​O Estudo de Adição de Recursos Acelerado (ERAS) da MISO promete Acordos de Interconexão de Geradores (GIAs) em três meses, em vez dos 2,5 a 5 anos exigidos pelo Processo de Planejamento Definitivo (DPP). No entanto, para desenvolvedores de BESS merchant, essas economias são inacessíveis. O ERAS exige um contrato de venda de energia já assinado, 100% de controle do local e confirmação regulatória da necessidade de capacidade. Como resultado, o gás natural ficou com 75% da capacidade nos Ciclos 1 e 2. Todos os quatro projetos de BESS que se qualificaram são de propriedade de concessionárias ou têm contratos de venda de energia.

Nesta pesquisa, analisamos:

• Como os requisitos de elegibilidade do ERAS excluem o BESS merchant
• O que os resultados dos Ciclos 1–2 revelam sobre a matriz de combustíveis e a titularidade
• Por que a maioria dos desenvolvedores de BESS permanecerá na fila do DPP

Principais conclusões

• O ERAS economiza anos, mas custa mais caro. Um BESS de 100 MW paga US$ 2,8 milhões pelo ERAS, contra US$ 1,1 milhão pelo DPP, comprando mais de 30 meses de aceleração do cronograma.
• O requisito de contrato de venda de energia exclui desenvolvedores sem contratos com concessionárias, titularidade ou outro acordo bilateral com cliente industrial.
• O gás domina as inscrições no ERAS. O gás natural ficou com 75% da capacidade do ERAS nos Ciclos 1 e 2. O BESS representa apenas 8%.
• Todos os projetos de BESS no ERAS têm ligação com concessionárias. Quatro projetos, totalizando 989 MW, foram qualificados. Nenhum é merchant.

Como o ERAS difere da fila de interconexão padrão?

O ERAS comprime anos em meses. Especificamente, um projeto que entra no primeiro trimestre pode receber seu GIA até o terceiro trimestre do mesmo ano. Em contraste, o DPP leva em média de 2,5 a 5 anos para o mesmo resultado.

Seis etapas separam a entrada na fila da obtenção do GIA. Notavelmente, a análise do pedido e os períodos de estudo ocorrem em paralelo com processos regulatórios estaduais.

No entanto, essa agilidade tem um preço.

O ERAS exige depósitos M2 de US$ 24.000 por MW (pagos na janela de inscrição), contra US$ 8.000 por MW no DPP. Além disso, as taxas de inscrição D1 chegam a US$ 100.000, comparado a US$ 5.000. Os projetos também devem comprovar 100% de controle do local no pedido; o DPP exige apenas 50%.

Quanto custa o ERAS?

Um BESS de 100 MW paga US$ 2,82 milhões antecipadamente no ERAS, contra US$ 1,13 milhão no DPP. Consequentemente, o prêmio de US$ 1,7 milhão compra pelo menos 30 meses de aceleração do cronograma.

Para 400 MW, os custos do ERAS chegam a US$ 10,1 milhões. O depósito M2 de US$ 24.000/MW impulsiona esse aumento. Mas, para projetos com datas de operação comercial firmes atreladas a contratos com concessionárias, essa aceleração pode justificar o custo.

Quem pode usar o ERAS?

Quatro requisitos se combinam para filtrar a geração merchant:

• Contrato de venda de energia: Os projetos devem ter um contrato de compra e venda de energia, contrato de tolling ou serem de propriedade de concessionária. Assim, desenvolvedores merchant voltados ao mercado atacadista não se qualificam.
• 100% de controle do local: Os requerentes devem comprovar controle total do local na inscrição. O DPP exige apenas 50% inicialmente.
• Início comercial em três anos: A operação comercial deve ocorrer em até três anos após a assinatura do GIA.
• Apoio da RERRA: A Autoridade Reguladora Elétrica Varejista Relevante (RERRA) deve confirmar que o projeto atende a uma necessidade de capacidade. Na prática, isso normalmente significa aprovação da agência reguladora estadual.

Juntos, esses requisitos criam uma barreira estrutural. Desenvolvedores merchant de BESS raramente têm contratos de venda antes dos estudos de interconexão confirmarem a viabilidade do projeto. O padrão é: primeiro a posição na fila, depois a negociação do PPA e, por fim, o financiamento. O ERAS inverte completamente essa sequência.

O que revelam os dois primeiros ciclos?

O gás domina as inscrições no ERAS. Nos Ciclos 1 e 2, o gás natural responde por aproximadamente 9.150 MW, ou 75% da capacidade total. Enquanto isso, solar, BESS e eólica ficaram cada um com cerca de 8%.

A divisão tecnológica no ERAS difere fortemente da fila mais ampla da MISO. No DPP 2025, o BESS é o maior tipo de combustível em capacidade. No ERAS, porém, fica em último entre as principais tecnologias. Projetos a gás com contratos com concessionárias dominam o processo.

Atualmente, o ERAS avalia dois Ciclos de Estudo (1 e 2), enquanto projetos pendentes incluem aqueles que se inscreveram no ERAS, mas não foram selecionados em nenhum ciclo.

Geograficamente, os projetos pendentes se concentram ao longo da Costa do Golfo e no Alto Meio-Oeste. A Louisiana abriga vários projetos a gás acima de 1 GW, impulsionados pela demanda de exportação de GNL e crescimento do consumo industrial. Da mesma forma, os dois maiores projetos pendentes de Wisconsin são usinas a gás da Invenergy para atender necessidades de capacidade de concessionárias.

Os quatro projetos de BESS compartilham uma característica comum: ligação com concessionárias.

DTE, Ameren e Otter Tail são concessionárias verticalmente integradas desenvolvendo armazenamento para seus próprios sistemas. O projeto da NextEra na Louisiana tem contrato firmado com uma concessionária. Nenhum projeto de BESS merchant aparece em nenhum dos ciclos.

O que isso significa para desenvolvedores de BESS?

O BESS merchant continuará na fila do DPP. O requisito de contrato de venda por si só desqualifica a maioria dos desenvolvedores independentes. Além disso, o prêmio de US$ 1,7 milhão por 100 MW no ERAS só faz sentido quando existe contrato com concessionária e uma data de operação comercial específica agrega valor.

A participação de 8% do BESS no ERAS não reflete a oportunidade de mercado. Reflete apenas quais projetos contam com apoio de concessionária. Os 51 GW de BESS na fila do DPP da MISO enfrentam outra realidade: prazos maiores, mas sem exigência de contrato de venda e com depósitos iniciais menores.

Em última análise, o ERAS vai acelerar o armazenamento de concessionárias para cumprir metas de planos integrados de recursos. Não vai acelerar o desenvolvimento merchant, que domina a fila de interconexão da MISO.