Il Clean and Reliable Grid Affordability Act (CRGA) dell’Illinois impone alle utility dello Stato di remunerare le batterie distribuite in tre modi. Devono offrire un incentivo fino a 300 $/kWh, contabilizzare su base oraria le importazioni e le esportazioni nette ai prezzi al dettaglio e riconoscere un incentivo aggiuntivo per l’energia scaricata nelle serate estive.

Le due maggiori utility dell’Illinois, ComEd, che opera nel PJM, e Ameren, nel MISO, hanno creato programmi conformi basandosi sulle tariffe e sulle regole di mercato già in vigore. Di conseguenza, le opportunità di ricavo per i proprietari di BESS divergono tra le due utility.

Escludendo l’incentivo, nel 2030 una batteria da 4 MW e 4 ore collegata alla rete di distribuzione di ComEd potrebbe generare 108.000 $/MW-anno. Un valore pari all’opportunità nel mercato all’ingrosso del PJM, ipotizzando che l’operatore riesca a ottenere solo la metà dei crediti disponibili per le esportazioni durante i picchi del sistema. Sulla rete di Ameren, la stessa batteria genererebbe circa 2.000 $/MW-anno con il CRGA, contro 80.000 $/MW-anno nel mercato all’ingrosso del MISO.

Il divario dipende quasi interamente dai crediti per i picchi, previsti da ComEd ma non da Ameren. Ameren applica inoltre oneri di potenza ai consumi notturni per la ricarica, riducendo i ricavi dall’arbitraggio energetico.

Punti chiave

• I crediti per i picchi trainano i ricavi dei BESS distribuiti di ComEd. Le esportazioni durante i picchi del PJM e di ComEd trasformano gli oneri di capacità e trasmissione in crediti che, con un tasso di acquisizione del 50%, valgono circa 100.000 $/MW-anno: il 95% del vantaggio di ComEd rispetto ad Ameren.
• Con un tasso di acquisizione dei crediti per i picchi del 50%, una batteria distribuita da 4 ore nella rete di ComEd genera ricavi pari a quelli di una batteria equivalente sul mercato all’ingrosso. Per una batteria da 2 ore basta un tasso di acquisizione dell’11%.
• Ameren non riconosce crediti per i picchi e applica oneri di potenza alla ricarica notturna. Con le tariffe attuali, le batterie guadagnerebbero molto di più sul mercato all’ingrosso del MISO.
• Oggi gli impianti ComEd con net metering possono aggiungere i servizi di regolazione del PJM, anche se questa modalità non è ancora stata testata per le batterie autonome. Ameren non ha definito una modalità di accesso ai mercati dei servizi ancillari del MISO.
• La Illinois Commerce Commission (ICC) dovrebbe pronunciarsi sulla tariffa di net metering di Ameren intorno al 6 febbraio 2027. Il personale della stessa commissione ha sostenuto che l’ICC non ha il potere di imporre crediti per i picchi.

ComEd remunera le batterie per le esportazioni nei momenti di picco; Ameren sostiene di non poterlo fare

Entrambe le utility determinano gli oneri di capacità e trasmissione dei clienti in base ai loro consumi durante i picchi estivi. Con ComEd, il carico dei clienti con net metering in quelle ore può diventare negativo grazie alle esportazioni: una batteria che scarica in quelle ore riceve quindi un credito anziché pagare un onere.

Ameren non offre questa possibilità. Ha dichiarato all’ICC che il contributo di un cliente alla capacità «» e che la tariffa di trasmissione del MISO non consente di fatturare una domanda negativa.