Si hoy se pide una turbina de gas de alta potencia a GE Vernova, no llegará hasta 2031. Ese es el calendario real de producción de la compañía, confirmado en su llamada de resultados del 22 de julio, y es el hecho que está detrás de todos los planes de energía para centros de datos de IA anunciados en los últimos dos años, aunque se menciona mucho menos que los propios anuncios.

Goldman Sachs puso cifras concretas del lado de la demanda en mayo. La demanda de energía de los centros de datos en EE. UU. sube de 31 gigavatios en 2025 a 41 GW este año y 66 GW en 2027. Las adiciones de capacidad interanuales pasan de los 8,5 GW efectivamente realizados el año pasado a 13,6 GW programados para 2026 y 36,3 GW programados para 2027. Para entonces, los centros de datos representarían el 8,5% de la demanda máxima estival total de EE. UU., frente al 4,1% actual.

El equipo destinado a generar esa energía opera en un calendario completamente distinto, y esa brecha ya influye no solo en los plazos de los proyectos, sino también en la planificación de la red, las colas de interconexión y la fijación mayorista de la electricidad.

Los tres grandes están completamente comprometidos hasta la década de 2030

GE Vernova cerró el segundo trimestre con 116 GW de cartera de pedidos y acuerdos de reserva de cupos para equipos de energía a gas, frente a 100 GW tres meses antes y 83 GW al cierre de 2025. La empresa espera al menos 125 GW bajo contrato en diciembre. El director ejecutivo, Scott Strazik, dijo a los analistas que GE Vernova está aceptando reservas para entregas en 2031 y que para finales de 2026 debería tener contratado más de la mitad de ese año. Su plan de producción apunta a unas 20 GW anualizadas este trimestre, 24 GW en 2028 y cerca de 30 GW en 2030.

Siemens Energy cerró su tercer trimestre fiscal el 30 de junio con una cartera de pedidos de turbinas de gas de 69 GW, después de registrar 15 GW y despachar seis. Los plazos de entrega son de tres años o más. El director ejecutivo Christian Bruch dijo a los analistas que el mercado direccionable podría alcanzar 120 GW al año, de los cuales aproximadamente la mitad sería estadounidense.

Mitsubishi Heavy Industries informó el 6 de agosto una cartera de pedidos de gran marco de 35 GW, frente a 23 GW un año antes. Esa cifra corresponde al primer trimestre fiscal de Mitsubishi, que va de marzo a junio, por lo que se retrasa aproximadamente un mes respecto de los números trimestrales de calendario mencionados arriba. El director financiero Hiroshi Nishio señaló que los pedidos registrados durante el trimestre están programados para entregarse entre 2028 y 2030, y que la empresa “está siendo selectiva en los proyectos que contratamos”.

Si se suman las tres cifras principales, el resultado es 220 GW, pero eso sobredimensiona el caso, porque ninguna mide exactamente lo mismo. De los 116 GW de GE Vernova, solo 53 GW corresponden a cartera firme de equipos; los otros 63 GW son reservas de cupo, opciones pagadas que todavía no se han convertido en pedidos. Los 69 GW de Siemens son cartera firme, sin reservas mezcladas. Los 35 GW de Mitsubishi cubren solo turbinas de gran marco, dejando fuera sus líneas aeroderivadas y de tamaño medio. Ninguna de las tres explicaría qué significan las otras dos cuando hablan de “cartera de pedidos” sin una nota al pie.

Lo que sí coinciden en señalar las tres, independientemente de cómo contabilicen, es la dirección y la magnitud. Los pedidos globales del segundo trimestre alcanzaron un récord de 38 GW, un alza interanual del 71%, con EE. UU. aportando la mitad. Wood Mackenzie sitúa la capacidad mundial de fabricación en 60 a 70 GW al año frente a unos 110 GW de pedidos.

Un año de demanda de IA supera toda la producción de la industria

La cifra de 36,3 GW de Goldman es la que más importa, porque supera lo que toda la industria de turbinas puede entregar razonablemente en un solo año. Todo lo que GE Vernova fabrica anualmente, en todo el mundo y para todos sus clientes, suma unos 20 GW. Solo una quinta parte de los gigavatios bajo contrato está destinada a centros de datos en primer lugar. El resto va a empresas de servicios públicos que sustituyen carbón, a proyectos de energía y desalinización en Medio Oriente, a carga industrial y a trabajos de confiabilidad de la red que ya estaban en cola mucho antes de que alguien hablara de clústeres de inferencia.

