​784 MW de BESS operam atualmente no MISO, enquanto 49 GW aguardam na fila de interconexão. As receitas merchant atualmente são insuficientes para que as baterias na fila de 49 GW do MISO sejam viáveis.

Mandatos estaduais e planos integrados de recursos (IRPs) das concessionárias podem fechar essa lacuna de financiamento. Juntos, eles têm como meta 7.730 MW até 2030. Illinois e Michigan através de mandatos legislativos, e Minnesota, Missouri e Indiana via contratos de compra de energia com concessionárias.

Os mandatos estaduais transformam metas de políticas públicas em receitas bancáveis. As concessionárias são obrigadas a firmar contratos de compra de longo prazo independentemente das condições merchant, garantindo aos financiadores os fluxos de caixa contratados necessários para viabilizar o financiamento dos projetos.

​Principais pontos

• BESS merchant não pode depender apenas de receitas de arbitragem, já que os spreads day-ahead para sistemas de quatro horas permanecem abaixo de US$200/MW-dia em todo o MISO.
• Illinois e Michigan determinam 5.500 MW combinados até 2030. Apenas 119 MW operam entre eles na área do MISO. Este é o maior gap entre mandatos e implantação em qualquer mercado dos EUA.
• Indiana lidera o MISO com 337 MW de BESS operacional via contratos com concessionárias da NIPSCO e AES Indiana, sem mandatos. Esse modelo funciona, mas não oferece segurança legislativa.
• Minnesota apresenta os spreads TB4 em tempo real mais altos para 2025, de US$243/MW-dia, aumentando o potencial de arbitragem. No entanto, custos de interconexão de até US$80 milhões criam risco de execução.

​Por que a receita merchant não justifica um BESS no MISO sozinho?

O sistema do MISO está ficando mais restrito. Os preços dos leilões de capacidade no verão subiram de US$30/MW-dia em 2024 para US$666/MW-dia em 2025. Mesmo assim, nas condições atuais, a receita de capacidade cobre menos de 15% da necessidade anual de receita de um projeto BESS de quatro horas. Arbitragem de energia e serviços ancilares precisam cobrir o restante.

Porém, os spreads variam demais para garantir sozinho a viabilidade de um projeto. A média dos spreads day-ahead de quatro horas no Indiana Hub foi de US$202/MW-dia em 2022, caiu para US$101/MW-dia em 2023 e recuperou para US$163/MW-dia em 2025. Essa variação de 50% ao ano torna as projeções de receita pouco confiáveis para financiamento. Fora Minnesota, nenhum estado apresenta retornos consistentes que suportem um modelo merchant.

​​Três perfis de desenvolvedores se destacam:

• Conservador (Indiana, Missouri): Contratos com concessionárias já testados, filas gerenciáveis e infraestrutura de rede existente. Menor potencial de retorno, mas menor risco de execução.
• Foco em crescimento (Illinois, Michigan): Contratações garantidas por mandatos oferecem as maiores metas de capacidade, mas exigem navegação por processos de licenciamento não testados e incerteza jurídica.
• Foco em arbitragem (Minnesota): Melhor economia merchant no MISO, mas viável apenas para desenvolvedores que conseguem absorver os custos de interconexão.

​Illinois e Michigan determinam 5.500 MW, mas operam apenas 119 MW

Mandatos legislativos não dão margem de escolha às concessionárias. Elas devem contratar a capacidade de BESS especificada, independentemente das condições merchant. Illinois e Michigan são os únicos estados do MISO com esse mecanismo. Juntos, miram 5.500 MW. Hoje, apenas 119 MW operam. Ambos enfrentam um gap entre ambição política e implantação operacional.

​Illinois mira 3.000 MW até 2030 a partir de uma base de 4 MW

Illinois aprovou a Clean and Reliable Grid Affordability Act em janeiro de 2026. A lei determina 3.000 MW de BESS até 2030 nos territórios da Ameren e ComEd. Apenas 4 MW operam hoje no footprint do MISO em Illinois, com outros 96 MW no território da ComEd dentro do PJM. O footprint da Ameren no MISO apresenta uma oportunidade única, com quase nenhuma congestão na fila em comparação a Michigan ou Minnesota. Porém, nenhum projeto foi concluído no lado do MISO, o que significa que os financiadores não têm referência de desempenho para avaliar.

