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

Esta perspectiva abarca el modelo ISO-NE Q3 2026 de Modo Energy hasta 2049. Todos los precios están expresados en dólares estadounidenses reales de 2025.

Puntos clave

• La demanda de ISO-NE alcanzará 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 en Massachusetts alcanzan un ingreso máximo apilado de más de $300k/MW-año en 2032, antes de descender a menos de $250k/MW-año para 2049.
• Los servicios auxiliares lideran los ingresos de BESS hasta 2038. El arbitraje energético se convierte en la mayor fuente de ingresos de mercado en 2039.
• El crecimiento renovable fortalece los diferenciales top-bottom (TB4) y los ingresos energéticos. Las compras estatales, el precio del carbono y la transición hacia la energía eólica amplían los diferenciales top-bottom con el tiempo.
• Los ingresos por capacidad disminuyen cuando llegan las reformas al mercado de capacidad en 2028. La acreditación estacional otorga menos crédito a 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 de ingresos en Massachusetts. Una batería en Massachusetts puede ganar $159k/MW-año solo por Clean Peak en 2030, más que los $141k/MW-año de toda la estructura de ingresos disponible para un activo comparable en Maine.

ISO-NE se convierte en un sistema con pico en invierno

ISO-NE suma 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 811 y 426 TWh añadidos en PJM y MISO. Sin embargo, su perfil cambia estacionalmente más que ningún otro.

Los picos coincidentes de invierno y verano se cruzan en 2038. Las bombas de calor impulsan este cambio, sumando aproximadamente 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 gran crecimiento de carga de PJM o MISO.

Consulta la proyección de demanda ISO-NE 2046 de Modo Energy para un desglose de las previsiones y factores impulsores.

Mix de expansión en ISO-NE: renovables con capacidad firme para cubrir las necesidades invernales a finales de los 2030

Hasta 2029, la expansión comprometida de ISO-NE desde la cola de interconexión es principalmente BESS y eólica offshore. Se esperan 4,7 GW de nuevas incorporaciones, de los cuales el 98% corresponde a eólica, solar, almacenamiento y hidroeléctrica. Las baterías lideran con 1,8 GW, el 76% en Massachusetts y respaldadas por Clean Peak. La eólica offshore suma otros 1,7 GW. Ninguna nueva capacidad térmica tiene un acuerdo de interconexión ejecutado con objetivo 2030.

A partir de 2030, el modelo de expansión de capacidad (CEM) prioriza la capacidad confiable 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 y 9,4 GW onshore. Además de los proyectos identificados y esperados en la cola, la eólica offshore solo comienza a construirse a partir de 2036. La eólica terrestre crece de forma constante, concentrada en Maine debido a las compras estatales y la disponibilidad de terreno. 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 soportan un costo adicional de carbono,
3. La planificación y compra de energía regional se inclina fuertemente hacia solar, eólica y BESS.

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

La eólica reconfigura la mezcla de generación, impulsando patrones de precios únicos

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

La generación eólica casi se multiplica por diez en el periodo de previsión, 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 en la mezcla 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 los BESS.

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

Los precios del gas en ISO-NE están vinculados a Algonquin Citygate, un hub históricamente volátil en invierno. Este centro dominante, limitado por gasoductos, es un factor clave en los precios durante los meses de invierno, especialmente en condiciones extremas. Por las restricciones de suministro y la volatilidad, ISO-NE suele recurrir al petróleo en eventos de escasez. Las centrales de reserva a petróleo ofertan a precios altos, debido al coste del combustible y pagos independientes de capacidad, por lo que solo se activan unas pocas veces al año cuando los LMPs están muy por encima de lo normal. Esta característica local del mercado provoca picos y diferenciales de precios a largo plazo, a pesar de la expansión de eólica y solar.

La forma de generación y la carga diaria impulsan mayores diferenciales TB en los años 2030 y 2040

Las formas de carga y precios muestran que el pico vespertino de invierno sube 8 GW entre 2027 y 2045. Ambas estaciones combinan esa subida nocturna con un valle al mediodía más profundo, 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 genera en horas en que la demanda de bombas de calor y vehículos eléctricos cae entre los picos de la mañana y la noche. 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 crece la demanda y se ajusta la capacidad, pero luego se separan. 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 más barata del norte llega a la demanda del sur.