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La ecuación energética: lo que el auge de la infraestructura digital significa para las empresas eléctricas y los Productores Independientes de Energía (IPPs)

El suministro eléctrico se ha convertido en una limitación clave para el crecimiento de la infraestructura digital. La expansión explosiva de la infraestructura de inteligencia artificial ha convertido el suministro eléctrico fiable en el factor más determinante para decidir cómo se construirán los centros de datos de la próxima generación.

05/10/2026

La energía se ha convertido en una limitación clave para el crecimiento de la infraestructura digital. La construcción explosiva de infraestructura de inteligencia artificial ha convertido el suministro eléctrico fiable en el factor más decisivo para determinar cómo se construirá la próxima generación de centros de datos. Y el ritmo al que se están realizando las construcciones ha colocado a las empresas eléctricas y a los productores independientes de energía en el centro de uno de los mayores ciclos de despliegue de capital que el sector energético haya visto jamás.

La oportunidad es estructural, no cíclica. El consumo eléctrico de centros de datos en los Estados Unidos se situó en aproximadamente 192 teravatios-hora (TWh) en 2024, o alrededor del 4.7% de la demanda nacional total. Para 2030, proyecciones del Lawrence Berkeley National Laboratory sugieren que esa cifra podría alcanzar entre 521 y 843 TWh, hasta un 15.3% del uso total de electricidad del país. Estos no son números incrementales. Representan una realineación fundamental de a quién sirve la red y de cómo debe construirse.

Pero el perfil de riesgo implícito en esta oportunidad no se parece a nada que el sector haya navegado antes. El auge de la infraestructura digital creará valor en todo el sector energético. Pero ese valor no se distribuirá de forma equitativa. Los proveedores de energía mejor posicionados para tener éxito probablemente serán aquellos que logren conectar la ambición comercial con la disciplina de riesgo —y construir el ecosistema necesario para suministrar energía de forma fiable y rentable.

En Marsh, vemos un mercado en el que el potencial al alza es real, pero el camino para capturarlo está lleno de riesgos financieros, operativos, regulatorios y reputacionales. Estos exigen un nivel de análisis integrado que la industria aún está construyendo. Para ayudar a nuestros clientes, hemos reunido un equipo de especialistas en todas las clases de activos y necesidades de seguros para analizar este sector de forma integrada —a lo largo de los ciclos de vida de proyectos individuales y de los balances de los inversores, y a través de la lente de los mercados de capital que financiarán y, en última instancia, soportarán gran parte de este riesgo.

Un tipo de cliente diferente

La demanda que impulsa este ciclo no proviene de un crecimiento económico generalizado. Está concentrada en un número relativamente reducido de hyperscalers, como Microsoft, Amazon, Google y Meta, que compiten por construir infraestructura capaz de IA a una escala que habría parecido inverosímil hace cinco años. Los campus individuales de hyperscale ahora rutinariamente requieren entre 500 MW y 1 GW o más de potencia dedicada. Esperan una fiabilidad de “cinco nueves” (99.999% de disponibilidad), operan con perfiles de carga del 90% al 100% las 24 horas del día, y exigen plazos de energización de 18 a 36 meses. Estos no son clientes típicos de las empresas eléctricas. La combinación de escala, velocidad y expectativas de fiabilidad crea un perfil de demanda que es fundamentalmente distinto a todo lo que el sector ha atendido históricamente. 

El doble mandato

Las empresas eléctricas y los IPPs no solo están siendo solicitados para servir más carga. Se les pide hacer dos cosas simultáneamente: construir nueva generación de energía y modernizar una red envejecida.

En el lado de la generación, eso significa añadir capacidad firme despachable (como gas, almacenamiento de larga duración, pilas de combustible y, en algunos casos, nuclear y reactores modulares pequeños) capaz de sostener los perfiles de carga 24/7 que requieren los hyperscalers. También implica estructurar contratos a largo plazo complejos, acuerdos de construir‑poseer‑operar y términos de acuerdos de compra de energía (PPA) como parte de atender a clientes que exigen una disponibilidad casi absoluta, acuerdos que colectivamente conllevan implicaciones significativas de crédito y financiación.

