Consolidar y comparar los ingresos de baterías en los cuatro ISO de la Interconexión Oriental rara vez es sencillo. A diferencia de ERCOT, un mercado solo de energía, la región suma pagos por 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 manera diferente. Sin una visión completa, es fácil pasar por alto por qué dos baterías obtuvieron resultados muy distintos en la misma semana.

Ko puede clasificar los 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 inglés sencillo: Ko identifica la tabla adecuada, escribe el SQL, consulta los datos en tiempo real y explica el resultado.

Esta guía presenta cinco ejemplos prácticos para analistas, desarrolladores y operadores energéticos. En cada caso mostramos el prompt, un gráfico generado a partir de los datos que devolvió Ko y el análisis correspondiente.

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¿A qué datos de la Interconexión Oriental tiene acceso Ko?

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

• Proyecciones. Escenarios centrales de Modo sobre precios, capacidad, ingresos y despliegue: la capa a futuro, hasta 2050.
• Simulación de referencia ME BESS. Simulación de despacho y ingresos cada 5 minutos por ISO y por mercado: la capa de backtest para el pasado.
• Precios de energía. Precios marginales nodales y zonales para cada ISO, mercado diario (por hora) y en tiempo real (cada 5 minutos).
• Reservas y regulación. Precios de liquidación diarios y en tiempo real para productos auxiliares de cada ISO, incluyendo resultados del mercado de regulación 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 por combustible en tiempo real y por hora para los cuatro ISO, para poder rastrear los movimientos de precios según la tecnología marginal.
• Datos de plantas y generadores. Inventario EIA-860 (capacidad nominal, tecnología, propietario, estado, ubicación) y generación neta y consumo 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 generaron preguntando a Ko sobre esta pila de datos. Ko generó el SQL, consultó los datos y realizó el análisis. Todos los gráficos se reconstruyeron a partir de la respuesta de Ko.

Analistas de mercado: comparando spreads entre ISO

Resultado:

En los tres mercados, los spreads en tiempo real superaron a los del mercado diario en mayo de 2026, lo que confirma que la escasez causada por el clima es sistemáticamente difícil de prever con un día de antelación. En términos absolutos, PJM mostró la mayor prima, cerca de $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 la demanda provoca movimientos desproporcionados en tiempo real. MISO Indiana quedó en el medio con un 60% (tiempo real $218/MW-día frente a mercado diario $136/MW-día). Para los analistas, PJM es el mercado en tiempo real de mayor recompensa en dólares, mientras que ISO-NE ofrece la mayor ventaja proporcional.

Resultado:

Seis meses después de la reforma de regulación de octubre de 2025, la regulación no es un extra, sino la parte principal de los ingresos de una 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, por debajo de los $104 de abril pero 3,4 veces los $29/MWh de mayo de 2025. Antes de la reforma, la flota promediaba unos $20/kW-mes; después, ha promediado unos $62/kW-mes.

Conclusión 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 de la reforma, prevista para octubre de 2026, dividirá la señal en productos separados de regulación-up y regulación-down (RegUp y RegDown), lo que podría redistribuir los precios de clearing.

Desarrolladores: dónde construir y cuándo con Ko

Resultado:

La elección de zona es una de las decisiones de ubicación más relevantes 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 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 de transmisión persistentes 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 recargó esas restricciones justo donde son más críticas. Las zonas occidentales como ComEd liquidaron menos de un tercio del spread de Virginia.

Resultado:

Bajo el escenario central de Modo, los tres mercados divergen notablemente desde mediados de la década de 2030. NYISO casi 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 proyectos de la cola de interconexión, y luego cae por debajo de $5/kW-mes hacia 2045 cuando la oferta supera la demanda.

MISO se mantiene en valores bajos y medios de un solo dígito antes de subir en la década de 2040. Para una batería de 4 horas, los ingresos por capacidad equivalen aproximadamente al precio de clearing multiplicado por la capacidad calificada hasta 2029.

Las zonas downstate de NYISO ya liquidan un récord de $32.6/kW-mes para el verano de 2026, y en el escenario central ese flujo sigue subiendo casi dos décadas, aunque una construcción más rápida o una demanda más débil adelantarían el pico. Por contraste, los proyectos en PJM deben ponerse en marcha antes del pico de principios de los años 2030.

Operadores energéticos: dónde capturar valor ahora

Resultado:

MISO experimentó dos picos de precio en el mercado diario en febrero de 2026. El principal fue la tormenta invernal Fern del 1 al 2 de febrero, cuando un aumento de la demanda de calefacción en el Medio Oeste coincidió con 11,000 a 13,300 MW de salidas forzadas térmicas y baja generación eólica. El pico diario 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 durante el mes frente a $31-$33 en el sur, una diferencia de unos $20/MWh debida a restricciones de transmisión. Un segundo pico localizado el 24 de febrero elevó brevemente el hub a $218/MWh, mientras que el promedio diario se mantuvo cerca de $39. Los servicios auxiliares se movieron junto con la energía: la regulación en tiempo real se liquidó a $94/MWh el 2 de febrero.

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

En los cuatro ISO de la Interconexión Oriental, Ko pasa de una pregunta a los datos y análisis relevantes más rápido que el método manual. El valor es más claro cuando la pregunta abarca varios mercados o la pila de ingresos: Ko identifica la tabla, devuelve el resultado y explica su significado en contexto. Ko no reemplaza el juicio del analista. Ayuda a comprobar la primera respuesta, mostrar los datos detrás y señalar dónde se requiere un análisis más profundo.