O pipeline de interconexão da MISO contém 68 GW de BESS, mas apenas 5 GW possuem um Acordo de Interconexão de Gerador assinado (GIA). Desde 2015, desenvolvedores retiraram 52% dos 106 GW de BESS solicitados na fila principal da MISO.

A maior parte do pipeline, 14 GW, está em Michigan. A meta estadual de armazenamento de energia de 2,5 GW até 2029 atraiu o interesse de desenvolvedores. Porém, a região de estudo que cobre a Península Inferior de Michigan está cheia, então novas solicitações devem aguardar o próximo ciclo. Illinois também exige 3 GW de BESS até 2030 pela sua Lei de Acessibilidade à Rede Limpa e Confiável (CRGA).

Gás natural representa 51% do ciclo mais recente da fila da MISO, o DPP-2026, e baterias, 26%. Se forem construídos, ambos podem reduzir os spreads que operadores de BESS recebem, achatando os perfis diários de preços.

Principais destaques

• Os 14 GW de Michigan representam 21% do pipeline de BESS da MISO, e o limite do DPP-2026 já foi atingido no estado.
• Apenas 5 GW dos 68 GW do pipeline possuem acordo assinado, sendo 3 GW pelo Estudo de Adição de Recursos Acelerados da MISO (ERAS).
• Gás natural representa 51% dos 78 GW submetidos ao DPP-2026, com BESS em segundo lugar, com 26% da participação total.
• Se construídos, os 39 GW de gás natural e 20 GW de BESS do DPP-2026 reduziriam o spread de quatro horas entre os preços máximos e mínimos, o que afeta especialmente o BESS comercial.
• Desenvolvedores retiraram 52% dos 106 GW de BESS solicitados na fila principal da MISO, enquanto 23 GW ainda aguardam o segundo ponto de decisão.

14 GW do pipeline de BESS da MISO estão em Michigan, mas a região DPP-2026 está cheia

Dos 58 GW de BESS com estado identificado, 14 GW estão em Michigan, o maior volume entre os estados. Indiana e Illinois têm 10 GW cada, e Minnesota, 7,4 GW.

A Fase de Planejamento Definitiva (DPP), principal fila da MISO, analisa projetos em cinco regiões: Oeste, Central, Sul, Leste (ATC) e Leste (ITC). A American Transmission Company atende o Leste (ATC), cobrindo Wisconsin e a Península Superior de Michigan. A ITC Holdings atende o Leste (ITC), cobrindo a Península Inferior. A maioria dos projetos de Indiana e Illinois está na região Central, e os de Minnesota, no Oeste.

O DPP-2026, ciclo mais recente, limita o quanto cada região pode admitir, medido em MW solicitados para interconexão. Desenvolvedores preencheram o limite de 11 GW do Leste (ITC), afetando apenas novas solicitações. Do espaço restante, 9,9 GW, ou 86%, estão nas regiões Central e Leste (ATC).

Apenas 5 GW dos 68 GW do pipeline possuem acordo assinado

A MISO assinou acordos para 5 GW de BESS. Destes, 3 GW vieram pelo programa ERAS e 2 GW pelo DPP. O gás natural conta com 22 GW assinados, sendo 15 GW acelerados via ERAS.

Dos 63 GW sem acordo, 36 GW estão em estudo, a maioria na Fase 2, a segunda de três fases do DPP. O restante está fora das fases de estudo: solicitações do DPP-2026, que ainda não iniciaram análise, e pedidos de excedente que reutilizam capacidade de locais existentes.

A MISO opera sua fila acelerada, o ERAS, em paralelo ao DPP. O ERAS admite projetos que um regulador estadual confirma atenderem a uma necessidade de carga ou adequação de recursos, e devem entrar em operação comercial em até três anos.

Após o Ciclo 5, restam apenas oito vagas para escolha varejista em Illinois e Michigan, das 68 disponíveis. Com essas vagas limitadas e o encerramento do ERAS em 2027, novos pedidos de BESS entrarão pelo DPP ou como excedente em locais existentes.

Gás natural representa 51% do DPP-2026, com BESS em segundo com 26%

O gás natural representa 51% dos 78 GW submetidos ao DPP-2026 em 18 de setembro, frente a 2% no DPP-2021 e 34% no DPP-2025.

