​784 MW de BESS operan actualmente en MISO, mientras que 49 GW avanzan en la cola de interconexión. Los ingresos merchant actualmente no son suficientes para que las baterías en la cola de 49 GW de MISO sean rentables.

Los mandatos estatales y los planes integrados de recursos (IRP) de las utilities pueden cerrar la brecha de financiación. En conjunto, apuntan a 7.730 MW para 2030. Illinois y Michigan a través de mandatos legislativos, y Minnesota, Misuri e Indiana mediante acuerdos de compra de utilities.

Los mandatos estatales convierten los objetivos de política en ingresos bancables. Las utilities deben firmar acuerdos de compra a largo plazo independientemente de las condiciones merchant, proporcionando a los financiadores los flujos de caja contratados necesarios para respaldar la financiación de proyectos.

​Puntos clave

• Los BESS merchant no pueden depender solo de los ingresos por arbitraje, ya que los spreads day-ahead para sistemas de cuatro horas se mantienen por debajo de $200/MW-día en todo MISO.
• Illinois y Michigan establecen un mandato combinado de 5.500 MW para 2030. Solo 119 MW operan entre ambos en la zona de MISO. Esta es la mayor brecha entre mandato y despliegue en cualquier mercado de EE.UU.
• Indiana lidera MISO con 337 MW de BESS operativos gracias a acuerdos de compra de utilities de NIPSCO y AES Indiana, no por mandatos. Este modelo funciona pero no ofrece certeza legislativa.
• Minnesota ofrece los spreads TB4 en tiempo real más altos para 2025, con $243/MW-día, lo que añade potencial de arbitraje. Sin embargo, los costos de interconexión de hasta $80 millones generan riesgo de ejecución.

​¿Por qué los ingresos merchant no justifican BESS en MISO por sí solos?

El sistema de MISO se está ajustando. Los precios de la subasta de capacidad de verano aumentaron de $30/MW-día en 2024 a $666/MW-día en 2025. Sin embargo, incluso con los precios actuales, los ingresos por capacidad cubren menos del 15% de los requisitos anuales de ingresos de un proyecto BESS de cuatro horas. El arbitraje energético y los servicios auxiliares deben cubrir el resto.

Pero los spreads son demasiado variables para financiar un proyecto por sí solos. El spread promedio day-ahead de cuatro horas en Indiana Hub pasó de $202/MW-día en 2022 a $101/MW-día en 2023, y luego se recuperó a $163/MW-día en 2025. Esa variación del 50% año con año hace que las proyecciones de ingresos sean poco fiables para la financiación de proyectos. Fuera de Minnesota, ningún estado genera consistentemente retornos que respalden un caso merchant.

​​Surgen tres perfiles de desarrolladores:

• Conservador (Indiana, Misuri): Acuerdos de compra de utilities comprobados, colas manejables e infraestructura de red existente. Menor potencial de ganancia pero menor riesgo de ejecución.
• Enfocado en crecimiento (Illinois, Michigan): La adquisición respaldada por mandatos garantiza los mayores objetivos de capacidad, pero requiere navegar vías de permisos no probadas e incertidumbre legal.
• Enfocado en arbitraje (Minnesota): La mejor economía merchant en MISO, pero solo viable para desarrolladores que puedan absorber los costos de interconexión.

​Illinois y Michigan exigen 5.500 MW pero solo operan 119 MW

Los mandatos legislativos no dejan margen de maniobra a las utilities. Deben adquirir la capacidad especificada de BESS sin importar las condiciones merchant. Illinois y Michigan son los únicos estados de MISO con este mecanismo. Juntos apuntan a 5.500 MW. Hoy en día, operan 119 MW. Ambos estados enfrentan una brecha entre la ambición política y el despliegue operativo actual.

​Illinois apunta a 3.000 MW para 2030 desde una base de 4 MW

Illinois promulgó la Clean and Reliable Grid Affordability Act en enero de 2026. La ley exige 3.000 MW de BESS para 2030 en los territorios de Ameren y ComEd. Actualmente, solo 4 MW operan en la zona de Illinois de MISO; otros 96 MW operan en el territorio de ComEd dentro de PJM. La zona MISO de Ameren representa una oportunidad de terreno virgen con casi nula congestión en la cola en comparación con Michigan o Minnesota. Sin embargo, no existe ningún proyecto completado en el lado de MISO y, por lo tanto, los financiadores no tienen un referente de desempeño para respaldar.

