Illinois es el único estado en MISO que otorga un incentivo directo a baterías distribuidas. Su Ley de Accesibilidad a una Red Limpia y Confiable (CRGA) ) establece un reembolso de $250/kWh para sistemas BESS independientes, siendo el primer incentivo a escala de distribución en MISO.

Las baterías distribuidas ya cuentan con una ventaja estructural. Los proyectos de menos de 5 MW pueden evitar la cola de interconexión de baterías de 49 GW de MISO (interconnection queue) y llegar al mercado años antes que un proyecto a escala de red. Además, una batería de 100 kW o más puede vender toda la pila de servicios mayoristas y (potencialmente) beneficiarse del nuevo reembolso CRGA en Illinois.

Utilizando el Virtual Benchmark de Modo Energy, podemos analizar cuánto habría generado una batería independiente de 5 MW y cuatro horas en 2025. La energía aporta $24,000/MW-año, regulación $105,000/MW-año y capacidad $75,000/MW-año.

Puntos clave

• Illinois es el único estado de MISO que paga un incentivo directo a baterías distribuidas, ofreciendo un reembolso CRGA de $250 por kWh para BESS independientes.
• El BESS distribuido representa solo el 10% de la flota de baterías de MISO, 112 megavatios (MW) en 7 estados, pero evita la cola de 49 GW. El 76% de la flota distribuida es propiedad de empresas eléctricas y está incluida en tarifas, por lo que la oportunidad para desarrolladores privados está en gran parte sin explotar.
• Una batería de 100 kW puede vender toda la pila mayorista directamente como Recurso de Almacenamiento de Energía, a diferencia de otros ISOs.
• Una batería independiente de 5 MW en Illinois que venda en mercados mayoristas podría ganar $271,000/MW-año, con un 25% proveniente del reembolso CRGA.
• Es probable que los próximos incentivos aparezcan en MISO North, donde los spreads en tiempo real son más altos y se esperan nuevas políticas.

Las baterías distribuidas son el 10% de la flota de MISO, y los retrasos en la cola les dieron ventaja

La flota operativa de baterías de MISO suma 1,162 MW, de los cuales los sistemas a escala de distribución (menos de 20 MW) representan 112 MW en 7 estados.

Ese 10% tuvo una ventaja estructural para llegar al mercado, mientras que los BESS a escala de red requieren más aprobaciones. Las baterías a escala de red esperan en una cola de interconexión de 49 GW que tarda 3.2 años en resolverse. Un proyecto conectado a la distribución la evita, conectándose bajo reglas estatales y de la utility. Así, un BESS distribuido puede llegar al mercado mientras un proyecto en cola aún está en estudio.

El 76% de la flota es propiedad de utilities y tarifada, en lugar de proyectos mayoristas. Los proyectos desarrollados por privados siguen siendo una minoría, pero están creciendo ahora que baterías de 100 kW o más pueden participar en los mercados mayoristas.

En Illinois y Arkansas, todas las baterías distribuidas en operación están ubicadas junto a sistemas solares.

Una batería distribuida puede participar en los mercados mayoristas de MISO

A diferencia de otros mercados, MISO permite que una batería conectada a la distribución de 100 kW o más participe directamente en energía, regulación y capacidad, sin necesidad de agregación.

Por ejemplo, la tarifa Value of Distributed Energy Resources (VDER) de Nueva York obliga a elegir entre compensación estatal e ingresos mayoristas. MISO no impone esa disyuntiva.

La mayoría de la flota operativa no ha optado por esa vía, obteniendo en cambio un retorno tarifado, por lo que la oportunidad para desarrolladores privados sigue abierta. El caso comercial favorece baterías de mayor duración, ya que MISO exige al menos cuatro horas para participar en el mercado de capacidad.

Solo Illinois ofrece certeza de ingresos, mientras otros estados exploran políticas

Cinco estados de MISO merecen ser comparados por un desarrollador, y difieren mucho en cuánto dinero puede obtenerse. El resto de la flota está en estados sin ningún marco regulatorio.

Illinois ofrece el único incentivo directo para desarrolladores. Su reembolso CRGA paga $250/kWh a BESS independientes, subiendo a $300/kWh para sistemas elegibles a net metering hasta al menos junio de 2028 (fecha límite legal).

Según la ley, la operación independiente es voluntaria, por lo que el desarrollador cobra sin perder el control de la operación. La tarifa VPP presentada por Ameren aún no incluye esa excepción para sistemas front-of-meter, lo que podría definir si la vía comercial está abierta.

Los desarrolladores ya están reaccionando al reciente cambio de política. Base Power, tras recaudar $1,000 millones, está entrando a Illinois para el programa de operación de plantas virtuales del CRGA. Su llegada indica que la oportunidad está atrayendo a desarrolladores bien financiados.

Otros estados en MISO North están explorando opciones:

• Minnesota: Xcel es dueño directo de sus baterías distribuidas mediante Capacity*Connect, hasta 200 MW para 2028, sin entrada de terceros.
• Míchigan: su regulador ha ordenado incluir plantas virtuales en los planes de recursos de las utilities, una señal antes de un mercado.
• Misuri: clientes comerciales e industriales pueden sumarse a la respuesta a la demanda mayorista, pero sin incentivo.
• Wisconsin: la mayor flota distribuida, 30 MW, y sin marco regulatorio.

Illinois es el primero, y MISO North decidirá si otros lo siguen

Por ahora, Illinois está solo. Es el único estado en MISO que paga directamente a una batería distribuida, y el reembolso es lo que hace que los ingresos sean bancables.

Que Illinois sea el primero de muchos depende de MISO North. Míchigan es el más cercano. Sus proyectos de ley de plantas virtuales, SB 731 y 732, superaron el comité en marzo de 2026. Por separado, su regulador ha ordenado a las utilities modelar plantas virtuales en sus planes. Minnesota tiene los spreads top-bottom en tiempo real más altos, lo que ofrece potencial comercial si se habilitan incentivos para desarrolladores.