La transición energética en Estados Unidos continúa impulsando un crecimiento acelerado de las solicitudes de conexión de nuevos proyectos de generación y almacenamiento a la red eléctrica. Sin embargo, este dinamismo también ha evidenciado limitaciones estructurales en los procesos de interconexión, cuyos tiempos, costos y niveles de incertidumbre se han incrementado de manera sostenida durante los últimos años. A finales de 2025 existían más de 8.200 proyectos activos en las colas de interconexión, equivalentes a 1.312 GW de capacidad de generación y aproximadamente 749 GW de almacenamiento, reflejando un volumen de solicitudes muy superior a la capacidad de procesamiento de los operadores del sistema. Aunque el almacenamiento mediante baterías domina ampliamente las nuevas propuestas y las configuraciones híbridas entre generación renovable y almacenamiento se consolidan como una tendencia creciente, el incremento del número de proyectos no se traduce automáticamente en nuevas plantas operativas. Por el contrario, una proporción significativa de las solicitudes permanece durante varios años en evaluación, mientras muchas otras son retiradas antes de finalizar el proceso, revelando que la disponibilidad de recursos renovables y el interés de los desarrolladores deben complementarse con procedimientos de interconexión más ágiles y una expansión coordinada de la infraestructura de transmisión.

Dentro de este contexto, las características de las solicitudes muestran una transformación importante en la composición tecnológica de los proyectos. La energía solar continúa representando la mayor participación dentro de las colas de interconexión, seguida por el almacenamiento, mientras las plantas híbridas adquieren un protagonismo cada vez mayor, especialmente en regiones como CAISO y el oeste de Estados Unidos. Cerca de la mitad de la capacidad solar y del almacenamiento propuesto corresponde a configuraciones híbridas, orientadas a mejorar la flexibilidad operativa y facilitar la integración de recursos variables. Asimismo, la mayor parte de las solicitudes busca obtener el servicio de interconexión como recurso de red (NRIS), permitiendo que las plantas puedan aportar capacidad firme incluso durante condiciones de congestión. No obstante, alcanzar un acuerdo de interconexión representa solo una etapa dentro del desarrollo del proyecto. Aunque cientos de gigavatios cuentan con acuerdos preliminares o firmados, una fracción considerable nunca llega a iniciar operaciones comerciales debido a factores asociados con permisos, financiamiento, contratación, construcción de infraestructura de transmisión y cambios en las condiciones del mercado. Estas circunstancias explican que las tasas históricas de finalización permanezcan reducidas, pues únicamente alrededor del 13 % de la capacidad solicitada entre 2000 y 2020 alcanzó la operación comercial hacia finales de 2025, mientras aproximadamente el 75 % fue retirada durante el proceso.

Además del elevado número de retiros, el análisis evidencia un incremento sostenido en la duración de todas las etapas del proceso de interconexión. El tiempo requerido desde la presentación de la solicitud hasta la firma del acuerdo de interconexión alcanzó una mediana cercana a 45 meses durante 2025, mientras el periodo completo hasta la entrada en operación comercial llegó aproximadamente a cinco años para los proyectos finalizados ese mismo año. Estas demoras afectan de manera diferenciada a las tecnologías y regiones, observándose procesos relativamente más rápidos en ERCOT y en varias áreas no sujetas a jurisdicción de la Comisión Federal Reguladora de Energía, mientras otros operadores presentan tiempos considerablemente superiores. De igual manera, los proyectos de mayor tamaño requieren evaluaciones más extensas que las instalaciones pequeñas, especialmente cuando superan el umbral de 20 MW establecido por los procedimientos federales de interconexión. Las solicitudes de energía eólica y las configuraciones híbridas con almacenamiento también registran cronogramas más prolongados, reflejando la creciente complejidad técnica de las evaluaciones necesarias para garantizar la estabilidad y confiabilidad del sistema eléctrico.

La evolución observada confirma que la expansión de la generación eléctrica depende tanto del desarrollo tecnológico como de la capacidad institucional para gestionar procesos de interconexión eficientes. Las reformas introducidas mediante la Orden FERC 2023 y otras iniciativas regionales buscan reducir los cuellos de botella, armonizar procedimientos, acelerar los estudios técnicos y mejorar la transparencia en la gestión de las colas. Paralelamente, programas como Interconnection Innovation e-Xchange (i2X) impulsan la estandarización metodológica, el análisis de costos, la automatización de estudios y el fortalecimiento de los procesos aplicables tanto a grandes centrales como a recursos energéticos distribuidos. Aunque todavía resulta prematuro medir plenamente los efectos de estas reformas, la información disponible evidencia que el fortalecimiento de la planificación de la transmisión, la optimización de los procedimientos regulatorios y la modernización de las metodologías de evaluación serán determinantes para reducir los tiempos de desarrollo, facilitar la incorporación de nuevas tecnologías y respaldar la expansión del sistema eléctrico requerida para atender la creciente demanda de energía limpia y almacenamiento en los próximos años. 

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