Consolidar y comparar los ingresos de baterías entre los cuatro ISOs de la Eastern Interconnection rara vez es sencillo. A diferencia de ERCOT, un mercado solo de energía, la región suma pagos de capacidad además de energía y reservas. Ko reúne estos conjuntos de datos en el Terminal.

PJM, MISO, NYISO e ISO-NE valoran la pila de ingresos de manera diferente. Sin una visión completa, es fácil pasar por alto por qué dos baterías tuvieron resultados muy distintos en la misma semana.

Ko puede clasificar spreads entre mercados, probar dónde y cuándo construir, e identificar las causas de picos de precios para definir la estrategia de un operador. Haz una pregunta en lenguaje sencillo: Ko identifica la tabla adecuada, escribe el SQL, consulta los datos en vivo y explica el resultado.

Esta guía recorre cinco ejemplos prácticos para analistas, desarrolladores y operadores energéticos. En cada caso mostramos la pregunta, un gráfico generado con los datos que devolvió Ko y el insight que generó Ko.

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¿A qué datos de la Eastern Interconnection tiene acceso Ko?

Modo Energy ha integrado Ko con la pila de mercados EI en los cuatro ISOs.

• Pronósticos. Proyecciones del escenario Central de Modo sobre precios, capacidad, ingresos y despliegue: la capa a futuro, hasta 2050.
• Simulación de referencia ME BESS. Simulación de despacho y ingresos por mercado cada 5 minutos por ISO: la capa de backtest para el pasado.
• Precios de energía. Precios marginales de ubicación nodal y zonal para cada ISO, en el mercado diario (por hora) y en tiempo real (cada 5 minutos).
• Reservas y regulación. Precios de cierre en el mercado diario y en tiempo real para los productos auxiliares de cada ISO, incluyendo resultados del mercado de regulación de PJM y reservas despachadas.
• Demanda. Demanda real y en tiempo real para PJM, MISO, NYISO e ISO-NE.
• Generación por tipo de combustible. Mezcla de combustibles en tiempo real y por hora para los cuatro ISOs, para poder rastrear un movimiento de precio hasta lo que estaba en el margen.
• Datos de plantas y generadores. Inventario de generadores EIA-860 (capacidad nominal, tecnología, propietario, estado, ubicación) y generación neta y uso de combustible EIA-923.
• Referencia de nodos y zonas. Listados de nodos, asignación de nodos a zonas y mapeo de subzonas de reservas.

Los ejemplos a continuación se produjeron haciendo preguntas a Ko sobre esta pila de datos. Ko generó el SQL, consultó la información y produjo el análisis. Todos los gráficos se reconstruyeron a partir de la misma respuesta de Ko.

Analistas de mercado: comparando spreads entre ISOs

Resultado:

En los tres mercados, los spreads en tiempo real superaron a los del mercado diario en mayo de 2026, confirmando que la escasez impulsada por el clima es sistemáticamente difícil de prever con un día de antelación. En términos absolutos, PJM registró la mayor prima con unos $155/MW-día (tiempo real $389/MW-día frente a mercado diario $234/MW-día), reflejando la magnitud del pico en el Atlántico Medio.

En porcentaje, la prima de ISO-NE fue la más pronunciada con un 83% (tiempo real $214 frente a mercado diario $117). Nueva Inglaterra es un mercado pequeño y restringido donde un aumento inesperado de demanda genera grandes movimientos en tiempo real. MISO Indiana quedó en medio con un 60% (tiempo real $218/MW-día frente a mercado diario $136/MW-día). Para los analistas, PJM es el mercado de mayor recompensa en tiempo real en términos absolutos, mientras que ISO-NE ofrece la mayor ventaja proporcional.

Resultado:

Seis meses después del rediseño de regulación de octubre de 2025, la regulación no es un complemento sino la pieza principal de la pila de ingresos de un BESS. En mayo de 2026, la pila modelada para una batería de 4 horas fue de $73/kW-mes: regulación $56/kW-mes (77%), arbitraje de energía en tiempo real $12/kW-mes (16%) y capacidad $5/kW-mes (7%). La regulación cerró en $97/MWh, bajando de los $104 de abril pero 3,4 veces los $29/MWh de mayo de 2025. Antes del rediseño, el promedio era de unos $20/kW-mes; después, el promedio es de unos $62/kW-mes.

