# Rede elétrica nos EUA — estrutura e gargalos
Nos EUA não há gargalo nacional único: mapa FERC/NERC/ISO, fila de geração e processo de large load são coisas distintas — com rótulo certo.
Author: NiLu
Locale: pt-br
Published: 2026-08-09
Updated: 2026-08-09
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## Resumo do artigo
- Não existe "a fila" nem um gargalo nacional em um único GW nos EUA — há um mapa institucional (FERC/NERC/ISO vs utilities vertically integrated), duas famílias distintas de interconnection e regras de custo que mudam por ISO e por docket.
- A Order 2023 da FERC reformou a fila de geração; large loads (data centers, entre outros) seguem outro trilho federal, ainda em aberto (RM26-4 / show-cause de 2026).
- Em ERCOT, os pedidos de conexão de large load (centenas de GW) não são o pico histórico de demanda, nem a previsão de crescimento da NERC, nem a fila de geração — são quatro números diferentes.
- PJM, ERCOT e MISO têm desenhos de mercado e de fila distintos; não há média nacional que descreva os três ao mesmo tempo.
## Índice
- [O mapa institucional: FERC, NERC e os ISOs](#mapa-institucional)
- [Duas filas: geração e large load não são a mesma coisa](#duas-filas)
- [ERCOT: higiene de números](#ercot-higiene-de-numeros)
- [Data centers em TWh: outra escala de medida](#data-centers-em-twh)
- [PJM e MISO: desenhos diferentes, sem média nacional](#pjm-e-miso)
- [Quem paga: Order 1920 e as show-cause de 2026](#quem-paga)
- [Incertezas](#incertezas)
## O mapa institucional: FERC, NERC e os ISOs
Para entender qualquer número de gargalo nos EUA, é preciso primeiro localizar quem decide o quê. A FERC (Federal Energy Regulatory Commission) exerce regulação econômica federal sobre eletricidade atacado (wholesale) e transmissão interestadual — tarifas e termos — além de supervisão de confiabilidade, aprovando e fazendo enforcement de Reliability Standards sob a FPA §215. [[1]](#ref-1) A NERC é a Electric Reliability Organization (ERO) certificada pela FERC para o continente continental dos EUA (excluindo Alasca e Havaí): desenvolve os Reliability Standards, sujeitos à aprovação da FERC, com Regional Entities operando sob ela. [[1]](#ref-1)
A página da EIA sobre mercados atacado de eletricidade lista ISO-NE, NYISO, PJM, MISO, SPP, ERCOT e CAISO como as organizações que operam sistemas bulk e mercados atacado nos EUA — RTOs (Regional Transmission Organizations) são entidades independentes, baseadas em membership, que casam ofertas de oferta e demanda. [[2]](#ref-2) Mas essa lista institucional não é o mapa elétrico inteiro do país: uma parcela material da carga permanece fora de footprints RTO/ISO, notadamente no Sudeste e em partes do Oeste, onde utilities vertically integrated e balancing authorities, sob regulação estadual, dominam a operação do dia a dia. [[2]](#ref-2)
O ERCOT é um caso particular dentro dessa lista. Aparece como ISO no índice da EIA, mas seu desenho de mercado atacado e, sobretudo, seu processo de large loads são regidos primariamente por lei estadual do Texas e pela PUCT (Public Utility Commission of Texas) — via, por exemplo, o SB 6 — e não pelo pro forma federal da FERC do mesmo jeito que os demais RTOs/ISOs jurisdicionais. [[3]](#ref-3) Não por coincidência, o ERCOT não está entre os seis RTO/ISOs que a FERC alvejou nas suas ordens show-cause de junho de 2026, como veremos adiante.
## Duas filas: geração e large load não são a mesma coisa
O erro mais comum ao ler notícias sobre "a fila americana" é tratar geração e large load como o mesmo processo. Não são.