Incluso en un escenario hipotético en el que GE Vernova destinara toda su producción global a campus de IA en EE. UU., no cubriría un año de la curva de Goldman, y no podría hacerlo, porque esos cupos se vendieron hace años.

Las turbinas que operarán los centros de datos en 2027 se encargaron en 2023 y 2024. Las turbinas pedidas este mes llegarán aproximadamente en 2030 o 2031. Todo lo que queda en medio ya está comprometido, proviene de algo distinto a una nueva planta de gas o no se realizará.

Esta también es la parte de la cadena de suministro que peor escala. Las piezas fundidas de la sección caliente —las palas y álabes que operan en un flujo de gas a 1.000 grados— salen de un grupo reducido de fundiciones especializadas, y los soldadores y maquinistas que ensamblan estas máquinas fueron despedidos hace una década y nunca se reemplazaron. Incluso donde existe un cupo, no hay suficientes contratistas calificados para instalar el equipo. Los plazos promedio para una nueva planta de ciclo combinado han pasado de tres años y medio en 2023 a unos cinco ahora, y a siete para algunos marcos de alta potencia.

PJM pagó el precio máximo y aun así quedó corto

La subasta de capacidad de PJM del 14 de julio es la lectura más clara disponible sobre cuánto cuesta esa brecha.

La subasta para el año de entrega 2028/2029 cerró en 325 dólares por megavatio-día, el tope aprobado por la FERC, por tercer año consecutivo. Adjudicó 138.318 MW de capacidad no forzada, lo que dejó al sistema 6.831 MW por debajo del requisito de confiabilidad de PJM. La nueva generación y los aumentos de capacidad que sí entraron: 525 MW.

El mayor mercado mayorista eléctrico del país pagó el precio máximo permitido por sus reglas, quedó casi 7 GW corto y recibió a cambio alrededor de medio gigavatio de nueva oferta. El propio modelo de PJM mostró que, sin el tope, el RTO habría cerrado en 554,72 dólares por megavatio-día y la zona de ComEd en 776,69.

PJM ha propuesto una Adquisición de Respaldo de Confiabilidad de una sola vez, dirigida a unos 14,9 GW de nueva capacidad, dividida entre contratos bilaterales que comienzan en septiembre y una subasta a oferta cerrada el próximo marzo. Si eso llena un vacío que los fabricantes de turbinas de gas no pueden cubrir en menos de tres años, sigue siendo la gran pregunta.

Los precios de las turbinas casi se duplicaron, y el gas no es la razón

Los precios se han movido en consecuencia. BloombergNEF situó el costo promedio de un proyecto de ciclo combinado en 2.157 dólares por kilovatio el año pasado, frente a menos de 1.500 dólares en 2023. Una revisión de GridLab sobre presentaciones reales de proyectos encontró que las plantas que deben terminarse en 2026 y 2027 reportan entre 1.116 y 1.427 dólares por kW, mientras que los proyectos orientados a 2030 y 2031 suelen reportar 2.000 dólares por kW o más. Wood Mackenzie espera que solo el precio de las turbinas alcance 600 dólares por kW a fines de 2027, un aumento del 195% respecto de 2019.

El combustible en sí no tiene nada que ver. El gas spot de Henry Hub cotizaba alrededor de 2,79 dólares por MMBtu a mediados de agosto, y los rastreadores gubernamentales ubicaban el promedio de 2026 cerca de 3,31 dólares, ambos niveles poco llamativos según los estándares de los últimos cinco años. El cuello de botella está por completo en las piezas fundidas, los soldadores y los cupos de fábrica, no en la molécula que se quema.

GE Vernova está cobrando por el lado del hardware. Los pedidos de equipos del primer semestre de 2026 tuvieron precios más de un 20% superiores a los del cuarto trimestre de 2025. El flujo de caja libre del segundo trimestre alcanzó 5.100 millones de dólares, ayudado por un beneficio de capital de trabajo de 6.400 millones de dólares procedente de anticipos de clientes vinculados a reservas de cupo. El flujo de caja libre acumulado en el año ronda los 9.900 millones de dólares, ya por encima de lo que la compañía generó en todo 2025.

GE Vernova está cobrando por turbinas que quizá nunca construya

La estructura de anticipos es también lo más inteligente que han hecho los fabricantes de turbinas en este ciclo, y viene directamente del anterior.

