plazo de 60 días a partir de la Orden, PJM debe «modificar su tarifa para exigir que el cliente elegible que utilice el servicio de transmisión en nombre de la carga coubicada contrate uno de los tres servicios de transmisión siguientes: (1) NITS; (2) el nuevo servicio de transmisión de demanda contractual firme; o (3) el nuevo servicio de transmisión de demanda contractual no firme, y también «crear [el] nuevo servicio de transmisión provisional no firme». Como se ha señalado, el informe inicial de PJM en la audiencia sobre las tarifas de los nuevos servicios de transmisión debe presentarse el 16 de febrero de 2026. Las respuestas deben presentarse el 18 de marzo de 2026 y las réplicas, el 17 de abril de 2026.
- En cuarto lugar, en un plazo de 60 días a partir de la Orden, PJM debe «proponer un nuevo umbral de MW para la cantidad de carga en una ubicación eléctrica concreta que los clientes de la red puedan compensar utilizando BTMG, cuyo umbral debería reducir los riesgos de fiabilidad y adecuación de los recursos... que las grandes cargas pueden suponer para PJM, al tiempo que permite a los clientes de la red reducir sus tarifas de transmisión de forma transparente y sin discriminación indebida».
Las partes interesadas tendrán la oportunidad de comentar las solicitudes presentadas por PJM y deben aprovechar estas oportunidades para asegurarse de que PJM y FERC escuchen y tengan la oportunidad de abordar sus inquietudes. En términos más generales, los desarrolladores de centros de datos deben comenzar a evaluar cómo la nueva gama de opciones de servicio puede encajar en sus estrategias de selección de emplazamientos y adquisición de energía, y los productores independientes de energía (IPP) deben evaluar los planes de desarrollo de generación existentes y previstos para determinar el potencial de coubicación, teniendo en cuenta los marcos normativos estatales aplicables y las nuevas normas de responsabilidad de costes.
Aunque la Orden no resuelve por completo los retos que plantea el crecimiento de la carga en la región ni sustituye la necesidad de una reforma más amplia de la cola, proporciona a PJM y a los participantes en el mercado nuevas herramientas para estructurar de forma más eficiente los grandes acuerdos de carga y generación, con normas más claras sobre quién paga qué y cuándo pueden entrar en funcionamiento los proyectos. Para los promotores y los productores independientes de energía que desean sacar partido de la coubicación, la oportunidad es real, siempre que puedan hacer frente a las exigencias técnicas, normativas y contractuales de este nuevo terreno.
El equipo regulador de energía de Foley seguirá de cerca los avances en este ámbito y estará encantado de responder a cualquier pregunta al respecto.
Los autores agradecen a Trey Wolf sus valiosas contribuciones y su apoyo en la preparación de este artículo.
[1] PJM Interconnection, L.L.C., 193 FERC ¶ 61,217 (2025) (la «Orden»).
[2] PJM Interconnection, L.L.C., 190 FERC ¶ 61,115 (2025).
[3] Departamento de Energía de los Estados Unidos, Secretario de Energía, Instrucción para que la Comisión inicie procedimientos de reglamentación y propuesta relativa a la interconexión de grandes cargas, de conformidad con la autoridad del Secretario en virtud del artículo 403 de la Ley de Organización del Departamento de Energía (23 de octubre de 2025).