A Order No. 2023 da FERC (emitida em 2023-07-28, com a Order 2023-A em 2024-03-21) reforma os pro forma Large/Small Generator Interconnection Procedures and Agreements: estudos em cluster first-ready, first-served, com exigências de readiness financeira e site control, incluindo pathways específicos para storage e projetos híbridos. É uma regra para conectar geração — não é a regra federal madura para conectar large loads (como data centers). [[4]](#ref-4)
O instrumento que mede essa fila de geração é o Queued Up, publicado anualmente pela LBNL. A edição 2026 (com dados até o fim de 2025) agrega as filas públicas de mais de 50 operadores de transmissão, cobrindo cerca de 98% da capacidade instalada dos EUA: cerca de 8.200 projetos ativos, somando aproximadamente 1.312 GW de geração e 749 GW de storage — um total de cerca de 2.061 GW de capacidade ativa buscando interconnection. A metodologia exclui explicitamente pedidos de load interconnection, projetos conectados à distribuição e capacidade behind-the-meter. [[5]](#ref-5) Ou seja: esse GW é fila de geração/storage, não fila de carga.
E esse número tampouco equivale a capacidade que vai efetivamente operar. Do total que pediu interconnection entre 2000 e 2020, apenas 13% havia alcançado a data de operação comercial (COD) até o fim de 2025; 75% foi retirado (withdrawn); 10% ainda permanecia ativo na fila. Para projetos que entraram em operação em 2025 (nas regiões com dados), a mediana entre pedido de interconnection e COD superou cinco anos. [[5]](#ref-5) Ainda dentro da fila de geração/storage, 549 GW já tinham draft ou executed interconnection agreement (IA) sem ainda ter COD — acordo assinado não é sinônimo de operação. [[5]](#ref-5)
O trilho federal para large loads é outro, e ainda está sendo construído. Em 23 de outubro de 2025, uma direção do Energy Secretary sob §403 levou a um ANOPR (Advance Notice of Proposed Rulemaking) sobre interconnection de large loads à transmissão interestadual — o docket FERC RM26-4-000, com framing de large loads geralmente acima de 20 MW. Em 18 de junho de 2026, a FERC emitiu seis ordens show-cause sob a FPA §206, adaptadas a seis RTO/ISOs jurisdicionais — PJM, CAISO, MISO, NYISO, ISO-NE e SPP —, e não uma regra final nacional única; o ANOPR permanece aberto. As categorias citadas incluem processo de estudo e tecnologias alternativas de transmissão; prevenção de cost shifting e transparência de custos; co-localização e geração behind-the-meter; novos serviços de transmissão para large loads flexíveis; e estudo de instalações geradoras que sirvam cargas eletricamente próximas ou co-localizadas. Os prazos citados são de 60 dias para um tarifário justify-or-file e 30 dias para um relatório informacional de resource adequacy. [[10]](#ref-10)
## ERCOT: higiene de números
O ERCOT é, hoje, a área onde mais número circula sem rótulo — e onde a confusão entre fila de carga e fila de geração é mais comum. Materiais de meados de 2026 separam claramente duas filas:
A fila de **carga** — Large Load Interconnection (LLI). Um documento ERCOT de junho de 2026 cita mais de 438.000 MW em pedidos de conexão de large users (cerca de 90% data centers); um deck para o Senado do Texas de julho de 2026 cita cerca de 474 GW de Large Loads buscando interconnection, com cerca de 205 GW preliminarmente elegíveis ao chamado Batch Zero — elegibilidade preliminar não é aprovação. Esse mesmo documento define large user, para o processo em questão, como demanda de pico em site único acima de 75 MW, e descreve a transição de estudos caso a caso para um framework em lotes (Batch Zero em julho de 2026; pedidos do Batch 1 no verão de 2027), sob implementação da PUCT via SB 6 — não sob a Order 2023 da FERC. [[3]](#ref-3) [[6]](#ref-6)
A fila de **geração**, separada. No mesmo corte de meados de 2026, o ERCOT reportava cerca de 1.949 pedidos ativos de interconnection de geração, totalizando aproximadamente 463 GW em 30 de junho de 2026 (solar ~162 GW, storage ~171 GW, gás ~78 GW, eólica ~48 GW). [[6]](#ref-6)
Nenhum desses números é o pico histórico de demanda do ERCOT, citado como 85.508 MW em 10 de agosto de 2023 — que é demanda de pico já conectada e realizada, não pedido de interconnection. [[3]](#ref-3) [[6]](#ref-6) E nenhum deles é a previsão de crescimento de large loads da NERC para o ERCOT até 2030, que veremos a seguir. Tratar qualquer um desses quatro números como sinônimo dos outros três é o erro de higiene mais fácil de cometer ao ler sobre o Texas.
