Capacidade, fila de conexão e reforço

Resumo do artigo

• Fila de conexão de geração e pedido de conexão de carga são processos diferentes, com regras e fontes próprias — nos EUA, a Order 2023 governa geração; a trilha de large loads (DOE §403 / RM26-4) é outra.
• MW ativos numa fila não é data de operação: nos EUA, a maioria dos projetos de geração que entram na fila é retirada antes de gerar, e o tempo entre pedido e operação vem crescendo.
• Reforço de rede é resultado de um estudo (cluster, orçamento, parecer de acesso, acordo de conexão) — não existe um limiar universal de MW que dispare reforço em toda jurisdição.
• Cada bloco regulatório tem seu próprio vocabulário: nos EUA, geração e carga seguem normas distintas da FERC; no Brasil, distribuição e Rede Básica têm produtos e prazos próprios; na União Europeia, o Demand Connection Code fixa requisitos técnicos, não uma fila pública de conexão.

Dois processos, dois placares

O texto anterior desta série mostrou que “capacidade” muda de sentido conforme o contexto — geração máxima, limite físico de linha, margem de contingência, congestionamento. Este texto foca num quarto sentido: a fila de conexão, isto é, o processo pelo qual um projeto pede acesso à rede e aguarda estudos antes de poder operar. O primeiro hard lock é simples de enunciar e fácil de esquecer na prática: processo de geração e processo de carga não são o mesmo rulebook.

Nos Estados Unidos, a FERC Order No. 2023 — emitida em 28 de julho de 2023 e publicada no Federal Register em 6 de setembro de 2023 — reforma os procedimentos e acordos de interconexão de geradores (os modelos LGIP/LGIA e SGIP/SGIA). Ela não é uma norma de interconexão de carga. [1] [2] A trilha de grandes cargas é outra: o docket FERC RM26-4-000 nasceu de uma carta do DOE, com base na Seção 403 do Department of Energy Organization Act, datada de 23 de outubro de 2025, sobre interconexão tempestiva e ordenada de grandes cargas — o DOE pediu que a FERC tomasse uma decisão final até 30 de abril de 2026. [3] [4] Tratar Order 2023 e RM26-4 como a mesma coisa é o tipo de erro que faz um gestor comparar prazos de processos diferentes como se fossem o mesmo placar.

Como pedir conexão nos EUA, no Brasil e na Europa

Nos EUA, a Order 2023 substituiu o processo serial de estudo (first-come, first-served) por um processo de cluster first-ready, first-served: os projetos entram em lotes de estudo, precisam comprovar prontidão — com depósitos de compromisso comercial e controle do terreno — e passam por regras de restudo quando outros projetos do mesmo cluster desistem. O explicador da FERC cita um estudo de cluster com prazo de referência de 150 dias, seguido de estudo de instalações e do acordo de interconexão; os reforços de rede necessários para o cluster são alocados por um método de impacto proporcional. [1] Isso vale para geração — a trilha de large loads, ainda em consulta pública (ANOPR), propõe estudar cargas e híbridos junto com geração sempre que praticável, prevê pedir comentários sobre estudos mais rápidos e, na proposta, atribuiria 100% dos custos de reforço estudados à carga ou ao híbrido, com o mecanismo de crédito ainda em aberto — são princípios propostos, não regra final da FERC. [4]

No Brasil, o pedido de conexão para carga segue caminhos diferentes conforme o nível de tensão. Na distribuição, a REN nº 1.000/2021 da ANEEL trata a conexão como um direito após o pedido — a distribuidora não pode recusar-se a receber a solicitação — sujeito a condições técnicas e de segurança e a custos regulados. [9] O orçamento de conexão é obrigatório em uma série de situações previstas na norma — nova conexão, aumento de potência demandada ou injetada, mudança de ponto de conexão ou de tensão, reserva de capacidade, ou inclusão de geração distribuída numa unidade consumidora existente, entre outros gatilhos. [9] Os prazos para a distribuidora emitir esse orçamento também são fixados pela norma: 15 dias para unidades com micro geração distribuída ou sem geração, abaixo de 69 kV e sem necessidade de obras; 30 dias quando são necessárias obras de distribuição ou transmissão; 45 dias para as demais conexões — com possibilidade de pausa do prazo para consulta ao ONS ou a outra distribuidora. [9] A REN 1.000 convive com o PRODIST — os Procedimentos de Distribuição fixados pela REN nº 956/2021 — como normas complementares da ANEEL para a camada de distribuição; este dossiê mapeia o processo de orçamento pela REN 1.000 e não afirma, neste ciclo, se o texto vigente do PRODIST Módulo 3 adiciona prazos ou rótulos próprios de parecer de acesso para carga. [10]

