Como a reforma da fila da MISO muda a economia do desenvolvimento de baterias?
Como a reforma da fila da MISO muda a economia do desenvolvimento de baterias?
As reformas do Processo de Planejamento Definitivo (DPP) da MISO, voltadas para reduzir as filas de conexão, entraram em vigor em 2024, dobrando os depósitos iniciais e introduzindo penalidades automáticas para retiradas. Um projeto de bateria de 200 MW agora compromete aproximadamente US$ 1,9 milhão antes do início dos estudos e corre o risco de perder até US$ 1,6 milhão se sair durante as negociações do Acordo de Interconexão do Gerador (GIA).
As reformas penalizam estratégias de esperar para ver. Os desenvolvedores não podem mais manter posições especulativas na fila a baixo custo. Projetos que entram mais próximos da decisão final de investimento serão beneficiados. Projetos que entraram com a intenção de repassar ou adiar enfrentam janelas de saída mais restritas e penalidades crescentes.
Principais Conclusões para Desenvolvedores de Baterias
- Na MISO, os requisitos de capital inicial dobraram para US$ 1,9 milhão em um projeto de 200 MW, com US$ 1,6 milhão em risco nas negociações do GIA.
- A região Sul da MISO libera projetos cerca de 9 meses mais rápido do que a região Norte.
- Projetos de baterias levam em média 3,2 anos até o GIA, mais do que qualquer outro tipo de recurso.
- Os requisitos de controle do terreno aumentam para 100% antes do GIA, sem substituição financeira permitida.
- O processo reformado tem como meta 373 dias até o GIA, uma redução de 26% em relação aos ciclos anteriores.
Nesta pesquisa, analisamos:
- Como a nova estrutura de depósitos e penalidades altera o custo de manter uma posição na fila.
- Em que etapas da fila de interconexão capital e tempo estão agora em risco.
- Por que os requisitos de controle do terreno importam mais cedo no processo.
- O que os desenvolvedores de armazenamento devem fazer de diferente sob a nova fila reformada.
Quanto capital projetos BESS comprometem antecipadamente na MISO?
Um projeto de bateria de 200 MW agora compromete aproximadamente US$ 1,9 milhão antes do início dos estudos da Fase 1. As reformas da MISO dobraram o depósito de prontidão do segundo marco de US$ 4.000/MW para US$ 8.000/MW.
O total inclui três componentes: uma taxa de inscrição não reembolsável de US$ 5.000 (D1), aproximadamente US$ 320.000 em depósitos para estudos (D2, reembolsável) e um depósito de prontidão de US$ 1.600.000 (M2). A MISO desenhou essa estrutura para transferir custos de projetos que se retiram para aqueles que concluem o processo.
O que acontece se um projeto de bateria se retirar da fila da MISO?
As penalidades por retirada aumentam automaticamente conforme o momento da saída do projeto. Não há discricionariedade. O cronograma de perdas está previsto na tarifa.
Para um projeto de 200 MW com um depósito M2 de US$ 1,6 milhão:
- Ponto de Decisão 1: 10% perdido (US$ 160.000)
- Ponto de Decisão 2: 35% perdido (US$ 560.000)
- Fase 3: 75% perdido (US$ 1.200.000)
- Negociações do GIA e além: 100% perdido (US$ 1.600.000)
As janelas para retirada sem penalidade ficaram mais restritas. Os desenvolvedores só podem sair sem penalidades entre as fases, e apenas se os custos de atualização de rede mais custos do sistema afetado aumentarem em 50% (P1 para P2) ou 35% (P2 para P3).
Essa estrutura visa o problema de retiradas na MISO. Historicamente, 73% dos pedidos de interconexão foram retirados, causando retrabalho nos estudos e atrasos para os projetos restantes.
No entanto, o processo reformado tem como meta 373 dias do pedido ao GIA, uma redução de 26% em relação aos ciclos anteriores. Os ciclos atuais mostram atrasos ativos. No ciclo DPP-2021 do Leste (ATC), dois projetos se retiraram após a publicação final do SIS, desencadeando um novo estudo de 60 dias.
Quanto tempo projetos de baterias passam na fila de interconexão da MISO?
Projetos de baterias passam em média 3,2 anos na fila da MISO, mais do que qualquer outro tipo de recurso.
A variação regional é significativa. A região Sul da MISO libera projetos cerca de 9 meses mais rápido do que a região Norte, que concentra 70% do volume da fila. A região Central apresenta os prazos mais longos: de 4 a 5 anos do início do DPP até a execução do GIA.
Quando os desenvolvedores de baterias devem comprovar controle do terreno na MISO?
Controle do terreno significa que o desenvolvedor tem direitos legais sobre a terra, seja por propriedade, arrendamento ou opção de compra. As reformas introduzem requisitos crescentes em cada marco.
As reformas da MISO impõem requisitos crescentes de controle do terreno que eliminam substituições financeiras nas etapas finais. Projetos que entraram com posições especulativas agora enfrentam prazos rígidos para adquirir controle ou se retirar.
Na inscrição, os desenvolvedores devem comprovar direitos legais sobre 50% do terreno desde o gerador até o ponto de interconexão. Projetos sem controle do terreno podem apresentar US$ 80.000 por milha como garantia alternativa. Antes da Fase 2, os desenvolvedores devem controlar 50% da área da subestação, que é o local onde o projeto se conecta ao sistema de transmissão.
Antes da execução do GIA, os desenvolvedores devem controlar 100% de toda a terra. Não é permitido substituto financeiro nesta etapa final. Projetos que não comprovarem controle total do terreno não podem avançar para o Acordo de Interconexão do Gerador.
Como está a fila DPP-2025 da MISO para baterias?
O ciclo DPP-2025 da MISO foi lançado em 6 de janeiro de 2025 com 78 GW buscando interconexão. As regiões Central e Sul lideram as submissões.
Projetos solares e híbridos dominam. O armazenamento independente representa uma fatia menor, embora 50 GW de BESS estejam na fila total de 650 GW da MISO.
A quase ausência de projetos de 2023 (1,1 GW contra 73 GW em 2022) reflete a decisão da MISO em junho de 2023 de suspender novas inscrições até a aprovação da reforma.
O que os desenvolvedores de baterias devem fazer de diferente na fila reformada da MISO?
As reformas do DPP da MISO recompensam projetos que entram mais próximos da decisão final de investimento.
Três implicações estratégicas:
Primeiro, preveja a possibilidade de perdas. Um projeto de 200 MW deve considerar cenários em que US$ 160.000 a US$ 1,6 milhão do depósito M2 sejam perdidos.
Segundo, garanta o controle do terreno mais cedo. O requisito de 100% no GIA não permite aquisição de última hora. Assegure controle antes de entrar na Fase 2.
Terceiro, escolha as regiões estrategicamente. O cronograma mais rápido da região Sul reduz o tempo de capital comprometido em cerca de 9 meses em relação à região Norte. Projetos na região Central devem planejar durações superiores a 4 anos.
As reformas transferem custos dos projetos que se retiram para os que concluem. Desenvolvedores com projetos maduros e forte respaldo de capital são beneficiados.
