Red eléctrica en EE.UU. — estructura y cuellos de botella

Resumen del artículo

• No existe "la cola" ni un cuello de botella nacional en un único GW en EE.UU. — hay un mapa institucional (FERC/NERC/ISO vs. utilities vertically integrated), dos familias distintas de interconnection y reglas de costo que cambian por ISO y por docket.
• La Order 2023 de la FERC reformó la cola de generación; las large loads (data centers, entre otros) siguen otra vía federal, todavía abierta (RM26-4 / show-cause de 2026).
• En ERCOT, los pedidos de conexión de large load (centenas de GW) no son el pico histórico de demanda, ni la previsión de crecimiento de la NERC, ni la cola de generación — son cuatro números diferentes.
• PJM, ERCOT y MISO tienen diseños de mercado y de cola distintos; no hay promedio nacional que describa a los tres al mismo tiempo.

El mapa institucional: FERC, NERC y los ISOs

Para entender cualquier número de cuello de botella en EE.UU., primero hay que localizar quién decide qué. La FERC (Federal Energy Regulatory Commission) ejerce regulación económica federal sobre electricidad al por mayor (wholesale) y transmisión interestatal — tarifas y términos — además de supervisión de confiabilidad, aprobando y haciendo enforcement de Reliability Standards bajo la FPA §215. [1] La NERC es la Electric Reliability Organization (ERO) certificada por la FERC para el continente continental de EE.UU. (excluyendo Alaska y Hawái): desarrolla los Reliability Standards, sujetos a aprobación de la FERC, con Regional Entities operando bajo ella. [1]

La página de la EIA sobre mercados al por mayor de electricidad lista a ISO-NE, NYISO, PJM, MISO, SPP, ERCOT y CAISO como las organizaciones que operan sistemas bulk y mercados al por mayor en EE.UU. — los RTOs (Regional Transmission Organizations) son entidades independientes, basadas en membership, que casan ofertas de oferta y demanda. [2] Pero esa lista institucional no es el mapa eléctrico entero del país: una porción material de la carga permanece fuera de footprints RTO/ISO, notablemente en el Sudeste y en partes del Oeste, donde utilities vertically integrated y balancing authorities, bajo regulación estatal, dominan la operación del día a día. [2]

El ERCOT es un caso particular dentro de esa lista. Aparece como ISO en el índice de la EIA, pero su diseño de mercado al por mayor y, sobre todo, su proceso de large loads están regidos primariamente por ley estatal de Texas y por la PUCT (Public Utility Commission of Texas) — vía, por ejemplo, el SB 6 — y no por el pro forma federal de la FERC del mismo modo que los demás RTOs/ISOs jurisdiccionales. [3] No por coincidencia, el ERCOT no está entre los seis RTO/ISOs que la FERC apuntó en sus ordenes show-cause de junio de 2026, como veremos más adelante.

Dos colas: generación y large load no son lo mismo

El error más común al leer noticias sobre “la cola americana” es tratar generación y large load como el mismo proceso. No lo son.

La Order No. 2023 de la FERC (emitida el 2023-07-28, con la Order 2023-A el 2024-03-21) reforma los pro forma Large/Small Generator Interconnection Procedures and Agreements: estudios en clúster first-ready, first-served, con exigencias de readiness financiera y site control, incluyendo pathways específicos para storage y proyectos híbridos. Es una regla para conectar generación — no es la regla federal madura para conectar large loads (como data centers). [4]

El instrumento que mide esa cola de generación es el Queued Up, publicado anualmente por el LBNL. La edición 2026 (con datos hasta fines de 2025) agrega las colas públicas de más de 50 operadores de transmisión, cubriendo cerca del 98% de la capacidad instalada de EE.UU.: cerca de 8.200 proyectos activos, sumando aproximadamente 1.312 GW de generación y 749 GW de storage — un total de cerca de 2.061 GW de capacidad activa buscando interconnection. La metodología excluye explícitamente pedidos de load interconnection, proyectos conectados a la distribución y capacidad behind-the-meter. [5] Es decir: ese GW es cola de generación/storage, no cola de carga.

