Los desarrolladores buscan conectar centros de datos rápidamente, con la mayor cantidad posible de servicio firme de la red. En seis mercados de EE. UU., obtener ese servicio implica elegir entre distintos compromisos financieros, restricciones operativas y posibles obligaciones con un socio de generación. Solicitar con generación emparejada puede cambiar el estudio o el tipo de servicio disponible.

La Comisión Federal Reguladora de Energía (FERC) está revisando estas vías mediante sus órdenes Show Cause de junio de 2026. Ordenó a los operadores bajo su jurisdicción justificar o reformar sus reglas para centros de datos, incluyendo protecciones para los clientes existentes. ERCOT sigue un marco propio de Texas y tiene su propio proceso para la interconexión de grandes cargas.

Puntos clave

• SPP, MISO y NYISO vinculan carga y generación, pero el emparejamiento cambia el estudio en SPP y MISO, y los derechos de servicio en NYISO.
• Las obligaciones financieras para la interconexión de carga varían: una carga de 500 MW debe depositar $25 millones en ERCOT, mientras que MISO propone una tarifa de $250,000.
• MISO apunta a un acuerdo 120 días después de una solicitud completa, menos de una cuarta parte de los 545 días del proceso de NYISO.
• Solo el 7% de la carga solicitada en ERCOT alcanza la previsión de 2030, frente al 49% en PJM. Tarifas y depósitos separan los proyectos comprometidos de las solicitudes especulativas de centros de datos.

La generación emparejada cambia el estudio o el servicio que pueden recibir los centros de datos

En SPP, MISO y NYISO, el valor del emparejamiento depende de lo que estudie el operador y de cómo la generación respalde el servicio de red del campus.

SPP vincula la carga y su generación pero las estudia por separado, a través del proceso de Grandes Cargas de Alto Impacto y la Evaluación de Generación de Grandes Cargas de Alto Impacto (HILLGA). HILLGA está vigente desde el 15 de enero de 2026. MISO, en cambio, propone evaluar carga y generación en paralelo mediante su Estudio de Recursos para la Adición de Grandes Cargas (LARS), presentado el 2 de octubre.

En contraste, la propuesta de NYISO pone el énfasis en el servicio: la contribución de un Recurso Socio al suministro confiable respalda los derechos firmes de extracción del campus. Esos derechos permiten al campus tomar energía de la red, sujeto a condiciones operativas. El Comité de Gestión de NYISO aprobó sus Procedimientos de Integración de Grandes Cargas el 28 de octubre. Modo Energy cubrió previamente el proceso como Grandes Cargas Eléctricas a Granel (BELL).

En otros lugares, los esquemas abordan la flexibilidad, la información o la generación in situ. La Junta de CAISO aprobó un servicio provisional flexible de interconexión de carga el 28 de octubre, antes de una presentación prevista ante FERC. FERC aceptó el registro de grandes cargas de PJM el 9 de octubre, pero rechazó sus propuestas de generación emparejada y servicios provisionales. La elección de uso privado de ERCOT cubre la generación detrás del medidor de la carga, pero los estudios Batch Zero y las aprobaciones de energización están en pausa desde el 3 de agosto.

Los pagos de entrada determinan los compromisos financieros para centros de datos y su generación

Carga y generación depositan montos diferentes, y la división varía según el mercado. Las cifras a continuación asumen un emparejamiento de 500 MW, con cada parte solicitando 500 MW. En MISO, SPP y NYISO los montos por MW dependen de la capacidad de interconexión solicitada, no de la capacidad acreditada, así que todas las tecnologías pagan los mismos costos.

Los compromisos del lado de la carga en ERCOT suman $25.1 millones en el ejemplo, incluyendo un piso de garantía de $25 millones, equivalente a $50,000/MW. Las mejoras asignadas pueden aumentar la garantía. Los $4.6 millones de NYISO cubren a ambas partes, mientras que MISO propone una tarifa no reembolsable de $250,000 del cliente de transmisión de la carga. En cambio, PJM no cobra nada directamente, pero los cargos de la compañía eléctrica van de $250,000 para Dominion a $2.5 millones para ComEd.

Para los generadores, MISO propone $15.49 millones por 500 MW de servicio solicitado, incluyendo un hito de $30,000/MW. El HILLGA de SPP requiere $4.27 millones por 500 MW, menos de un tercio de lo que pide MISO. Las tarifas publicadas para generadores en ERCOT suman $17,000, antes de los costos y garantías del proveedor de transmisión.

Las colas de generación separadas tienen sus propios requisitos de entrada. La Vía Rápida de Interconexión Solo Generación (EIT) de PJM exige $8 millones para una solicitud de 500 MW. En CAISO, el costo de entrada a la cola de generadores es de $755,000, antes de la garantía del acuerdo y mejoras de red.

