Cinco años. El tiempo promedio para que un proyecto de centro de datos navegue la cola de interconexión de la red de EE.UU. ha crecido de menos de dos años en 2008 a casi cinco años hoy, con proyectos en California extendiéndose más allá de nueve años.1 El Senador Tom Cotton introdujo la Ley de Acceso Descentralizado a Alternativas Tecnológicas (DATA) el 8 de enero de 2026, proponiendo una elusión: eximir completamente a los centros de datos que construyen su propia infraestructura de energía fuera de la red de la supervisión de la Comisión Federal de Regulación Energética (FERC).2 Para operadores de infraestructura enfrentando 2,600 GW de proyectos atascados en colas de interconexión, la legislación ofrece un camino potencial hacia el despliegue que evita el cuello de botella principal que restringe el escalamiento de infraestructura de IA.
TL;DR
La Ley DATA crea una nueva categoría de utilidad llamada "utilidades eléctricas reguladas por el consumidor" (CREUs) que exime a las instalaciones completamente desconectadas de la red principal de las provisiones de la Ley de Energía Federal, incluyendo regulación de tarifas de FERC, estándares de confiabilidad, reglas de interconexión y planificación de transmisión.3 Las empresas que construyen sistemas de energía fuera de la red evitarían estudios de interconexión y requisitos de actualización que actualmente agregan 4-6 años a los cronogramas de proyectos.4 La exención termina inmediatamente al conectarse a la red, y los requisitos ambientales y de zonificación permanecen en vigor.5 Legislación similar pasó en New Hampshire en 2025, proporcionando un precedente a nivel estatal para el enfoque federal.6
La Crisis de Interconexión: Por Qué Importa Fuera de la Red
Entender la Ley DATA requiere reconocer la escala del cuello de botella de interconexión que restringe el desarrollo de centros de datos.
Estadísticas de Acumulación de Colas
| Métrica | Valor | Tendencia |
|---|---|---|
| Acumulación total de cola de EE.UU. | 2,600+ GW | 2x capacidad instalada actual |
| Tiempo de espera promedio (2024) | ~5 años | Subió de <2 años en 2008 |
| Peor caso de California | 9+ años | Extremos regionales |
| Norte de Virginia | 7 años | Mercado principal de centros de datos |
| Tasa de éxito de proyectos (2000-2018) | 20% | 80% falla en llegar a operación |
Fuentes: Berkeley Lab1, Wood Mackenzie7, ENR8
Solo el 20% de los proyectos que solicitaron interconexión entre 2000 y 2018 llegaron alguna vez a operación comercial.1 La tasa de finalización ha empeorado a medida que los volúmenes de cola han crecido. Más de 2,000 GW de proyectos permanecen atascados en colas de interconexión a través de ISOs y RTOs.9
Estado Regional de Colas
| Operador de Red | Acumulación | Pipeline de Estudio 2026 | Restricción Clave |
|---|---|---|---|
| PJM | 60+ GW | Bajo estudio activo | Capacidad de procesamiento de estudios |
| MISO | 170+ GW | Retrasos de 4+ años | Pesado en solar/viento/almacenamiento |
| ERCOT | 8 GW solicitudes de carga grande | Aumento del 700% 2023-2024 | Crecimiento rápido de demanda |
| CAISO | Peores tasas de finalización | Cronogramas de 9+ años | Complejidad de política estatal |
Fuentes: Zero Emission Grid10, CTVC11, CenterPoint Energy12
ERCOT vio un aumento del 700% en solicitudes de interconexión de carga grande de 2023 a 2024, con CenterPoint Energy reportando crecimiento de 1 GW a 8 GW desde finales de 2023 hasta finales de 2024.12 La velocidad relativa del mercado de Texas aún deja proyectos enfrentando cronogramas de múltiples años.
Provisiones de la Ley DATA: Qué Hace el Proyecto de Ley
La legislación crea excepciones regulatorias para sistemas de energía completamente aislados que sirven centros de datos y otras cargas industriales de uso intensivo de energía.