Los tres fabricantes vivieron el auge anterior del gas. El shale barato de la década de 2000 atrajo a una oleada de desarrolladores merchant; el mercado se saturó, los pedidos se cancelaron, las fábricas cerraron y la mano de obra calificada se dispersó. La industria pasó los años 2010 tratando las turbinas de gas como una vaca lechera y no como un negocio de crecimiento, y la capacidad se mantuvo plana mientras la demanda de electricidad volvía a subir de forma silenciosa.

Nadie quiere repetir esa resaca, así que, en lugar de apostar la fábrica a las previsiones de los hyperscalers, los fabricantes originales crearon un instrumento que hace que el cliente asuma el riesgo. Un acuerdo de reserva de cupo es una opción pagada sobre producción futura. Si el centro de datos se construye, el cliente lo convierte en un pedido firme. Si no, el fabricante conserva el depósito y revende el cupo en un mercado que, de todos modos, ya está corto.

El balance de GE Vernova se está financiando en parte con anticipos sobre turbinas que quizá nunca se necesiten. Es una buena posición para estar, y explica por qué las expansiones de capacidad son tan medidas en relación con el tamaño de la cartera de pedidos.

Exelon y Texas están rebajando sus cifras en silencio

Existe un argumento contrario legítimo, y cada vez es más sólido.

Exelon redujo el 30 de julio su carga de centros de datos de “alta probabilidad” de unos 18 GW a unos 11 GW, una caída de casi el 40%. Su cartera más amplia de interconexión pasó de unos 43 GW a 25 GW en un solo trimestre. Solo alrededor de 4 GW cuentan con acuerdos firmados de servicio de transmisión respaldados por 1.000 millones de dólares en garantías depositadas. “Ahora filtramos los proyectos especulativos”, dijo la directora financiera Jeanne Jones, “y eso nos da una visión proactiva de lo que es real”.

Texas fue más allá. El gobernador Greg Abbott ordenó el 3 de agosto una auditoría de todos los centros de datos en la cola de interconexión de ERCOT después de que las solicitudes crecieran hasta unos 474 GW, de los cuales aproximadamente el 90% eran centros de datos y más de cinco veces el pico histórico de demanda del estado. ERCOT suspendió en pocas horas su proceso Batch Zero para grandes cargas y, el 10 de agosto, solicitó formalmente a la Public Utility Commission una excepción por causa justificada para cubrir el plazo incumplido de clasificación; se espera que la auditoría dure varios meses, y su alcance y calendario se definirán en la reunión abierta de la PUCT del 20 de agosto. BloombergNEF estima que la pausa pone en riesgo de retraso casi 50 GW, alrededor de una quinta parte de la cartera nacional. Nueva York ya había detenido nuevas aprobaciones en julio.

El propio Goldman supone que solo entre el 50% y el 60% de la capacidad de centros de datos programada para los próximos dos años se materializará a tiempo.

Leer la cartera de pedidos de 116 GW de una manera la hace parecer la vanguardia del mayor despliegue eléctrico desde la década de 1970. Leerla de otra forma la presenta como una cola llena de opciones sobre proyectos que nunca se financiaron, retenidos por desarrolladores que prefieren perder un depósito antes que perder un cupo.

Este cuello de botella lo resuelven los gobernadores, no las fábricas

Casi no importa cuál lectura sea la correcta, porque el cronograma de 2027 se mantiene en cualquier caso.

Si la demanda es real, las turbinas no pueden llegar lo bastante rápido y el déficit se cubre con lo que pueda entregarse dentro de 24 a 36 meses, principalmente motores reciprocantes. Por eso Caterpillar y Wärtsilä ya están vendiendo energía de respaldo a campus de IA, y por eso sus propias carteras de pedidos también están llenas hasta 2028. Las celdas de combustible cubren los bordes. Las plantas existentes operan con mayor intensidad. Las unidades de carbón que debían retirarse permanecen abiertas. Y una parte significativa de la carga que hoy está en papel simplemente no se construye.

Si la demanda no es real, la corrección aparecerá como cancelaciones de reservas de cupo en 2028 y 2029, mucho después de que las subastas de capacidad de este año ya hayan reajustado el precio de la electricidad para 67 millones de personas en PJM.

En cualquier caso, el cuello de botella no se resuelve en una planta. Se resuelve en las capitales estatales: gobernadores en Austin y Albany, reguladores que redactan clases tarifarias separadas para centros de datos, y empresas eléctricas que exigen garantías antes siquiera de iniciar un estudio de interconexión. Casi nadie que vende la expansión de la IA ha incorporado cuánto tendrá que reducirse esa demanda antes de que el equipo pueda ponerse al día.

Por Michael Kern para Oilprice.com

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