Las disposiciones de retiro de MISO muestran que el monto depositado no siempre es el monto en riesgo. Su hito de $30,000/MW para generadores se reembolsa completamente si se retira antes de ejecutar el acuerdo, y está en riesgo después. Por tanto, la exposición del desarrollador depende del tipo de pago y el momento del retiro, no solo del monto principal.

El plazo de estudio de MISO para un acuerdo es de 120 días, menos de una cuarta parte de los 545 días de NYISO

MISO, SPP y NYISO establecen un plazo de estudio desde una solicitud completa hasta un acuerdo de interconexión licitado, y los objetivos difieren en más de un año. MISO propone un acuerdo en 120 días, menos de una cuarta parte de los 545 días del proceso de NYISO. Los 150 días naturales de SPP cubren validación, estudio y negociación, más hasta 10 días hábiles para presentar el acuerdo. Los 545 días de NYISO incluyen dos estudios de 90 días y una evaluación de 12 meses que se realiza una vez al año.

Para proyectos con generación asociada, la aprobación del estudio puede vincular el generador a la carga durante años. MISO propone una obligación de emparejamiento de 15 años desde el día en que la carga inicia el servicio de transmisión LARS. La razón declarada de MISO es evitar que un generador use una solicitud de carga como atajo para entrar en la cola.

NYISO propone el mismo plazo de 15 años para un Recurso Socio, y los derechos firmes del campus solo duran mientras el recurso permanezca en el mercado de capacidad. Los derechos limitados por carga en SPP duran 5 años y comienzan con la operación comercial del generador.

En los tres mercados, el calendario de entrega del campus pasa a formar parte del compromiso del generador, mucho más allá de la solicitud inicial.

Dos rutas permiten poner en marcha generación junto a centros de datos: emparejamiento o cola de generación separada

El emparejamiento coloca al generador en una vía dedicada conectada a una carga específica. En SPP esto es HILLGA, con exportaciones limitadas al pronóstico de la carga emparejada, y en MISO es LARS, con al menos 200 MW de Servicio de Interconexión de Recursos de Red solicitados. En NYISO el Recurso Socio pasa por el estudio estándar de clúster y queda vinculado a la solicitud de carga.

La segunda ruta es la cola de generación expedita que MISO, SPP y PJM abrieron para responder al crecimiento de la demanda, lo que ha favorecido el gas natural en los dos primeros. El gas natural representa el 69% de los 32 GW en el Estudio de Adición Rápida de Recursos de MISO (ERAS) y las plantas térmicas el 72% de la vía equivalente de SPP (equivalent track). PJM es la excepción: su primera admisión EIT de 2.1 GW es 78% baterías.

ERCOT no tiene una cola de generación expedita. En su lugar, las 11 cargas Batch Zero que eligieron redes de uso privado nombran 15.4 GW de generación detrás de sus medidores, el 83% de gas natural.

Solo el 7% de la carga solicitada para centros de datos en ERCOT alcanza la previsión de 2030, frente al 49% en PJM

La estimación de Modo Energy para el cuarto trimestre de 2026 de capacidad añadida de centros de datos entre 2026 y 2030 es de 32.6 GW en ERCOT y 29.6 GW en PJM. Eso representa el 7% de los 494 GW solicitados en ERCOT y el 49% de los 60 GW en PJM.

Tarifas, depósitos y requisitos de preparación ofrecen a los operadores evidencia de qué desarrolladores están preparados para comprometerse. Estas filtros ayudan a distinguir proyectos creíbles, pero la disponibilidad de equipos y los calendarios de construcción aún limitan la entrega. A medida que los proyectos superan esos filtros, los planificadores obtienen mejores datos para la transmisión y generación necesarias para respaldar la carga.

Los 494 GW de ERCOT, clasificados en Batch Zero, equivalen al 542% de su pico récord de 91 GW. Ningún otro mercado reporta una cartera que supere el 52% de su demanda máxima actual. Muchas de estas solicitudes son especulativas y nunca llegan a un acuerdo.

Próximas presentaciones podrían cambiar las rutas disponibles para los desarrolladores

Las presentaciones del 16 de noviembre son el próximo momento para reevaluar las opciones de servicio disponibles y las protecciones para los clientes existentes. MISO ha solicitado la entrada en vigor de la tarifa el 2 de diciembre con un lanzamiento propuesto de LARS a principios de 2027. Texas tiene su propio calendario: la Comisión de Servicios Públicos de Texas tiene una reunión programada para el 17 de diciembre.

Para los campus, una conexión anticipada puede implicar restricciones operativas u obligaciones continuas con la generación emparejada. Para los generadores, el emparejamiento puede atar la inversión al calendario de entrega del cliente y al servicio continuo. Las próximas decisiones son importantes porque pueden cambiar esos términos, incluyendo los derechos que los desarrolladores pueden obtener y los compromisos necesarios para mantenerlos.