Consolidar y comparar los ingresos de baterías en los cuatro ISOs de la Eastern Interconnection rara vez es sencillo. A diferencia de ERCOT, un mercado solo de energía, la región añade 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 registraron resultados muy distintos en la misma semana.

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

Esta guía recorre cinco ejemplos prácticos para analistas, desarrolladores y operadores de energía. En cada caso mostramos el prompt, un gráfico generado a partir de los datos que devolvió Ko y la conclusión obtenida.

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¿A qué datos de la Eastern Interconnection accede Ko?

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

• Pronósticos. Proyecciones del escenario Central de Modo sobre precios, capacidad, ingresos y desarrollo: la capa a futuro, hasta 2050.
• Simulación de referencia ME BESS. Simulación por ISO de despacho y ingresos cada 5 minutos por mercado: la capa de backtest para el pasado.
• Precios de energía. Precios marginales nodales y zonales para cada ISO, en el mercado de día anterior (por hora) y en tiempo real (cada 5 minutos).
• Reservas y regulación. Precios de liquidación en tiempo real y día anterior 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 generación en tiempo real y por hora para los cuatro ISOs, para poder rastrear los movimientos de precio según la oferta marginal.
• 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, mapeo de nodos a zonas y subzonas de reserva.

Los ejemplos a continuación se generaron preguntando a Ko sobre esta pila de datos. Ko generó el SQL, consultó los datos y realizó el análisis. Todos los gráficos fueron reconstruidos 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 día anterior 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 mostró la mayor prima con unos $155/MW-día (tiempo real $389/MW-día frente a día anterior $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 día anterior $117). Nueva Inglaterra es un mercado pequeño y restringido donde un aumento inesperado de demanda genera movimientos desproporcionados en tiempo real. MISO Indiana estuvo en medio con un 60% (tiempo real $218/MW-día frente a día anterior $136/MW-día). Para los analistas, PJM es el mercado en tiempo real con mayor recompensa en dólares, mientras que ISO-NE ofrece la mayor ventaja proporcional.

Resultado:

Seis meses después del rediseño de regulación de octubre de 2025, la regulación ya no es un complemento, sino la principal fuente de ingresos para 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 se liquidó a $97/MWh, bajando desde los $104 de abril pero 3,4 veces los $29/MWh de mayo de 2025. Antes del rediseño, la flota promediaba unos $20/kW-mes; después, 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 liquidación.

Desarrolladores: dónde y cuándo construir con Ko

Resultado:

La elección de zona es una de las decisiones de ubicación más importantes en PJM. En mayo de 2026, el Atlántico Medio dominó: Virginia (DOM) liquidó un spread top-bottom en tiempo real de unos $916/MW-día, un aumento del 118%, casi cuatro veces el de 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 carga del este y la generación del oeste amplían la separación de precios durante cada evento de escasez. La ola de calor cargó esas restricciones justo donde más afectan. Zonas occidentales como ComEd liquidaron menos de un tercio del spread de Virginia.

Resultado:

En el escenario Central de Modo, los tres mercados divergen notablemente a partir de mediados de los 2030. NYISO se cuadruplica 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 construcción más restringidos de EE. UU. PJM alcanza su pico antes, entre 2030 y 2033, cerca de $18-$21/kW-mes a medida que se conectan nuevos proyectos, y luego cae por debajo de $5/kW-mes en 2045 a medida que la oferta supera la demanda.

MISO se mantiene en un rango bajo a medio hasta que sube en los años 2040. Para una batería de 4 horas, el ingreso por capacidad es aproximadamente el precio de liquidación por la capacidad calificada hasta 2029.

Las zonas sur de NYISO ya liquidan un récord de $32,6/kW-mes para el verano de 2026, y en el escenario Central esa tendencia sigue subiendo casi dos décadas, aunque una construcción más rápida o menor demanda podría adelantar el pico. Por contraste, los proyectos en PJM deben entrar en operación antes del pico a principios de los 2030.

Operadores de energía: dónde está el valor para capturar ahora

Resultado:

MISO tuvo dos picos de precio en el mercado de día anterior en febrero de 2026. El principal fue la tormenta invernal Fern del 1 al 2 de febrero, cuando un aumento de demanda de calefacción en el Midwest coincidió con 11.000 a 13.300 MW de salidas forzadas de térmicas y baja generación eólica. El hub pico del día anterior alcanzó $217/MWh el 2 de febrero, y en tiempo real el 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 brecha de unos $20/MWh causada por restricciones de transmisión. Un segundo pico localizado el 24 de febrero llevó brevemente el hub pico a $218/MWh, mientras que el promedio diario se mantuvo cerca de $39. Los servicios auxiliares acompañaron a la energía: la regulación en tiempo real liquidó a $94/MWh el 2 de febrero.

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

En los cuatro ISOs de la Eastern Interconnection, Ko pasa de una pregunta a los datos y el análisis relevante más rápido que el método manual. El valor es más claro cuando la pregunta cruza mercados o diferentes fuentes de ingresos: Ko identifica la tabla, devuelve el resultado y explica su contexto. Ko no reemplaza el criterio del analista. Ayuda a probar la primera respuesta, mostrar los datos detrás y señalar dónde hace falta un análisis más profundo.