Definiciones Clave
| Término | Definición | Implicación |
|---|---|---|
| Utilidad Eléctrica Regulada por el Consumidor (CREU) | Sistema de energía fuera de la red sirviendo nuevas cargas | Nueva categoría regulatoria |
| Completamente aislado | Sin conexión a la red tradicional | Activador de exención |
| Nuevas cargas eléctricas | Cargas no servidas previamente | Previene diversión de carga existente |
Fuente: Texto de la Ley DATA35
Exenciones Regulatorias
| Requisito Actual | Estado Bajo la Ley DATA | Impacto |
|---|---|---|
| Regulación de tarifas FERC | Exento | Precios privados |
| Estándares de confiabilidad | Exento | Estándares autodeterminados |
| Reglas de interconexión | Exento | Sin proceso de cola |
| Planificación de transmisión | Exento | Sin asignación de costos de actualización |
| Aprobación de fusiones | Exento | Flexibilidad de M&A |
| Leyes ambientales/zonificación | Aún aplican | Sin elusión ambiental |
Las CREUs también recibirían exenciones de la Ley de Políticas Regulatorias de Utilidades Públicas y la Ley de Compañías Holding de Utilidades Públicas.5 Las exenciones terminan inmediatamente si una CREU se conecta a la red, previniendo arreglos híbridos que podrían seleccionar beneficios regulatorios.
Comparación con Precedente Estatal
| Jurisdicción | Legislación | Estado | Alcance |
|---|---|---|---|
| New Hampshire | Exención fuera de la red | Firmada 2025 | Leyes estatales de utilidades |
| Federal (propuesto) | Ley DATA 2026 | Introducida 8 ene 2026 | Ley de Energía Federal |
| Modelo ALEC | Legislación modelo | Lanzada ene 2026 | Plantilla para estados |
El Gobernador Republicano de New Hampshire Kelly Ayotte firmó legislación en 2025 eximiendo a los proveedores de energía fuera de la red de las leyes estatales de utilidades.6 El Consejo de Intercambio Legislativo Americano (ALEC) lanzó legislación modelo estatal en enero de 2026 siguiendo la introducción del proyecto de ley federal de Cotton.14
Pista Regulatoria Paralela de FERC
Mientras el proyecto de ley de Cotton propone eludir a FERC, la comisión ha perseguido sus propias reformas para abordar la interconexión de centros de datos.
Orden de FERC de Diciembre 2025
| Acción | Requisito | Fecha límite |
|---|---|---|
| Revisiones de tarifa PJM | Procedimientos de interconexión de generación | 20 de enero, 2026 |
| Nuevos servicios de transmisión | Demanda de Contrato Firme/No-Firme | Escritos vencen 16 feb 2026 |
| Fecha límite de respuesta | Comentarios de la industria | 18 de marzo, 2026 |
| Fecha límite de réplica | Argumentos finales | 17 de abril, 2026 |
El 19 de diciembre de 2025, FERC dirigió a PJM a reformar su tarifa para generación y carga co-ubicadas, encontrando que la tarifa existente era "injusta e irrazonable" debido a la falta de claridad en las tarifas y términos aplicables a clientes de interconexión.15 La comisión propuso dos nuevos servicios de transmisión basados en retiros netos en lugar de carga bruta.17
Directiva del DOE a FERC
| Elemento de Directiva | Requisito | Cronograma |
|---|---|---|
| Iniciación de creación de reglas | Acelerar interconexión de carga grande | Inmediato |
| Opción de archivo conjunto | Solicitudes de carga y generación co-ubicadas | Nuevo procedimiento |
| Reducción de tiempo de estudio | Cronogramas acortados | TBD para abril 2026 |
| Reducción de costo de actualización de red | Menor financiamiento de participantes | Bajo consideración |
Fuente: Carta DOE, White & Case18
El 23 de octubre de 2025, DOE instruyó a FERC a iniciar la creación de reglas para "acelerar rápidamente la interconexión de cargas grandes" para el 30 de abril de 2026.18 La directiva permitiría a los clientes presentar solicitudes conjuntas de interconexión de carga y generación co-ubicadas directamente a FERC.
