L’Illinois è l’unico stato nel MISO che offre un incentivo diretto alle batterie distribuite. Il suo Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA) ) prevede un rimborso di 250 $/kWh per i BESS stand-alone, il primo incentivo per l’accumulo su scala di distribuzione nel MISO.

Le batterie distribuite hanno già un vantaggio strutturale. I progetti sotto i 5 MW possono evitare la coda di interconnessione da 49 GW del MISO e accedere al mercato anni prima di un progetto su scala utility. Inoltre, una batteria da almeno 100 kW può vendere l’intero stack all’ingrosso e (potenzialmente) beneficiare del nuovo rimborso CRGA in Illinois.

Utilizzando il Virtual Benchmark di Modo Energy, possiamo stimare quanto avrebbe guadagnato nel 2025 una batteria stand-alone da 5 MW e quattro ore. L’energia contribuisce con 24.000 $/MW-anno, la regolazione con 105.000 $/MW-anno e la capacità con 75.000 $/MW-anno.

Punti chiave

• L’Illinois è l’unico stato MISO che offre un incentivo diretto alle batterie distribuite, con un rimborso CRGA di 250 $/kWh per BESS stand-alone.
• I BESS distribuiti rappresentano solo il 10% della flotta di batterie del MISO, pari a 112 megawatt (MW) in 7 stati, ma evitano la coda di 49 GW. Il 76% della flotta distribuita è di proprietà delle utility e basata sulle tariffe, quindi l’opportunità per i merchant è ancora poco sfruttata.
• Una batteria da 100 kW può vendere direttamente l’intero stack all’ingrosso come Energy Storage Resource, a differenza di altri ISO.
• Una batteria stand-alone da 5 MW in Illinois che vende nei mercati all’ingrosso potrebbe guadagnare 271.000 $/MW-anno, di cui il 25% dal rimborso CRGA.
• I futuri incentivi sono più probabili nel MISO North, dove gli spread real-time TB sono più forti e sono previste nuove politiche.

Le batterie distribuite sono il 10% della flotta MISO e i ritardi in coda hanno dato loro un vantaggio

La flotta operativa di batterie del MISO ammonta a 1.162 MW, di cui i sistemi su scala distribuita (sotto i 20 MW) rappresentano 112 MW in 7 stati.

Quel 10% ha avuto un vantaggio strutturale nell’accesso al mercato, mentre i BESS su scala rete richiedono ulteriori approvazioni. Le batterie utility-scale attendono in una coda di interconnessione da 49 GW che richiede 3,2 anni per essere superata. Un progetto connesso alla distribuzione la evita, collegandosi secondo le regole statali e delle utility. Quindi, un BESS distribuito può arrivare sul mercato mentre un progetto in coda è ancora in fase di studio.

Il 76% della flotta è di proprietà delle utility e basata sulle tariffe anziché su progetti all’ingrosso. I progetti merchant, sviluppati da privati, sono una quota minore ma in crescita ora che batterie da almeno 100 kW possono accedere ai mercati all’ingrosso.

In Illinois e Arkansas, tutte le batterie distribuite operative sono collegate a impianti fotovoltaici.

Una batteria distribuita può partecipare ai mercati all’ingrosso MISO

A differenza di altri mercati, il MISO permette a una batteria connessa alla distribuzione di 100 kW o più di partecipare direttamente ai mercati di energia, regolazione e capacità, senza aggregazione.

Ad esempio, la tariffa Value of Distributed Energy Resources (VDER) di New York impone di scegliere tra compensazione statale e ricavi all’ingrosso. Il MISO non prevede questa esclusione.

La maggior parte della flotta operativa non ha seguito questa strada, preferendo un ritorno basato sulle tariffe, motivo per cui l’opportunità per i merchant resta aperta. Il caso merchant favorisce batterie di durata più lunga, dato che il MISO richiede almeno quattro ore per partecipare al mercato della capacità.

Solo l’Illinois offre certezza sui ricavi mentre altri stati valutano nuove politiche

Cinque stati MISO meritano un confronto per uno sviluppatore e differiscono notevolmente su quanto denaro può essere ottenuto. Il resto della flotta si trova in stati senza alcun quadro normativo.

L’Illinois offre l’unico incentivo diretto agli sviluppatori. Il suo rimborso CRGA paga ai BESS stand-alone 250 $/kWh, che salgono a 300 $/kWh per sistemi idonei al net metering almeno fino a giugno 2028 (data soglia prevista dalla legge).

Secondo la legge, il dispacciamento stand-alone è volontario, quindi lo sviluppatore viene pagato senza perdere il controllo sul dispacciamento. Il rider VPP presentato da Ameren non ha ancora adottato questa eccezione per i sistemi front-of-meter, che potrebbe determinare se la strada merchant sarà percorribile.

Gli sviluppatori stanno già reagendo al recente cambiamento normativo. Base Power, dopo aver raccolto 1 miliardo di dollari, sta entrando in Illinois per il programma di dispacciamento virtual-power-plant del CRGA. Il suo ingresso segnala che l’opportunità sta attirando sviluppatori ben capitalizzati.

Altri stati del MISO North stanno valutando nuove politiche:

• Minnesota: Xcel possiede direttamente le sue batterie distribuite tramite Capacity*Connect, fino a 200 MW entro il 2028, senza ingresso di terze parti.
• Michigan: il regolatore ha ordinato l’inserimento delle virtual power plant nei piani delle utility, un segnale in vista di un mercato.
• Missouri: clienti commerciali e industriali possono partecipare alla demand response all’ingrosso, ma senza incentivi.
• Wisconsin: la flotta distribuita più grande, 30 MW, ma senza alcun quadro normativo.

L’Illinois è il primo, ora il MISO North deciderà se altri seguiranno

Per ora, l’Illinois resta solo. È l’unico stato del MISO che paga direttamente una batteria distribuita, e il rimborso rende i ricavi affidabili.

Se l’Illinois sarà il primo di molti dipenderà dal MISO North. Il Michigan è il più vicino. Le sue proposte di legge sulle virtual power plant, SB 731 e 732, hanno superato la commissione a marzo 2026. Separatamente, il regolatore ha ordinato alle utility di includere le virtual power plant nei loro piani. Il Minnesota presenta i maggiori spread real-time top-bottom, offrendo margini merchant se gli incentivi saranno disponibili per gli sviluppatori.