## Data centers em TWh: outra escala de medida
Enquanto ERCOT e as filas de interconnection medem MW e GW de pedidos, o Department of Energy e a LBNL medem a demanda de data centers em energia — TWh e participação percentual na eletricidade nacional. São escalas diferentes, e não devem ser somadas às filas de MW.
O release do DOE de 20 de dezembro de 2024 sobre o U.S. Data Center Energy Usage Report afirma que data centers consumiram cerca de 4,4% da eletricidade dos EUA em 2023 (176 TWh, contra 58 TWh em 2014), com uma faixa de cenário para 2028 entre 6,7% e 12% da eletricidade nacional (325 a 580 TWh). [[7]](#ref-7) A atualização de 2025 da LBNL apresenta um reference case de 649 TWh em 2030, cerca de 11,8% da eletricidade dos EUA (banda de cenário entre 9,5% e 15,3%; 521 a 843 TWh). O modelo, do tipo bottom-up (baseado em shipments de TI, energia por dispositivo e cooling), explicitamente não modela filas de interconnection nem a adequação de supply on-site. [[8]](#ref-8)
Já a NERC, no seu 2025 Long-Term Reliability Assessment (LTRA, com previsões de meados de 2025), mede outra coisa: crescimento de pico de planejamento por área de avaliação. O relatório reporta crescimento agregado de summer peak nas assessment areas superior a 224 GW em dez anos (+69% frente ao crescimento de 132 GW do ciclo anterior), com winter peak crescendo cerca de 245 GW; o texto atribui a maior parte do aumento projetado a novos data centers da economia de IA/digital, mas nota que revisões posteriores de forecast do ERCOT e do PJM — que reduziram alguns large loads de curto prazo — não entraram nesta edição. [[9]](#ref-9)
Por área (mantendo os números separados, sem média nacional): a MISO projeta summer peak subindo de 127 GW (2026) para 143,7 GW (2035), com cerca de 18 GW de cargas de data center projetadas até 2035; o PJM projeta +56 GW até 210 GW em 2035; e a Texas RE (área que cobre o ERCOT) projeta summer peak subindo de 94.650 MW (2026) para 154.077 MW (2035), com uma previsão de large-load interconnections de 45 GW até 2030 (dos quais 23 GW seriam data centers). [[9]](#ref-9) Note que esse forecast de 45 GW para o ERCOT é uma previsão de planejamento — não os cerca de 438 a 474 GW de pedidos de LLI vistos na seção anterior.
## PJM e MISO: desenhos diferentes, sem média nacional
Cada ISO/RTO resolveu esse mesmo problema — geração crescendo, large loads chegando, filas apertando — de um jeito diferente. Vale olhar dois exemplos ao lado do ERCOT, sem tentar extrair uma média dos três.
No PJM, o forecast de longo prazo (Long-Term Load Forecast, LTLF) de 2026 mostra continuidade de crescimento no longo prazo, mas redução dos picos de curto prazo em relação ao relatório de 2025, depois de uma vetting mais apertada dos ajustes de large-load e data center submetidos pelas distribuidoras (EDCs), de veículos elétricos e de premissas econômicas. O PJM classifica esses ajustes entre Firm (com contrato/capacidade comprometida) e Non-Firm, com defaults como ramp mínimo de 36 meses e utilização de 70% salvo suporte em contrário. Materiais públicos citam um framing de crescimento de data centers de até cerca de 30 GW entre 2025 e 2030 — mas isso é um input de planejamento e ajuste, não uma cifra de operação comercial confirmada (COD). [[14]](#ref-14) No lado da geração, o PJM reporta, desde 2023, o processamento de mais de 170.000 MW em novos pedidos, com cerca de 30.000 MW restantes na transition queue para 2026, cerca de 57 GW já com estudos completos e GIAs assinados ou oferecidos, e cerca de 3.045 MW de nova geração efetivamente interconectada em 2025 (majoritariamente solar). [[15]](#ref-15)
Na MISO, o caminho padrão de geração passa por estudos em cluster na Definitive Planning Phase (DPP), sob a Order 2023. Um mecanismo próprio, o Queue Cap, limita a capacidade total estudada por ciclo a 50% do pico não coincidente da região — um backstop contra uma fila que se aproxime ou supere o próprio pico regional. O ERAS é um caminho expedido e temporário, com desenho serial (em contraste com os clusters da DPP), para recursos "shovel-ready" de resource adequacy no curto prazo. Já o JTIQ, uma iniciativa conjunta com a SPP, é um portfólio pensado para habilitar cerca de 28,6 GW de geração ao longo da fronteira (seam) entre as duas regiões, com aprovações de board em dezembro de 2024. [[16]](#ref-16) [[17]](#ref-17) Todas essas são ferramentas do lado da geração — não um padrão nacional de fila de carga.