A nivel de la red, el desafío es igualmente apremiante. Aproximadamente el 70% de las líneas de transmisión de EE. UU. tienen más de 25 años. Los plazos de entrega de transformadores ahora se extienden a dos o tres años, y en EE. UU. se enfrenta a un déficit estimado del 30% en la disponibilidad de transformadores. El país necesita aproximadamente 5,000 millas de nueva transmisión de alta capacidad por año hasta 2050, pero solo se construyeron 888 millas en 2024. Las mayores empresas eléctricas de la nación — Duke Energy, Exelon, AEP, y Edison — están proyectando más de $30 billion en CapEx combinado anual en transmisión y distribución hasta el final de la década. Si esos compromisos podrán cumplirse en los plazos proyectados es una pregunta abierta.

Ambos elementos deben ejecutarse en paralelo, con cadenas de suministro restringidas y contra plazos que no se alinean con la forma en que el sector históricamente ha planificado y construido infraestructura.

El panorama de riesgos

¿La demanda contratada generará flujos de efectivo duraderos y financiables sin crear tensión en el balance?

  • Riesgo de off-taker y de demanda: La carga puede no materializarse en la escala, el momento o la duración previstos. La concentración en un solo contraparte, las carencias de volumen impulsadas por los ciclos de inversión en IA o el incumplimiento pueden erosionar la economía del proyecto y provocar incumplimientos de convenios.
  • Riesgo de métricas crediticias, calificación y liquidez: Despliegues de capital rápidos y de gran envergadura financiados con deuda pueden comprimir las ratios de fondos de operaciones a deuda, reducir el margen sobre umbrales de grado de inversión, aumentar los costes de financiación y tensar la liquidez. 
  • Riesgo de valor residual y de activos varados: Los activos de generación de larga vida (30 a 40 años) respaldados por PPA más cortos (10 a 15 años) generan exposición poscontrato. Si la carga no se renueva o no se incorpora por completo, gran parte del capital podría no recuperarse. Ciclos de inversión previos en utilities han demostrado que grandes compromisos de capital no se traducen automáticamente en valor para los accionistas.

¿Se puede construir, interconectar y operar el sistema para cumplir con los tiempos, la capacidad y la calidad requeridos?

  • Riesgo de interconexión y entrega: Retrasos de varios años en las colas de los regional transmission organization e independent system operator (RTO/ISO), las reglas de incorporación (on‑ramp) del Electric Reliability Council of Texas (ERCOT), la escasez de transformadores y los cuellos de botella en los permisos pueden retrasar la energización y diferir ingresos mucho más allá de los plazos proyectados. Entre el 30% y el 50% de los centros de datos de EE. UU. planificados para 2026 ya se espera que enfrenten restricciones de energía y escasez de equipos de red.
  • Riesgo de fiabilidad y rendimiento: Los hyperscalers exigen una disponibilidad casi absoluta y un despacho estricto. El rendimiento inferior a lo esperado puede conllevar con frecuencia consecuencias severas: cláusulas de penalización, órdenes de reducción de carga y disputas contractuales que pueden disminuir rápidamente el valor.

¿Pueden las empresas de servicios públicos y las IPPs mantener el apoyo regulatorio y de las partes interesadas cuando las expectativas y los costos divergen?

  • Riesgo de cambio regulatorio: Las resoluciones de las comisiones sobre recuperación de costos, prudencia, diseño tarifario y tratamiento jurisdiccional operan en ciclos de seis a 12 meses, que no están alineados con compromisos de capital de 15 a 30 años. La divergencia entre los resultados en Louisiana y Virginia ilustra la rapidez con la que pueden cambiar las economías de los proyectos.
  • Riesgo reputacional: Las percepciones de que los pagadores de tarifas y las comunidades están subsidiando el crecimiento de los hiperescaladores pueden desencadenar reacciones rápidas, litigios y erosión de la legitimidad ante las partes interesadas. Se estima que proyectos por $60 billion en 24 estados han sido retrasados o cancelados debido a la resistencia pública.
  • Los estados se están moviendo para restringir o condicionar el desarrollo de centros de datos: SB 6 de Texas, aprobada en 2025, impone costos de interconexión y requisitos de reducción de carga por emergencia para consumos superiores a 75 MW. SB 484 de Florida, que ya está en vigor, exige que los grandes centros de datos asuman el costo total de su servicio y preserva la autoridad local para rechazar proyectos, y la legislatura de Maine aprobó la primera moratoria estatal sobre centros de datos del país antes de que la ley fuera vetada. A nivel federal, la propuesta Artificial Intelligence Data Center Moratorium Act (S. 4214) detendría la construcción de nuevos centros de datos de IA hasta que se establezcan salvaguardas nacionales.

