Capacidad, cola de conexión y refuerzo

Resumen del artículo

• La cola de conexión de generación y el pedido de conexión de carga son procesos diferentes, con reglas y fuentes propias — en EE.UU., la Order 2023 rige la generación; la trayectoria de large loads (DOE §403 / RM26-4) es otra.
• MW activos en una cola no es fecha de operación: en EE.UU., la mayoría de los proyectos de generación que entran en la cola se retira antes de generar, y el tiempo entre pedido y operación viene creciendo.
• El refuerzo de red es el resultado de un estudio (clúster, presupuesto, dictamen de acceso, acuerdo de conexión) — no existe un umbral universal de MW que dispare el refuerzo en toda jurisdicción.
• Cada bloque regulatorio tiene su propio vocabulario: en EE.UU., generación y carga siguen normas distintas de la FERC; en Brasil, distribución y Rede Básica tienen productos y plazos propios; en la Unión Europea, el Demand Connection Code fija requisitos técnicos, no una cola pública de conexión.

Dos procesos, dos marcadores

El texto anterior de esta serie mostró que “capacidad” cambia de sentido según el contexto — generación máxima, límite físico de línea, margen de contingencia, congestionamiento. Este texto se enfoca en un cuarto sentido: la cola de conexión, es decir, el proceso por el cual un proyecto pide acceso a la red y espera estudios antes de poder operar. El primer hard lock es sencillo de enunciar y fácil de olvidar en la práctica: el proceso de generación y el proceso de carga no son el mismo rulebook.

En Estados Unidos, la FERC Order No. 2023 — emitida el 28 de julio de 2023 y publicada en el Federal Register el 6 de septiembre de 2023 — reforma los procedimientos y acuerdos de interconexión de generadores (los modelos LGIP/LGIA y SGIP/SGIA). No es una norma de interconexión de carga. [1] [2] La trayectoria de grandes cargas es otra: el docket FERC RM26-4-000 nació de una carta del DOE, con base en la Sección 403 del Department of Energy Organization Act, fechada el 23 de octubre de 2025, sobre la interconexión oportuna y ordenada de grandes cargas — el DOE pidió que la FERC tomara una decisión final hasta el 30 de abril de 2026. [3] [4] Tratar la Order 2023 y la RM26-4 como lo mismo es el tipo de error que hace que un gestor compare plazos de procesos diferentes como si fueran el mismo marcador.

Cómo pedir conexión en EE.UU., Brasil y Europa

En EE.UU., la Order 2023 sustituyó el proceso serial de estudio (first-come, first-served) por un proceso de clúster first-ready, first-served: los proyectos entran en lotes de estudio, deben comprobar disposición — con depósitos de compromiso comercial y control del terreno — y pasan por reglas de reestudio cuando otros proyectos del mismo clúster desisten. El explicador de la FERC cita un estudio de clúster con plazo de referencia de 150 días, seguido del estudio de instalaciones y del acuerdo de interconexión; los refuerzos de red necesarios para el clúster se asignan mediante un método de impacto proporcional. [1] Esto vale para la generación — la trayectoria de large loads, todavía en consulta pública (ANOPR), propone estudiar cargas e híbridos junto con la generación siempre que sea practicable, prevé pedir comentarios sobre estudios más rápidos y, en la propuesta, atribuiría el 100% de los costos de refuerzo estudiados a la carga o al híbrido, con el mecanismo de crédito todavía abierto — son principios propuestos, no una regla final de la FERC. [4]

En Brasil, el pedido de conexión para carga sigue caminos diferentes según el nivel de tensión. En la distribución, la REN nº 1.000/2021 de la ANEEL trata la conexión como un derecho tras el pedido — la distribuidora no puede negarse a recibir la solicitud — sujeto a condiciones técnicas y de seguridad y a costos regulados. [9] El presupuesto de conexión es obligatorio en una serie de situaciones previstas en la norma — nueva conexión, aumento de potencia demandada o inyectada, cambio de punto de conexión o de tensión, reserva de capacidad, o inclusión de generación distribuida en una unidad consumidora existente, entre otros disparadores. [9] Los plazos para que la distribuidora emita ese presupuesto también están fijados por la norma: 15 días para unidades con microgeneración distribuida o sin generación, por debajo de 69 kV y sin necesidad de obras; 30 días cuando se necesitan obras de distribución o transmisión; 45 días para las demás conexiones — con posibilidad de pausar el plazo para consultar al ONS o a otra distribuidora. [9] La REN 1.000 convive con el PRODIST — los Procedimentos de Distribuição fijados por la REN nº 956/2021 — como normas complementarias de la ANEEL para la capa de distribución; este dosier mapea el proceso de presupuesto por la REN 1.000 y no afirma, en este ciclo, si el texto vigente del PRODIST Módulo 3 añade plazos o rótulos propios de dictamen de acceso para carga. [10]

