​MISO's Expedited Resource Addition Study (ERAS) verspricht Generatoranschlussvereinbarungen (GIAs) innerhalb von drei Monaten – im Vergleich zu den 2,5 bis 5 Jahren, die das Definitive Planning Process (DPP) benötigt. Für Entwickler von kommerziellen Batteriespeichern (BESS) sind diese Vorteile jedoch unerreichbar. ERAS verlangt einen abgeschlossenen Abnahmevertrag, 100 % Standortkontrolle und eine behördliche Bestätigung des Kapazitätsbedarfs. Infolgedessen entfielen 75 % der Kapazitäten in Zyklus 1 und 2 auf Gaskraftwerke. Alle vier qualifizierten BESS-Projekte sind entweder im Besitz von Versorgern oder verfügen über einen Abnahmevertrag.

In dieser Analyse betrachten wir:

• Wie die ERAS-Zulassungskriterien kommerzielle BESS ausschließen
• Was die Ergebnisse der Zyklen 1–2 über Energiemix und Eigentumsverhältnisse aussagen
• Warum die meisten BESS-Entwickler im DPP verbleiben werden

Wesentliche Erkenntnisse

• ERAS spart Jahre, ist aber teurer. Ein 100-MW-BESS zahlt 2,8 Mio. US-Dollar über ERAS gegenüber 1,1 Mio. US-Dollar über DPP und gewinnt so über 30 Monate Zeit.
• Die Anforderung eines Abnahmevertrags schließt Entwickler ohne Versorgervertrag, Eigentum oder bilateralen Vertrag mit einem Industriekunden aus.
• Gas dominiert die ERAS-Anträge. Erdgas macht 75 % der ERAS-Kapazität in den Zyklen 1 und 2 aus. BESS liegt bei nur 8 %.
• Alle ERAS-BESS-Projekte sind mit Versorgern verbunden. Vier Projekte mit insgesamt 989 MW wurden zugelassen. Kein Projekt ist kommerziell.

Wie unterscheidet sich ERAS von der Standard-Anschlusswarteschlange?

ERAS verkürzt Jahre auf Monate. Ein Projekt, das im ersten Quartal startet, kann seine GIA bereits im dritten Quartal desselben Jahres erhalten. Im Vergleich dazu dauert es im DPP durchschnittlich 2,5 bis 5 Jahre, bis das gleiche Ziel erreicht wird.

Sechs Phasen trennen den Eintritt in die Warteschlange von der GIA. Besonders bemerkenswert ist, dass die Antragsprüfung und Studien parallel zu den behördlichen Verfahren der Bundesstaaten laufen.

Allerdings hat diese Geschwindigkeit ihren Preis.

ERAS verlangt 24.000 US-Dollar pro MW als M2-Kaution (fällig zum Zeitpunkt der Antragstellung) gegenüber 8.000 US-Dollar pro MW im DPP. Zusätzlich betragen die D1-Antragsgebühren 100.000 US-Dollar im Vergleich zu 5.000 US-Dollar. Projekte müssen zudem bereits bei Antragstellung 100 % Standortkontrolle nachweisen; im DPP reichen zunächst 50 %.

Wie viel kostet ERAS?

Ein 100-MW-BESS zahlt über ERAS 2,82 Mio. US-Dollar im Voraus, im DPP wären es 1,13 Mio. US-Dollar. Der Aufpreis von 1,7 Mio. US-Dollar ermöglicht dafür eine Zeitersparnis von mindestens 30 Monaten.

Bei 400 MW steigen die ERAS-Kosten auf 10,1 Mio. US-Dollar. Die M2-Kaution von 24.000 US-Dollar pro MW sorgt für diese Skalierung. Für Projekte mit festen Inbetriebnahmeterminen und Versorgerverträgen kann sich diese Beschleunigung jedoch lohnen.

Wer kann ERAS nutzen?

