La cartera de interconexión de MISO contiene 68 GW de BESS, pero solo 5 GW cuentan con un Acuerdo de Interconexión de Generador firmado (GIA). Los desarrolladores han retirado el 52% de los 106 GW de BESS solicitados en la cola principal de MISO desde 2015.

La mayor parte de la cartera, 14 GW, se encuentra en Michigan. El objetivo estatal de almacenamiento energético es de 2,5 GW para 2029, lo que ha generado interés entre los desarrolladores. Sin embargo, la región de estudio que cubre la península baja de Michigan está llena, por lo que las nuevas solicitudes allí deben esperar al próximo ciclo. Illinois también exige 3 GW de BESS para 2030 bajo su Ley de Accesibilidad a una Red Limpia y Confiable (CRGA).

El gas natural representa el 51% del ciclo más reciente de la cola de MISO, DPP-2026, y las baterías el 26%. Si se construyen, ambos podrían reducir los diferenciales que obtienen los operadores de BESS al aplanar la curva diaria de precios.

Puntos clave

• Los 14 GW de Michigan representan el 21% de la cartera de BESS de MISO, y el cupo de DPP-2026 ya está completo.
• Solo 5 GW de los 68 GW de la cartera cuentan con un acuerdo firmado, de los cuales 3 GW fueron a través del Estudio de Adición Acelerada de Recursos de MISO (ERAS).
• El gas natural representa el 51% de los 78 GW presentados a DPP-2026, y BESS es segundo con el 26% del total.
• Si se construyen, los 39 GW de gas natural y 20 GW de BESS de DPP-2026 reducirían el diferencial máximo-mínimo de cuatro horas, que afecta principalmente a los BESS de mercado.
• Los desarrolladores han retirado el 52% de los 106 GW de BESS solicitados en la cola principal de MISO, mientras que 23 GW aún enfrentan el segundo punto de decisión.

14 GW de la cartera de BESS de MISO están en Michigan, pero la región DPP-2026 ya está llena

De los 58 GW de BESS con estado asignado, 14 GW están en Michigan, más que en cualquier otro estado. Indiana e Illinois tienen 10 GW cada uno, y Minnesota 7,4 GW.

La Fase de Planificación Definitiva (DPP), la cola principal de MISO, estudia proyectos en cinco regiones: Oeste, Central, Sur, Este (ATC) y Este (ITC). American Transmission Company atiende el Este (ATC), que cubre Wisconsin y la península superior de Michigan. ITC Holdings atiende el Este (ITC), que cubre la península baja. La mayoría de los proyectos de Indiana e Illinois están en Central, y los de Minnesota en Oeste.

DPP-2026, el ciclo más reciente, limita cuánto puede admitir cada región, medido en MW solicitados de interconexión. Los desarrolladores llenaron el cupo de 11 GW del Este (ITC), lo que afecta solo a nuevas solicitudes. Del espacio restante, 9,9 GW, o el 86%, están en Central y Este (ATC).

Solo 5 GW de los 68 GW de la cartera tienen un acuerdo firmado

MISO ha firmado acuerdos por 5 GW de BESS. De ellos, 3 GW fueron a través del programa ERAS y 2 GW a través de la DPP. El gas natural tiene 22 GW firmados, de los cuales 15 GW fueron acelerados mediante ERAS.

De los 63 GW sin acuerdo, 36 GW están en estudio, la mayoría en la Fase 2, la segunda de tres fases del estudio DPP. El resto está fuera de las fases de estudio DPP: solicitudes DPP-2026, que aún no han iniciado estudio, y solicitudes de excedente que reutilizan capacidad en sitios existentes.

MISO opera su cola acelerada, ERAS, en paralelo con la DPP. ERAS admite proyectos que un regulador estatal confirme que cumplen con una necesidad de carga o de suficiencia de recursos, y deben entrar en operación comercial en un máximo de tres años.

Después del Ciclo 5, solo quedan ocho plazas de elección minorista para Illinois y Michigan de su límite de 68 proyectos. Con esas plazas limitadas y el cierre de ERAS en 2027, las nuevas solicitudes de BESS ingresan a través de la DPP o como solicitudes de excedente en sitios existentes.

El gas natural representa el 51% de DPP-2026, con BESS segundo con el 26%

El gas natural representa el 51% de los 78 GW presentados a DPP-2026 al 18 de septiembre, frente al 2% en DPP-2021 y el 34% en DPP-2025.

