La pipeline di interconnessione di MISO contiene 68 GW di BESS, ma solo 5 GW hanno un Accordo di Interconnessione del Generatore firmato (GIA). Gli sviluppatori hanno ritirato il 52% dei 106 GW di BESS richiesti nella coda principale di MISO dal 2015.

La quota maggiore della pipeline, 14 GW, si trova nel Michigan. L'obiettivo statale di accumulo di energia di 2,5 GW entro il 2029 ha attirato l'interesse degli sviluppatori. Tuttavia, la regione di studio che copre la Penisola Inferiore del Michigan è piena, quindi le nuove richieste dovranno attendere il prossimo ciclo. Anche l'Illinois impone 3 GW di BESS entro il 2030 secondo il Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA).

Il gas naturale rappresenta il 51% del ciclo più recente della coda di MISO, DPP-2026, e le batterie il 26%. Se realizzati, entrambi potrebbero ridurre gli spread che gli operatori BESS guadagnano appiattendo l'andamento giornaliero dei prezzi.

Punti chiave

• I 14 GW del Michigan rappresentano il 21% della pipeline BESS di MISO e il suo tetto DPP-2026 è già stato raggiunto.
• Solo 5 GW dei 68 GW della pipeline hanno un accordo firmato, di cui 3 GW tramite lo studio Expedited Resource Addition di MISO (ERAS).
• Il gas naturale costituisce il 51% dei 78 GW presentati al DPP-2026, con il BESS secondo al 26% del totale.
• Se realizzati, i 39 GW di gas naturale e i 20 GW di BESS del DPP-2026 ridurrebbero lo spread massimo-minimo su quattro ore, che incide maggiormente sui BESS merchant.
• Gli sviluppatori hanno ritirato il 52% dei 106 GW di BESS richiesti nella coda principale di MISO, mentre 23 GW devono ancora affrontare il secondo punto decisionale.

14 GW della pipeline BESS di MISO sono in Michigan, ma la regione DPP-2026 è piena

Dei 58 GW di BESS con stato indicato, 14 GW sono in Michigan, più di qualsiasi altro stato. Indiana e Illinois ne hanno 10 GW ciascuno, e il Minnesota 7,4 GW.

La Definitive Planning Phase (DPP), la coda principale di MISO, studia i progetti in cinque regioni: Ovest, Centro, Sud, Est (ATC) ed Est (ITC). American Transmission Company serve la regione Est (ATC), che copre il Wisconsin e la Penisola Superiore del Michigan. ITC Holdings serve l'Est (ITC), che copre la Penisola Inferiore. La maggior parte dei progetti in Indiana e Illinois si trova in Centro, mentre quelli del Minnesota sono in Ovest.

DPP-2026, il ciclo più recente, limita la quantità che ogni regione può accogliere, misurata in MW di interconnessione richiesti. Gli sviluppatori hanno già riempito il tetto di 11 GW dell'Est (ITC), il che riguarda solo le nuove richieste. Dei posti rimasti, 9,9 GW, ovvero l'86%, si trovano in Centro e nell'Est (ATC).

Solo 5 GW dei 68 GW della pipeline hanno un accordo firmato

MISO ha firmato accordi per 5 GW di BESS. Di questi, 3 GW sono passati tramite il programma ERAS e 2 GW tramite il DPP. Il gas naturale ha 22 GW firmati, di cui 15 GW accelerati tramite ERAS.

Dei 63 GW senza accordo, 36 GW sono in fase di studio, la maggior parte nella Fase 2, la seconda delle tre fasi di studio DPP. Il resto si trova fuori dalle fasi di studio DPP: richieste DPP-2026 che non hanno ancora iniziato lo studio e richieste di surplus che riutilizzano la capacità di siti esistenti.

MISO gestisce la sua coda accelerata, ERAS, in parallelo con il DPP. ERAS ammette progetti che un regolatore statale conferma rispondere a un bisogno di adeguatezza del carico o delle risorse, e devono entrare in esercizio commerciale entro tre anni.

Dopo il Ciclo 5, rimangono solo otto slot per la scelta del fornitore al dettaglio tra Illinois e Michigan, su un limite di 68 progetti. Con questi slot limitati e la chiusura di ERAS prevista nel 2027, le nuove richieste BESS entrano tramite il DPP o come richieste di surplus su siti esistenti.

Il gas naturale rappresenta il 51% del DPP-2026, con il BESS secondo al 26%

Il gas naturale rappresenta il 51% dei 78 GW presentati al DPP-2026 al 18 settembre, rispetto al 2% nel DPP-2021 e al 34% nel DPP-2025.

