# Quién paga y quién decide en la expansión de la red

Cost allocation, roles institucionales y plazos de concesión documentados en ley, order y edicto — en EE.UU., Brasil y la Unión Europea.

Author: NiLu
Locale: es
Published: 2026-08-09
Updated: 2026-08-09
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## Resumen del artículo

- Quién paga el refuerzo o el uso de la red no es una elección libre: es un paquete de métodos de cost allocation, roles institucionales y plazos de otorgamiento escritos en ley, order, decreto o edicto.
- En EE.UU., la FERC exige un método regional con beneficiary pays "roughly commensurate" (Order 1000) y planificación de largo plazo con cost allocation ex ante (Order 1920), con espacio para acuerdo estatal.
- En Brasil, la subasta de transmisión remunera por la menor RAP (30 años) y el uso de la red se cobra después vía EUST = TUST × MUST; la ANEEL regula, el ONS opera, el MME decide la prórroga de concesiones.
- En la Unión Europea, las tarifas de acceso deben ser cost-reflective y los costos entre países se reparten vía CBCA, con la ACER como última instancia si los reguladores nacionales no llegan a un acuerdo.

## Índice

- [Tres familias de mecanismo](#tres-familias-de-mecanismo)
- [Estados Unidos: regional, participante y Estado](#estados-unidos-regional-participante-e-estado)
- [Brasil: RAP, tarifa de uso y roles](#brasil-rap-tarifa-de-uso-e-papeis)
- [Unión Europea: cost-reflective y CBCA](#uniao-europeia-cost-reflective-e-cbca)
- [Protección tarifaria: el lenguaje común](#protecao-tarifaria-a-linguagem-comum)
- [Disputas en curso](#disputas-em-curso)
- [Incertidumbres](#incertezas)

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## Tres familias de mecanismo

En Estados Unidos, en Brasil y en la Unión Europea, quién paga el refuerzo o el uso de la red eléctrica no es una elección abierta a cada operador: es un paquete de métodos de cost allocation, roles institucionales definidos por ley o reglamento, y contratos de otorgamiento con plazos y reglas de tarifa escritos en order, ley, decreto o edicto.

Tres familias de mecanismo conviven en estas jurisdicciones. La primera es la socialización regional vía tarifa de uso. En EE.UU., la FERC Order No. 1000 exige que cada operador de transmisión participe en un proceso regional con un método de cost allocation definido antes de que aparezca la necesidad (ex ante); el Principle 1 de la order manda asignar costos a quien se beneficia "in a manner that is at least roughly commensurate with estimated benefits", y el Principle 2 prohíbe la asignación involuntaria a quien no recibe beneficios. [[1]](#ref-1) En Brasil, la subasta de transmisión remunera a la concesionaria ganadora por la menor Receita Anual Permitida (RAP) propuesta — en el Edital de Leilão nº 4/2025 de la ANEEL, con un plazo de 30 años de contrato y revisión periódica cada 5 años —, y el uso de la red se cobra después, en la modalidad permanente, como Encargo de Uso do Sistema de Transmissão (EUST) = TUST homologada × Montante de Uso do Sistema de Transmissão (MUST), independientemente del uso efectivo en el mes. [[2]](#ref-2) [[3]](#ref-3) En la Unión Europea, el Artículo 18 del Reglamento (UE) 2019/943 exige que las tarifas de acceso — conexión, uso, refuerzos relacionados — sean cost-reflective, transparentes, no discriminatorias y no incluyan costos de objetivos de política ajenos; entre países, el mecanismo de Cross-Border Cost Allocation (CBCA), del Reglamento (UE) 2022/869 (TEN-E), reparte los costos eficientes de proyectos de interés común entre los reguladores nacionales (NRAs) involucrados, con la ACER decidiendo como última instancia si no hay acuerdo en 6 meses. [[4]](#ref-4) [[5]](#ref-5)

