​La estructura de ingresos de baterías en ISO-NE cambia sustancialmente en las próximas dos décadas. Los servicios auxiliares lideran en el corto plazo, la arbitraje de energía gana valor a medida que aumenta la penetración renovable y los ingresos por capacidad disminuyen con la reforma de acreditación estacional. Los activos en Massachusetts se destacan porque los Certificados Clean Peak pueden superar toda la estructura de ingresos del mercado.

Esta perspectiva cubre el modelo ISO-NE Q3 2026 de Modo Energy hasta 2049. Todos los precios están en USD reales de 2025.

Puntos clave

• La demanda de ISO-NE tendrá su pico en invierno a partir de 2038. Las bombas de calor y los vehículos eléctricos impulsan este cambio, alterando tanto el momento como el valor del despacho de baterías.
• Los BESS de Massachusetts alcanzan ingresos máximos combinados de más de $300k/MW-año en 2032 antes de bajar a menos de $250k/MW-año para 2049.
• Los servicios auxiliares lideran los ingresos de BESS hasta 2038. La arbitraje de energía se convierte en la mayor fuente de ingresos del mercado en 2039.
• El crecimiento renovable fortalece los spreads top-bottom (TB4) y los ingresos energéticos. La contratación estatal, el precio del carbono y la transición hacia la eólica amplían los spreads top-bottom con el tiempo.
• Los ingresos por capacidad caen cuando llegan las reformas del mercado de capacidad en 2028. La acreditación estacional da menos valor a las baterías de cuatro horas, especialmente en invierno, mientras que aumenta el valor relativo del almacenamiento de mayor duración.
• Los Certificados Clean Peak transforman la estructura en Massachusetts. Una batería en Massachusetts puede ganar $159k/MW-año solo con Clean Peak en 2030, más que los $141k/MW-año de ingresos totales disponibles para un activo comparable en Maine.

ISO-NE se convierte en un sistema con pico invernal

ISO-NE añade la menor carga nueva de cualquier ISO del este. La carga neta anual crece un 36.8% (de 117 a 160 TWh) hasta 2046, frente a los 811 y 426 TWh añadidos en PJM y MISO. Sin embargo, su forma cambia estacionalmente más que ninguna otra.

Los picos coincidentes de invierno y verano se cruzan en 2038. Las bombas de calor impulsan el cambio, sumando unos 9 GW al pico invernal modelado para 2045 a medida que se electrifican los edificios. ISO-NE prevé solo 132 MW de centros de datos en todo el sistema, una fracción del crecimiento de carga de PJM o MISO.

Consulta el pronóstico de carga 2046 de ISO-NE de Modo Energy para un desglose de proyecciones y factores.

Mezcla de construcción de ISO-NE: renovables con capacidad firme para cubrir necesidades invernales a finales de los 2030

Hasta 2029, el despliegue comprometido de ISO-NE en la cola de interconexión es principalmente BESS y eólica marina. Se esperan 4.7 GW de nuevas adiciones, el 98% de ellos viento, solar, almacenamiento e hidroeléctrica. Las baterías lideran con 1.8 GW, el 76% en Massachusetts y respaldadas por Clean Peak. La eólica marina suma otros 1.7 GW. Ninguna nueva capacidad térmica tiene acuerdo de interconexión ejecutado con objetivo 2030.

Desde 2030 en adelante, el modelo de expansión de capacidad (CEM) prioriza capacidad fiable para los picos invernales. El CEM construye 10.9 GW de gas acumulados hasta 2049. Este gas aporta nueva capacidad firme y de pico para el sistema con pico invernal. La solar solo crece hasta 2035 antes del cambio de pico.

En total, las adiciones eólicas suman 19.3 GW entre 2026 y 2049: 9.8 GW offshore, 9.4 GW onshore. Además de los proyectos nombrados y previstos en la cola, la eólica marina solo comienza a construirse a partir de 2036. La eólica terrestre crece de manera constante, concentrada en Maine por la contratación estatal y la disponibilidad de terrenos. Las máximas construcciones en el modelo están limitadas según los estudios económicos y de transmisión de ISO-NE.

El modelo construye eólica por varias razones:

1. Los seis estados de Nueva Inglaterra participan en la Iniciativa Regional de Gases de Efecto Invernadero (RGGI),
2. Los generadores de Massachusetts asumen un costo adicional de carbono,
3. La planificación y contratación energética regional se centra fuertemente en solar, eólica y BESS.

RGGI y los costos regulatorios adicionales de Massachusetts hacen que la inversión en gas sea menos competitiva, beneficiando la economía de la eólica. BESS y renovables también se benefician de contratos estatales de eólica offshore y cuotas RPS que impulsan la cartera comprometida.

La eólica transforma la mezcla de generación y crea patrones únicos de precios

Se proyecta que el gas natural aporte el 35% de la generación de ISO-NE en 2027 mientras que la eólica (onshore y offshore combinadas) llega al 11%. Ese equilibrio se invierte en 2039, cuando la eólica combinada superaría al gas como mayor fuente de generación del sistema.

La generación eólica se multiplica casi por diez en el periodo de pronóstico, de 12.7 TWh en 2027 a 74.7 TWh en 2049. La generación a gas también crece, de 40 a 46 TWh, pero su cuota cae al 25% a medida que la generación total se expande. Más eólica en el sistema aumenta la volatilidad de precios y crea oportunidades de arbitraje para BESS.

El recurso eólico de Nueva Inglaterra es más fuerte en invierno, lo que compensa el cambio de pico al cubrir el aumento de la demanda. A medida que el pico se traslada al invierno, más eólica en el sistema compensa el déficit y eventualmente reduce los LMPs.

Los precios del gas en ISO-NE están ligados a Algonquin Citygate, un hub históricamente volátil en invierno. Este punto, dominante y limitado por gasoducto, es un factor clave de precio en los meses fríos, especialmente durante eventos extremos. Por restricciones de suministro y oscilaciones de precios, ISO-NE recurre al petróleo en eventos de escasez. Las plantas de pico a petróleo ofertan a precios elevados, por el alto costo del combustible y pagos independientes de capacidad, activándose solo unas pocas veces al año cuando los LMPs están muy por encima de lo normal. Esta característica local impulsa picos y spreads de precios a largo plazo, a pesar del crecimiento en capacidad eólica y solar.

La forma de carga y generación diaria impulsa spreads TB más altos en los 2030 y 2040

Las formas de carga y precio muestran que el pico vespertino invernal sube 8 GW de 2027 a 2045. Ambas estaciones combinan ese ascenso vespertino con un valle más profundo al mediodía, ya que la generación solar cerca del mediodía más que se duplica de 1.7 a 4.1 GW en invierno y de 2.2 a 5.1 GW en verano. La mayor parte de esa solar se produce cuando la demanda de bombas de calor y vehículos eléctricos baja entre los picos matutino y vespertino. Aunque el pico cambia de verano a invierno en 2038, el pico diario promedio se cruza antes.

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Los precios 24/7 suben en los 2030 y luego se estabilizan

Los precios ATC suben en todas las zonas hasta principios de los 2030 a medida que la demanda crece y la capacidad se ajusta, pero luego divergen. Maine cae de unos $80/MWh en 2032 a $33/MWh en 2049 ya que la nueva eólica terrestre reduce los precios en el norte de Nueva Inglaterra. Connecticut, Massachusetts y Rhode Island se mantienen cerca de $66/MWh porque las restricciones de transmisión limitan cuánto de esa energía barata del norte llega a la demanda del sur.