Michigan mira 2.500 MW até 2029 com o cronograma mais agressivo

Michigan estabeleceu uma meta de 2.500 MW para a DTE Energy e Consumers Energy até 2029, um ano antes de qualquer outro estado do MISO. O estado opera 115 MW atualmente. A Lei Pública 233 permite que desenvolvedores ignorem o zoneamento local para projetos acima de 50 MW, encaminhando-os diretamente à Comissão de Serviços Públicos de Michigan. Em um mercado onde a oposição em nível de condado historicamente travou projetos, isso é uma vantagem relevante.

​Dois riscos ameaçam essa vantagem:

• Restrições de transmissão: A Península Inferior de Michigan conecta-se ao restante do MISO por poucos corredores de alta tensão. Até que as ampliações de transmissão de longo prazo do MISO sejam implementadas, projetos de BESS longe da capacidade existente podem enfrentar custos significativos de reforço de rede.
• Desafios à Lei 233: 109 municípios de Michigan contestam a ordem de implementação da Lei 233 junto ao Tribunal de Apelações do estado. Se tiverem sucesso, desenvolvedores perdem o direito de ignorar totalmente licenças locais hostis.

​Minnesota, Missouri e Indiana dependem de contratos com concessionárias, não de mandatos

Mandatos dão a Illinois e Michigan segurança legal que os estados com IRP não conseguem igualar. Os outros três dependem de ciclos de planejamento das concessionárias, que podem ser revisados ou cancelados a cada três a cinco anos. Para desenvolvedores, isso implica um perfil de risco fundamentalmente diferente.

Minnesota combina a melhor arbitragem com o maior risco de interconexão

O IRP da Xcel Energy prevê 1.230 MW de BESS até 2030. O estado, com 60% de penetração de energia eólica, registrou spreads day-ahead de quatro horas de US$243/MW-dia, superiores aos dos demais estados do MISO.

Apesar disso, os custos de interconexão reduzem esses benefícios. Um desenvolvedor retirou um projeto de 100 MW após o MISO atribuir US$80 milhões em custos de reforço de rede. Quem consegue absorver esse risco ganha vantagem de pioneiro.

Missouri planeja 1.000 MW até 2030 com substituição de térmicas a carvão

O IRP da Ameren Missouri prevê 1.000 MW de BESS até 2030, impulsionado pela aposentadoria de usinas a carvão. Os custos de terras de US$4.800 por acre são quase metade dos valores em Illinois ou Indiana. Sua fila de seis projetos é a menor do MISO.

No entanto, Missouri não possui estrutura estadual de licenciamento para BESS isolado. Cada projeto depende de aprovação no condado, e alguns só permitem BESS associado a solar.

Em 11 de fevereiro de 2026, foi aprovado o primeiro projeto de 400 MW de BESS no Missouri, atendendo a 40% do IRP anunciado pela Ameren.

Indiana comprova que contratos com concessionárias funcionam sem mandatos

Indiana lidera o MISO com 337 MW de BESS operacional, todos construídos via contratos de compra com NIPSCO e AES Indiana. A espinha dorsal de 765 kV da AEP oferece pontos de injeção de alta tensão em usinas a carvão desativadas, com custos mínimos de reforço.

​Como os desenvolvedores devem escolher entre esses cinco estados?

Projetos apoiados por contratos de compra com concessionárias em estados com mandatos têm mais chance de serem implantados. O restante da fila de 49 GW deve diminuir drasticamente. Entre os cinco estados, a questão é quais riscos o desenvolvedor consegue gerenciar e quais não. Nos estados com mandatos, o contrato de compra é a receita. As concessionárias contratam por lei, não por escolha. Essa obrigação transforma uma meta legislativa em fluxo de receita contratual aceito por financiadores de projetos.