Illinois vs. New York: Stesso credito di accumulo, rischio diverso

Il 1° settembre 2026, la Illinois Commerce Commission (ICC) ha approvato contratti per 600 MW di Indexed Storage Credit (ISC) con un prezzo medio di esercizio di 442$/MW-giorno. Con un ISC, un progetto di accumulo offre un prezzo di esercizio e poi riceve o restituisce la differenza tra quel prezzo e un prezzo di riferimento di mercato.

È stata la prima gara ISC dell’Illinois verso l’obiettivo di 3 GW di storage entro il 2030. L’Illinois Power Agency (IPA) mirava a 1.038 MW in questa tornata, lasciando un deficit di 438 MW.

Sebbene l’Illinois sia diviso tra PJM e MISO, il deficit ricade interamente sul lato PJM. La zona ComEd di PJM aveva un obiettivo di 588 MW e ha contrattato solo un progetto da 80 MW. L’area Ameren di MISO aveva un obiettivo di 450 MW e ha contrattato quattro progetti per un totale di 520 MW. L’IPA non ha pubblicato il numero di offerte ricevute in ciascuna zona.

L’Illinois è uno dei due stati che hanno assegnato contratti ISC questo settembre. NYSERDA ha assegnato 950 MW a New York da una selezione di 46 offerte per un totale di 6,3 GW. Entrambi i programmi sono contratti per differenza tra il prezzo di esercizio e un prezzo di riferimento. Tuttavia, i programmi differiscono per chi può partecipare, come vengono scelti i vincitori e quanto rischio portano i progetti.

Punti chiave

L’intero deficit della prima gara ISC dell’Illinois si trova sul lato PJM dello stato. La zona ComEd di PJM ha contrattato 80 MW su un obiettivo di 588 MW, mentre l’area Ameren di MISO ha contrattato 520 MW su un obiettivo di 450 MW.
Al prezzo medio di 442$/MW-giorno, i progetti Ameren avrebbero restituito denaro all’utility ogni giorno da giugno ad agosto 2025, a causa dell’alto prezzo di capacità estivo di MISO. Nei 12 mesi fino a maggio 2026, il contratto avrebbe comunque pagato ai progetti un saldo netto di 27.400$/MW.
L’Illinois ha selezionato i vincitori solo in base al prezzo e li ha approvati sei giorni dopo la chiusura delle offerte. NYSERDA ha valutato anche fattori non economici insieme ai prezzi di esercizio e ha impiegato circa otto mesi per selezionare i vincitori.
I progetti selezionati in Illinois comportano più rischio rispetto a quelli di New York. I rimborsi non sono limitati e un guasto forzato riduce quanto viene pagato a un progetto, ma non quanto deve restituire.

Cos’è l’Indexed Storage Credit?

L’ISC funziona come un contratto per differenza. Ogni progetto offre un prezzo di esercizio. Il contratto paga la differenza tra quel prezzo e un prezzo di riferimento, che stima quanto potrebbe guadagnare una batteria modello nei mercati dell’energia e della capacità. Se il prezzo di riferimento supera quello di esercizio, il progetto restituisce la differenza.

Il prezzo di riferimento ha due componenti. La parte energia si basa sui differenziali top-bottom (TB) zonali del mercato day-ahead, aggiustati per un’efficienza di andata e ritorno presunta. La componente capacità è un prezzo di capacità moltiplicato per un fattore di accreditamento.

In Illinois, l’idoneità all’ISC è riservata a batterie stand-alone di quattro ore, quindi la componente energia utilizza sempre il differenziale TB4 della zona di carico ospitante (la differenza tra le quattro ore con prezzo più alto e le quattro con prezzo più basso di ogni giorno), con un’efficienza di andata e ritorno fissa dell’85%.

Il prezzo di capacità è quello d’asta dell’RTO: il prezzo stagionale della Planning Resource Auction (PRA) di MISO per la zona Ameren e il prezzo della Base Residual Auction (BRA) di PJM per ComEd. L’accreditamento è la valutazione del progetto, approvata dal proprio RTO e aggiornata ogni maggio.

L’ISC viene calcolato giornalmente rispetto a un prezzo di riferimento per utility, con Ameren Illinois e ComEd come controparti.