Já na Rede Básica — a malha de transmissão de tensão igual ou superior a 230 kV — o pedido segue o Submódulo 3.4 dos Procedimentos de Rede do ONS. O produto desse processo é o Parecer de Acesso, que consolida as avaliações de viabilidade técnica e passa a integrar o Contrato de Uso do Sistema de Transmissão (CUST); o tipo de agente acessante inclui, entre outros, o Consumidor Livre. [11] O estudo tem dois caminhos possíveis: se não são necessárias expansões, reforços ou melhorias, o Parecer é emitido e passa direto ao CUST; se apenas reforços ou melhorias forem necessários, o ONS informa o acessante e tem até 90 dias adicionais para analisar as condições de acesso — análise que pode alimentar o ciclo de estudos de expansão e reforços do Módulo 4. [11] O Parecer que define as condições de acesso vale por 90 dias; a prioridade sobre novos pedidos dura até a celebração do CUST dentro desse prazo — se o CUST não for celebrado a tempo, a prioridade se perde. [11]

Na União Europeia, o regulamento que rege a conexão de demanda é o Demand Connection Code — Regulamento (UE) 2016/1388, de 17 de agosto de 2016 —, que cobre instalações de demanda conectadas à transmissão, instalações de distribuição conectadas à transmissão, sistemas de distribuição (incluindo sistemas de distribuição fechados) e unidades de demanda usadas para resposta da demanda. [12] O DCC define capacidade máxima de importação como a potência ativa contínua máxima consumível no ponto de conexão, conforme especificado no acordo de conexão com o operador de sistema relevante, e estabelece uma escada de notificações operacionais — energização, provisória, final e limitada — que é um caminho de conformidade técnica, não uma fila pública de MW. [13]

Reforço é resultado de estudo, não um número mágico

O segundo hard lock deste texto: reforço de rede não é acionado por um limiar universal de MW — ele é o resultado de um estudo específico, feito dentro de um processo jurisdicional específico. Nos EUA, o próprio explicador da Order 2023 descreve que os estudos determinam quais equipamentos e reforços de transmissão são necessários antes de um projeto poder se conectar, e atribuem custos com base nesse resultado — reforço é saída do estudo, não uma métrica separada de “volume na fila”. [1] No Brasil, o mesmo padrão aparece em dois processos distintos: na distribuição, o orçamento da REN 1.000 tem um “garfo” claro entre conexão sem necessidade de obras (prazo mais curto) e conexão com obras de distribuição ou transmissão necessárias (prazo mais longo); na Rede Básica, o Parecer do ONS bifurca entre “sem necessidade de reforços” (Parecer direto ao CUST) e “com necessidade de reforços” (mais 90 dias de análise). [9] [11] Na União Europeia, o DCC fixa requisitos técnicos e capacidade máxima de importação, mas não estabelece um limiar de MW nem um gatilho de reforço pan-europeu — isso fica com os processos nacionais de cada operador de transmissão e de distribuição. [12] [13]

Sobre a definição de “grande carga” que motiva parte do debate atual nos EUA: a proposta em consulta do DOE define grande carga, para fins daquele processo específico, como acima de 20 MW conectando diretamente à transmissão, alinhada ao limiar de grande gerador já usado na Order No. 2003 da FERC. É um enquadramento jurisdicional proposto para aquele processo — não uma definição universal de “grande carga” aplicável fora daquele contexto regulatório. [4]

Onde existe fila pública — e onde não existe

Nos Estados Unidos, existem portais públicos de fila de interconexão amplamente citados: o PJM Cycle Service Request Status (sob o processo de ciclo/cluster vigente desde 10 de julho de 2023), a fila de interconexão de geradores do MISO, o relatório GIS da ERCOT e os relatórios de fila de interconexão do CAISO. [7] Todos eles são produtos de interconexão de geração (e armazenamento) — não datasets de fila de interconexão de carga. O Lawrence Berkeley National Laboratory consolida esses dados nacionalmente na série Queued Up; [5] a edição de 2024, com dados até o fim de 2023, soma cerca de 11.597 projetos ativos, aproximadamente 1.570 GW de geração mais 1.030 GW de armazenamento — cerca de 2.598 GW de capacidade ativa na amostra tratada —, além de cerca de 17.873 projetos retirados (~3.097 GW) e cerca de 4.155 projetos operacionais (~470,4 GW). O próprio relatório é explícito: o escopo é o sistema de transmissão em bulk power e exclui projetos conectados à distribuição e projetos “atrás do medidor”. [6]

Não existe, nas fontes deste dossiê, um dataset público equivalente para fila de interconexão de carga nos EUA — os portais acima medem geração, não pedidos de grandes cargas aguardando conexão. Essa transparência pode emergir dos desdobramentos do RM26-4 ou de arquivamentos tarifários dos operadores regionais, mas ainda não existe hoje. Na União Europeia, o quadro é parecido por outro motivo: nem o DCC, nem o hub de códigos de rede da ENTSO-E, nem a avaliação europeia de adequação de recursos (ERAA) equivalem a um dataset de fila de conexão pan-europeu comparável ao Queued Up — a ENTSO-E enquadra o DCC como focado em cargas industriais e redes de distribuição, com parâmetros definidos em nível europeu e outros em nível nacional, enquanto a ERAA trata de adequação de recursos, não de backlog de conexão. Fila de conexão de carga na Europa, quando existe de forma auditável, vive nos processos nacionais de cada operador de transmissão e distribuição. [14]

