Illinois é o único estado no MISO que paga um incentivo direto para baterias distribuídas. Sua Lei de Acessibilidade para uma Rede Limpa e Confiável (CRGA) oferece um reembolso de US$ 250/kWh para BESS autônomos. Este é o primeiro incentivo para armazenamento em escala de distribuição no MISO e a única receita firme e antecipada que um desenvolvedor pode garantir.

As baterias distribuídas já possuem uma vantagem estrutural. Projetos abaixo de 5 MW podem evitar a fila de interconexão de baterias de 49 GW do MISO interconnection queue e chegar ao mercado anos antes de um projeto em escala de utilidade. Além disso, uma bateria de 100 kW ou mais pode vender toda a pilha no atacado e ainda se beneficiar do novo reembolso do CRGA em Illinois.

Utilizando o Virtual Benchmark da Modo Energy, podemos testar 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 pontos

• Illinois é o único estado do MISO que paga um incentivo direto para baterias distribuídas, oferecendo um reembolso de US$ 250 por kWh via CRGA 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 está pouco explorada.
• Uma bateria de 100 kW pode vender toda a pilha no atacado diretamente como um Recurso de Armazenamento de Energia, ao contrário de outros ISOs.
• Uma bateria autônoma de 5 MW em Illinois que vende para os mercados atacadistas pode faturar US$ 271.000/MW-ano, sendo 25% provenientes 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 (menos 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 exigem mais aprovações. Baterias em escala de utilidade aguardam em uma fila de interconexão de 49 GW interconnection queue que leva 3,2 anos para ser liberada. Um projeto conectado à distribuição evita essa fila, conectando-se sob regras estaduais e de concessionárias. Assim, um BESS distribuído pode chegar ao mercado enquanto um projeto em fila ainda está em estudo.

76% da frota pertence a concessionárias e é baseada em tarifa, e não em projetos de mercado livre. Projetos construídos por desenvolvedores independentes são uma fatia menor, mas crescente, agora que baterias de 100 kW ou mais podem acessar os mercados atacadistas.

Em Illinois e Arkansas, toda bateria distribuída em operação está co-localizada com energia solar.

Uma bateria distribuída pode participar dos mercados atacadistas do MISO

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

Por exemplo, a tarifa de Valor dos Recursos de Energia Distribuída (VDER) de Nova York obriga a escolher entre compensação estadual e receita de mercado atacadista. O MISO não impõe essa escolha.

A maior parte da frota operacional não seguiu esse caminho, optando por retorno baseado em tarifa, 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 para participação no mercado de capacidade.

Apenas Illinois oferece receita garantida enquanto outros estados avaliam políticas

Cinco estados do MISO merecem comparação para um desenvolvedor, e eles diferem bastante em quanto dinheiro chega ao investidor. O restante da frota está em estados sem nenhum tipo de estrutura.

Illinois oferece o único incentivo direto ao desenvolvedor. Seu CRGA paga US$ 250/kWh para BESS autônomos, valor que pode chegar a US$ 300/kWh para sistemas elegíveis a net metering até junho de 2028.

Como o despacho é voluntário, o desenvolvedor recebe sem abrir mão do controle de despacho. Poucas baterias em operação capturam toda essa receita atualmente. Assim, a rota de mercado livre está aberta e, em Illinois, o reembolso diminui o risco de implantação do BESS via política pública.

Desenvolvedores já estão reagindo à mudança recente. A Base Power, após captar US$ 1 bilhão, está entrando em Illinois para o 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 políticas:

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

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

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

Se Illinois será o primeiro de muitos depende do MISO North. Michigan está mais próximo. Suas propostas de usinas virtuais, SB 731 e 732, foram aprovadas em comissão em março de 2026. Separadamente, o regulador estadual determinou que concessionárias modelem usinas virtuais em seus planos. Minnesota tem os spreads top-bottom em tempo real mais fortes, oferecendo potencial de mercado livre caso incentivos sejam disponibilizados aos desenvolvedores.