Ya en la Rede Básica — la malla de transmisión de tensión igual o superior a 230 kV —, el pedido sigue el Submódulo 3.4 de los Procedimentos de Rede del ONS. El producto de ese proceso es el Parecer de Acesso, que consolida las evaluaciones de viabilidad técnica y pasa a integrar el Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST); el tipo de agente accesante incluye, entre otros, al Consumidor Livre. [11] El estudio tiene dos caminos posibles: si no se necesitan ampliaciones, refuerzos o mejoras, el Parecer se emite y pasa directo al CUST; si solo se necesitan refuerzos o mejoras, el ONS informa al accesante y tiene hasta 90 días adicionales para analizar las condiciones de acceso — análisis que puede alimentar el ciclo de estudios de expansión y refuerzos del Módulo 4. [11] El Parecer que define las condiciones de acceso vale por 90 días; la prioridad sobre nuevos pedidos dura hasta la celebración del CUST dentro de ese plazo — si el CUST no se celebra a tiempo, la prioridad se pierde. [11]

En la Unión Europea, el reglamento que rige la conexión de demanda es el Demand Connection Code — Reglamento (UE) 2016/1388, del 17 de agosto de 2016 —, que cubre instalaciones de demanda conectadas a la transmisión, instalaciones de distribución conectadas a la transmisión, sistemas de distribución (incluidos los sistemas de distribución cerrados) y unidades de demanda usadas para respuesta de la demanda. [12] El DCC define la capacidad máxima de importación como la potencia activa continua máxima consumible en el punto de conexión, conforme a lo especificado en el acuerdo de conexión con el operador de sistema relevante, y establece una escalera de notificaciones operativas — energización, provisional, final y limitada — que es un camino de conformidad técnica, no una cola pública de MW. [13]

El refuerzo es resultado de un estudio, no un número mágico

El segundo hard lock de este texto: el refuerzo de red no se activa por un umbral universal de MW — es el resultado de un estudio específico, hecho dentro de un proceso jurisdiccional específico. En EE.UU., el propio explicador de la Order 2023 describe que los estudios determinan qué equipos y refuerzos de transmisión son necesarios antes de que un proyecto pueda conectarse, y atribuyen costos con base en ese resultado — el refuerzo es salida del estudio, no una métrica separada de “volumen en la cola”. [1] En Brasil, el mismo patrón aparece en dos procesos distintos: en la distribución, el presupuesto de la REN 1.000 tiene una bifurcación clara entre conexión sin necesidad de obras (plazo más corto) y conexión con obras de distribución o transmisión necesarias (plazo más largo); en la Rede Básica, el Parecer del ONS bifurca entre “sin necesidad de refuerzos” (Parecer directo al CUST) y “con necesidad de refuerzos” (90 días más de análisis). [9] [11] En la Unión Europea, el DCC fija requisitos técnicos y capacidad máxima de importación, pero no establece un umbral de MW ni un disparador de refuerzo paneuropeo — eso queda con los procesos nacionales de cada operador de transmisión y de distribución. [12] [13]

Sobre la definición de “gran carga” que motiva parte del debate actual en EE.UU.: la propuesta en consulta del DOE define gran carga, para fines de ese proceso específico, como por encima de 20 MW conectando directamente a la transmisión, alineada al umbral de gran generador ya usado en la Order No. 2003 de la FERC. Es un encuadre jurisdiccional propuesto para ese proceso — no una definición universal de “gran carga” aplicable fuera de ese contexto regulatorio. [4]

