A Modo Energy projeta 68 GW de nova capacidade de geração na MISO até 2031. Partindo de uma fila de interconexão de 314 GW, a previsão aplica probabilidade de retirada, estimativa de data de operação comercial e limites de capacidade locacional para produzir um cronograma realista de expansão. Gás natural (27 GW) e solar (28 GW) lideram em quase igualdade. Projetos do Estudo de Adição Rápida de Recursos (ERAS), com acordos firmes de interconexão, impulsionam o gás. O pipeline do Processo de Planejamento Definitivo (DPP) é fortemente voltado para solar.

Principais destaques

• A fila de interconexão de 314 GW da MISO resulta em 68 GW de nova geração até 2031, após ajustes por risco de retirada, cronograma e limites locacionais. Além disso, o resultado converge com a projeção Series 2A Futures da própria MISO.
• Gás natural (27 GW) e solar (28 GW) estão praticamente empatados. O gás lidera o caminho ERAS com 22 GW em acordos firmes de interconexão. Solar lidera o caminho DPP com 26 GW, mas com maior risco de desistência.
• A previsão indica 6,9 GW de BESS, sendo 4,0 GW de compromissos ERAS e 2,9 GW de projetos DPP que sobrevivem à fila. No entanto, o modelo de expansão de capacidade não seleciona baterias adicionais em nenhum cenário de preço.

Quanto da fila da MISO realmente será construída?

A fila DPP da MISO contém 285 GW de geração proposta em 1.434 projetos ativos e concluídos. O programa ERAS adiciona mais 29 GW, em sua maioria gás natural. Juntos, os dois caminhos somam 314 GW de geração proposta, cerca de 1,5 vez a capacidade instalada atual da MISO.

Esse número não é uma previsão. As filas de interconexão contêm propostas especulativas, projetos placeholders e registros duplicados. Dados da própria MISO mostram que 73% dos pedidos de interconexão foram retirados antes da conclusão. Além disso, cerca de 48 GW de projetos ativos têm datas de operação comercial já expiradas.

Transformar essa fila em uma previsão confiável exige um rebaixamento estruturado. Isso significa remover projetos propensos à retirada, estimar cronogramas realistas de conclusão e limitar as adições a níveis consistentes com o planejamento de recursos da MISO.

Como o pipeline de rebaixamento reduz 314 GW para 68 GW?

O pipeline de rebaixamento da Modo Energy aplica três filtros sequenciais.

Filtro 1: Probabilidade de retirada (314 GW para 107 GW). Cada projeto DPP recebe uma probabilidade de chegar à operação comercial. O modelo utiliza as taxas de retirada publicadas pela MISO por fase de estudo, um ajuste de progresso dentro da fase e uma taxa de conclusão específica por tecnologia. Projetos ERAS (29 GW), por sua vez, passam com 100% por terem Acordos Firmes de Interconexão. Após esse filtro, restam 107 GW.

Filtro 2: Estimativa da data de operação comercial. O modelo atribui datas estimadas com base em distribuições empíricas de tempo de conclusão por tecnologia e fase de estudo, substituindo datas de entrada em operação muitas vezes irreais. Solar leva em média 1,5 ano do fim do estudo à operação. Além disso, a construção de gás leva em média 0,5 ano, o menor prazo entre as tecnologias.

Filtro 3: Limites locacionais e ritmo de construção (107 GW para 68 GW). Limites acumulados de capacidade por Zona de Recursos Locais, calibrados aos recursos planejados F2 da MISO, cortam 39 GW. Restrições anuais de ritmo de construção então limitam o avanço a 1,5 vez o máximo histórico de cada zona. Projetos ERAS não estão sujeitos aos limites acumulados, mas seguem o ritmo anual.

O que será construído, por tecnologia e por fila?

Gás natural e solar representam 80% da expansão, com divisão mais equilibrada do que sugere a fila bruta.

Gás natural: Projetos ERAS (22 GW) com acordos firmes de interconexão impulsionam a maior parte do crescimento do gás, passando por fora da fila DPP. São principalmente turbinas a combustão e ciclos combinados no sul da MISO. Para desenvolvedores de baterias, esse crescimento do gás ERAS define a base despachável que compete com projetos BESS.

Solar: Solar lidera o caminho DPP com 26 GW, mas com maior risco de desistência que o gás ERAS. Projetos se concentram em Michigan (LRZ 7), MISO Sul (LRZ 9) e Missouri (LRZ 5). O solar DPP aprofunda o vale de preços ao meio-dia, ampliando os spreads intradiários. Esses spreads impulsionam a receita de armazenamento, junto com serviços auxiliares e pagamentos de capacidade.

Vento: As adições de vento são modestas em relação à fila. O vento onshore enfrenta restrições de transmissão nas zonas de maior recurso e disputa espaço de interconexão com o solar. A projeção reflete projetos já em fases avançadas de estudo.

