​784 MW di BESS sono attualmente operativi nel MISO, mentre 49 GW sono in coda per l'interconnessione. I ricavi merchant attuali non sono sufficienti affinché le batterie nella coda da 49 GW del MISO siano redditizie.

I mandati statali e i piani integrati delle utility (IRP) possono colmare il gap di finanziamento. Nel complesso, puntano a 7.730 MW entro il 2030. Illinois e Michigan tramite mandati legislativi, mentre Minnesota, Missouri e Indiana attraverso l'acquisto da parte delle utility.

I mandati statali trasformano gli obiettivi politici in ricavi bancabili. Le utility devono firmare contratti di acquisto a lungo termine indipendentemente dalle condizioni merchant, garantendo ai finanziatori i flussi di cassa contrattualizzati necessari per finanziare i progetti.

​Punti chiave

• I BESS merchant non possono contare solo sui ricavi da arbitraggio, poiché gli spread day-ahead per sistemi da quattro ore restano sotto i $200/MW-giorno in tutto il MISO.
• Illinois e Michigan impongono un totale di 5.500 MW entro il 2030. Solo 119 MW sono operativi tra questi due stati nell'area MISO. Questo rappresenta il maggior divario tra mandato e implementazione di qualsiasi mercato USA.
• L'Indiana guida il MISO con 337 MW di BESS operativi grazie all'acquisto da parte delle utility NIPSCO e AES Indiana, non tramite mandati. Questo modello funziona ma non offre certezza legislativa.
• Minnesota offre i migliori spread real-time TB4 del 2025 a $243/MW-giorno, aumentando il potenziale di arbitraggio. Tuttavia, i costi di interconnessione fino a 80 milioni di dollari creano rischi di esecuzione.

​Perché i ricavi merchant non bastano per giustificare un BESS nel MISO?

Il sistema MISO si sta restringendo. I prezzi delle aste di capacità estive sono saliti da $30/MW-giorno nel 2024 a $666/MW-giorno nel 2025. Tuttavia, anche ai prezzi attuali, i ricavi da capacità coprono meno del 15% del fabbisogno annuo di ricavi di un progetto BESS da quattro ore. Arbitraggio energetico e servizi ancillari devono coprire il resto.

Ma gli spread sono troppo volatili per finanziare un progetto da soli. Gli spread medi day-ahead di quattro ore all'Indiana Hub sono passati da $202/MW-giorno nel 2022 a $101/MW-giorno nel 2023, poi risaliti a $163/MW-giorno nel 2025. Questa variazione annua del 50% rende le previsioni di ricavi inaffidabili per il project finance. Al di fuori del Minnesota, nessuno stato garantisce rendimenti stabili sufficienti a sostenere un business case merchant.

​​Emergono tre profili di sviluppatori:

• Conservatori (Indiana, Missouri): Acquisto da parte delle utility provato, code gestibili e infrastrutture di rete esistenti. Margini inferiori ma minore rischio di esecuzione.
• Orientati alla crescita (Illinois, Michigan): L'acquisto garantito dai mandati assicura i target di capacità più alti ma richiede di affrontare percorsi autorizzativi non testati e incertezza legale.
• Focalizzati sull'arbitraggio (Minnesota): Le migliori condizioni merchant nel MISO, ma praticabili solo per chi può sostenere i costi di interconnessione.

​Illinois e Michigan impongono 5.500 MW ma ne operano solo 119 MW

I mandati legislativi non lasciano discrezionalità alle utility. Devono acquistare la capacità BESS specificata, indipendentemente dalle condizioni merchant. Illinois e Michigan sono gli unici stati MISO con questo meccanismo. Insieme puntano a 5.500 MW. Oggi sono operativi 119 MW. Entrambi gli stati affrontano un divario tra ambizione politica e implementazione reale.

​L'Illinois punta a 3.000 MW entro il 2030 partendo da una base di 4 MW

L'Illinois ha approvato il Clean and Reliable Grid Affordability Act a gennaio 2026. La legge impone 3.000 MW di BESS entro il 2030 nei territori di Ameren e ComEd. Oggi, solo 4 MW sono operativi nell'area MISO dell'Illinois; altri 96 MW sono attivi nel territorio ComEd all'interno di PJM. L'area Ameren nel MISO rappresenta un'opportunità greenfield con quasi nessuna congestione in coda rispetto a Michigan o Minnesota. Tuttavia, non esistono progetti già completati sul lato MISO e quindi i finanziatori non hanno benchmark di performance su cui basarsi.