Energía detrás del medidor y la amenaza competitiva

Para añadir complejidad, los hiperescaladores están buscando cada vez más soluciones de energía detrás del medidor (BTM) como alternativa a depender del suministro de la red. Ante colas de interconexión de varios años, los desarrolladores recurren a turbinas de gas para generación en el sitio, pilas híbridas de renovables más almacenamiento, microrredes y soluciones a más largo plazo, como reactores modulares pequeños. Para 2030, se espera que el 38% de las instalaciones de centros de datos utilicen generación in situ como fuente primaria de energía, y el 27% espere estar totalmente alimentado por generación in situ.

Para las empresas de servicios públicos, esto no es un desarrollo marginal. Los clientes que evitan la red reducen el consumo volumétrico, aumentan el riesgo de inversiones varadas en T&D y pueden erosionar la base tarifaria regulada que sostiene la calidad crediticia. Gestionar el límite entre facilitar soluciones BTM y proteger la propia posición financiera de la empresa de servicios públicos es una de las tensiones estratégicas definitorias de este ciclo.

Un modelo de negocio bajo presión

En conjunto, estas dinámicas obligan a replantear lo que significa ser una empresa de servicios públicos en la economía actual. El modelo tradicional —pronóstico de demanda pasivo, expansión de infraestructura reactiva y una base de clientes cautiva— está dando paso a un negocio cada vez más expuesto al riesgo. Las empresas de servicios públicos que triunfen en este entorno serán aquellas que moldeen proactivamente la demanda, construyan ecosistemas estratégicos que atraigan el compromiso de los hiperescaladores y se diferencien por la rapidez, la capacidad y la coordinación. Las IPPs enfrentan un conjunto de presiones relacionadas pero distintas. Aunque sus modelos de negocio permanecen en gran medida sin cambios por la infraestructura digital, su exposición a la concentración de compradores, al riesgo de la estructura de los PPA y a los mercados de capital se ha incrementado sustancialmente.

La perspectiva de Marsh

Este es un entorno que exige más que capital y ambición. Requiere una experiencia integrada en cuantificación de riesgos, estructuración de transacciones, estrategia regulatoria, transformación de la fuerza laboral y gestión del balance, aplicada de forma simultánea y no secuencial.

Las capacidades globales de asesoría en riesgos y seguros de Marsh abordan las exposiciones físicas y financieras que acompañan el desarrollo de infraestructuras a gran escala. Marsh Risk aporta capacidades dedicadas a cuantificar y transferir los complejos perfiles de responsabilidad que surgen cuando compromisos de capital de larga duración se enfrentan a condiciones de mercado que cambian rápidamente. Oliver Wyman ayuda con la base estratégica y analítica —en transformación del modelo de negocio, incertidumbre de la demanda y riesgo de contraparte— que evalúa si una oportunidad realmente agrega valor o simplemente es intensiva en capital. Guy Carpenter aporta acceso al mercado de reaseguros y estructuración de transferencia de riesgo para carteras que crecen rápidamente tanto en escala como en complejidad. Y Mercer respalda la transformación de la fuerza laboral y organizativa que las empresas de servicios públicos deben emprender para competir por la próxima generación de demanda energética.

Las oportunidades de infraestructura digital definirán la trayectoria del sector energético durante la próxima década. Pero el valor que genere para los accionistas, los pagadores de tarifas y la economía en general dependerá enteramente de cuánto comprendan los proveedores de energía los riesgos que asumen y de qué tan eficazmente los gestionen.

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