BESS: 6,9 GW. A previsão aponta 6,9 GW de BESS, sendo 4,0 GW de compromissos ERAS (15 projetos) e 2,9 GW de sobreviventes DPP (108 projetos). O BESS ERAS se concentra em Indiana (1,5 GW) e Minnesota (1,2 GW). Michigan responde pela maior zona individual, com 3,1 GW, em sua maioria DPP. Apesar disso, o modelo de expansão de capacidade não seleciona baterias adicionais em nenhum cenário de preço ou zona.

Como a expansão se distribui na MISO?

A expansão de 68 GW não é distribuída de forma uniforme. Três padrões geográficos se destacam nos resultados do rebaixamento.

Solar e armazenamento se concentram onde as metas estaduais são mais ambiciosas. Michigan (12,5 GW) reúne metas estaduais de energia limpa, um grande pipeline renovável e 3,1 GW de desenvolvimento BESS. Missouri (4 GW) é predominantemente solar, com 2,9 GW. Iowa (6 GW) aposta no vento, mas novas adições enfrentam risco de restrição conforme a penetração aumenta.

Indiana enfrenta a margem de capacidade mais apertada, pois novas construções não acompanham a demanda. Indiana possui a maior frota operacional de BESS da MISO, com 337 MW. O estado continua atraindo projetos de armazenamento e gás. No entanto, o pico de carga se aproxima da soma da capacidade instalada e das novas construções até 2031. Por isso, é a zona onde recursos flexíveis têm maior valor de curto prazo por meio de arbitragem.

O gás ERAS ancora o sul da MISO e o Alto Meio-Oeste. Louisiana e Texas (14 GW) recebem a maior alocação. Projetos de gás ERAS com acordos firmes atendem às necessidades de confiabilidade da Costa do Golfo. Da mesma forma, Wisconsin (7 GW) recebe projetos tanto do ERAS quanto do DPP, sendo 3,9 GW de gás. Juntas, essas zonas mostram onde o gás de confiabilidade está mais concentrado.

O que está sendo desativado na MISO?

Enquanto isso, a MISO perde cerca de 10 GW de capacidade operacional até 2031, sendo 8 GW de carvão. As desativações se concentram em 2028 (3,9 GW, principalmente carvão) e 2027 (1,9 GW), criando lacunas de curto prazo que novas construções precisam preencher.

O impacto geográfico, porém, é desigual. Michigan (LRZ 7) perde mais capacidade, quase toda de carvão. O MISO Sul (LRZ 9) também perde capacidade significativa, embora novas construções já superem a oferta na zona. No geral, essas desativações explicam a necessidade dos 68 GW de novos projetos. Sem eles, o parque existente cobriria a adequação de curto prazo até o início dos anos 2030. Esse equilíbrio pode mudar conforme a MISO atualiza suas projeções de crescimento de carga. Em especial, a demanda de data centers e manufatura está acelerando na MISO Central (veja "Data centers e manufatura definem a previsão de carga da MISO para 2046").

Mandatos de BESS na MISO

Cinco estados da MISO possuem metas de contratação de BESS que totalizam cerca de 8 GW: Illinois (3 GW), Michigan (2,5 GW), Minnesota (1,2 GW), Missouri (1 GW) e Indiana (337 MW). No entanto, a maioria dos projetos BESS relacionados a esses mandatos ainda está em fases iniciais do DPP, atrás de projetos solares e de gás com acordos firmes de interconexão. Em Illinois, por exemplo, a fila entrega zero BESS até 2031, pois projetos em fases avançadas ocupam a zona primeiro.

Assim, os 6,9 GW de BESS previstos resultam dos compromissos ERAS e dos sobreviventes DPP, não do cumprimento de mandatos. Mandatos podem acelerar a implantação se os estados priorizarem armazenamento nos próximos ciclos de interconexão, mas isso não aparece na fila atual.

O que os desenvolvedores devem tirar dessa previsão?

A fila superestima a capacidade viável em cerca de 4,6 vezes. O número de 314 GW reflete o interesse dos desenvolvedores, não um pipeline pronto para construção. Após o rebaixamento, gás e solar atingem quase igualdade por caminhos diferentes: ERAS para gás, DPP para solar. A implantação de BESS segue compromissos ERAS e posição na fila, não metas estaduais de contratação.

A materialização dos 68 GW depende do cumprimento dos prazos dos projetos de gás ERAS e da capacidade do solar DPP de sustentar taxas de construção historicamente inéditas.

Além de 2031 até 2050

Esta previsão cobre a fila rebaixada até 2031. Cerca de 107 GW da capacidade da fila sobrevivem ao filtro de retirada, mas não podem ser alocados devido a limites locacionais e ritmo anual. Essa capacidade não alocada forma o conjunto candidato para modelagem de expansão de capacidade além de 2031.