Modelo de Financiamiento Actual de FERC
| Elemento de Costo | Asignación Actual | Posición de la Industria |
|---|---|---|
| Actualizaciones de red | 100% financiado por participante | Barrera alta |
| Costos de estudio | Financiado por participante | Disuasivo de cola |
| Cronograma | 4-6 años típico | Amenaza de viabilidad de proyecto |
Fuente: ENR8
El modelo de financiamiento del 100% del participante de FERC requiere que los clientes de carga grande paguen el costo completo de las actualizaciones de red de la red, creando barreras financieras significativas más allá de los desafíos de cronograma.8
Alternativa Detrás del Medidor: Mercado Actual
La Ley DATA codifica y expande las opciones que ya están emergiendo a través de arreglos de energía detrás del medidor (BTM).
Escala del Mercado BTM
| Métrica | Valor | Fuente |
|---|---|---|
| Energía proyectada BTM de centro de datos para 2030 | 35+ GW | Boston Consulting Group |
| Escasez de energía actual | 45+ GW | Estimación BCG |
| Solicitudes de interconexión activas | 12,000+ proyectos | Datos de cola |
| Capacidad solicitada (generación) | 1,570 GW | Agregado de cola |
| Capacidad solicitada (almacenamiento) | 1,030 GW | Agregado de cola |
Fuente: BCG vía S&P Global19, Data Center Knowledge20
Más de 35 GW de energía de centro de datos será autogenerada para 2030, según el análisis de Boston Consulting Group.19 La proyección refleja la respuesta racional de los desarrolladores a cronogramas de cola que exceden períodos típicos de construcción de centros de datos de 12-18 meses.21
Opciones de Tecnología BTM
| Tecnología | Capacidad Típica | Cronograma de Permisos | Dependencia de Red |
|---|---|---|---|
| Motores alternativos de gas natural | Hasta 20 MW por unidad | Permiso de aire de fuente menor | Ninguna |
| Plataformas modulares de gas | Hasta 200 MW combinado | Permiso de fuente menor | Ninguna |
| Celdas de combustible | Escalable | Despliegue rápido | Ninguna |
| SMRs | Hasta 300 MW | Licencia NRC requerida | Ninguna |
| Solar en sitio + almacenamiento | Variable | Dependiente del estado | Respaldo opcional |
Fuentes: VoltaGrid22, NuScale23, S&P Global19
La plataforma modular Qpac de VoltaGrid usa generadores de motor alternativo produciendo hasta 20 MW cada uno, combinables hasta 200 MW bajo permisos de aire de fuente menor.22 Las celdas de combustible proporcionan cronogramas de despliegue rápido comparado con la generación tradicional, sirviendo como recursos "puente" durante las esperas de conexión a la red.19
Potencial SMR Bajo la Ley DATA
| Desarrollador SMR | Capacidad | Tratos de Centros de Datos | Estado |
|---|---|---|---|
| NuScale | 77 MW por módulo | Múltiples anunciados | Certificado por NRC |
| X-Energy | 80 MW por módulo | Asociación con Amazon | Pre-licenciamiento |
| Kairos Power | 75 MW térmico | Asociación con Google | Fase de demostración |
| TerraPower | 345 MW | Múltiples discusiones | Construcción iniciando |
Fuentes: Deloitte24, Last Energy25, EIA26
Los SMRs representan una coincidencia potencial fuerte para las demandas de energía de centros de datos de IA. Los SMRs en sitio permiten a los operadores eludir largas colas de interconexión de red y asegurar suministro de energía dedicado y continuo.25 Porque los SMRs se despliegan en incrementos modulares, pueden escalarse junto con los campus de IA a medida que la demanda de computación aumenta.
Reacciones Políticas e Industriales
La Ley DATA ha generado apoyo y oposición predecibles a lo largo de las líneas de utilidades versus desarrolladores.