La segunda familia es el participant funding, o financiamiento por quien se conecta. La propia Order 1000 permite ese modelo, pero deja explícito que no sustituye al método regional obligatorio. Ya la Order No. 2023 de la FERC, orientada a la interconexión de nuevos generadores, asigna los costos de refuerzo de red dentro de un clúster de proyectos por proportional impact — el grado en que cada generadora contribuye a la necesidad del refuerzo — y los refuerzos en la subestación del punto de conexión per cápita entre los clientes de esa subestación. Ese diseño está centrado en generación; la asignación de costo para grandes cargas (large-load) sigue en discusión regulatoria separada. [[6]](#ref-6)

La tercera familia combina ambos polos con protección adicional al consumidor. La Order No. 1920, del 13 de mayo de 2024, exige planificación regional de largo plazo — horizonte mínimo de 20 años, con reevaluación cada 5 — y un método de cost allocation ex ante incluido en el tarifario (OATT) de cada operador; el State Agreement Process, un acuerdo voluntario entre estados sobre cómo dividir los costos, está permitido, pero la order deja claro que no puede ser el único método propuesto. [[7]](#ref-7)

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## Estados Unidos: regional, participante y Estado

La Order No. 1920-A, del 21 de noviembre de 2024, eleva el papel de los estados dentro de ese diseño: antes de enmendar el método de cost allocation de largo plazo, el operador de transmisión debe consultar a las Relevant State Entities, y una propuesta de cost allocation acordada por esos entes estatales entra en la compliance filing incluso si el operador tiene una propuesta alternativa propia; el período de engagement con los estados es de 6 meses, extensible a 6 más a pedido de ellos. La decisión final sobre el método sigue siendo de la FERC. El resumen oficial en el Federal Register de la 1920-A registra 49 pedidos de rehearing sobre la decisión. [[8]](#ref-8)

Esa capa estatal convive con el método regional/interregional de la Order 1000, de 2011, que sigue vigente con sus seis principios, incluido el beneficiary pays ya mencionado. [[1]](#ref-1) Y convive también con la lógica de clúster de la Order 2023 para nuevos generadores — dos diseños distintos que responden a preguntas diferentes: uno trata del refuerzo planificado de la red regional, el otro del costo de conectar un proyecto específico. [[6]](#ref-6)

La base legal común a esos mecanismos es la Federal Power Act. La §205 exige que toda tarifa cobrada por una public utility sea "just and reasonable" y prohíbe preferencia o diferencia indebida; bajo la §206, la FERC puede fijar tarifas que considere unjust, unreasonable, unduly discriminatory or preferential. Es ese estándar — no una preferencia editorial — el que ancla tanto el método regional de la Order 1000/1920 como la revisión de cualquier cost allocation cuestionado. [[9]](#ref-9) [[10]](#ref-10)

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## Brasil: RAP, tarifa de uso y roles

En Brasil, el mapa de roles está descrito en ley y decreto, no en costumbre de mercado. La Lei nº 9.427/1996 atribuye a la ANEEL regular y fiscalizar la producción, la transmisión, la distribución y la comercialización de energía eléctrica; en la práctica documentada del sector, la ANEEL también licita concesiones por delegación y homologa las tarifas de uso. [[11]](#ref-11) El Decreto nº 5.081/2004 atribuye al ONS la coordinación y el control de la operación de las instalaciones de generación y transmisión del Sistema Interligado Nacional (SIN), bajo regulación y fiscalización de la ANEEL. [[12]](#ref-12) Para las concesiones de distribución, el Decreto nº 12.068/2024 establece que la ANEEL recomienda y el Ministério de Minas e Energia (MME) decide sobre prorrogar el contrato o abrir una nueva licitación; el mismo decreto prevé que un proceso de caducidad suspende el encaminamiento de esa recomendación de prórroga mientras esté en curso. [[13]](#ref-13)

El pago sigue dos mecanismos separados. Del lado de la concesión, la subasta de transmisión remunera a la ganadora por la menor RAP propuesta — 30 años de contrato en el Edital nº 4/2025, con revisión periódica cada 5 años. Del lado del uso, el ONS cobra, en la modalidad permanente, el Encargo de Uso do Sistema de Transmissão (EUST) = TUST homologada × MUST (el mayor valor entre contratado y medido), por punto y horario — la RAP alimenta la base que sostiene la tarifa de uso pagada por quien usa la red, independientemente de cuánto efectivamente usó en ese mes. [[2]](#ref-2) [[3]](#ref-3)