La conclusión práctica para analistas: la regulación es el ancla estructural y debe ofertarse primero y de forma continua, mientras que el arbitraje de energía depende del clima. La Fase 2 del rediseño, prevista para octubre de 2026, dividirá la señal en productos separados de regulación arriba y abajo (RegUp y RegDown), lo que podría redistribuir los precios de cierre.

Desarrolladores: dónde construir y cuándo con Ko

Resultado:

La elección de la zona es una de las decisiones de ubicación más importantes en PJM. En mayo de 2026 dominó el Atlántico Medio: Virginia (DOM) cerró un spread top-bottom en tiempo real de unos $916/MW-día, un aumento del 118%, casi cuatro veces más que Pensilvania (PPL) con unos $232/MW-día. Baltimore (BGE) alcanzó unos $631/MW-día (subida del 124%) y Washington DC (PEPCO) unos $614/MW-día (subida del 89%).

La prima es estructural. Las restricciones persistentes de transmisión entre los centros de demanda del este y la generación del oeste amplían la separación de precios en cada evento de escasez. La ola de calor cargó esas restricciones justo donde más afectan. Zonas occidentales como ComEd cerraron con menos de un tercio del spread de Virginia.

Resultado:

Bajo el escenario Central de Modo, los tres mercados divergen notablemente desde mediados de los años 2030. NYISO se cuadruplica aproximadamente desde unos $6/kW-mes actuales hasta un pico cercano a $24–$25/kW-mes entre 2040 y 2045, impulsado por la demanda de centros de datos y electrificación en uno de los entornos de desarrollo más restringidos de EE. UU. PJM alcanza su pico antes, alrededor de 2030–2033 cerca de $18–$21/kW-mes a medida que se conectan nuevos proyectos, y luego cae por debajo de $5/kW-mes para 2045 cuando la oferta supera la demanda.

MISO se mantiene en dígitos bajos y medios hasta subir en los años 2040. Para una batería de 4 horas, los ingresos por capacidad equivalen aproximadamente al precio de cierre multiplicado por la capacidad calificada hasta 2029.

Las zonas sur de NYISO ya marcan un récord de $32,6/kW-mes para el verano de 2026, y en el escenario Central esa tendencia sigue al alza casi dos décadas, aunque un desarrollo más rápido o una demanda menor adelantarían el pico. Los proyectos de PJM, en cambio, deben entrar en operación antes del pico a principios de los años 2030.

Operadores energéticos: dónde está el valor para capturar ahora

Resultado:

MISO tuvo dos picos de precios día-adelantado distintos en febrero de 2026. El evento principal fue la tormenta invernal Fern del 1 al 2 de febrero, cuando un aumento de demanda de calefacción en el Medio Oeste coincidió con 11.000 a 13.300 MW de salidas forzadas de térmicas y baja generación eólica. El pico en el hub día-adelantado alcanzó $217/MWh el 2 de febrero y en tiempo real en Indiana Hub superó los $1.100/MWh.

Los hubs del norte promediaron $51–$52/MWh en el mes frente a $31–$33 en el sur, una diferencia de unos $20/MWh por restricciones de transmisión. Un segundo pico localizado el 24 de febrero elevó brevemente el hub máximo a $218/MWh mientras el promedio diario se mantuvo cerca de $39. Los servicios auxiliares se movieron con la energía: la regulación en tiempo real cerró en $94/MWh el 2 de febrero.

Ko conecta tus preguntas con los datos en tiempo real de Modo Energy

En los cuatro ISOs de la Eastern Interconnection, Ko pasa de una pregunta a los datos y análisis relevantes más rápido que hacerlo manualmente. El valor es más claro cuando una pregunta abarca varios mercados o diferentes fuentes de ingresos: Ko identifica la tabla, devuelve el resultado y explica su significado en contexto. Ko no reemplaza el juicio del analista. Ayuda a poner a prueba la primera respuesta, mostrar los datos detrás y señalar dónde se necesita un análisis más profundo.