Argumentos de Partidarios
| Argumento | Proponente | Base |
|---|---|---|
| Protege a contribuyentes | Senador Cotton | Fuera de la red no afecta tarifas de red |
| Acelera IA | Industria tecnológica | Elude colas de 5 años |
| Habilita innovación | Defensores de desregulación | Remueve barreras federales |
| Protección de Arkansas | Cotton | Preocupaciones de tarifas locales |
Fuentes: Comunicado de Prensa de Cotton27, Arkansas Democrat-Gazette28
"Los centros de datos consumen una cantidad enorme de electricidad, en algunos casos tanto como pueblos pequeños. Si esa electricidad solo viene de la generación de energía que tenemos en la red que está alimentando nuestros hogares y nuestras granjas y nuestras fábricas y nuestros lugares de negocio, entonces por supuesto va a haber un aumento de precios," declaró Cotton.29
Argumentos de Oponentes
| Argumento | Proponente | Base |
|---|---|---|
| Amenaza de ingresos | Utilidades eléctricas | Pérdida de clientes grandes |
| Cambio de costos | Defensores del consumidor | Costos fijos a residenciales |
| Preocupaciones de confiabilidad | Operadores de red | Recursos del sistema reducidos |
| Vacíos ambientales | Algunos críticos | Sin planificación a escala de red |
Fuentes: Utility Dive13, Arkansas Times30
Los críticos argumentan que si la legislación tiene éxito en atraer cargas grandes fuera de la red en acuerdos bilaterales, los costos fijos podrían trasladarse a clientes residenciales y de pequeñas empresas.13 La mayoría de los proveedores y clientes quieren respaldo de red, limitando la aplicabilidad práctica del proyecto de ley.6
Acciones Estatales
| Estado | Acción | Estado | Enfoque |
|---|---|---|---|
| Virginia | Tarifas especiales para centros de datos | Promulgada | Diseño de tarifas |
| Texas | Requisitos de flexibilidad SB6 | Promulgada | Mandato de respuesta de demanda |
| New Hampshire | Exención fuera de la red | Firmada 2025 | Excepción regulatoria |
| Ohio | Bajo consideración | Pendiente | TBD |
Fuente: MultiState31
La Ley 6 del Senado de Texas requiere que nuevas cargas sobre 75 MW conectándose a ERCOT sean flexibles y participen en respuesta de demanda, representando la filosofía regulatoria opuesta al proyecto de ley de Cotton.31
Implicaciones de Planificación de Infraestructura
La Ley DATA crea opciones estratégicas para operadores independientemente de si pasa.
Comparación de Cronograma de Proyectos
| Enfoque | Cronograma Típico | Riesgo Regulatorio | Requisito de Capital |
|---|---|---|---|
| Conexión tradicional a red | 5-7 años | Dependiente de posición en cola | Compartir costo de actualización |
| Detrás del medidor (actual) | 18-36 meses | Permisos estatales | Generación autofinanciada |
| Bajo Ley DATA (si pasa) | 12-24 meses | Exención federal | Generación autofinanciada |
| Co-ubicación (reforma FERC) | 2-4 años | Cumplimiento PJM | Compartir costo de actualización |
Estimaciones basadas en análisis de la industria820
Economía de Fuentes de Energía
| Fuente | Capex ($/kW) | Opex ($/MWh) | Disponibilidad | Compatible con Ley DATA |
|---|---|---|---|---|
| Conexión a red | Variable | $45-80 | 99.9%+ | N/A |
| Gas natural BTM | $800-1,200 | $35-55 | 95-99% | Sí |
| SMR | $6,000-10,000 | $25-40 | 90-95% | Sí |
| Solar + almacenamiento | $2,500-4,000 | $0-15 | 85-95% | Sí |
Estimaciones de la industria, variable por proyecto242532
Las conexiones a la red ofrecen la mayor disponibilidad pero los cronogramas más largos. BTM de gas natural proporciona el despliegue más rápido con tecnología probada. Los SMRs ofrecen los costos operativos más bajos a largo plazo pero los requisitos de capital más altos y los cronogramas de despliegue más largos entre las opciones fuera de la red.
Exposición del Pipeline de Centros de Datos
| Métrica | Valor | Implicación |
|---|---|---|
| Proyectos objetivando operación 2026 | 105 proyectos, 8.9 GW | Capacidad a corto plazo |
| Proyectos bajo construcción | 47 proyectos | Más probable que entreguen |
| Tiempo típico de construcción | 12-18 meses | La energía es la restricción |
| Proyectos en riesgo | ~58 proyectos | Dependiente del tiempo de energía |
Fuente: CTVC11
Más de 8.9 GW a través de 105 proyectos de centro de datos objetivo operación para finales de 2026, con 47 ya bajo construcción.11 Dado que los centros de datos mismos solo toman 12-18 meses para construir, la disponibilidad de energía determina si los proyectos entran en línea a tiempo.