El horizonte contractual de esas concesiones es un hecho de calendario, definido en ley y decreto. La Lei nº 8.987/1995 define la concesión como delegación de servicio público por plazo determinado. [[14]](#ref-14) La Lei nº 9.074/1995 establece que las concesiones de transmisión y distribución contratadas bajo su régimen tienen el plazo necesario para la amortización de las inversiones, limitado a 30 años, prorrogable como máximo por igual período a criterio del poder concedente, conforme a las condiciones del contrato. [[15]](#ref-15) El Decreto nº 12.068/2024 opera ese plazo de 30 años para la distribución y condiciona la prórroga a cláusulas específicas de término aditivo — inversión prudente, metas de calidad y recomposición pos-eventos climáticos, modicidad tarifaria y asignación de riesgos, entre otras. [[13]](#ref-13) Ya la Lei nº 12.783/2013 había creado, antes, una vía de prórroga (hasta 30 años, una única vez, a criterio del poder concedente) condicionada a la aceptación de un régimen específico — en el caso de la generación hídrica, tarifa fijada por la ANEEL y cuotas de garantía física — "de forma a asegurar (...) modicidad tarifaria". [[16]](#ref-16)

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## Unión Europea: cost-reflective y CBCA

En la Unión Europea, el Artículo 18 del Reglamento (UE) 2019/943 establece el estándar para cualquier tarifa de acceso a la red: cost-reflective, transparente, no discriminatoria, reflejando costos eficientes realmente incurridos, y sin incluir costos no relacionados usados para sostener objetivos de política ajenos a la red. [[4]](#ref-4) Para refuerzos que atraviesan fronteras — los proyectos de interés común (PCI) e interés mutuo (PMI) del régimen TEN-E —, el Artículo 16 del Reglamento (UE) 2022/869 establece el mecanismo de Cross-Border Cost Allocation: el promotor del proyecto presenta un pedido de inversión, incluyendo la propuesta de CBCA, a los reguladores nacionales (NRAs) de los países involucrados; esos reguladores coordinan la decisión sobre la parte de costos eficientes de inversión atribuida a cada país; si no hay acuerdo en 6 meses (o a pedido conjunto de los NRAs), la ACER decide como última instancia. [[5]](#ref-5)

La Recomendación 02/2023 de la ACER completa ese diseño con una prueba de protección al consumidor: después de asignar entre fronteras los costos eficientemente incurridos e incluirlos en las tarifas nacionales, la recomendación orienta a los NRAs a evaluar si el impacto en esas tarifas constituye un "disproportionate burden for consumers" — un estándar textual de verificación, no un veredicto automático sobre ningún proyecto específico. [[17]](#ref-17)

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## Protección tarifaria: el lenguaje común

Cada jurisdicción usa un vocabulario propio para el mismo problema — impedir que el método de cost allocation se convierta en un cobro arbitrario —, y ese vocabulario está en los propios textos legales:

- En EE.UU., la Federal Power Act exige tarifas "just and reasonable" (§205) y permite a la FERC corregir tarifas que no cumplan ese estándar (§206); la Order 1000 traduce eso, en el diseño de cost allocation, en "roughly commensurate with estimated benefits" y en la prohibición de cobrar a quien no se beneficia. [[9]](#ref-9) [[1]](#ref-1)
- En Brasil, la Lei nº 12.783/2013 y el Decreto nº 12.068/2024 usan la expresión "modicidade tarifária" como condición para vías de prórroga de concesión. [[16]](#ref-16) [[13]](#ref-13)
- En la Unión Europea, el Artículo 18 del Reglamento 2019/943 exige tarifas cost-reflective, y la Recomendación 02/2023 de la ACER orienta a probar si el resultado de la asignación cross-border no representa un "disproportionate burden for consumers". [[4]](#ref-4) [[17]](#ref-17)

Son estándares textuales de protección al pagador de la tarifa, registrados en las propias normas — este texto los describe, sin tomar posición sobre cuál de ellos es preferible.

