​La estructura de ingresos de las baterías en ISO-NE cambia significativamente 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 caen debido a la reforma de acreditación estacional. Los activos en Massachusetts se diferencian porque los Certificados Clean Peak pueden superar toda la estructura de ingresos del mercado.

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

Puntos clave

• La demanda de ISO-NE alcanza su pico en invierno a partir de 2038. Las bombas de calor y los vehículos eléctricos impulsan este cambio, modificando tanto el momento como el valor del despacho de baterías.
• El BESS de Massachusetts alcanza un ingreso máximo apilado de más de $300k/MW-año en 2032 antes de descender a menos de $250k/MW-año en 2049.
• Los servicios auxiliares lideran los ingresos de BESS hasta 2038. La arbitraje de energía 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. La contratación estatal, el precio del carbono y la transición hacia la eólica amplían los diferenciales top-bottom con el tiempo.
• Los ingresos por capacidad caen cuando llegan las reformas del mercado de capacidad en 2028. La acreditación estacional otorga menos crédito a baterías de cuatro horas, especialmente en invierno, mientras 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 disponibles para un activo comparable en Maine.

ISO-NE pasa a ser un sistema con pico en invierno

ISO-NE suma la menor carga nueva de todos los 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 perfil cambia más estacionalmente.

Los picos coincidentes de invierno y verano se cruzan en 2038. Las bombas de calor impulsan este cambio, añadiendo aproximadamente 9 GW al pico de invierno modelado para 2045 a medida que los edificios se electrifican. 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 la proyección de carga ISO-NE 2046 de Modo Energy para un desglose de proyecciones y factores impulsores.

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

Hasta 2029, la construcción comprometida de ISO-NE en la cola de interconexión es mayormente BESS y eólica marina. Se esperan 4,7 GW de nuevas adiciones, 98% de ellas eólica, solar, almacenamiento e hidroeléctrica. Las baterías lideran con 1,8 GW, el 76% en Massachusetts y respaldadas por Clean Peak. La eólica marina suma 1,7 GW adicionales. Ninguna nueva capacidad térmica tiene acuerdo de interconexión ejecutado para 2030.

A partir de 2030, el modelo de expansión de capacidad (CEM) prioriza capacidad confiable para los picos de invierno. 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 se desarrolla 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 la eólica marina comprometida y prevista en la cola, la eólica offshore solo comienza a construirse desde 2036. La eólica terrestre avanza de forma constante, concentrada en Maine por la contratación estatal y la disponibilidad de terrenos. Las construcciones máximas del modelo están limitadas según los estudios económicos y de transmisión de ISO-NE.

El modelo impulsa la 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 coste adicional por carbono,
3. La planificación y contratación energética regional prioriza recursos solares, eólicos y BESS.

RGGI y los costes 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 contratos estatales de eólica marina y cuotas de RPS que impulsan el pipeline comprometido.

La eólica transforma la mezcla de generación, creando patrones de precios únicos

Se proyecta que el gas natural aporte el 35% de la generación 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 principal fuente de generación del sistema.

La producción eólica crece casi diez veces en la 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 cae al 25% a medida que la generación total aumenta. Más eólica en el sistema incrementa la volatilidad de precios y crea oportunidades de arbitraje para BESS.

El recurso eólico de Nueva Inglaterra es más fuerte en invierno, lo que complementa el cambio de pico al compensar la mayor 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 centro dominante, limitado por gasoductos, es un factor clave de precio en los meses invernales, especialmente durante eventos extremos (citar benchmark). Debido a restricciones de suministro y oscilaciones de precios, ISO-NE suele recurrir al petróleo en situaciones de escasez. Las plantas de petróleo ofertan a precios altos por el coste del combustible y pagos de capacidad independientes, por lo que solo se activan unas pocas veces al año cuando los LMPs superan ampliamente lo normal. Esta característica local provoca picos de precios y diferenciales a largo plazo, a pesar del desarrollo de capacidad eólica y solar.

La generación y los perfiles de carga diaria generan mayores diferenciales TB en los años 2030 y 2040

Las curvas de carga y precio muestran que el pico vespertino de invierno 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 EV cae entre los picos de la mañana y la tarde. Aunque el pico cambia de verano a invierno en 2038, el pico diario promedio se cruza antes.

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Precios 24/7

Los precios ATC aumentan en todas las zonas hasta principios de los años 2030 a medida que la demanda crece y la capacidad se ajusta, pero luego se separan. Maine baja 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 más cerca de $66/MWh porque las restricciones de transmisión limitan cuánto de esa energía más barata del norte puede llegar a la demanda del sur.