L’Illinois è l’unico stato del MISO che riconosce un incentivo diretto alle batterie distribuite. Il suo Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA) ) prevede un rimborso di 250 dollari/kWh per i BESS stand-alone, il primo incentivo per lo storage a livello di distribuzione nel MISO.

Grazie al Virtual Benchmark di Modo Energy, possiamo stimare quanto avrebbe guadagnato nel 2025 una batteria stand-alone da 5 MW e quattro ore di durata. 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 riconosce un incentivo diretto alle batterie distribuite, offrendo un rimborso CRGA di 250 $ per kWh ai 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 ed è remunerata in tariffa, quindi l’opportunità per i merchant è ancora poco sfruttata.
• Una batteria da 100 kW può vendere l’intero stack wholesale direttamente come Energy Storage Resource, a differenza di altri ISO.
• Una batteria stand-alone da 5 MW in Illinois che vende nei mercati wholesale può guadagnare 271.000 $/MW-anno, di cui il 25% dal rimborso CRGA.
• Nuovi incentivi sono più probabili nel MISO North, dove gli spread real-time TB sono più forti e sono previste diverse nuove politiche.

Le batterie distribuite sono il 10% della flotta MISO; 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.

Questo 10% ha avuto un vantaggio strutturale nell’accesso al mercato, mentre i BESS su larga scala richiedono ulteriori autorizzazioni. Le batterie utility-scale attendono in una coda di connessione da 49 GW che richiede 3,2 anni per essere smaltita. Un progetto collegato alla distribuzione la salta, 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 remunerata in tariffa invece che tramite progetti wholesale. I progetti merchant, costruiti da sviluppatori, sono una quota più piccola ma in crescita, ora che batterie da almeno 100 kW possono accedere ai mercati wholesale.

In Illinois e Arkansas, tutte le batterie distribuite operative sono co-localizzate con impianti fotovoltaici.

Una batteria distribuita può partecipare ai mercati wholesale MISO

A differenza di altri mercati, il MISO consente a una batteria collegata alla distribuzione di almeno 100 kW di partecipare direttamente a energia, regolazione e capacità, senza aggregazione.

Ad esempio, la tariffa Value of Distributed Energy Resources (VDER) di New York impone una scelta tra compensazione statale e ricavi wholesale. Nel MISO non esiste questa esclusione.

La maggior parte della flotta operativa non ha seguito questa strada, preferendo il ritorno in tariffa, motivo per cui l’opportunità merchant è ancora aperta. Un caso merchant favorisce batterie di durata maggiore, dato che il MISO richiede almeno quattro ore per partecipare al mercato della capacità.

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

Cinque stati del MISO sono interessanti per uno sviluppatore, e differiscono molto su quanto valore viene riconosciuto. Il resto della flotta si trova in stati senza alcun quadro normativo.

L’Illinois offre l’unico incentivo diretto agli sviluppatori. Il rimborso CRGA riconosce 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 VPP rider presentato da Ameren non ha ancora adottato questa eccezione per i sistemi front-of-meter, che potrebbe influenzare l’accesso al percorso merchant.

Gli sviluppatori stanno già reagendo al recente cambio normativo. Base Power, dopo aver raccolto un miliardo di dollari, entra in Illinois per il programma di dispacciamento virtual-power-plant della 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 terzi.
• Michigan: il regolatore ha imposto l’inserimento delle virtual power plant nei piani delle utility, in vista di un futuro mercato.
• Missouri: clienti commerciali e industriali possono partecipare alla demand response wholesale, ma senza incentivi.
• Wisconsin: la flotta distribuita più grande, 30 MW, ma nessun quadro normativo.

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

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

Se l’Illinois sarà il primo di molti dipende 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 mostra i più forti spread real-time top-bottom, offrendo upside merchant se gli incentivi saranno disponibili per gli sviluppatori.