Michigan apunta a 2.500 MW para 2029 con el cronograma más agresivo

Michigan estableció un objetivo de 2.500 MW para DTE Energy y Consumers Energy para 2029, un año antes que cualquier otro estado de MISO. Actualmente, el estado opera 115 MW. La Ley Pública 233 permite a los desarrolladores evitar la zonificación local al canalizar proyectos superiores a 50 MW a través de la Comisión de Servicios Públicos de Michigan. En un mercado donde la oposición a nivel de condado ha frenado históricamente los proyectos, esto representa una ventaja significativa.

​Dos riesgos amenazan esta ventaja:

• Restricciones de transmisión: La Península Inferior de Michigan se conecta a la red MISO a través de unos pocos corredores de alta tensión. Hasta que se concreten las actualizaciones de transmisión a largo plazo de MISO, los proyectos BESS ubicados lejos de la capacidad existente enfrentan una exposición significativa a costos de actualización de red.
• Desafíos a la PA 233: 109 municipios de Michigan están impugnando la orden de implementación de la PA 233 ante la Corte de Apelaciones de Michigan. Si tienen éxito, los desarrolladores perderán el derecho a evitar por completo los permisos locales hostiles.

​Minnesota, Misuri e Indiana dependen de acuerdos de utilities, no de mandatos

Los mandatos otorgan a Illinois y Michigan certeza legal que los estados con IRP no pueden igualar. Los tres estados restantes dependen de ciclos de planificación de utilities, que pueden ser revisados o cancelados en plazos de tres a cinco años. Para los desarrolladores, esto crea un perfil de riesgo fundamentalmente diferente.

Minnesota combina el mayor arbitraje con el mayor riesgo de interconexión

El IRP de Xcel Energy apunta a 1.230 MW de BESS para 2030. La penetración eólica del 60% en el estado generó spreads day-ahead de cuatro horas de $243/MW-día, más altos que en otros estados de MISO.

Sin embargo, los costos de interconexión contrarrestan estas ventajas. Un desarrollador retiró un proyecto de 100 MW después de que MISO asignara $80 millones en costos de actualización de red. Los desarrolladores que puedan asumir este riesgo obtienen ventaja de ser los primeros en moverse.

Misuri planea 1.000 MW para 2030 como reemplazo de cierre de centrales de carbón

El IRP de Ameren en Misuri compromete 1.000 MW de BESS para 2030, impulsado por el retiro de centrales de carbón. El costo de la tierra de $4.800 por acre es casi la mitad que en Illinois o Indiana. Su cola de seis proyectos es la más pequeña de MISO.

Sin embargo, Misuri no tiene un marco estatal de permisos para BESS independientes. Cada proyecto requiere aprobación del condado local y algunas jurisdicciones restringen el BESS solo como complemento de la energía solar.

Al 11 de febrero de 2026, el primer proyecto de 400 MW de BESS de Misuri fue aprobado, cubriendo el 40% del IRP anunciado por Ameren.

Indiana demuestra que los acuerdos de utilities funcionan sin mandatos

Indiana lidera MISO con 337 MW de BESS operativos, todos construidos mediante acuerdos de compra de NIPSCO y AES Indiana. La red troncal de 765 kV de AEP proporciona puntos de inyección de alto voltaje en centrales de carbón en retiro con costos mínimos de actualización.

​¿Cómo deben los desarrolladores elegir entre estos cinco estados?

Los proyectos respaldados por acuerdos de compra de utilities en estados con mandato son los más propensos a entrar en operación. El resto de la cola de 49 GW se reducirá drásticamente. Entre los 5 estados, la cuestión es qué riesgos puede gestionar un desarrollador y cuáles no. En los estados con mandato, el acuerdo de compra es el ingreso. Las utilities adquieren por ley, no por elección. Esa obligación convierte un objetivo legislativo en un flujo de ingresos contratado que los financiadores de proyectos aceptarán.