Illinois é o único estado do MISO que oferece um incentivo direto para baterias distribuídas. Sua Lei de Acessibilidade à Rede Limpa e Confiável (CRGA) ) estabelece um reembolso de US$ 250/kWh para BESS autônomos, sendo o primeiro incentivo para armazenamento em escala de distribuição no MISO.

As baterias distribuídas já possuem uma vantagem estrutural. Projetos abaixo de 5 MW podem evitar a fila de interconexão de 49 GW do MISO para baterias interconnection queue e acessar o mercado anos antes de um projeto em escala de utilidade. Além disso, uma bateria de 100 kW ou mais pode vender todo o pacote de serviços no mercado atacadista e (potencialmente) se beneficiar do novo reembolso CRGA em Illinois.

Utilizando o Virtual Benchmark da Modo Energy, podemos analisar quanto uma bateria autônoma de 5 MW e quatro horas teria gerado em 2025. Energia contribui com US$ 24.000/MW-ano, regulação com US$ 105.000/MW-ano e capacidade com US$ 75.000/MW-ano.

Principais destaques

• Illinois é o único estado do MISO que paga um incentivo direto para baterias distribuídas, oferecendo um reembolso CRGA de US$ 250 por kWh para BESS autônomos.
• BESS distribuídos representam apenas 10% da frota de baterias do MISO, 112 megawatts (MW) em 7 estados, mas evitam a fila de 49 GW. 76% da frota distribuída é de propriedade de concessionárias e baseada em tarifas, então a oportunidade de mercado livre ainda é pouco explorada.
• Uma bateria de 100 kW pode vender todo o pacote de serviços no mercado atacadista diretamente como um Energy Storage Resource, ao contrário de outros ISOs.
• Uma bateria autônoma de 5 MW em Illinois que vende no mercado atacadista pode faturar US$ 271.000/MW-ano, sendo 25% desse valor proveniente do reembolso CRGA.
• Novos incentivos são mais prováveis no MISO North, onde os spreads em tempo real são mais fortes e várias políticas estão previstas para serem implementadas.

Baterias distribuídas são 10% da frota do MISO, e atrasos na fila deram vantagem inicial

A frota operacional de baterias do MISO soma 1.162 MW, dos quais sistemas em escala de distribuição (abaixo de 20 MW) representam 112 MW em 7 estados.

Esses 10% tiveram uma vantagem estrutural de entrada no mercado, enquanto BESS em escala de rede precisam de aprovações adicionais. Baterias de grande porte aguardam em uma fila de interconexão de 49 GW que leva 3,2 anos para ser liberada. Um projeto conectado à distribuição evita essa fila, conectando-se sob regras estaduais e da concessionária. Portanto, um BESS distribuído pode chegar ao mercado enquanto um projeto em fila ainda está em estudo.

76% da frota é de propriedade de concessionárias e baseada em tarifas, em vez de projetos de mercado atacadista. Projetos desenvolvidos por terceiros ainda são uma fatia pequena, mas crescente, agora que baterias de 100 kW ou mais podem participar dos mercados atacadistas.

Em Illinois e Arkansas, todas as baterias distribuídas em operação estão instaladas junto a sistemas solares.

Uma bateria distribuída pode participar dos mercados atacadistas do MISO

Diferente de outros mercados, o MISO permite que uma bateria conectada à distribuição com 100 kW ou mais participe diretamente dos mercados de energia, regulação e capacidade, sem necessidade de agregação.

Por exemplo, a tarifa Value of Distributed Energy Resources (VDER) de Nova York obriga a escolher entre compensação estadual e receita atacadista. O MISO não impõe essa escolha.

A maior parte da frota em operação não seguiu esse caminho, optando por retorno baseado em tarifas, por isso a oportunidade de mercado livre ainda está aberta. O caso de mercado livre favorece baterias de maior duração, já que o MISO exige pelo menos quatro horas de duração para participar do mercado de capacidade.

Apenas Illinois oferece receita garantida enquanto outros estados avaliam políticas

Cinco estados do MISO merecem comparação para desenvolvedores, e eles diferem bastante em relação ao valor recebido. O restante da frota está em estados sem nenhuma estrutura.

Illinois oferece o único incentivo direto para desenvolvedores. Seu reembolso CRGA paga US$ 250/kWh para BESS autônomos, podendo chegar a US$ 300/kWh para sistemas elegíveis à compensação de energia até pelo menos junho de 2028 (data limite prevista em lei).

Pela lei, o despacho autônomo é voluntário, então o desenvolvedor recebe sem abrir mão do controle de despacho. O rider VPP apresentado pela Ameren ainda não adotou essa exceção para sistemas front-of-meter, o que pode definir se o caminho de mercado livre estará aberto.

Desenvolvedores já estão reagindo à recente mudança de política. A Base Power, após captar US$ 1 bilhão, está entrando em Illinois para participar do programa de despacho de usinas virtuais do CRGA. Sua chegada sinaliza que a oportunidade está atraindo desenvolvedores bem capitalizados.

Outros estados do MISO North estão avaliando opções de políticas:

• Minnesota: a Xcel possui suas baterias distribuídas diretamente pelo Capacity*Connect, até 200 MW até 2028, sem entrada de terceiros.
• Michigan: o órgão regulador determinou a inclusão de usinas virtuais nos planos de recursos das concessionárias, sinalizando a criação de um mercado.
• Missouri: clientes comerciais e industriais podem participar de resposta à demanda no mercado atacadista, mas sem incentivo.
• Wisconsin: maior frota distribuída, 30 MW, mas sem nenhuma estrutura.

Illinois é pioneiro, e o MISO North decidirá se outros seguirão

Por enquanto, Illinois está sozinho. É o único estado do MISO que paga diretamente uma bateria distribuída, e o reembolso é o que garante a receita.

Se Illinois será o primeiro de muitos depende do MISO North. Michigan está mais próximo. Seus projetos de usinas virtuais SB 731 e 732 foram aprovados em comissão em março de 2026. Separadamente, o regulador determinou que as concessionárias modelem usinas virtuais em seus planos. Minnesota possui os spreads top-bottom em tempo real mais altos, oferecendo potencial de mercado livre se incentivos forem disponibilizados a desenvolvedores.