Dónde existe cola pública — y dónde no existe

En Estados Unidos existen portales públicos de cola de interconexión ampliamente citados: el PJM Cycle Service Request Status (bajo el proceso de ciclo/clúster vigente desde el 10 de julio de 2023), la cola de interconexión de generadores del MISO, el informe GIS del ERCOT y los informes de cola de interconexión del CAISO. [7] Todos ellos son productos de interconexión de generación (y almacenamiento) — no datasets de cola de interconexión de carga. El Lawrence Berkeley National Laboratory consolida esos datos a nivel nacional en la serie Queued Up; [5] la edición de 2024, con datos hasta fines de 2023, suma cerca de 11.597 proyectos activos, aproximadamente 1.570 GW de generación más 1.030 GW de almacenamiento — cerca de 2.598 GW de capacidad activa en la muestra tratada —, además de cerca de 17.873 proyectos retirados (~3.097 GW) y cerca de 4.155 proyectos operacionales (~470,4 GW). El propio informe es explícito: el alcance es el sistema de transmisión en bulk power y excluye proyectos conectados a la distribución y proyectos “detrás del medidor”. [6]

No existe, en las fuentes de este dosier, un dataset público equivalente para cola de interconexión de carga en EE.UU. — los portales anteriores miden generación, no pedidos de grandes cargas a la espera de conexión. Esa transparencia puede emerger de los desdoblamientos de la RM26-4 o de presentaciones tarifarias de los operadores regionales, pero todavía no existe hoy. En la Unión Europea, el cuadro es parecido por otro motivo: ni el DCC, ni el hub de códigos de red de la ENTSO-E, ni la evaluación europea de adecuación de recursos (ERAA) equivalen a un dataset de cola de conexión paneuropeo comparable al Queued Up — la ENTSO-E encuadra el DCC como enfocado en cargas industriales y redes de distribución, con parámetros definidos a nivel europeo y otros a nivel nacional, mientras que la ERAA trata de adecuación de recursos, no de backlog de conexión. La cola de conexión de carga en Europa, cuando existe de forma auditable, vive en los procesos nacionales de cada operador de transmisión y distribución. [14]

MW en la cola no es fecha de operación

El tercer hard lock: un megavatio activo en una cola de generación no es una promesa de megavatio que va a operar, y mucho menos una fecha de operación comercial (COD). El Queued Up 2024 del LBNL muestra esto con números: de los pedidos de interconexión presentados entre 2000 y 2018, apenas cerca del 20% de los proyectos — y cerca del 14% de la capacidad — habían llegado a la operación comercial hasta fines de 2023; más del 70% de los pedidos de ese período fueron retirados. [6] La métrica de atraso que el propio informe privilegia no es el tamaño de la cola, sino el tiempo mediano entre el pedido de interconexión y la operación comercial: para proyectos concluidos en 2023, esa mediana quedó cerca de 5 años, contra cerca de 3 años en 2015 y menos de 2 años en 2008. Por separado, el tiempo entre el acuerdo de interconexión y la operación comercial también creció, de cerca de 17 meses para construcciones de 2007–2015 a cerca de 25 meses en las construcciones de 2016–2023 de la muestra. [6]

El informe de Monitoring Analytics sobre el mercado de PJM (2024, Sección 12) corrobora ese patrón regionalmente: al final de 2024, la cola de generación de PJM sumaba 221.297,3 MW en base de energía (activos, en construcción o suspendidos); históricamente, apenas cerca del 17,4% de ese tipo de MW llega a entrar en servicio, y, mirando toda la historia de la cola, el 11,1% de los MW entraron en servicio contra el 62,2% retirados. [8] El propio explicador de la Order 2023 también cita una métrica diferente, que no debe confundirse con esas tasas de conclusión: al final de 2022 había más de 10.000 pedidos activos de interconexión y más de 2.000 GW de generación y almacenamiento potenciales en el sistema; de los 2.179 estudios concluidos en 2022, el 68% salió atrasado — esa es una métrica de atraso del proceso de estudio, no de conclusión hasta la operación comercial, y tiene un año base diferente del Queued Up 2024. [1] [6] Separar esas métricas por vintage y por lo que cada una mide — MW activo, tasa de conclusión, atraso del estudio, mediana pedido-hasta-operación — es lo que evita transformar un número de cola en una previsión de capacidad que realmente va a operar.