MW na fila não é data de operação

O terceiro hard lock: um megawatt ativo numa fila de geração não é uma promessa de megawatt que vai operar, e muito menos uma data de operação comercial (COD). O Queued Up 2024 do LBNL mostra isso com números: dos pedidos de interconexão submetidos entre 2000 e 2018, apenas cerca de 20% dos projetos — e cerca de 14% da capacidade — haviam chegado à operação comercial até o fim de 2023; mais de 70% dos pedidos daquele período foram retirados. [6] A métrica de atraso que o próprio relatório privilegia não é o tamanho da fila, e sim o tempo mediano entre o pedido de interconexão e a operação comercial: para projetos concluídos em 2023, essa mediana ficou perto de 5 anos, contra cerca de 3 anos em 2015 e menos de 2 anos em 2008. Separadamente, o tempo entre o acordo de interconexão e a operação comercial também cresceu, de cerca de 17 meses para construções de 2007–2015 para cerca de 25 meses nas construções de 2016–2023 da amostra. [6]

O relatório da Monitoring Analytics sobre o mercado da PJM (2024, Seção 12) corrobora esse padrão regionalmente: ao fim de 2024, a fila de geração da PJM somava 221.297,3 MW em base de energia (ativos, em construção ou suspensos); historicamente, apenas cerca de 17,4% desse tipo de MW chega a entrar em serviço, e, olhando para toda a história da fila, 11,1% dos MW entraram em serviço contra 62,2% retirados. [8] O próprio explicador da Order 2023 também cita uma métrica diferente, que não deve ser confundida com essas taxas de conclusão: ao fim de 2022, havia mais de 10.000 pedidos ativos de interconexão e mais de 2.000 GW de geração e armazenamento potenciais no sistema; dos 2.179 estudos concluídos em 2022, 68% saíram atrasados — essa é uma métrica de atraso do processo de estudo, não de conclusão até a operação comercial, e tem um ano-base diferente do Queued Up 2024. [1] [6] Separar essas métricas por vintage e por o que cada uma mede — MW ativo, taxa de conclusão, atraso do estudo, mediana pedido-até-operação — é o que evita transformar um número de fila em previsão de capacidade que vai realmente operar.

Conexão conjunta de carga e geração — sem misturar jurisdições

Um ponto final de higiene: geração distribuída atrás do medidor (BTM) e conexão híbrida carga+geração são conceitos que só fazem sentido localizados — misturar as definições de jurisdições diferentes gera comparação inválida. No Brasil, a REN 1.000/2021 da ANEEL (com a alteração da REN 1.059/2023) exige que, para uma unidade consumidora com micro ou minigeração distribuída, a distribuidora emita um único orçamento cobrindo carga e geração conjuntamente. [9] Nos EUA, a proposta em consulta do DOE (ANOPR) inclui princípios de estudar cargas e híbridos junto com instalações geradoras quando praticável, considerando os direitos de injeção e retirada solicitados — um exemplo citado na proposta é uma carga de 500 MW mais geração de 600 MW resultando em 0 MW de retirada e 100 MW de injeção — além de exigir proteção contra injeções ou retiradas não autorizadas. [4] São mecanismos distintos, em estágios regulatórios distintos (norma vigente no Brasil; proposta em consulta nos EUA), e nenhum dos dois deve ser lido como sinônimo de geração distribuída residencial no telhado — o Queued Up do LBNL, por exemplo, exclui explicitamente projetos conectados à distribuição e “atrás do medidor” do seu escopo de fila de geração. [6] [9]

Quem paga pelo reforço de rede — e como esse custo é dividido entre quem pede a conexão e quem já está conectado — é um assunto de alocação de custos que fica para outro texto desta série; o mapa regional detalhado de Brasil, Estados Unidos e Europa também recebe textos próprios.

Incertezas

• Não há, nas fontes consultadas neste ciclo, um dataset público de fila de interconexão de carga nos EUA equivalente aos portais de geração (PJM, MISO, ERCOT, CAISO, LBNL); essa transparência pode emergir dos desdobramentos do RM26-4 ou de arquivamentos tarifários regionais.
• Não está mapeado neste ciclo quais hubs nacionais na União Europeia (por exemplo Alemanha, Países Baixos ou Irlanda) publicam registros de fila de conexão de demanda com MW e prazos auditáveis — o que existe hoje, no nível europeu, é o DCC (requisitos técnicos) e a ERAA (adequação de recursos), nenhum dos dois equivalente a uma fila de conexão.
• A edição mais recente do Queued Up do LBNL (com dados até o fim de 2025) pode alterar as magnitudes de capacidade ativa, taxa de conclusão e mediana pedido-até-operação citadas aqui, que estão fixadas na edição de 2024 (dados até o fim de 2023) — os números não devem ser somados entre edições sem rotular o ano de referência.
• Não está verificado neste ciclo se o texto vigente do PRODIST Módulo 3, após a REN 956/2021 da ANEEL, adiciona prazos ou rótulos de parecer de acesso para carga que divirjam do orçamento de conexão já mapeado na REN 1.000.

Referências

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