O BESS está em segundo lugar, com 20 GW, ou 26%. Juntos, gás e BESS somam 76% das submissões.

A fila também diminuiu e mudou de perfil. O DPP-2022 recebeu 161 GW de solicitações, sendo 48% solar, contra 78 GW no DPP-2026. O gás natural subiu de 4,7 GW para 39 GW nesses ciclos, enquanto a solar caiu de 77 GW para 6,7 GW. O BESS caiu de 33 GW no DPP-2022 para 10 GW no DPP-2025, depois subiu 95% para 20 GW.

Créditos fiscais federais explicam boa parte da queda da solar. Pela One Big Beautiful Bill Act, eólica e solar perdem créditos se não estiverem em construção até 4 de julho de 2026 ou online antes de 2028. Projetos do DPP-2026 não podem cumprir essas datas, enquanto o BESS mantém seu crédito até 2033.

Se construídos, 59 GW de gás natural e BESS do DPP-2026 reduziriam os spreads

Os 39 GW de gás natural e 20 GW de BESS do DPP-2026 reduziriam o spread de quatro horas entre os preços máximos e mínimos, caso sejam construídos. O gás adiciona oferta no pico da noite, quando a solar reduz a geração, baixando o topo do spread. O BESS carrega em horários de preço baixo e descarrega no pico, elevando o fundo e reduzindo o topo.

A projeção de receita da Modo Energy estima que um BESS de quatro horas pode gerar entre US$ 50.000 e US$ 85.000/MW-ano de 2027 a 2049, em três cenários.

A queda da solar compensa parte desse estreitamento. A solar reduz os preços do meio-dia, podendo ampliar o spread que o BESS recebe, e o DPP-2026 traz 6,7 GW de solar, contra 77 GW no DPP-2022.

Spreads mais estreitos afetam principalmente o BESS comercial, que ganha diretamente pela arbitragem. Projetos sem contrato com concessionária ou aquisição estadual são mais expostos e podem ser retirados se os spreads em MISO não sustentarem o modelo comercial.

Desenvolvedores retiraram 52% do BESS solicitado na fila principal da MISO

Desenvolvedores retiraram 55 GW, ou 52%, dos 106 GW de BESS solicitados na fila principal da MISO desde 2015. Outros 49 GW ainda permanecem na fila, então a taxa final de retirada pode aumentar. Os outros 2 GW possuem GIA assinado, e nenhum está em operação segundo o export da MISO.

As retiradas se concentram na Fase 2. Dos 154 GW retirados em todos os combustíveis no terceiro e quarto trimestres de 2025, 91% saíram na Fase 2. O BESS representou 29 GW, sendo 94% deles na Fase 2.

Desenvolvedores retiraram 44% do gás natural solicitado na fila principal e 58% da solar, contra 52% do BESS.

Os pontos de decisão são onde os custos de atualização de rede são atribuídos e, a partir daí, os depósitos se tornam não reembolsáveis. O DPP-2025 BESS perdeu 57% dos seus 10 GW até abril de 2026, a maior parte no primeiro ponto de decisão. Um BESS de 100 MW deposita US$ 8.000/MW, ou US$ 800.000, de depósito de prontidão e perde 10% no primeiro ponto de decisão e 35% no segundo.

Entre 23 GW de baterias, dos ciclos DPP-2022 e DPP-2023, ainda não passaram pelo segundo ponto de decisão. Cada 100 MW que é retirado nesse ponto perde US$ 280.000. No total dos 23 GW, aproximadamente US$ 65 milhões em depósitos foram exigidos para garantir uma vaga na fila.

O que isso significa para novos projetos na fila?

A meta de 2,5 GW de Michigan já está parcialmente contratada. Projetos nos outros 82% do BESS em fila precisam de outros contratos ou receita comercial, ou serão retirados. Os 3 GW de Illinois são divididos entre a Ameren Illinois na MISO e a Commonwealth Edison na PJM, frente a 10 GW em fila no território de Illinois da MISO.

Novos pedidos de BESS na Península Inferior irão para o DPP-2027, atrás das solicitações já acima do limite do Leste (ITC). Nas demais regiões, a MISO preenche o limite de cada região sequencialmente pela data de protocolo até o encerramento das inscrições em 15 de janeiro de 2027.