Il BESS è secondo con 20 GW, ovvero il 26%. Insieme, gas e BESS costituiscono il 76% delle domande.

La coda si è anche ridotta e ha cambiato composizione. Il DPP-2022 ha visto 161 GW di richieste, di cui il 48% solare, contro i 78 GW del DPP-2026. Il gas naturale è passato da 4,7 GW a 39 GW in questi cicli, mentre il solare è sceso da 77 GW a 6,7 GW. Il BESS è sceso da 33 GW nel DPP-2022 a 10 GW nel DPP-2025, poi è salito del 95% a 20 GW.

I crediti d'imposta federali spiegano gran parte del calo del solare. Secondo il One Big Beautiful Bill Act, eolico e solare perdono i crediti se non sono in costruzione entro il 4 luglio 2026 o online prima del 2028. I progetti DPP-2026 non possono rispettare queste scadenze, mentre il BESS mantiene il suo credito fino al 2033.

Se realizzati, i 59 GW di gas naturale e BESS del DPP-2026 ridurrebbero gli spread massimo-minimo

I 39 GW di gas naturale e i 20 GW di BESS del DPP-2026 ridurrebbero entrambi lo spread massimo-minimo su quattro ore, se realizzati. Il gas aggiunge offerta durante il picco serale, quando il solare cala, riducendo il massimo dello spread. Il BESS si carica nelle ore a basso prezzo e si scarica al picco, sollevando il minimo e abbassando il massimo.

Le prospettive di ricavo di Modo Energy stimano un BESS da quattro ore tra 50.000 e 85.000 dollari/MW-anno dal 2027 al 2049, in tre scenari.

Il calo del solare compensa in parte questa riduzione dello spread. Il solare abbassa i prezzi di metà giornata, ampliando lo spread da cui il BESS trae profitto, e il DPP-2026 prevede 6,7 GW di solare contro i 77 GW del DPP-2022.

Spread più stretti pesano soprattutto sui BESS merchant, che guadagnano direttamente dallo spread tramite arbitraggio. I progetti senza contratto con utility o procurement statale sono i più esposti e potrebbero ritirarsi se gli spread in MISO non supportano un caso merchant.

Gli sviluppatori hanno ritirato il 52% dei BESS richiesti nella coda principale di MISO

Gli sviluppatori hanno ritirato 55 GW, ovvero il 52%, dei 106 GW di BESS richiesti nella coda principale di MISO dal 2015. Altri 49 GW sono ancora in coda, quindi la quota finale di ritiri può solo aumentare. Gli altri 2 GW hanno un GIA firmato e la lista di export della coda MISO non ne indica nessuno in servizio.

I ritiri si concentrano nella Fase 2. Dei 154 GW ritirati su tutti i combustibili tra Q3 e Q4 2025, il 91% è uscito in Fase 2. Il BESS ha rappresentato 29 GW, di cui il 94% in Fase 2.

Gli sviluppatori hanno ritirato il 44% del gas naturale richiesto nella coda principale e il 58% del solare, contro il 52% del BESS.

I punti decisionali sono i momenti in cui vengono assegnati i costi di aggiornamento della rete, dopo i quali i depositi diventano non rimborsabili. Il BESS DPP-2025 ha perso il 57% dei suoi 10 GW entro aprile 2026, per lo più al primo punto decisionale. Un BESS da 100 MW deve versare un deposito di readiness di 8.000 $/MW, cioè 800.000 $, e ne perde il 10% al primo punto decisionale e il 35% al secondo.

Tra i 23 GW di batterie, dai cicli DPP-2022 e DPP-2023, devono ancora superare il secondo punto decisionale. Ogni 100 MW che si ritira a quel punto perde 280.000 $. Su 23 GW, sono stati richiesti circa 65 milioni di dollari di depositi per assicurarsi un posto in coda.

Cosa significa questo per i nuovi progetti in coda?

L'obiettivo di 2,5 GW del Michigan è già in parte contrattualizzato. I progetti nel restante 82% dei BESS in coda necessitano di altri contratti o ricavi merchant, oppure dovranno ritirarsi. I 3 GW dell'Illinois sono divisi tra Ameren Illinois in MISO e Commonwealth Edison in PJM, rispetto ai 10 GW in coda nella porzione dell'Illinois coperta da MISO.

Le nuove richieste BESS nella Penisola Inferiore passano al DPP-2027, dietro le richieste già oltre il tetto dell'Est (ITC). Altrove, MISO riempie il tetto di ogni regione in ordine di data di presentazione fino alla chiusura delle domande il 15 gennaio 2027.