Y ese número tampoco equivale a capacidad que vaya a operar efectivamente. Del total que pidió interconnection entre 2000 y 2020, apenas el 13% había alcanzado la fecha de operación comercial (COD) hasta fines de 2025; el 75% fue retirado (withdrawn); el 10% todavía permanecía activo en la cola. Para proyectos que entraron en operación en 2025 (en las regiones con datos), la mediana entre el pedido de interconnection y el COD superó cinco años. [5] Todavía dentro de la cola de generación/storage, 549 GW ya tenían draft o executed interconnection agreement (IA) sin todavía tener COD — acuerdo firmado no es sinónimo de operación. [5]

La vía federal para large loads es otra, y todavía está en construcción. El 23 de octubre de 2025, una dirección del Energy Secretary bajo §403 llevó a un ANOPR (Advance Notice of Proposed Rulemaking) sobre interconnection de large loads a la transmisión interestatal — el docket FERC RM26-4-000, con framing de large loads generalmente por encima de 20 MW. El 18 de junio de 2026, la FERC emitió seis ordenes show-cause bajo la FPA §206, adaptadas a seis RTO/ISOs jurisdiccionales — PJM, CAISO, MISO, NYISO, ISO-NE y SPP —, y no una regla final nacional única; el ANOPR permanece abierto. Las categorías citadas incluyen el proceso de estudio y tecnologías alternativas de transmisión; prevención de cost shifting y transparencia de costos; colocalización y generación behind-the-meter; nuevos servicios de transmisión para large loads flexibles; y estudio de instalaciones generadoras que sirvan a cargas eléctricamente próximas o colocalizadas. Los plazos citados son de 60 días para un tarifario justify-or-file y 30 días para un informe informacional de resource adequacy. [10]

ERCOT: higiene de números

El ERCOT es, hoy, el área donde más números circulan sin rótulo — y donde la confusión entre cola de carga y cola de generación es más común. Materiales de mediados de 2026 separan claramente dos colas:

La cola de carga — Large Load Interconnection (LLI). Un documento de ERCOT de junio de 2026 cita más de 438.000 MW en pedidos de conexión de large users (cerca del 90% data centers); un deck para el Senado de Texas de julio de 2026 cita cerca de 474 GW de Large Loads buscando interconnection, con cerca de 205 GW preliminarmente elegibles para el llamado Batch Zero — elegibilidad preliminar no es aprobación. Ese mismo documento define large user, para el proceso en cuestión, como demanda pico en sitio único por encima de 75 MW, y describe la transición de estudios caso por caso a un framework en lotes (Batch Zero en julio de 2026; pedidos del Batch 1 en el verano de 2027), bajo implementación de la PUCT vía SB 6 — no bajo la Order 2023 de la FERC. [3] [6]

La cola de generación, separada. En el mismo corte de mediados de 2026, el ERCOT reportaba cerca de 1.949 pedidos activos de interconnection de generación, totalizando aproximadamente 463 GW al 30 de junio de 2026 (solar ~162 GW, storage ~171 GW, gas ~78 GW, eólica ~48 GW). [6]

Ninguno de esos números es el pico histórico de demanda del ERCOT, citado como 85.508 MW el 10 de agosto de 2023 — que es demanda pico ya conectada y realizada, no pedido de interconnection. [3] [6] Y ninguno de ellos es la previsión de crecimiento de large loads de la NERC para el ERCOT hasta 2030, que veremos a continuación. Tratar cualquiera de esos cuatro números como sinónimo de los otros tres es el error de higiene más fácil de cometer al leer sobre Texas.

Data centers en TWh: otra escala de medida

Mientras el ERCOT y las colas de interconnection miden MW y GW de pedidos, el Department of Energy y el LBNL miden la demanda de data centers en energía — TWh y participación porcentual en la electricidad nacional. Son escalas diferentes, y no deben sumarse a las colas de MW.

El comunicado del DOE del 20 de diciembre de 2024 sobre el U.S. Data Center Energy Usage Report afirma que los data centers consumieron cerca del 4,4% de la electricidad de EE.UU. en 2023 (176 TWh, contra 58 TWh en 2014), con una banda de escenario para 2028 entre 6,7% y 12% de la electricidad nacional (325 a 580 TWh). [7] La actualización de 2025 del LBNL presenta un reference case de 649 TWh en 2030, cerca del 11,8% de la electricidad de EE.UU. (banda de escenario entre 9,5% y 15,3%; 521 a 843 TWh). El modelo, del tipo bottom-up (basado en shipments de TI, energía por dispositivo y cooling), explícitamente no modela colas de interconnection ni la adecuación de supply on-site. [8]

Ya la NERC, en su 2025 Long-Term Reliability Assessment (LTRA, con previsiones de mediados de 2025), mide otra cosa: crecimiento de pico de planificación por área de evaluación. El informe reporta un crecimiento agregado de summer peak en las assessment areas superior a 224 GW en diez años (+69% frente al crecimiento de 132 GW del ciclo anterior), con el winter peak creciendo cerca de 245 GW; el texto atribuye la mayor parte del aumento proyectado a nuevos data centers de la economía de IA/digital, pero señala que revisiones posteriores de forecast del ERCOT y del PJM — que redujeron algunos large loads de corto plazo — no entraron en esta edición. [9]

Por área (manteniendo los números separados, sin promedio nacional): el MISO proyecta un summer peak subiendo de 127 GW (2026) a 143,7 GW (2035), con cerca de 18 GW de cargas de data center proyectadas hasta 2035; el PJM proyecta +56 GW hasta 210 GW en 2035; y la Texas RE (área que cubre el ERCOT) proyecta un summer peak subiendo de 94.650 MW (2026) a 154.077 MW (2035), con una previsión de large-load interconnections de 45 GW hasta 2030 (de los cuales 23 GW serían data centers). [9] Note que ese forecast de 45 GW para el ERCOT es una previsión de planificación — no los cerca de 438 a 474 GW de pedidos de LLI vistos en la sección anterior.

