Alta demanda de turbinas aeroderivadas afectará costos de data centers en EE. UU.

(Reuters).- La demanda de turbinas de gas de ciclo abierto pequeñas y aeroderivadas ha aumentado a medida que los grandes desarrolladores de centros de datos buscan cada vez más generación detrás del contador (BTM) y evitan largos plazos de entrega para unidades de turbinas de gas más grandes.

Se añadirán unos 29.6 gigawatts (GW) de generación de gas BTM en Estados Unidos hasta 2030 y los centros de datos representarán aproximadamente el 88 por ciento de la demanda, según Enverus Intelligence Research. Los desarrolladores de centros de datos priorizan un desarrollo más rápido y a menudo están dispuestos a pagar precios eléctricos más altos para evitar retrasos en la conexión a la red.

La demanda creciente y la escasez de capacidad de fabricación para turbinas de gas más grandes han provocado un aumento de costos y largos plazos de entrega. Las pequeñas turbinas de gas incluyen turbinas aeroderivadas provenientes de motores de avión, turbinas de gas industriales y microturbinas. Muchos desarrolladores de centros de datos a gran escala han optado por aeroderivados, ya que ofrecen un despliegue rápido e instalación modular.

Los plazos de entrega para las grandes plantas de turbinas de gas de ciclo combinado (CCGT) pueden llegar hasta seis años, mientras que las turbinas de chasis pequeños o medianos pueden entregarse en dos años y las aeroderivadas en alrededor de 40 meses, según Enverus. Los proveedores incluyen GE Vernova, Siemens Energy y Mitsubishi Power para turbinas de gran chasis; GE Vernova, Siemens Energy y Baker Hughes para aeroderivados; y Caterpillar, Wartsila e Innio Jenbacher para motores alternativos.

Las turbinas más pequeñas también tienen menores costos de capital que las unidades más grandes y pueden instalarse de forma incremental en línea con las ampliaciones de centros de datos.

“Hemos asegurado el suministro de turbinas mediante asociaciones directas con fabricantes de turbinas y equipos, incluyendo GE, Vernova y Bergen”, dijo John Adams, vicepresidente senior de Infraestructura Eléctrica en la empresa de infraestructura de IA Crusoe, a Reuters Events.

Crusoe ha encargado 29 turbinas de gas aeroderivadas GE Vernova de 35 megawatts (MW) en un proceso hacia la generación BTM en centros de datos estadounidenses, incluyendo diez unidades para su campus de Abilene, Texas. En junio, Crusoe acordó adquirir alrededor de 750 MW de motores de gas alternativos Bergen para generación in situ en varios centros de datos estadounidenses.

Generación eléctrica estadounidense de petróleo o gas en desarrollo, por proveedor (ejemplo, agosto de 2026)

(Nota: No incluye 122 GW de proyectos sin datos del fabricante. Fuente: Global Energy Monitor, Global Oil and Gas Plant Tracker, agosto de 2026, citado por Reuters)

Siemens Energy ha experimentado un aumento en la demanda en toda su gama de turbinas de gas, dijo Matt Neal, presidente de Siemens Energy Norteamérica, a Reuters Events.

“Algunos clientes compran varias turbinas más pequeñas para obtener disponibilidad más temprana, flexibilidad y redundancia”, dijo Neal.

“Como regla general, cuanto más grande es una máquina, más tiempo tarda en fabricarse e instalarse”, dijo.

Ecuación de costos

La escasez de fabricación ha incrementado el costo de las nuevas unidades grandes de CCGT.

Por ejemplo, Duke Indiana ha estimado el costo de su proyecto Cayuga CCGT previsto de 1.5 GW en 3,300 millones de dólares, unos 900 millones más de lo que suponía para la nueva capacidad de gas en general en 2024.

Aunque los CCGT grandes tienen costos de capital más altos que las turbinas pequeñas, son más eficientes, ofreciendo costos medios más bajos durante la vida útil de la planta.

Los costos de capital por unidad de electricidad pueden ser hasta un 50 por ciento más altos para turbinas más pequeñas, dijo Bobby Noble, Director Senior de Programas de Turbinas de Gas y Combustibles Emergentes en el Instituto de Investigación de Energía Eléctrica (EPRI), a Reuters Events.

“El costo inicial de comprar, instalar y mantener estas tecnologías debe sopesarse frente al costo por MWh a lo largo de la vida útil de la planta”, dijo a Reuters Events Dan O’Beirne, Director Interino de Proyecto y Rastreador Global de Plantas de Petróleo y Gas en Global Energy Monitor.

Los CCGT grandes también tienen menores emisiones de gases de efecto invernadero por megawatt-hora (MWh) porque las unidades más pequeñas de ciclo abierto tienen “temperaturas más bajas y no hay sistema de recuperación de calor”, añadió.

Mientras tanto, los fabricantes de turbinas están ampliando la capacidad de producción en EE. UU. para modelos de turbinas más grandes, lo que empezará a frenar el aumento de costos y acortar los plazos de entrega.

GE Vernova está invirtiendo 160 millones de dólares para ampliar su fábrica en Greenville, Carolina del Sur, para 2028, sumando 650 trabajadores, mientras que Siemens Energy reiniciará su fábrica en Charlotte, Carolina del Norte, para 2028.

La ampliación de la capacidad manufacturera estadounidense ayudará a algunos desarrolladores a dejar de comprar turbinas en el extranjero y evitar aranceles de importación y aranceles al acero, según Heather Leahey, analista principal en Enverus.

Valor futuro

Algunos desarrolladores de centros de datos están instalando pequeñas soluciones de energía BTM a gas o híbridas para proporcionar carga a corto plazo hasta que se construyan soluciones permanentes de mayor tamaño o haya una conexión a la red. Los activos de generación in situ pueden utilizarse para apoyar las necesidades futuras del centro de datos y de la red local.

Las nuevas turbinas de gas más grandes están “más preparadas para convertirse eventualmente en un activo de red mercantil” porque los menores costos marginales significan que conservan más valor, dijo Jack Painter, vicepresidente de la consultora Capstone, a Reuters Events.

“A los promotores también les importa el perfil de emisiones, dado que algunos de los clientes finales se preocupan por él”, afirmó.

Las compañías eléctricas y los grandes clientes podrían buscar fuentes alternativas a las turbinas de gas que puedan desplegarse de forma incremental, como centrales eléctricas virtuales, baterías, reabastecimiento con activos de energía limpia y recursos híbridos, así como mejoras en la red y ahorro de eficiencia energética, dijo Mark Dyson, director general de Electricidad en el grupo de investigación Rocky Mountain Institute (RMI), a Reuters Events.

“Las alternativas a corto plazo podrían cubrir casi todo el crecimiento proyectado de la carga a corto plazo en EE. UU., reduciendo la exposición a la escasez de turbinas y evitando algunos de los riesgos de fiabilidad y asequibilidad asociados a esperar una nueva generación de gas”, afirmó.