​L'Expedited Resource Addition Study (ERAS) di MISO promette Accordi di Connessione del Generatore (GIA) in tre mesi invece dei 2,5-5 anni richiesti dal Definitive Planning Process (DPP). Tuttavia, per gli sviluppatori di BESS merchant, questi vantaggi restano inaccessibili. ERAS richiede un accordo di vendita dell’energia già firmato, il controllo del 100% del sito e la conferma regolatoria del fabbisogno di capacità. Di conseguenza, il gas ha ottenuto il 75% della capacità nei Cicli 1 e 2. Tutti e quattro i progetti BESS ammessi sono di proprietà di utility o hanno un contratto di vendita.

In questa analisi esaminiamo:

• Come i requisiti di ammissibilità ERAS escludano i BESS merchant
• Cosa rivelano i risultati dei Cicli 1–2 su mix di combustibili e proprietà
• Perché la maggior parte degli sviluppatori BESS rimarrà nella coda DPP

Principali conclusioni

• ERAS fa risparmiare anni ma costa di più. Un BESS da 100 MW paga 2,8 milioni di dollari tramite ERAS rispetto a 1,1 milioni tramite DPP, acquistando oltre 30 mesi di accelerazione dei tempi.
• Il requisito dell’accordo di vendita esclude gli sviluppatori senza contratti con utility, proprietà o altri accordi bilaterali con clienti industriali.
• Il gas domina le domande ERAS. Il gas naturale ottiene il 75% della capacità ERAS nei Cicli 1 e 2. I BESS rappresentano solo l’8%.
• Tutti i progetti BESS ERAS sono affiliati a utility. Quattro progetti per un totale di 989 MW sono stati ammessi. Nessuno è merchant.

In cosa ERAS si differenzia dalla coda di interconnessione standard?

ERAS comprime anni in pochi mesi. In particolare, un progetto che entra nel Q1 può ricevere il GIA entro il Q3 dello stesso anno. Al contrario, il DPP richiede in media da 2,5 a 5 anni per lo stesso risultato.

Sei fasi separano l’ingresso in coda dal GIA. In particolare, la revisione delle domande e i periodi di studio si svolgono in parallelo ai processi regolatori statali.

Tuttavia, la velocità ha un prezzo.

ERAS richiede 24.000 dollari per MW di deposito M2 (da versare all’apertura delle domande) contro gli 8.000 dollari per MW previsti dal DPP. Inoltre, le tariffe di domanda D1 sono di 100.000 dollari contro 5.000. I progetti devono anche dimostrare il controllo del 100% del sito all’atto della domanda; il DPP ne richiede solo il 50%.

Quanto costa ERAS?

Un BESS da 100 MW paga 2,82 milioni di dollari in anticipo tramite ERAS rispetto a 1,13 milioni tramite DPP. Di conseguenza, il sovrapprezzo di 1,7 milioni di dollari consente di guadagnare 30 mesi o più di accelerazione dei tempi.

A 400 MW, i costi ERAS arrivano a 10,1 milioni di dollari. Il deposito M2 di 24.000 dollari/MW è il principale fattore di crescita. Tuttavia, per i progetti con date di esercizio commerciale vincolate a contratti con utility, questa accelerazione può giustificare il costo.

Chi può accedere a ERAS?

Quattro requisiti si combinano per escludere la generazione merchant:

• Accordo di vendita: i progetti devono avere un accordo di acquisto di energia, un accordo di tolling o essere di proprietà di una utility. Di conseguenza, gli sviluppatori merchant destinati ai mercati all’ingrosso non possono partecipare.
• Controllo del 100% del sito: i richiedenti devono dimostrare il pieno controllo del sito all’atto della domanda. Al contrario, il DPP richiede inizialmente solo il 50%.
• COD entro tre anni: l’entrata in esercizio commerciale deve avvenire entro tre anni dalla firma del GIA.
• Supporto RERRA: la Relevant Electric Retail Regulatory Authority (RERRA) deve confermare che il progetto risponde a un'esigenza di capacità. In pratica, ciò significa solitamente l’approvazione della commissione delle utility.

Insieme, questi requisiti creano una barriera strutturale. Gli sviluppatori BESS merchant raramente hanno un accordo di vendita prima che gli studi di interconnessione ne confermino la fattibilità. Lo sviluppo standard prevede: prima la posizione in coda, poi la negoziazione del PPA, infine il finanziamento. ERAS inverte completamente questa sequenza.

Cosa rivelano i primi due cicli?

Il gas domina le domande ERAS. Nei Cicli 1 e 2, il gas naturale rappresenta circa 9.150 MW, ovvero il 75% della capacità totale. Nel frattempo, solare, BESS ed eolico hanno ottenuto ciascuno circa l’8%.

La suddivisione tecnologica in ERAS si discosta nettamente dalla coda generale di MISO. Nel DPP 2025, i BESS rappresentano la principale fonte per capacità. In ERAS, invece, sono ultimi tra le tecnologie principali. Dominano i progetti a gas con accordi di vendita a utility.

Attualmente ERAS sta valutando due Study Cycles (1 e 2), mentre i progetti in attesa includono coloro che hanno fatto domanda a ERAS ma non sono stati selezionati per nessuno dei due cicli.

Geograficamente, i progetti in attesa si concentrano lungo la costa del Golfo e nell’Alto Midwest. La Louisiana ospita diversi progetti a gas superiori a 1 GW, spinti dalla domanda di esportazione di GNL e dalla crescita dei carichi industriali. Allo stesso modo, i due maggiori progetti in attesa in Wisconsin sono centrali a gas di Invenergy che soddisfano le esigenze di capacità delle utility.

I quattro progetti BESS hanno una caratteristica comune: l’affiliazione a utility.

DTE, Ameren e Otter Tail sono utility integrate verticalmente che sviluppano storage per i propri sistemi. Il progetto di NextEra in Louisiana ha un accordo di vendita con una controparte utility. Nessun progetto BESS merchant è presente in nessuno dei due cicli.

Cosa significa questo per gli sviluppatori BESS?

I BESS merchant rimarranno nella coda DPP. Il solo requisito dell’accordo di vendita esclude la maggior parte degli sviluppatori indipendenti. Inoltre, il sovrapprezzo ERAS di 1,7 milioni ogni 100 MW ha senso solo se esiste un contratto con utility e una data di esercizio commerciale specifica genera valore.

L’8% di quota BESS in ERAS non riflette le opportunità di mercato. Riflette invece quali progetti hanno il supporto di una utility. I 51 GW di BESS nella coda DPP di MISO affrontano un’economia diversa: tempi più lunghi, ma senza requisito di vendita e con depositi iniziali più bassi.

In definitiva, ERAS accelererà lo storage di proprietà delle utility per raggiungere gli obiettivi dei piani integrati di risorse. Non accelererà lo sviluppo merchant che domina la coda di interconnessione di MISO.