BESS es segundo con 20 GW, o el 26%. Juntos, gas y BESS suman el 76% de las presentaciones.

La cola también se ha reducido y ha cambiado de composición. DPP-2022 recibió 161 GW de solicitudes, el 48% de ellas solares, frente a 78 GW en DPP-2026. El gas natural subió de 4,7 GW a 39 GW entre esos ciclos, mientras que la solar cayó de 77 GW a 6,7 GW. BESS bajó de 33 GW en DPP-2022 a 10 GW en DPP-2025, y luego subió un 95% hasta 20 GW.

Los créditos fiscales federales explican gran parte de la caída solar. Según la Ley One Big Beautiful Bill, la eólica y la solar pierden créditos si no están en construcción antes del 4 de julio de 2026 o en operación antes de 2028. Los proyectos de DPP-2026 no pueden cumplir con ninguna de esas fechas, mientras que BESS mantiene su crédito hasta 2033.

Si se construyen, los 59 GW de gas natural y BESS de DPP-2026 reducirían los diferenciales máximo-mínimo

Los 39 GW de gas natural y 20 GW de BESS de DPP-2026 reducirían el diferencial máximo-mínimo de cuatro horas si se construyen. El gas aporta oferta en el pico vespertino cuando la solar baja, lo que reduce el máximo del diferencial. BESS se carga en horas de bajo precio y descarga en el pico, lo que eleva el mínimo y reduce el máximo.

La proyección de ingresos de Modo Energy sitúa a un BESS de cuatro horas entre 50.000 y 85.000 dólares/MW-año desde 2027 hasta 2049, en tres escenarios.

La caída de la solar compensa parte de esa reducción. La solar baja los precios al mediodía, lo que puede ampliar el diferencial que gana el BESS, y DPP-2026 solo suma 6,7 GW de solar frente a 77 GW en DPP-2022.

Los diferenciales más estrechos afectan especialmente a los BESS de mercado, que obtienen el diferencial directamente mediante arbitraje. Los proyectos sin contrato con una empresa eléctrica o sin licitación estatal son los más expuestos, y pueden retirarse si los diferenciales en MISO no respaldan un caso de mercado.

Los desarrolladores han retirado el 52% de los BESS solicitados en la cola principal de MISO

Los desarrolladores han retirado 55 GW, o el 52%, de los 106 GW de BESS solicitados en la cola principal de MISO desde 2015. Otros 49 GW siguen en la cola, por lo que la proporción final de retiros solo puede aumentar. Los otros 2 GW cuentan con un GIA firmado, y la exportación de la cola de MISO no indica que ninguno esté en servicio.

Los retiros se concentran en la Fase 2. De los 154 GW retirados entre todos los combustibles en el tercer y cuarto trimestre de 2025, el 91% se retiró en la Fase 2. BESS representó 29 GW, de los cuales el 94% fue en la Fase 2.

Los desarrolladores retiraron el 44% del gas natural solicitado en la cola principal y el 58% de la solar, frente al 52% de BESS.

Los puntos de decisión son donde se asignan los costos de mejoras de red, después de lo cual los depósitos se pierden si se retira. El BESS de DPP-2025 perdió el 57% de sus 10 GW para abril de 2026, la mayoría en su primer punto de decisión. Un BESS de 100 MW debe depositar 8.000 dólares/MW, es decir, 800.000 dólares, como depósito de preparación y pierde el 10% en el primer punto de decisión y el 35% en el segundo.

Quedan 23 GW de baterías, de DPP-2022 y DPP-2023, por pasar su segundo punto de decisión. Cada 100 MW que se retire ahí pierde 280.000 dólares. En total, los 23 GW han requerido aproximadamente 65 millones de dólares en depósitos para asegurar un lugar en la cola.

¿Qué significa esto para los nuevos proyectos en la cola?

El objetivo de 2,5 GW de Michigan ya está parcialmente contratado. Los proyectos en el otro 82% de BESS en cola necesitan otros contratos o ingresos de mercado, o se retirarán. Los 3 GW de Illinois se dividen entre Ameren Illinois en MISO y Commonwealth Edison en PJM, frente a 10 GW en cola en el área de Illinois de MISO.

Las nuevas solicitudes de BESS en la península baja pasan a DPP-2027, detrás de las solicitudes ya por encima del cupo de East (ITC). En el resto, MISO llena el cupo de cada región secuencialmente por fecha de presentación hasta que las solicitudes cierren el 15 de enero de 2027.