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## Disputas en curso

Parte del debate sobre quién paga y quién decide no está resuelta en texto legal, y por eso entra aquí solo como perspectiva atribuida, nunca como hecho institucional.

Según reportajes de Valor, G1, Poder360 e iNFRA (2026), la dirección de la ANEEL abrió un proceso para analizar la ruptura por caducidad de la concesión de distribución de Enel en São Paulo, después de que el área técnica habría rechazado una pericia solicitada por la empresa; la renovación anticipada del contrato estaría suspendida mientras el proceso sigue abierto — lo que es consistente con el mecanismo del Decreto nº 12.068/2024, que prevé justamente esa suspensión durante un proceso de caducidad. [[13]](#ref-13) [[18]](#ref-18) La propia Enel, según la misma cobertura, afirma cumplir los indicadores contractuales y tener un plan de recuperación en curso; autoridades citadas en el reportaje mencionan caminos posibles, como acuerdo o transferencia de control — voces atribuidas a la prensa, sin acta oficial anexada hasta el momento de la elaboración de este dosier. [[18]](#ref-18)

En EE.UU., explicadores de asociaciones estatales de energía y despachos de abogacía (entre ellos la NASEO) describen una tensión entre el papel ampliado de los estados en la Order 1920/1920-A y la posibilidad de disputas judiciales después del proceso de rehearing — un framing de disputa institucional, no un resultado judicial ya decidido. [[19]](#ref-19)

Y hay un debate técnico en curso sobre la señal locacional en la tarifa brasileña: la prensa especializada del sector (como Canal Solar) describe una intensificación gradual del peso locacional en la TUST, atribuida a la Resolução Normativa ANEEL nº 1.041/2022, con efectos distributivos discutidos entre diferentes tipos de usuario de la red — pero los porcentajes exactos de esa transición no fueron confirmados en el texto integral de la norma disponible para este dosier, y por eso permanecen como perspectiva, no como dato cerrado. [[20]](#ref-20)

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## Incertidumbres

- No hay, en las fuentes primarias consultadas, los porcentajes exactos y el cronograma completo de la transición de la señal locacional en la TUST bajo la REN nº 1.041/2022.
- No es posible, con las fuentes disponibles, detallar las fórmulas de cost allocation efectivamente vigentes en los tarifarios (OATT) de operadores regionales de EE.UU. tras la compliance con las Orders 1000 y 1920 — solo los principios de las propias orders.
- No hay, en este dosier, documento primario (acta, voto de directoría o decisión del MME) que confirme el desenlace del proceso de caducidad que involucra a Enel Distribuição São Paulo — solo cobertura periodística.
- No está claro, en las fuentes consultadas, cómo va a estabilizarse la asignación de costo de interconexión para grandes cargas (large-load) en EE.UU. más allá del diseño ya definido por la Order 2023 para generación.
- No hay, para este dosier, un detalle de cómo uno o dos Estados miembros de la UE tratan los cobros de conexión como deep o shallow en la práctica nacional, complementando el Artículo 16 del CBCA.

