En Estados Unidos hay cientos de proyectos de energía solar, eólica y baterías listos para conectarse a la red eléctrica. El problema es que llevan años atrapados en colas de interconexión que avanzan a paso de tortuga, a la espera de que alguien les dé luz verde.
La magnitud del bloqueo es difícil de ignorar: a finales del año pasado, la lista de espera nacional superaba los 2.000 gigavatios de capacidad. Muchos de esos proyectos nunca llegarán a construirse, pero el volumen acumulado está desbordando a los operadores de red de todo el país.
Una red eléctrica al límite de su capacidad
PJM, el mayor mercado eléctrico mayorista de Estados Unidos, gestiona una red de más de 135.000 kilómetros que conecta trece estados, desde Illinois hasta Virginia. Es una infraestructura de gran envergadura, aunque está llegando a sus límites. La cola de proyectos pendientes se ha vuelto tan inmanejable que el operador ha pausado nuevas solicitudes hasta 2026, dejando en el limbo a más de la mitad de los aproximadamente 2.500 proyectos que ya están en tramitación.
El problema va más allá de la burocracia. Las actualizaciones tradicionales de red —reconstruir líneas, ampliar subestaciones— pueden costar cientos de millones de dólares y tardar años en ejecutarse. Mientras tanto, varios estados del territorio PJM corren el riesgo de incumplir sus objetivos de energía limpia. La paradoja se agrava: algunos operadores han tenido que pedir a plantas contaminantes que retrasen su cierre porque la red no está preparada para prescindir de ellas.
Qué son las GETs y cómo funcionan
Las grid-enhancing technologies, o GETs, son cuatro herramientas distintas que comparten un mismo objetivo: extraer más capacidad de la infraestructura existente sin necesidad de construir nuevas líneas.
Los sistemas de calificación dinámica de líneas (DLR) ofrecen información en tiempo real sobre cuánta electricidad puede transportar cada circuito según las condiciones meteorológicas, en lugar de operar con valores de capacidad fijos. Eso permite aprovechar capacidad que de otro modo permanece infrautilizada.
El software de optimización de topología (TO) redirige el flujo de energía hacia zonas menos congestionadas de la red existente, evitando cuellos de botella sin añadir un solo kilómetro de cable nuevo.
Los controladores avanzados de flujo de potencia (PFC) son dispositivos electrónicos que alteran físicamente cómo circula la electricidad por las líneas, aumentando o redistribuyendo su capacidad de forma dinámica.
Los números del nuevo informe: gigavatios y miles de millones
Un informe elaborado por RMI y Quanta Technology, con financiación de Amazon, es el primero en analizar las GETs dentro de un proceso real de interconexión. Sus conclusiones son concretas: desplegar estas tecnologías en cinco estados de PJM —Illinois, Indiana, Ohio, Pensilvania y Virginia— podría conectar hasta 6,6 gigavatios adicionales de solar, eólica y baterías antes de 2027.
La diferencia de costes es notable. Implementar las GETs costaría apenas 100 millones de dólares, frente a los ahorros acumulados en costes de producción energética que el informe cifra en 7.000 millones hasta 2030. Solo en 2027, el ahorro rondaría los 1.000 millones de dólares, una cifra que seguiría creciendo en los años siguientes.
El impacto climático también merece atención. Al desplazar carbón y gas por energía más barata y limpia, las emisiones de carbono de la red PJM podrían reducirse un 3,5 % en 2027. No es una transformación radical, pero en un sistema de esta escala, cada décima cuenta.
Por qué EE. UU. va por detrás de Europa y Australia
Europa y Australia llevan más de una década integrando GETs a gran escala para gestionar la congestión y mejorar la fiabilidad de sus redes. En Estados Unidos la adopción ha sido considerablemente más lenta, y el propio informe identifica dos razones principales.
La primera es la falta de familiaridad: los operadores estadounidenses tienen poca experiencia en modelar estas tecnologías dentro de sus estudios de planificación, lo que genera incertidumbre y resistencia institucional. La segunda es estructural. Las eléctricas tienen incentivos económicos que favorecen las inversiones de capital intensivo —construir nuevas líneas genera mayor rentabilidad para sus accionistas—. Un informe del Departamento de Energía de 2022 confirmó que las GETs pueden amortizarse en menos de cinco años, aunque también señaló que representan un retorno menor para los inversores frente a las alternativas tradicionales.
Primeros pasos reales y el papel de la regulación federal
Algunos operadores ya están dando pasos concretos. Las eléctricas pennsilvanas Duquesne Light y PPL han desplegado tecnología DLR para gestionar líneas congestionadas, mientras que los operadores regionales MISO y SPP utilizan software de optimización de topología en sus estudios de planificación.
El caso más ilustrativo ocurrió en Illinois: un proyecto eólico consiguió que PJM y la distribuidora Commonwealth Edison aprobaran el uso de controladores de flujo de Smart Wires. El resultado fue significativo. El coste de interconexión bajó de 100 millones de dólares a 12 millones, y el plazo se redujo de tres años a 15 meses. Según RMI, esa diferencia fue lo que permitió que el proyecto saliera adelante en lugar de abandonar la cola.
En el plano regulatorio, la FERC emitió en 2023 una orden que obliga a los operadores a considerar tecnologías alternativas de transmisión, incluidas algunas GETs, en sus estudios de interconexión. Se espera además una segunda orden sobre planificación a largo plazo, aunque los plazos para que los operadores presenten y ejecuten sus planes de cumplimiento pueden extenderse más de un año.
Las herramientas existen, los números son favorables y el marco regulatorio empieza a moverse. La pregunta es si los operadores, las eléctricas y los reguladores serán capaces de acelerar su adopción a una velocidad que esté a la altura del problema que intentan resolver.