PJM y MISO: diseños diferentes, sin promedio nacional

Cada ISO/RTO resolvió ese mismo problema — generación creciendo, large loads llegando, colas apretándose — de un modo diferente. Vale la pena mirar dos ejemplos junto al ERCOT, sin intentar extraer un promedio de los tres.

En el PJM, el forecast de largo plazo (Long-Term Load Forecast, LTLF) de 2026 muestra continuidad de crecimiento en el largo plazo, pero reducción de los picos de corto plazo respecto al informe de 2025, después de un vetting más estricto de los ajustes de large-load y data center presentados por las distribuidoras (EDCs), de vehículos eléctricos y de premisas económicas. El PJM clasifica esos ajustes entre Firm (con contrato/capacidad comprometida) y Non-Firm, con defaults como ramp mínimo de 36 meses y utilización del 70% salvo soporte en contrario. Materiales públicos citan un framing de crecimiento de data centers de hasta cerca de 30 GW entre 2025 y 2030 — pero eso es un input de planificación y ajuste, no una cifra de operación comercial confirmada (COD). [14] Del lado de la generación, el PJM reporta, desde 2023, el procesamiento de más de 170.000 MW en nuevos pedidos, con cerca de 30.000 MW restantes en la transition queue para 2026, cerca de 57 GW ya con estudios completos y GIAs firmados u ofrecidos, y cerca de 3.045 MW de nueva generación efectivamente interconectada en 2025 (mayoritariamente solar). [15]

En el MISO, el camino estándar de generación pasa por estudios en clúster en la Definitive Planning Phase (DPP), bajo la Order 2023. Un mecanismo propio, el Queue Cap, limita la capacidad total estudiada por ciclo al 50% del pico no coincidente de la región — un backstop contra una cola que se aproxime o supere el propio pico regional. El ERAS es un camino expedito y temporal, con diseño serial (en contraste con los clústeres de la DPP), para recursos “shovel-ready” de resource adequacy en el corto plazo. Ya el JTIQ, una iniciativa conjunta con el SPP, es un portafolio pensado para habilitar cerca de 28,6 GW de generación a lo largo de la frontera (seam) entre las dos regiones, con aprobaciones de board en diciembre de 2024. [16] [17] Todas estas son herramientas del lado de la generación — no un patrón nacional de cola de carga.

La conclusión práctica: el PJM combina capacity market con vetting Firm/Non-Firm de ajustes de large load y una cola de generación en ciclos (Cycle); el ERCOT es energy-only, estatal en el diseño de wholesale, con lotes de LLI separados de la cola de generación; el MISO se distingue por el techo del 50% del pico regional en la cola de generación y por un camino expedito serial. Tres diseños, sin promedio que los represente al mismo tiempo.

Quién paga: Order 1920 y las show-cause de 2026

La pregunta “quién paga por el refuerzo de la red” tiene una respuesta en dos capas, y vale la pena no mezclarlas.

La primera es la Order No. 1920 de la FERC (mayo de 2024), con los refinamientos 1920-A y 1920-B: exige que los transmission providers hagan planificación regional de largo plazo (horizonte de al menos 20 años) y presenten método(s) estándar (ex ante) de cost allocation para las instalaciones regionales de largo plazo seleccionadas — método que necesita asignar costos de forma al menos “roughly commensurate” con los beneficios estimados. Los métodos acordados por los estados deben presentarse incluso cuando el transmission provider prefiera una alternativa; la decisión final es de la FERC. [13] Esa es la capa de cost allocation de refuerzo regional de línea — diferente de la asignación de costos de network upgrades de un generador específico bajo la Order 2023.

La segunda capa es la suite de ordenes show-cause del 18 de junio de 2026, ya mencionada. Entre las categorías nombradas en los materiales de la FERC están explícitamente “preventing cost shifting” y transparencia de costos, junto a colocalización, tecnologías alternativas de transmisión y nuevos servicios para large loads flexibles. La presentación de staff asociada cita que casi dos tercios de la carga del país está bajo tarifas jurisdiccionales de la Comisión, y que el ANOPR recibió más de 3.500 páginas de comentarios. [11] [12] Los outcomes tarifarios de esas ordenes todavía estaban pendientes en la fecha de acceso de este texto.