Conexión conjunta de carga y generación — sin mezclar jurisdicciones

Un punto final de higiene: la generación distribuida detrás del medidor (BTM) y la conexión híbrida carga+generación son conceptos que solo tienen sentido localizados — mezclar las definiciones de jurisdicciones diferentes genera una comparación inválida. En Brasil, la REN 1.000/2021 de la ANEEL (con la alteración de la REN 1.059/2023) exige que, para una unidad consumidora con micro o minigeneración distribuida, la distribuidora emita un único presupuesto que cubra carga y generación conjuntamente. [9] En EE.UU., la propuesta en consulta del DOE (ANOPR) incluye principios de estudiar cargas e híbridos junto con instalaciones generadoras cuando sea practicable, considerando los derechos de inyección y retiro solicitados — un ejemplo citado en la propuesta es una carga de 500 MW más generación de 600 MW resultando en 0 MW de retiro y 100 MW de inyección — además de exigir protección contra inyecciones o retiros no autorizados. [4] Son mecanismos distintos, en etapas regulatorias distintas (norma vigente en Brasil; propuesta en consulta en EE.UU.), y ninguno de los dos debe leerse como sinónimo de generación distribuida residencial en el techo — el Queued Up del LBNL, por ejemplo, excluye explícitamente proyectos conectados a la distribución y “detrás del medidor” de su alcance de cola de generación. [6] [9]

Quién paga por el refuerzo de red — y cómo ese costo se divide entre quien pide la conexión y quien ya está conectado — es un asunto de asignación de costos que queda para otro texto de esta serie; el mapa regional detallado de Brasil, Estados Unidos y Europa también recibe textos propios.

Incertidumbres

• No hay, en las fuentes consultadas en este ciclo, un dataset público de cola de interconexión de carga en EE.UU. equivalente a los portales de generación (PJM, MISO, ERCOT, CAISO, LBNL); esa transparencia puede emerger de los desdoblamientos de la RM26-4 o de presentaciones tarifarias regionales.
• No está mapeado en este ciclo qué hubs nacionales en la Unión Europea (por ejemplo Alemania, Países Bajos o Irlanda) publican registros de cola de conexión de demanda con MW y plazos auditables — lo que existe hoy, a nivel europeo, es el DCC (requisitos técnicos) y la ERAA (adecuación de recursos), ninguno de los dos equivalente a una cola de conexión.
• La edición más reciente del Queued Up del LBNL (con datos hasta fines de 2025) puede alterar las magnitudes de capacidad activa, tasa de conclusión y mediana pedido-hasta-operación citadas aquí, que están fijadas en la edición de 2024 (datos hasta fines de 2023) — los números no deben sumarse entre ediciones sin rotular el año de referencia.
• No está verificado en este ciclo si el texto vigente del PRODIST Módulo 3, tras la REN 956/2021 de la ANEEL, añade plazos o rótulos de dictamen de acceso para carga que difieran del presupuesto de conexión ya mapeado en la REN 1.000.

Referencias

1. FERC — Explainer on the Interconnection Final Rule (Order No. 2023). Federal Energy Regulatory Commission. Consultado el 09 ago. 2026.
2. Federal Register — Improvements to Generator Interconnection Procedures and Agreements. Federal Register. Consultado el 09 ago. 2026.
3. FERC — RM26-4 (large loads docket hub). Federal Energy Regulatory Commission. Consultado el 09 ago. 2026.
4. U.S. DOE — Ensuring the Timely and Orderly Interconnection of Large Loads (§403 ANOPR letter). U.S. Department of Energy. Consultado el 09 ago. 2026.
5. LBNL EMP — Queued Up hub. Lawrence Berkeley National Laboratory. Consultado el 09 ago. 2026.
6. LBNL — Queued Up: 2024 Edition (datos hasta fines de 2023). Lawrence Berkeley National Laboratory. Consultado el 09 ago. 2026.
7. PJM — Cycle Service Request Status. PJM Interconnection. Consultado el 09 ago. 2026.
8. Monitoring Analytics — 2024 State of the Market Report for PJM, Sección 12. Monitoring Analytics. Consultado el 09 ago. 2026.
9. ANEEL — Resolução Normativa nº 1.000/2021. Agência Nacional de Energia Elétrica. Consultado el 09 ago. 2026.
10. ANEEL — Resolução Normativa nº 956/2021 (PRODIST). Agência Nacional de Energia Elétrica. Consultado el 09 ago. 2026.
11. ONS — Submódulo 3.4 dos Procedimentos de Rede (Solicitação / Parecer de Acesso). Operador Nacional do Sistema Elétrico. Consultado el 09 ago. 2026.
12. Regulamento (UE) 2016/1388 — Demand Connection Code. Comissão Europeia / EUR-Lex. Consultado el 09 ago. 2026.
13. ENTSO-E — Demand Connection Code hub. ENTSO-E. Consultado el 09 ago. 2026.
14. ENTSO-E — ERAA hub. ENTSO-E. Consultado el 09 ago. 2026.