Siemens Energy vende 1,7 GW de gas móvil mientras los reguladores dudan de la demanda de IA que abastecerá
Siemens Energy enviará 119 núcleos de turbina —más de 1,7 GW— a los paquetes de energía móvil de Dynamis para centros de datos e industria en EE UU a partir de 2027, vendiendo rapidez de instalación en unos plazos que las eléctricas apenas consiguen igualar. Ese mismo mes, reguladores de dos ámbitos distintos dieron pasos para que el coste de las previsiones de demanda de IA no recayera en los consumidores.
Vincent Jiang · 3 min read
1,7 GW de gas móvil, con las primeras unidades en 2027
Siemens Energy fabricará 119 núcleos de turbina de gas SGT-400 en su planta de Lincoln (Reino Unido), unos 15 MW cada uno y más de 1,7 GW en total. Los enviará a lo largo de varios años a Dynamis Power Solutions, con sede en Houston; el primer lote, en 2027 1. Los núcleos se integran en el DT18 de Dynamis, un paquete «hipermóvil» pensado para estacionarse en centros de datos, campos petrolíferos y fábricas, y se vende en plazos de despliegue acelerados que las eléctricas apenas logran igualar 1. No se ha revelado el precio 1.
Lo que el acuerdo vende es velocidad, no un atajo regulatorio. El anuncio presume de movilidad e instalación rápida; nada dice de permisos, suministro de combustible o conexión a la red, que siguen siendo por cuenta del cliente 1.
Dynamis asegura que ya cuenta con unos 2 GW de generación empaquetada, tras anotarse en el tercer trimestre de 2025 el pedido de 25 turbinas de Baker Hughes que suman 1,3 GW 1. Reuters informó el 29 de septiembre de que la carrera por las turbinas de gas pequeñas está llamada a repercutir en los costes de los centros de datos 2.
Pedidos récord, una recompra de acciones y una participación menguante de Siemens AG
El trimestre cerrado en junio marcó récords en Siemens Energy: pedidos por 17.900 millones de euros y unos ingresos de 11.400 millones 4; un beneficio antes de partidas excepcionales de 1.620 millones, frente a los 497 millones de un año antes; y una cartera de pedidos de 162.000 millones 5, con 1,57 euros de nuevos pedidos por cada euro de ventas. El 30 de septiembre reafirmó su previsión de resultados para el conjunto del año, con un margen que tiende a la parte alta de la horquilla del 10% al 12% 3.
Días antes, un consorcio en el que participa junto a Aecon se había adjudicado un contrato de 1.300 millones de dólares canadienses para sustituir los turbogeneradores de la central nuclear de Pickering, en Ontario, cuya ejecución arrancaría en enero de 2027, pendiente de aprobación regulatoria 67. Detrás de los pedidos hay un tramo de recompra de acciones de 2.000 millones de euros 3 y una participación que Siemens AG ha recortado hasta el 4,98%, desde el 35,1% con el que salió de la escisión de 2020 8. La acción cerró el miércoles a 142,42 euros, un 27% por debajo de su máximo de 52 semanas, con los resultados del ejercicio completo y los objetivos hasta 2030 previstos para el 11 de noviembre 3.
El gas móvil contratado por Dynamis desde mediados de 2025 eclipsa la central que Carolina del Norte rechazó
Data
| Value | |
|---|---|
| Siemens Energy, 119 núcleos (2026) | 1.7 GW |
| Baker Hughes, 25 turbinas (2025) | 1.3 GW |
| Turbina de gas Smith de Duke, denegada | 0.26 GW |
Dos reguladores acaban de poner precio a la duda
El 18 de septiembre, la Comisión de Servicios Públicos de Carolina del Norte denegó a Duke Energy el certificado para una turbina de 584 millones de dólares y 255 MW, al estimar que el crecimiento previsto de la demanda —en torno al 70% procedente de centros de datos, según su expediente— es «insuficientemente fiable para que la Comisión actúe en este momento» 910. Aun así, el defensor de los consumidores respaldaba la central: su ingeniero declaró que el estado está, «a falta de una palabra mejor, atascado con este recurso». La comisión lo rechazó igualmente, y la fecha de entrada en servicio más temprana recogida en el expediente era 2030 9.
El mismo día en que trascendía el acuerdo con Dynamis, la Comisión Federal Reguladora de Energía de EE. UU. (FERC) suspendió durante cinco meses la compra de respaldo de PJM y ordenó al operador de red que traslade sus costes a los grandes consumidores, como los centros de datos, en una región con un déficit superior a 6.800 MW 11. También ordenó a PJM utilizar previsiones de demanda más actualizadas al asignar esos costes 11.
Quién carga con el riesgo si la demanda de IA llega tarde
La apuesta es explícita. Si la demanda de IA llega según lo previsto, los clientes de Dynamis compran vatios de 2027, frente a centrales conectadas a la red cuyas fechas de entrada en servicio más tempranas se sitúan en 2030 9. Si no llega, la pérdida recae sobre quien haya financiado 1,7 GW de gas móvil, no sobre los consumidores de Carolina del Norte. Una eléctrica necesita un certificado y una previsión validada; un empaquetador «hipermóvil», un cliente con chequera.
Deepdive
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