Recomendaciones Estratégicas
Las 257 ubicaciones globales de Introl posicionan a los equipos de infraestructura para evaluar tanto enfoques de energía tradicionales como alternativos mientras los marcos regulatorios evolucionan.
Para Planificadores de Infraestructura
Evaluar portafolios de proyectos contra tanto cronogramas de reforma de FERC (fecha límite de abril 2026 para regla de carga grande) como probabilidad de aprobación de la Ley DATA. Proyectos con horizontes de 3+ años pueden beneficiarse de estrategias híbridas que preservan opciones de respaldo de red mientras persiguen aceleración BTM. BTM de gas natural proporciona el puente de menor riesgo a conexión de red o disponibilidad de SMR.
Para Equipos de Operaciones
Monitorear legislación a nivel estatal siguiendo la plantilla modelo de ALEC. Estados con concentraciones existentes de centros de datos (Virginia, Texas, Ohio) enfrentan la presión más inmediata para aclarar el estado regulatorio fuera de la red. La flexibilidad operacional para apoyar tanto modos conectados a la red como aislados aumenta la opcionalidad mientras las regulaciones se cristalizan.
Para Tomadores de Decisiones Estratégicas
La introducción de la Ley DATA señala reconocimiento bipartidista de que los cronogramas actuales de interconexión amenazan la competitividad de infraestructura de IA de EE.UU. Independientemente del destino del proyecto de ley, la trayectoria regulatoria favorece a operadores que pueden desplegar energía independientemente de las restricciones de red. La asignación de capital debe priorizar proyectos con múltiples opciones de camino de energía.
Puntos Clave
Panorama Regulatorio
La Ley DATA propone el cambio más significativo a la regulación federal de utilidades desde la formación de FERC. La categoría CREU del proyecto de ley crearía un sistema de energía paralelo exento de reglas diseñadas para utilidades integradas a la red. Incluso si la legislación falla, su introducción influye en los procedimientos de reforma en curso de FERC y el desarrollo de políticas a nivel estatal.
Implicaciones de Cronograma
Las colas de interconexión actuales de 5 años hacen que la conexión tradicional a la red sea incompatible con los cronogramas de despliegue de infraestructura de IA. Las opciones detrás del medidor reducen el despliegue a 18-36 meses actualmente, con potencial aceleración adicional bajo exenciones de la Ley DATA. Los proyectos que requieren operación 2026-2027 deben perseguir estrategias BTM independientemente del resultado regulatorio.
Evolución de Estructura de Costos
Los enfoques fuera de la red cambian las estructuras de costos de contribuciones de actualización compartidas a gasto de capital autofinanciado. Los operadores con balances fuertes ganan ventaja competitiva en asegurar capacidad de energía a través de inversión directa en generación. Los operadores más pequeños pueden enfrentar desventajas de costo crecientes a medida que las cargas grandes salen de la infraestructura de red compartida.
Referencias
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Data Center Dynamics. "US Senator proposes bill permitting AI data centers to bypass federal power rules via off-grid energy infrastructure development." DCD. January 2026. https://www.datacenterdynamics.com/en/news/us-senator-proposes-bill-permitting-ai-data-centers-to-bypass-federal-power-rules-via-off-grid-energy-infrastructure-development/ ↩↩
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Engineering News-Record. "Grid Access, Not Land, Emerges as Bottleneck for Data Center Construction." ENR. 2026. https://www.enr.com/articles/62227-grid-access-not-land-emerges-as-bottleneck-for-data-center-construction ↩↩↩↩
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CenterPoint Energy via ENR. "Power Sector Debates New Federal Rules for Data Center 'Large Load' Links to Grid." ENR. 2026. https://www.enr.com/articles/62219-power-sector-debates-new-federal-rules-for-data-center-large-load-links-to-grid ↩↩
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KATV. "Cotton introduces bill to shield Arkansans from data center-driven electric rate hikes." KATV. January 2026. https://katv.com/news/local/cotton-introduces-bill-to-shield-arkansans-from-data-center-driven-electric-rate-hi-artificial-intelligence-ai-entergy-senator-tom-cotton-trump-electric-bill-power-plant-google-avaio-little-rock-meta-aws-public-service-commission-danni-hoefer-data-act ↩
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