A conclusão prática: PJM combina capacity market com vetting Firm/Non-Firm de ajustes de large load e uma fila de geração em ciclos (Cycle); o ERCOT é energy-only, estadual no desenho de wholesale, com lotes de LLI separados da fila de geração; a MISO se distingue pelo teto de 50% do pico regional na fila de geração e por um caminho expedido serial. Três desenhos, sem média que os represente ao mesmo tempo.
## Quem paga: Order 1920 e as show-cause de 2026
A pergunta "quem paga pelo reforço da rede" tem uma resposta em duas camadas, e vale não misturá-las.
A primeira é a Order No. 1920 da FERC (maio de 2024), com os refinamentos 1920-A e 1920-B: exige que transmission providers façam planejamento regional de longo prazo (horizonte de pelo menos 20 anos) e arquivem método(s) padrão (ex ante) de cost allocation para as instalações regionais de longo prazo selecionadas — método que precisa alocar custos de forma pelo menos "roughly commensurate" com os benefícios estimados. Métodos acordados pelos estados devem ser arquivados mesmo quando o transmission provider preferir uma alternativa; a decisão final é da FERC. [[13]](#ref-13) Essa é a camada de cost allocation de reforço regional de fio — diferente da atribuição de custos de network upgrades de um gerador específico sob a Order 2023.
A segunda camada é a suíte de ordens show-cause de 18 de junho de 2026, já mencionada. Entre as categorias nomeadas nos materiais da FERC estão explicitamente "preventing cost shifting" e transparência de custos, ao lado de co-localização, tecnologias alternativas de transmissão e novos serviços para large loads flexíveis. A apresentação de staff associada cita que quase dois terços da carga do país está sob tarifas jurisdicionais da Comissão, e que o ANOPR recebeu mais de 3.500 páginas de comentários. [[11]](#ref-11) [[12]](#ref-12) Os outcomes tarifários dessas ordens ainda estavam pendentes na data de acesso deste texto.
Vale registrar que a linguagem sobre proteção ao "ratepayer" que circula em torno dessas ordens é linguagem de docket e de processo regulatório — não um veredito editorial da NiLu sobre quem deveria pagar. Na Open Meeting de 18 de junho de 2026, em que a suíte foi emitida, a presidência da FERC caracterizou a ação com termos como "fair cost allocation", "transparency for the American ratepayer" e speed-to-power, além de respeito a states' rights. É a posição institucional de quem assina a ordem no dia da emissão — retórica de legitimação do processo, não um resultado tarifário fechado. [[18]](#ref-18)
## Incertezas
- Não existe, nas fontes deste dossiê, um banco de dados nacional de fila de interconnection de large load (carga) comparável ao Queued Up de geração/storage, com cobertura multi-ISO e também fora de footprints RTO — sem isso, qualquer "fila americana de large load em X GW" tende a ser uma extrapolação do caso do ERCOT ou uma equivalência falsa entre geração e carga.
- Não se sabe, ainda, quais tarifas ou processos os seis RTO/ISOs jurisdicionais vão efetivamente arquivar ou justificar em resposta às show-cause §206 de 2026, nem se o ANOPR RM26-4 vai se tornar uma regra final — os outcomes tarifários estavam pendentes na data de acesso.
- Não é possível dizer, com os dados disponíveis, quão estáveis são os picos do LTRA de meados de 2025 (e o framing do PJM de cerca de 30 GW de data centers entre 2025 e 2030) depois das revisões de curto prazo do próprio ERCOT e do PJM e das críticas sobre double-counting ou carga flexível.
- Regras de large load em áreas fora de RTO (Sudeste e partes do Oeste dos EUA) e em ISOs pouco cobertos neste ciclo (CAISO, SPP, NYISO, ISO-NE) permanecem sub-documentadas aqui — o quadro apresentado é robusto para PJM, ERCOT e MISO, não para o país inteiro.
## Referências
1. [FERC — Reliability Explainer](https://ferc.gov/reliability-explainer). FERC. Acesso em 09 ago. 2026.
