Illinois es el único estado en MISO que paga a las baterías distribuidas un incentivo directo. Su Ley de Accesibilidad a una Red Limpia y Confiable (CRGA) otorga a los BESS independientes un reembolso de $250/kWh. Es el primer incentivo para almacenamiento a escala de distribución en MISO y el único ingreso firme y anticipado que un desarrollador puede garantizar.

Las baterías distribuidas ya tienen una ventaja estructural. Los proyectos menores a 5 MW pueden evitar la cola de interconexión de 49 GW de MISO y llegar al mercado años antes que un proyecto a escala de utilidad. Además, una batería de 100 kW o más puede vender toda la pila mayorista y beneficiarse del nuevo reembolso CRGA en Illinois.

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

Puntos clave

• Illinois es el único estado de MISO que paga a las baterías distribuidas un incentivo directo, 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 basada en tarifas, por lo que la oportunidad para operadores independientes sigue sin explotarse.
• Una batería de 100 kW puede vender toda la pila mayorista directamente como un Recurso de Almacenamiento de Energía, a diferencia de otros ISOs.
• Una batería independiente de 5 MW en Illinois que venda en los mercados mayoristas podría ganar $271,000/MW-año, con un 25% proveniente del reembolso CRGA.
• Los próximos incentivos probablemente se darán 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 las demoras 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 utilidad esperan en una cola de interconexión de 49 GW que tarda 3.2 años en resolverse. Un proyecto conectado a distribución la evita, conectándose bajo reglas estatales y de la empresa eléctrica. Así, un BESS distribuido puede llegar al mercado mientras un proyecto en la cola sigue en estudio.

El 76% de la flota es propiedad de empresas eléctricas y basada en tarifas en lugar de proyectos mayoristas. Los proyectos independientes de desarrolladores son una parte menor pero en crecimiento, ahora que baterías de 100 kW o más pueden ingresar a los mercados mayoristas.

En Illinois y Arkansas, todas las baterías distribuidas operativas están co-ubicadas con energía solar.

Una batería distribuida puede participar en los mercados mayoristas de MISO

A diferencia de otros mercados, MISO permite que una batería conectada a 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 restricción.

La mayoría de la flota operativa no ha optado por esa vía, obteniendo en cambio un retorno basado en tarifas, por lo que la oportunidad para operadores independientes sigue abierta. Un caso independiente favorece baterías de mayor duración, ya que MISO exige al menos cuatro horas para participar en su mercado de capacidad.

Solo Illinois ofrece certeza de ingresos firmes mientras otros estados exploran opciones de política

Cinco estados de MISO valen la pena comparar para un desarrollador, y difieren mucho en cuánto dinero se puede obtener. El resto de la flota se encuentra en estados sin ningún marco regulatorio.

Illinois ofrece el único incentivo directo para desarrolladores. Su reembolso CRGA paga $250/kWh a BESS independientes, aumentando a $300/kWh para sistemas elegibles a medición neta hasta junio de 2028.

Como el despacho es voluntario, el desarrollador cobra sin perder el control del despacho. Pocas baterías operativas capturan hoy ese beneficio completo. Por lo tanto, la vía independiente está abierta y en Illinois el reembolso reduce el riesgo de construir BESS mediante un mecanismo de política.

Los desarrolladores ya están reaccionando al reciente cambio de política. Base Power, tras recaudar mil millones de dólares, está ingresando a Illinois para el programa de despacho de planta virtual de la CRGA. Su llegada señala que la oportunidad está atrayendo a desarrolladores bien financiados.

Otros estados en MISO North están explorando opciones de política:

• Minnesota: Xcel posee sus baterías distribuidas directamente a través de 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 empresas eléctricas, una señal previa a un mercado.
• Misuri: clientes comerciales e industriales pueden participar en la respuesta a la demanda mayorista, pero sin incentivo.
• Wisconsin: la mayor flota distribuida, 30 MW, y sin ningún marco regulatorio.

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

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

Si Illinois es el primero de muchos dependerá de MISO North. Míchigan es el más cercano. Sus proyectos de ley de planta virtual, SB 731 y 732, pasaron comité en marzo de 2026. Por separado, su regulador ha ordenado a las empresas eléctricas modelar plantas virtuales en sus planes. Minnesota tiene los spreads top-bottom en tiempo real más altos, lo que brinda oportunidades para operadores independientes si los incentivos se hacen disponibles para desarrolladores.