Resumen

  • El 18 de junio de 2026, la FERC inició seis procedimientos separados bajo la sección 206 de la Federal Power Act y les dio un plazo de respuesta común. No aprobó una tarifa nacional para las nuevas cargas eléctricas.
  • El aplazamiento de 90 días concedido después a NYISO muestra que cada región aún debe diseñar sus propias reglas, coordinarse con los propietarios de transmisión y encajar las decisiones estatales sobre tarifas minoristas antes de que las propuestas puedan entrar en vigor.

Análisis

Seis expedientes, una agenda de trabajo

Las órdenes del 18 de junio se dirigieron a PJM, MISO, Southwest Power Pool, CAISO, ISO New England y New York Independent System Operator. La FERC pidió a cada operador y a los propietarios de transmisión pertinentes que, en 60 días, explicaran por qué sus tarifas seguían siendo justas y razonables o presentaran cambios. También exigió en 30 días un informe sobre cómo habría generación suficiente para atender las cargas grandes existentes y nuevas.

La agenda común abarca el proceso de solicitud y los estudios de conexión; la transparencia y la asignación de los costos de transmisión; las cargas ubicadas junto a centrales y la generación detrás del medidor; nuevos servicios para demanda flexible; y los estudios de generadores que abastecen cargas cercanas eléctricamente. Sin embargo, la Comisión abrió seis casos distintos. Su anuncio indica que las respuestas deben adaptarse a las diferencias entre los sistemas regionales.

La sección 206 permite que la FERC examine una tarifa que considera posiblemente injusta o irrazonable y exija una respuesta. Esa orden inicial no equivale a una regla final ni reescribe por sí sola el texto tarifario. El operador puede responder o proponer cambios mediante una presentación bajo la sección 205. La Comisión aún debe decidir qué acepta o qué exige. Mientras tanto, sigue rigiendo la tarifa existente.

El caso de Nueva York muestra lo que el calendario no resuelve

NYISO explicó que cuenta con procedimientos propios para conectar cargas y con un modelo de reserva financiera de transmisión aprobado por la FERC, distinto del esquema estándar que emplean otros operadores. Ya trabajaba con sus participantes en posibles reformas. Para elaborar una respuesta útil, necesitaba acordar reglas con los propietarios de transmisión y considerar cómo se reparten sus responsabilidades.

El 3 de agosto, NYISO, los propietarios de transmisión de Nueva York y los propietarios no incumbentes pidieron suspender el expediente durante 90 días para preparar propuestas tarifarias. La FERC aprobó el aplazamiento el 14 de agosto. Fijó el 16 de noviembre de 2026 para las respuestas al procedimiento y el 16 de diciembre para las contestaciones. NYISO dijo que pretendía presentar una propuesta bajo la sección 205 el 16 de noviembre, siempre que recibiera las aprobaciones internas previstas. Al 9 de octubre, era una fecha futura anunciada, no una tarifa presentada, aceptada o vigente.

Entre las ideas expuestas figuran un nuevo estudio de conexión para grandes cargas, servicios firmes y no firmes, reglas de co-ubicación, protección frente al traslado de costos, obligaciones operativas y estudios de generación eléctricamente próxima. Los propietarios de transmisión también señalaron que debían definir la recuperación de costos y cómo acreditar los pagos de los clientes frente a sus ingresos regulados. Para ello, dijeron, necesitan coordinarse con las autoridades estatales.

La factura se decide en más de un nivel

La orden de la FERC sobre NYISO delimita su competencia: la Comisión regula las tarifas de transmisión sujetas a jurisdicción federal y los procedimientos tarifarios que las afectan directamente. Los estados conservan las decisiones sobre ventas minoristas, diseño de tarifas al consumidor, reparto de costos entre clientes minoristas, quién puede venderles electricidad y dónde se pueden ubicar las centrales.

Por eso la transparencia de costos tiene una función concreta. Según la FERC, publicar mejor los costos de las mejoras de transmisión puede ayudar a las comisiones estatales a decidir cómo trasladarlos a las tarifas minoristas. Los propietarios de transmisión de Nueva York explicaron que su trabajo con la New York Public Service Commission permitiría incorporar las decisiones estatales de asignación de costos en las propuestas federales. Un cargo de transmisión y una factura minorista se relacionan, pero no son la misma decisión ni dependen de la misma autoridad.

La propuesta y la regla no son el mismo documento

El aviso anticipado de propuesta normativa del expediente RM26-4 es una vía general de elaboración de reglas. Los seis casos §206 examinan tarifas concretas. Una presentación §205 es una propuesta de un operador. El texto que actualmente rige sigue siendo la tarifa vigente hasta que la FERC acepte cambios o adopte otra medida. Mezclar esas etapas convertiría un anuncio de intención en una obligación que todavía no existe.

La prueba de diseño recuerda la Nota 64 de Heng Lu: limitar el núcleo común a lo necesario, dejar las decisiones posteriores en el nivel que conoce y opera el sistema y separar la publicación de una propuesta de su adopción efectiva. La analogía tiene un límite claro. Las tarifas eléctricas están sujetas a leyes federales y estatales; un operador no puede eludirlas simplemente rechazando una propuesta.

Hasta ahora, la FERC ha armonizado más el temario y el calendario que las soluciones. El aplazamiento de Nueva York no demuestra ni que el proceso haya fracasado ni que esperar no tenga costo. Sí muestra cómo una investigación federal puede iniciar un diseño regional sin decidir de antemano el servicio, la asignación de costos o la factura final. Las diferencias entre las seis regiones se verán en las tarifas presentadas y en las órdenes de la Comisión, no en el plazo común de junio.

Fuentes