Vale registrar que el lenguaje sobre protección al “ratepayer” que circula en torno a esas ordenes es lenguaje de docket y de proceso regulatorio — no un veredicto editorial de NiLu sobre quién debería pagar. En la Open Meeting del 18 de junio de 2026, en la que la suite fue emitida, la presidencia de la FERC caracterizó la acción con términos como “fair cost allocation”, “transparency for the American ratepayer” y speed-to-power, además de respeto a states’ rights. Es la posición institucional de quien firma la order el día de la emisión — retórica de legitimación del proceso, no un resultado tarifario cerrado. [18]

Incertidumbres

• No existe, en las fuentes de este dosier, una base de datos nacional de cola de interconnection de large load (carga) comparable al Queued Up de generación/storage, con cobertura multi-ISO y también fuera de footprints RTO — sin eso, cualquier “cola americana de large load en X GW” tiende a ser una extrapolación del caso del ERCOT o una equivalencia falsa entre generación y carga.
• No se sabe, todavía, qué tarifas o procesos van a presentar o justificar efectivamente los seis RTO/ISOs jurisdiccionales en respuesta a las show-cause §206 de 2026, ni si el ANOPR RM26-4 va a convertirse en una regla final — los outcomes tarifarios estaban pendientes en la fecha de acceso.
• No es posible decir, con los datos disponibles, cuán estables son los picos del LTRA de mediados de 2025 (y el framing del PJM de cerca de 30 GW de data centers entre 2025 y 2030) después de las revisiones de corto plazo del propio ERCOT y del PJM y de las críticas sobre double-counting o carga flexible.
• Las reglas de large load en áreas fuera de RTO (Sudeste y partes del Oeste de EE.UU.) y en ISOs poco cubiertos en este ciclo (CAISO, SPP, NYISO, ISO-NE) permanecen subdocumentadas aquí — el cuadro presentado es robusto para PJM, ERCOT y MISO, no para el país entero.

Referencias

1. FERC — Reliability Explainer. FERC. Consultado el 09 ago. 2026.
2. EIA — Electricity Wholesale Markets (ISO/RTO). U.S. Energy Information Administration. Consultado el 09 ago. 2026.
3. ERCOT — Trending Topic: New Batch Connection Process for Large Electricity Users. ERCOT. Consultado el 09 ago. 2026.
4. FERC — Explainer on the Interconnection Final Rule (Order No. 2023). FERC. Consultado el 09 ago. 2026.
5. LBNL — Queued Up 2026 Edition: Characteristics of Power Plants Seeking Transmission Interconnection. Lawrence Berkeley National Laboratory. Consultado el 09 ago. 2026.
6. ERCOT — Senate Panel Presentation, “Assessing the Grid” (29 jul. 2026). ERCOT. Consultado el 09 ago. 2026.
7. U.S. Department of Energy — DOE Releases New Report Evaluating Increase in Electricity Demand from Data Centers. U.S. Department of Energy. Consultado el 09 ago. 2026.
8. LBNL — United States Data Center Energy Usage Report, 2025 Update. Lawrence Berkeley National Laboratory. Consultado el 09 ago. 2026.
9. NERC — 2025 Long-Term Reliability Assessment. North American Electric Reliability Corporation. Consultado el 09 ago. 2026.
10. FERC — RM26-4 Large Loads Docket. FERC. Consultado el 09 ago. 2026.
11. FERC — FERC Launches Aggressive, Targeted Action to Speed Large Load Integration (18 jun. 2026). FERC. Consultado el 09 ago. 2026.
12. FERC — E-7 to E-12 Show-Cause Orders, Staff Presentation (June Commission Meeting 2026). FERC. Consultado el 09 ago. 2026.
13. FERC — Explainer on the Transmission Planning and Cost Allocation Final Rule (Order No. 1920). FERC. Consultado el 09 ago. 2026.
14. PJM Inside Lines — PJM’s Updated 20-Year Forecast Continues to See Significant Long-Term Load Growth. PJM. Consultado el 09 ago. 2026.
15. PJM Inside Lines — 2025 Year in Review: Planning Prepares for Burgeoning Electricity Demand. PJM. Consultado el 09 ago. 2026.
16. MISO — Generator Interconnection (DPP / ERAS / JTIQ). MISO. Consultado el 09 ago. 2026.
17. MISO Help — Generator Interconnection Queue Cap FAQ. MISO. Consultado el 09 ago. 2026.
18. FERC — Chairman Swett’s Remarks on Large Load Show-Cause Orders E-7–E-12 (Open Meeting, 18 jun. 2026). FERC. Consultado el 09 ago. 2026.