2. [EIA — Electricity Wholesale Markets (ISO/RTO)](https://www.eia.gov/electricity/wholesalemarkets/index.php). U.S. Energy Information Administration. Acesso em 09 ago. 2026.
3. [ERCOT — Trending Topic: New Batch Connection Process for Large Electricity Users](https://www.ercot.com/files/docs/2026/06/18/ERCOT-Trending-Topic-New-Batch-Connection-Process-for-Large-Electricity-Users.pdf). ERCOT. Acesso em 09 ago. 2026.
4. [FERC — Explainer on the Interconnection Final Rule (Order No. 2023)](https://www.ferc.gov/explainer-interconnection-final-rule). FERC. Acesso em 09 ago. 2026.
5. [LBNL — Queued Up 2026 Edition: Characteristics of Power Plants Seeking Transmission Interconnection](https://energyanalysis.lbl.gov/publications/queued-2026-edition-characteristics). Lawrence Berkeley National Laboratory. Acesso em 09 ago. 2026.
6. [ERCOT — Senate Panel Presentation, "Assessing the Grid" (29 jul. 2026)](https://www.ercot.com/files/docs/2026/07/29/ERCOT-Senate-July-29-Panel-1-Assessing-The-Grid.pdf). ERCOT. Acesso em 09 ago. 2026.
7. [U.S. Department of Energy — DOE Releases New Report Evaluating Increase in Electricity Demand from Data Centers](https://www.energy.gov/articles/doe-releases-new-report-evaluating-increase-electricity-demand-data-centers). U.S. Department of Energy. Acesso em 09 ago. 2026.
8. [LBNL — United States Data Center Energy Usage Report, 2025 Update](https://seta.lbl.gov/publications/united-states-data-center-energy-2025). Lawrence Berkeley National Laboratory. Acesso em 09 ago. 2026.
9. [NERC — 2025 Long-Term Reliability Assessment](https://www.nerc.com/globalassets/our-work/assessments/nerc_ltra_2025.pdf). North American Electric Reliability Corporation. Acesso em 09 ago. 2026.
10. [FERC — RM26-4 Large Loads Docket](https://www.ferc.gov/rm26-4). FERC. Acesso em 09 ago. 2026.
11. [FERC — FERC Launches Aggressive, Targeted Action to Speed Large Load Integration (18 jun. 2026)](https://www.ferc.gov/news-events/news/ferc-launches-aggressive-targeted-action-speed-large-load-integration). FERC. Acesso em 09 ago. 2026.
12. [FERC — E-7 to E-12 Show-Cause Orders, Staff Presentation (June Commission Meeting 2026)](https://www.ferc.gov/sites/default/files/2026-06/E-7%20to%20E-12%20SCO%20Presentation%20-%20June%20CM.pdf). FERC. Acesso em 09 ago. 2026.
13. [FERC — Explainer on the Transmission Planning and Cost Allocation Final Rule (Order No. 1920)](https://www.ferc.gov/explainer-transmission-planning-and-cost-allocation-final-rule). FERC. Acesso em 09 ago. 2026.
14. [PJM Inside Lines — PJM's Updated 20-Year Forecast Continues to See Significant Long-Term Load Growth](https://insidelines.pjm.com/pjms-updated-20-year-forecast-continues-to-see-significant-long-term-load-growth/). PJM. Acesso em 09 ago. 2026.
15. [PJM Inside Lines — 2025 Year in Review: Planning Prepares for Burgeoning Electricity Demand](https://insidelines.pjm.com/2025-year-in-review-planning-prepares-for-burgeoning-electricity-demand/). PJM. Acesso em 09 ago. 2026.
16. [MISO — Generator Interconnection (DPP / ERAS / JTIQ)](https://www.misoenergy.org/planning/resource-utilization/generator-interconnection/). MISO. Acesso em 09 ago. 2026.
17. [MISO Help — Generator Interconnection Queue Cap FAQ](https://help.misoenergy.org/knowledgebase/article/KA-01524/en-us). MISO. Acesso em 09 ago. 2026.
18. [FERC — Chairman Swett's Remarks on Large Load Show-Cause Orders E-7–E-12 (Open Meeting, 18 jun. 2026)](https://www.ferc.gov/news-events/news/chairman-swetts-remarks-large-load-show-cause-orders-e-7-e-12-june-18-2026-open). FERC. Acesso em 09 ago. 2026.