​El Estudio Acelerado de Adición de Recursos (ERAS) de MISO promete Acuerdos de Interconexión de Generadores (GIA) en tres meses, en lugar de los 2,5 a 5 años que requiere el Proceso de Planificación Definitiva (DPP). Sin embargo, para los desarrolladores de BESS de tipo merchant, esos ahorros no son accesibles. ERAS exige un acuerdo de compra de energía firmado, control total del sitio y confirmación regulatoria de la necesidad de capacidad. Como resultado, el gas capturó el 75% de la capacidad en los Ciclos 1 y 2. Los cuatro proyectos BESS que calificaron son propiedad de utilities o tienen acuerdos de venta asegurados.

En esta investigación, analizamos:

• Cómo los requisitos de elegibilidad de ERAS excluyen a los BESS de tipo merchant
• Qué revelan los resultados de los Ciclos 1–2 sobre la combinación de tecnologías y propiedad
• Por qué la mayoría de los desarrolladores de BESS permanecerán en la cola de DPP

Puntos clave

• ERAS ahorra años, pero cuesta más. Un BESS de 100 MW paga 2,8 millones de dólares a través de ERAS frente a 1,1 millones por DPP, comprando más de 30 meses de aceleración en el cronograma.
• El requisito de acuerdo de compra excluye a los desarrolladores sin contratos con utilities, propiedad o algún acuerdo bilateral de compra con un cliente industrial.
• El gas domina las solicitudes ERAS. El gas natural captura el 75% de la capacidad ERAS en los Ciclos 1 y 2. BESS representa solo el 8%.
• Todos los proyectos BESS en ERAS están afiliados a utilities. Cuatro proyectos que suman 989 MW han calificado. Ninguno es merchant.

¿En qué se diferencia ERAS de la cola de interconexión estándar?

ERAS comprime años en meses. Específicamente, un proyecto que ingresa en el primer trimestre puede recibir su GIA para el tercer trimestre del mismo año. En contraste, el DPP promedia de 2,5 a 5 años para el mismo resultado.

Seis etapas separan la entrada en la cola de la obtención del GIA. Cabe destacar que la revisión de la solicitud y los períodos de estudio se realizan en paralelo con los procesos regulatorios estatales.

Sin embargo, la rapidez tiene un precio.

ERAS exige depósitos M2 de 24.000 dólares por MW (al presentar la solicitud), frente a 8.000 dólares por MW bajo DPP. Además, las tasas de solicitud D1 son de 100.000 dólares frente a 5.000. Los proyectos también deben demostrar control total del sitio al solicitar; DPP solo requiere el 50%.

¿Cuánto cuesta ERAS?

Un BESS de 100 MW paga 2,82 millones de dólares por adelantado a través de ERAS frente a 1,13 millones por DPP. En consecuencia, la prima de 1,7 millones compra 30 meses o más de aceleración en el cronograma.

Para 400 MW, los costos de ERAS alcanzan los 10,1 millones de dólares. El depósito M2 de 24.000 dólares/MW impulsa este aumento. Pero, para proyectos con fechas de operación comercial firmes ligadas a contratos con utilities, esa aceleración puede justificar el coste.

¿Quién puede usar ERAS?

Cuatro requisitos se combinan para excluir la generación merchant:

• Acuerdo de compra: Los proyectos deben tener un acuerdo de compra de energía firmado, acuerdo de peaje o propiedad de utility. Como resultado, los desarrolladores merchant que construyen para mercados mayoristas no califican.
• Control total del sitio: Los solicitantes deben demostrar control total del sitio al presentar la solicitud. En contraste, DPP solo exige el 50% inicialmente.
• COD en tres años: La operación comercial debe ocurrir dentro de los tres años posteriores a la ejecución del GIA.
• Soporte RERRA: La Autoridad Reguladora Minorista de Electricidad Relevante (RERRA) debe confirmar que el proyecto responde a una necesidad de capacidad. En la práctica, esto suele significar la aprobación de la comisión reguladora.

En conjunto, estos requisitos crean una barrera estructural. Los desarrolladores merchant de BESS rara vez cuentan con acuerdos de compra antes de que los estudios de interconexión confirmen la viabilidad del proyecto. El desarrollo estándar sigue este orden: primero posición en la cola, luego negociación de PPA, después financiación. ERAS invierte completamente esta secuencia.

¿Qué revelan los dos primeros ciclos?

El gas domina las solicitudes ERAS. En los Ciclos 1 y 2, el gas natural representa aproximadamente 9.150 MW, o el 75% de la capacidad total. Mientras tanto, solar, BESS y eólica captaron cerca del 8% cada una.

La distribución tecnológica en ERAS difiere notablemente de la cola general de MISO. En DPP 2025, BESS representa el mayor tipo de tecnología por capacidad. En ERAS, sin embargo, ocupa el último lugar entre las principales tecnologías. Los proyectos de gas con acuerdos de venta a utilities dominan.

Actualmente, ERAS está evaluando dos ciclos de estudio (1 y 2), mientras que los proyectos pendientes incluyen aquellos que solicitaron ERAS pero no fueron seleccionados para ningún ciclo.

Geográficamente, los proyectos pendientes se agrupan a lo largo de la Costa del Golfo y en el Alto Medio Oeste. Luisiana alberga varios proyectos de gas que superan 1 GW, impulsados por la demanda de exportación de GNL y el crecimiento de la carga industrial. De manera similar, los dos mayores proyectos pendientes de Wisconsin son plantas de gas de Invenergy que atienden necesidades de capacidad para utilities.

Los cuatro proyectos BESS comparten una característica común: afiliación con utilities.

DTE, Ameren y Otter Tail son utilities integradas verticalmente que desarrollan almacenamiento para sus propios sistemas. El proyecto de NextEra en Luisiana cuenta con un acuerdo de venta firmado con una utility. Es destacable que ningún proyecto BESS de tipo merchant aparece en ninguno de los ciclos.

¿Qué significa esto para los desarrolladores de BESS?

Los BESS de tipo merchant permanecerán en la cola de DPP. El requisito de acuerdo de venta por sí solo descalifica a la mayoría de los desarrolladores independientes. Además, la prima de ERAS de 1,7 millones por cada 100 MW solo tiene sentido cuando existe un contrato con una utility y una fecha de operación comercial específica que aporte valor.

La participación del 8% de BESS en ERAS no refleja la oportunidad de mercado, sino qué proyectos cuentan con respaldo de utilities. Los 51 GW de BESS en la cola DPP de MISO enfrentan otra economía: plazos más largos, pero sin requisito de acuerdo de venta y menores depósitos iniciales.

En última instancia, ERAS acelerará el almacenamiento propiedad de utilities para cumplir objetivos de planes integrados de recursos. No acelerará el desarrollo merchant que domina la cola de interconexión de MISO.