​Modo Energy prevede 68 GW di nuova capacità di generazione in MISO entro il 2031. Partendo da una coda di connessione di 314 GW, la previsione applica la probabilità di ritiro, la stima della data di entrata in esercizio commerciale e i limiti di capacità geografici per produrre un programma di sviluppo realistico. Gas naturale (27 GW) e solare (28 GW) guidano la crescita con volumi quasi equivalenti. I progetti dello Expedited Resource Addition Study (ERAS), con accordi di connessione garantiti, trainano il gas. Il Definitive Planning Process (DPP) è fortemente orientato verso il solare.

Punti chiave

• La coda di connessione di 314 GW di MISO porta a 68 GW di nuova generazione entro il 2031 dopo la riduzione per rischio di ritiro, tempistiche e limiti geografici. Il risultato converge con la proiezione Series 2A Futures di MISO.
• Gas naturale (27 GW) e solare (28 GW) sono quasi alla pari. Il gas guida il percorso ERAS con 22 GW e accordi di connessione garantiti. Il solare guida il percorso DPP a 26 GW, ma con maggior rischio di abbandono.
• La previsione prevede 6,9 GW di BESS, con 4,0 GW da impegni ERAS e 2,9 GW da progetti DPP che superano la coda. Tuttavia, il modello di espansione della capacità non seleziona batterie aggiuntive a nessun livello di prezzo.

Quanta parte della coda MISO verrà effettivamente realizzata?

La coda DPP di MISO contiene 285 GW di generazione proposta su 1.434 progetti attivi e completati. Il programma ERAS aggiunge altri 29 GW, principalmente da gas naturale. Insieme, i due percorsi contengono 314 GW di generazione proposta, circa 1,5 volte la capacità installata attuale di MISO.

Questa cifra non è una previsione. Le code di connessione includono voci speculative, progetti placeholder e domande duplicate. I dati di MISO mostrano che il 73% delle richieste di connessione si è storicamente ritirato prima del completamento. Inoltre, circa 48 GW di progetti attivi hanno date di entrata in esercizio già superate.

Tradurre questa coda in una previsione credibile richiede una riduzione strutturata. Significa rimuovere i progetti che probabilmente verranno ritirati, stimare tempistiche realistiche di completamento e limitare le aggiunte a livelli coerenti con la pianificazione delle risorse di MISO.

Come il processo di derating filtra 314 GW fino a 68 GW?

Il processo di derating di Modo Energy applica tre filtri sequenziali.

Filtro 1: Probabilità di ritiro (da 314 GW a 107 GW). Ogni progetto DPP riceve una probabilità di raggiungere l’operatività commerciale. Il modello utilizza i tassi di ritiro pubblicati da MISO per ogni fase di studio, un aggiustamento del progresso nella fase e un tasso di completamento specifico per tecnologia. I progetti ERAS (29 GW), invece, passano al 100% grazie ad accordi di connessione garantiti. Dopo questo filtro, restano 107 GW.

Filtro 2: Stima della data di entrata in esercizio. Il modello assegna date stimate utilizzando distribuzioni empiriche dei tempi di completamento per tecnologia e fase di studio, sostituendo le date di servizio spesso inattendibili. Il solare impiega in media 1,5 anni dal completamento dello studio all’operatività. Inoltre, i tempi di costruzione del gas sono in media di 0,5 anni, i più brevi tra tutte le tecnologie.

Filtro 3: Limiti geografici e ritmo di costruzione (da 107 GW a 68 GW). I limiti di capacità cumulativa per Local Resource Zone, calibrati sulle risorse pianificate F2 di MISO, tagliano 39 GW. I vincoli annuali sul ritmo di costruzione limitano poi le aggiunte a 1,5 volte il massimo storico di ogni zona (maximum buildout). I progetti ERAS superano i limiti cumulativi ma sono comunque soggetti al ritmo annuale.

Cosa viene costruito, per tecnologia e da quale coda?

Gas naturale e solare rappresentano l’80% dello sviluppo, con una ripartizione più equilibrata rispetto a quanto suggerisce la coda grezza.

Gas naturale: I progetti ERAS (22 GW) con accordi di connessione garantiti trainano la maggior parte dello sviluppo del gas, aggirando la coda DPP. Si tratta principalmente di turbine a combustione e cicli combinati nel MISO South. Per gli sviluppatori di batterie, questo sviluppo di gas ERAS stabilisce il riferimento per la concorrenza con i progetti BESS.

Solare: Il solare guida il percorso DPP con 26 GW, ma presenta un rischio di abbandono maggiore rispetto al gas ERAS. I progetti si concentrano in Michigan (LRZ 7), MISO South (LRZ 9) e Missouri (LRZ 5). Il solare DPP approfondisce il calo dei prezzi a metà giornata, ampliando gli spread intraday. Questi spread favoriscono i ricavi dello storage insieme ai servizi ancillari e ai pagamenti di capacità.

Eolico: Le aggiunte di eolico sono modeste rispetto alla coda. L’eolico onshore affronta vincoli di trasmissione nelle zone a maggior risorsa e compete con il solare per la capacità di connessione. La proiezione riflette invece progetti già in fasi avanzate di studio.

