​L'Étude d’Ajout de Ressources Accélérée (ERAS) de MISO promet des accords d’interconnexion de générateur (GIA) en trois mois, contre 2,5 à 5 ans dans le Processus de Planification Définitive (DPP). Cependant, pour les développeurs de BESS marchands, ces gains de temps sont inaccessibles. ERAS exige un contrat d’achat d’électricité signé, un contrôle total du site (100 %) et une confirmation réglementaire du besoin de capacité. En conséquence, le gaz a capté 75 % de la capacité lors des cycles 1 et 2. Les quatre projets BESS retenus sont détenus par des services publics ou disposent d’un contrat d’achat d’électricité.

Dans cette analyse, nous examinons :

• Comment les critères d’éligibilité ERAS excluent les BESS marchands
• Ce que révèlent les résultats des cycles 1–2 sur le mix énergétique et la propriété
• Pourquoi la plupart des développeurs BESS resteront dans la file d’attente DPP

Points clés à retenir

• ERAS fait gagner des années mais coûte plus cher. Un BESS de 100 MW paie 2,8 millions de dollars via ERAS contre 1,1 million via DPP, pour gagner plus de 30 mois sur le calendrier.
• L’exigence de contrat d’achat exclut les développeurs sans contrat avec un service public, sans propriété ou sans autre accord bilatéral avec un client industriel.
• Le gaz domine les candidatures ERAS. Le gaz naturel représente 75 % de la capacité ERAS sur les cycles 1 et 2. Le BESS ne représente que 8 %.
• Tous les projets BESS ERAS sont affiliés à des services publics. Quatre projets totalisant 989 MW ont été retenus. Aucun n’est marchand.

En quoi ERAS diffère-t-il de la file d’attente standard d’interconnexion ?

ERAS condense des années en quelques mois. Concrètement, un projet entrant au 1er trimestre peut recevoir son GIA au 3e trimestre de la même année. À l’inverse, le DPP prend en moyenne de 2,5 à 5 ans pour le même résultat.

Six étapes séparent l’entrée dans la file d’attente de l’obtention du GIA. Notamment, la revue de la demande et les études se déroulent en parallèle des processus réglementaires d’État.

Cependant, cette rapidité a un coût.

ERAS exige un dépôt M2 de 24 000 $ par MW (dû à la demande) contre 8 000 $/MW pour DPP. De plus, les frais de dossier D1 sont de 100 000 $ contre 5 000 $. Les projets doivent aussi démontrer un contrôle total du site dès la demande ; DPP n’en exige que 50 %.

Combien coûte ERAS ?

Un BESS de 100 MW paie 2,82 millions de dollars en avance via ERAS contre 1,13 million via DPP. Ainsi, la prime de 1,7 million de dollars permet de gagner 30 mois ou plus sur le calendrier.

Pour 400 MW, les coûts ERAS atteignent 10,1 millions de dollars. Le dépôt M2 de 24 000 $/MW explique cette augmentation. Mais pour les projets avec une date d’exploitation commerciale ferme liée à un contrat de service public, ce gain de temps peut justifier le coût.

Qui peut utiliser ERAS ?

Quatre exigences combinées écartent la production marchande :

• Contrat d’achat : Les projets doivent avoir un contrat d’achat d’électricité signé, un accord de péage ou une propriété de service public. Les développeurs marchands visant le marché de gros ne sont donc pas éligibles.
• Contrôle total du site : Les candidats doivent démontrer un contrôle total du site à la demande. DPP n’exige que 50 % au départ.
• Mise en service sous trois ans : L’exploitation commerciale doit débuter dans les trois ans suivant la signature du GIA.
• Soutien du RERRA : L’autorité réglementaire compétente (RERRA) doit confirmer que le projet répond à un besoin de capacité. En pratique, cela signifie généralement l’approbation d’une commission de service public.

Ensemble, ces critères créent une barrière structurelle. Les développeurs BESS marchands disposent rarement d’un contrat d’achat avant que les études d’interconnexion ne confirment la viabilité du projet. Le développement standard suit : position dans la file d’attente, puis négociation du PPA, puis financement. ERAS inverse complètement cette séquence.

Que révèlent les deux premiers cycles ?

Le gaz domine les candidatures ERAS. Sur les cycles 1 et 2, le gaz naturel représente environ 9 150 MW, soit 75 % de la capacité totale. Le solaire, le BESS et l’éolien captent chacun environ 8 %.

La répartition technologique dans ERAS diffère fortement de la file d’attente globale de MISO. Dans DPP 2025, le BESS est la première technologie par capacité. Dans ERAS, il arrive dernier parmi les principales technologies. Les projets gaz avec contrat de service public dominent.

ERAS évalue actuellement deux cycles d’étude (1 et 2), tandis que les projets en attente incluent ceux ayant postulé à ERAS mais non retenus dans ces cycles.

Géographiquement, les projets en attente se concentrent le long de la côte du Golfe et dans le Midwest supérieur. La Louisiane accueille plusieurs projets gaziers dépassant 1 GW, portés par la demande d’exportation de GNL et la croissance industrielle. De même, les deux plus grands projets en attente du Wisconsin sont des centrales à gaz Invenergy répondant aux besoins en capacité des services publics.

Les quatre projets BESS partagent une caractéristique commune : une affiliation à un service public.

DTE, Ameren et Otter Tail sont des services publics intégrés verticalement qui développent du stockage pour leurs propres réseaux. Le projet NextEra en Louisiane dispose d’un contrat d’achat d’électricité avec un service public. Aucun projet BESS marchand n’apparaît dans les deux cycles.

Qu’est-ce que cela signifie pour les développeurs BESS ?

Les BESS marchands resteront dans la file DPP. L’exigence de contrat d’achat disqualifie la plupart des développeurs indépendants. De plus, la prime ERAS de 1,7 million de dollars par 100 MW n’a de sens qu’en présence d’un contrat de service public et d’une date d’exploitation commerciale spécifique qui crée de la valeur.

La part de 8 % du BESS dans ERAS ne reflète pas l’opportunité de marché, mais plutôt les projets bénéficiant d’un soutien de service public. Les 51 GW de BESS dans la file DPP de MISO relèvent d’une autre logique : délais plus longs, mais sans exigence de contrat d’achat ni dépôts initiaux élevés.

Au final, ERAS va accélérer le stockage détenu par les services publics pour atteindre les objectifs de planification intégrée des ressources. Il n’accélérera pas le développement marchand qui domine la file d’attente d’interconnexion de MISO.