Vier Voraussetzungen schließen kommerzielle Stromerzeugung aus:

• Abnahmevertrag: Projekte benötigen einen abgeschlossenen Stromabnahmevertrag (PPA), Tollingvertrag oder Versorgereigentum. Kommerzielle Entwickler für den Großhandelsmarkt sind somit nicht qualifiziert.
• 100 % Standortkontrolle: Antragsteller müssen bei Antragstellung die volle Kontrolle über den Standort nachweisen. Im DPP reichen anfangs 50 %.
• Drei Jahre COD: Die Inbetriebnahme muss innerhalb von drei Jahren nach GIA-Abschluss erfolgen.
• RERRA-Unterstützung: Die zuständige Regulierungsbehörde (RERRA) muss bestätigen, dass das Projekt einen Kapazitätsbedarf deckt. In der Praxis bedeutet das meist die Genehmigung durch die Versorgungsaufsicht.

Diese Anforderungen stellen eine strukturelle Hürde dar. Kommerzielle BESS-Entwickler verfügen selten vor den Netzanschlussstudien über Abnahmeverträge. Üblicherweise gilt: Erst Warteschlangenplatz, dann PPA-Verhandlungen, dann Finanzierung. ERAS kehrt diese Reihenfolge komplett um.

Was zeigen die ersten beiden Zyklen?

Gas dominiert die ERAS-Anträge. In den Zyklen 1 und 2 entfallen rund 9.150 MW bzw. 75 % der Gesamtkapazität auf Erdgas. Solar, BESS und Wind kommen jeweils auf etwa 8 %.

Die Technologiestruktur in ERAS unterscheidet sich deutlich von der allgemeinen MISO-Warteschlange. Im DPP 2025 ist BESS nach Kapazität der größte Energieträger. In ERAS hingegen liegt BESS unter den Haupttechnologien auf dem letzten Platz. Gasprojekte mit Versorgerabnahme dominieren.

Aktuell bewertet ERAS zwei Studienzyklen (1 und 2); ausstehende Projekte sind jene, die sich für ERAS beworben haben, aber nicht für einen Zyklus ausgewählt wurden.

Regional konzentrieren sich ausstehende Projekte entlang der Golfküste und im oberen Mittleren Westen. In Louisiana gibt es mehrere Gasprojekte mit über 1 GW, getrieben durch LNG-Export und industrielles Lastwachstum. Ebenso sind die beiden größten ausstehenden Projekte in Wisconsin Gaskraftwerke von Invenergy zur Versorgung des Versorgerbedarfs.

Die vier BESS-Projekte haben eines gemeinsam: Sie sind mit Versorgern verbunden.

DTE, Ameren und Otter Tail sind vertikal integrierte Versorger, die Speicher für ihre eigenen Systeme entwickeln. Das Louisiana-Projekt von NextEra verfügt über einen abgeschlossenen Abnahmevertrag mit einem Versorger. Bemerkenswert ist, dass kein kommerzielles BESS-Projekt in einem der beiden Zyklen vertreten ist.

Was bedeutet das für BESS-Entwickler?

Kommerzielle BESS werden in der DPP-Warteschlange bleiben. Die Abnahmevertrags-Anforderung schließt die meisten unabhängigen Entwickler aus. Zudem lohnt sich der ERAS-Aufpreis von 1,7 Mio. US-Dollar pro 100 MW nur, wenn ein Versorgervertrag und ein fester Inbetriebnahmetermin bestehen.

Der 8%-BESS-Anteil in ERAS spiegelt nicht das Marktpotenzial wider, sondern zeigt, welche Projekte Versorgerunterstützung haben. Die 51 GW BESS in der MISO-DPP-Warteschlange unterliegen anderen Rahmenbedingungen: längere Zeiträume, aber keine Abnahmevertragspflicht und niedrigere Kautionen.

Letztlich wird ERAS den Ausbau von Versorger-Speichern zur Erfüllung von Versorgungsplänen beschleunigen – nicht aber die kommerzielle Entwicklung, die die MISO-Anschlusswarteschlange dominiert.