BESS: 6,9 GW. La previsione consegna 6,9 GW di BESS, con 4,0 GW da impegni ERAS (15 progetti) e 2,9 GW da progetti DPP sopravvissuti (108 progetti). Il BESS ERAS si concentra in Indiana (1,5 GW) e Minnesota (1,2 GW). Il Michigan rappresenta la singola zona più grande con 3,1 GW, principalmente DPP. Nonostante ciò, il modello di espansione della capacità non seleziona batterie aggiuntive a nessun prezzo o zona.

Dove si concentra lo sviluppo in MISO?

​I 68 GW di sviluppo non sono distribuiti uniformemente. In particolare, emergono tre schemi geografici dai risultati della riduzione.

Solare e storage si concentrano dove gli obiettivi statali sono più ambiziosi. Il Michigan (12,5 GW) combina obiettivi statali di energia pulita, un ampio portafoglio di rinnovabili e 3,1 GW di BESS. Il Missouri (4 GW) è prevalentemente solare con 2,9 GW. L’Iowa (6 GW) punta sull’eolico, anche se le nuove aggiunte rischiano la limitazione con l’aumentare della penetrazione.

L’Indiana affronta il margine di capacità più ridotto, poiché le nuove installazioni non tengono il passo con la domanda. L’Indiana ha la più grande flotta BESS operativa di MISO con 337 MW. Continua inoltre ad attrarre sviluppo di storage e gas. Tuttavia, il carico di punta si avvicina alla capacità installata più i nuovi sviluppi fino al 2031. Di conseguenza, questa è la zona dove le risorse flessibili hanno il maggior valore a breve termine grazie all’arbitraggio.

Il gas ERAS sostiene il MISO South e l’Alto Midwest. Louisiana e Texas (14 GW) ricevono la quota maggiore. I progetti gas ERAS con accordi garantiti coprono i bisogni di affidabilità della costa del Golfo. Allo stesso modo, il Wisconsin (7 GW) attinge sia dalla pipeline ERAS che DPP, con 3,9 GW di gas. Queste zone mostrano dove si concentra maggiormente il gas per l’affidabilità.

Cosa va in pensionamento in MISO?

Nel frattempo, MISO perderà circa 10 GW di capacità operativa entro il 2031, di cui 8 GW sono carbone. I pensionamenti si concentrano nel 2028 (3,9 GW, soprattutto carbone) e nel 2027 (1,9 GW), creando gap a breve termine che dovranno essere colmati da nuove installazioni.

L’impatto geografico, però, è disomogeneo. Il Michigan (LRZ 7) perde la maggior parte della capacità, quasi tutta a carbone. Anche il MISO South (LRZ 9) perde capacità significativa, sebbene i nuovi sviluppi già sovrabbondino la zona. In generale, questi pensionamenti sono uno dei motivi per cui sono necessari i 68 GW di nuove installazioni. Senza di essi, il parco esistente coprirebbe l’adeguatezza a breve termine fino ai primi anni 2030. Questo equilibrio potrebbe cambiare se MISO aggiornerà le sue previsioni di crescita della domanda. In particolare, la domanda di data center e industria sta accelerando nel MISO Central (vedi "I data center e l’industria definiscono la previsione di carico 2046 di MISO").

Mandati BESS in MISO

Cinque stati MISO hanno obiettivi di procurement BESS per un totale di circa 8 GW: Illinois (3 GW), Michigan (2,5 GW), Minnesota (1,2 GW), Missouri (1 GW) e Indiana (337 MW). Tuttavia, la maggior parte dei progetti BESS a sostegno di questi mandati sono nelle prime fasi DPP. Si trovano dietro progetti solari e gas con accordi di connessione garantiti. In Illinois, ad esempio, la coda non consegna alcun BESS entro il 2031 perché i progetti in fase avanzata saturano prima la zona.

Di conseguenza, i 6,9 GW di BESS in questa previsione sono guidati dagli impegni ERAS e dai progetti DPP sopravvissuti, non dall’applicazione dei mandati. I mandati potrebbero accelerare la diffusione se gli stati daranno priorità allo storage nei futuri cicli di connessione, ma ciò non si riflette nella coda attuale.

Cosa dovrebbero trarre gli sviluppatori da questa previsione?

La coda sovrastima la capacità realizzabile di circa 4,6 volte. Il dato di 314 GW misura l’interesse degli sviluppatori, non una pipeline pronta alla costruzione. Tuttavia, dopo la riduzione, gas e solare raggiungono quasi la parità attraverso percorsi diversi: ERAS per il gas, DPP per il solare. La diffusione di BESS segue gli impegni ERAS e la posizione nella coda, non gli obiettivi di procurement statali.

La realizzazione effettiva dei 68 GW dipende dal rispetto delle tempistiche dei progetti gas ERAS e dalla capacità del solare DPP di mantenere tassi di sviluppo storicamente senza precedenti.

Oltre il 2031 verso il 2050

Questa previsione copre la coda ridotta fino al 2031. Circa 107 GW di capacità in coda superano il filtro di ritiro ma non possono essere collocati entro i limiti geografici e il ritmo annuale. Questa capacità non assegnata costituisce la base per la modellazione dell’espansione oltre il 2031.