Il Michigan punta a 2.500 MW entro il 2029 con la tempistica più aggressiva

Il Michigan ha fissato un obiettivo di 2.500 MW per DTE Energy e Consumers Energy entro il 2029, un anno prima di ogni altro stato MISO. Attualmente sono operativi 115 MW. La Public Act 233 consente agli sviluppatori di bypassare la zonizzazione locale indirizzando i progetti sopra i 50 MW alla Michigan Public Service Commission. In un mercato dove l'opposizione a livello di contea ha storicamente bloccato i progetti, questo è un vantaggio significativo.

​Due rischi minacciano questo vantaggio:

• Vincoli di trasmissione: La Lower Peninsula del Michigan è collegata alla rete MISO tramite pochi corridoi ad alta tensione. Fino a quando non saranno completati gli upgrade di trasmissione a lungo termine del MISO, i progetti BESS lontani dalla capacità esistente rischiano costi di potenziamento di rete significativi.
• Contenziosi sulla PA 233: 109 municipalità del Michigan stanno contestando l'ordine di implementazione della PA 233 davanti alla Corte d'Appello del Michigan. Se vincono, gli sviluppatori perderanno il diritto di bypassare del tutto i permessi locali ostili.

​Minnesota, Missouri e Indiana si affidano all'acquisto delle utility, non ai mandati

I mandati danno a Illinois e Michigan una certezza normativa che gli stati IRP non possono eguagliare. Gli altri tre stati si affidano ai cicli di pianificazione delle utility, che possono essere rivisti o abbandonati in orizzonti di tre-cinque anni. Per gli sviluppatori, questo comporta un profilo di rischio fondamentalmente diverso.

Il Minnesota combina il miglior arbitraggio con il rischio di interconnessione più alto

L'IRP di Xcel Energy punta a 1.230 MW di BESS entro il 2030. La penetrazione eolica del 60% dello stato ha portato a spread day-ahead di quattro ore di $243/MW-giorno, più alti rispetto agli altri stati MISO.

Tuttavia, i costi di interconnessione compensano questi punti di forza. Uno sviluppatore ha ritirato un progetto da 100 MW dopo che il MISO ha assegnato 80 milioni di dollari di costi di upgrade di rete. Gli sviluppatori che possono sostenere questo rischio ottengono un vantaggio da first-mover.

Il Missouri prevede 1.000 MW entro il 2030 come sostituzione delle centrali a carbone

L'IRP di Ameren Missouri prevede 1.000 MW di BESS entro il 2030, guidati dalla chiusura delle centrali a carbone. I costi dei terreni a $4.800 per acro sono quasi la metà rispetto a Illinois o Indiana. La sua coda di sei progetti è la più piccola del MISO.

Tuttavia, il Missouri non dispone di un quadro autorizzativo statale per BESS stand-alone. Ogni progetto richiede l'approvazione della contea locale e alcune giurisdizioni limitano i BESS all'uso accessorio al solare.

All'11 febbraio 2026, il primo progetto BESS da 400 MW del Missouri è stato approvato, coprendo il 40% dell'IRP annunciato da Ameren.

L'Indiana dimostra che l'acquisto delle utility funziona anche senza mandati

L'Indiana guida il MISO con 337 MW di BESS operativi, tutti realizzati tramite acquisto da parte delle utility NIPSCO e AES Indiana. La backbone da 765 kV di AEP offre punti di iniezione ad alta tensione presso centrali a carbone in dismissione con costi di upgrade minimi.

​Come dovrebbero scegliere gli sviluppatori tra questi cinque stati?

I progetti supportati da acquisti delle utility in stati con mandato hanno le maggiori probabilità di entrare in esercizio. Il resto della coda da 49 GW si ridurrà drasticamente. Tra i 5 stati, la questione è quali rischi uno sviluppatore può gestire e quali no. Negli stati con mandato, l'accordo di acquisto è il ricavo. Le utility acquistano per legge, non per scelta. Questo obbligo trasforma un obiettivo legislativo in un flusso di ricavi contrattualizzato che i finanziatori del project finance accetteranno.