Resumen

  • El paquete combina hasta 590 MW de servicio conectado a la red con unos 2,1 GW de recursos contratados a terceros y gestionados mediante una microrred privada; son fuentes y esquemas de control distintos.
  • Black Hills afirma que Google asumirá los costes del proyecto y que las garantías contractuales hasta 2048 protegen a otros clientes, pero el anuncio no publica los anexos que permitirían comprobarlo.

La cifra más llamativa del anuncio de Black Hills no es la que la eléctrica prevé generar. La combinación de recursos para el centro de datos proyectado en Cheyenne suma 2,7 GW, incluidas reservas y sin contar nuevas ampliaciones del transporte eléctrico. Black Hills aportaría hasta 590 MW mediante servicio conectado a la red. Gestionaría alrededor de 2,1 GW de recursos de terceros contratados en Wyoming a través de una microrred privada bajo su tarifa Large Power Contract Service. La empresa no dice que vaya a poseer o construir esos 2,1 GW.

Los dos acuerdos, vigentes desde el 30 de septiembre y anunciados el 6 de octubre, se extienden hasta 2048. Black Hills planea invertir 1.800 millones de dólares entre 2027 y 2029 para construir 564 MW de generación de gas en Cheyenne Prairie, mediante una filial no regulada. Los 26 MW restantes de la parte conectada procederían de compras en el mercado y del servicio minorista sujeto a tarifa. La empresa prevé obtener rendimiento durante la construcción y cobrar tarifas por gestionar la microrred desde 2027. Proyecta unos 150 millones de dólares de beneficio neto en 2030 y 2.400 millones de flujo de caja libre sin apalancamiento hasta 2048, netos de la inversión. Son estimaciones corporativas, no resultados logrados. El comunicado señala además que Google entregó 399 millones de dólares en anticipos reembolsables para reservar equipos de largo plazo; Black Hills prevé devolverlos antes de junio de 2027.

La pregunta útil es quién absorbe un desfase. ¿Qué ocurre si los recursos contratados a terceros llegan tarde, si la carga crece más rápido que la transmisión o si no se alcanza la potencia mínima utilizada para fijar las tarifas de gestión? Black Hills dice que los mecanismos de traslado de costes, las garantías de crédito, las cláusulas de terminación anticipada y la recuperación íntegra de la inversión en generación protegen a los clientes existentes y a los accionistas. Pero el comunicado no publica los anexos contractuales, el importe de las garantías, las prioridades de despacho ni las soluciones disponibles ante un incumplimiento.

Son salvaguardas descritas por la empresa, todavía no resultados verificables por terceros.

Los trámites regulatorios tampoco constituyen una única aprobación. La compañía enumera el certificado de la subestación Robinson aprobado en mayo, un permiso industrial presentado en julio y un permiso de calidad del aire aprobado en agosto para ampliar la central. Afirma que solicitó en septiembre el certificado para la expansión de transmisión de South Cheyenne y que prevé otra solicitud en Wyoming para el cuarto trimestre; el índice de avisos públicos de la comisión de Wyoming permite seguir los expedientes, pero no prueba que cada solicitud posterior haya sido aprobada. Su plan eléctrico de Wyoming de 2026 identificó un déficit de capacidad de 95 MW a partir de 2027, cifra que también recogen los resultados del segundo trimestre. Así, importa dónde se traza el límite de la red, aunque la mayor parte de la carga planificada no dependa del suministro eléctrico ordinario. La tarifa estatal describe el marco LPCS vigente, no los acuerdos nuevos con Google.

Se trata de un suministro previsto por etapas, no de 2,7 GW que ya estén consumiendo electricidad. Durante los próximos dos años habrá que comprobar si avanzan a la vez la transmisión, la construcción, los contratos con terceros y los hitos de demanda; más adelante, los resultados publicados deberán conciliar las salvaguardas prometidas con los costes reales.