## Referencias

1. <a id="ref-1"></a>[FERC Order No. 1000 — Transmission Planning and Cost Allocation](https://www.ferc.gov/sites/default/files/2020-04/OrderNo.1000.pdf). FERC. Consultado el 09 ago. 2026.
2. <a id="ref-2"></a>[Edital Leilão de Transmissão nº 4/2025-ANEEL](https://ppi.gov.br/wp-content/uploads/2025/02/SEI_0202054_Edital_de_Leilao_04_2025.pdf). ANEEL / PPI. Consultado el 09 ago. 2026.
3. <a id="ref-3"></a>[ONS — Submódulo 15.8 (Encargos de Uso do Sistema de Transmissão)](https://www.ons.org.br/ProcedimentosDeRede/M%C3%B3dulo%2015/Subm%C3%B3dulo%2015.8/Subm%C3%B3dulo%2015.8%202018.12.pdf). ONS. Consultado el 09 ago. 2026.
4. <a id="ref-4"></a>[Regulation (EU) 2019/943 — Art. 18 network charges](https://eur-lex.europa.eu/eli/reg/2019/943/oj/eng). EUR-Lex. Consultado el 09 ago. 2026.
5. <a id="ref-5"></a>[ACER — Cross-Border Cost Allocation (Reg. (EU) 2022/869 Art. 16)](https://www.acer.europa.eu/electricity/infrastructure/projects-common-interest/cross-border-cost-allocation). ACER. Consultado el 09 ago. 2026.
6. <a id="ref-6"></a>[FERC Order No. 2023 explainer — interconnection cost allocation](https://www.ferc.gov/explainer-interconnection-final-rule). FERC. Consultado el 09 ago. 2026.
7. <a id="ref-7"></a>[FERC Order No. 1920 explainer — transmission planning and cost allocation](https://www.ferc.gov/explainer-transmission-planning-and-cost-allocation-final-rule). FERC. Consultado el 09 ago. 2026.
8. <a id="ref-8"></a>[Order No. 1920-A (rehearing) — Federal Register, 2024-12-06](https://www.govinfo.gov/content/pkg/FR-2024-12-06/pdf/2024-27982.pdf). Govinfo. Consultado el 09 ago. 2026.
9. <a id="ref-9"></a>[Federal Power Act §205 — just and reasonable rates (16 U.S.C. §824d)](https://www.law.cornell.edu/uscode/text/16/824d). Cornell LII. Consultado el 09 ago. 2026.
10. <a id="ref-10"></a>[Federal Power Act §206 — unjust/unreasonable rates (16 U.S.C. §824e)](https://www.congress.gov/crs-product/IF11411). Congress.gov (CRS IF11411). Consultado el 09 ago. 2026.
11. <a id="ref-11"></a>[Lei nº 9.427/1996 — cria a ANEEL](https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/l9427compilada.htm). Planalto. Consultado el 09 ago. 2026.
12. <a id="ref-12"></a>[Decreto nº 5.081/2004 — regula o ONS](http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2004-2006/2004/decreto/d5081.htm). Planalto. Consultado el 09 ago. 2026.
13. <a id="ref-13"></a>[Decreto nº 12.068/2024 — prorrogação/licitação de concessões de distribuição](https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2023-2026/2024/decreto/D12068.htm). Planalto. Consultado el 09 ago. 2026.
14. <a id="ref-14"></a>[Lei nº 8.987/1995 — regime de concessão e permissão de serviços públicos](http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/l8987cons.htm). Planalto. Consultado el 09 ago. 2026.
15. <a id="ref-15"></a>[Lei nº 9.074/1995 — normas de outorga e prorrogação de concessões do setor elétrico](http://www.planalto.gov.br/ccivil_03/leis/l9074compilada.htm). Planalto. Consultado el 09 ago. 2026.
16. <a id="ref-16"></a>[Lei nº 12.783/2013 — prorrogação de concessões e modicidade tarifária](https://www.planalto.gov.br/ccivil_03/_ato2011-2014/2013/lei/l12783.htm). Planalto. Consultado el 09 ago. 2026.
17. <a id="ref-17"></a>[ACER Recommendation 02/2023 — CBCA good practices](https://acer.europa.eu/sites/default/files/documents/Recommendations/ACER_Recommendation_02-2023_CBCA.pdf). ACER. Consultado el 09 ago. 2026.
18. <a id="ref-18"></a>[Valor — ANEEL abre análise para romper contrato da Enel SP](https://valor.globo.com/brasil/noticia/2026/04/08/aneel-abre-analise-para-romper-contrato-da-enel-sp.ghtml). Valor. Consultado el 09 ago. 2026.
19. <a id="ref-19"></a>[NASEO — FERC Order 1920 Explainer (updated)](https://naseo.org/data/sites/1/documents/publications/FERC%20Order%201920%20Explainer%20Updated%20FINAL.pdf). NASEO. Consultado el 09 ago. 2026.
20. <a id="ref-20"></a>[Canal Solar — ANEEL aprova adição de sinal locacional no cálculo da TUST](https://canalsolar.com.br/aneel-aprova-adicao-de-sinal-locacional-no-calculo-da-tust/). Canal Solar. Consultado el 09 ago. 2026.