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 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 forma diferente. Sin una visión completa, es fácil pasar por alto por qué dos baterías tuvieron resultados tan distintos en la misma semana.

Ko puede clasificar spreads entre mercados, probar dónde y cuándo construir, e identificar 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 recorre cinco ejemplos prácticos para analistas, desarrolladores y operadores de energía. En cada caso mostramos la pregunta, un gráfico generado a partir de los datos que devolvió Ko y la conclusión obtenida.

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

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

• Proyecciones. Escenario Central de Modo con proyecciones de precios, capacidad, ingresos y expansión: la capa a futuro, hasta 2050.
• Simulación de referencia ME BESS. Simulación de despacho y ingresos por ISO cada 5 minutos: 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 día anterior y tiempo real 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 combustibles en tiempo real y por hora para los cuatro ISO, para poder rastrear los movimientos de precio según lo que estaba en el margen.
• 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. Listado de nodos, mapeo de nodos a zonas y subzonas de reservas.

Los ejemplos a continuación fueron generados haciendo preguntas a Ko sobre esta pila de datos. Ko generó el SQL, consultó los datos y produjo el análisis. Todos los gráficos se reconstruyeron a partir de la misma respuesta de Ko.

Analistas de mercado: comparando spreads entre ISO

Resultado:

En los tres mercados, los spreads en tiempo real superaron a los de día anterior en mayo de 2026, confirmando que la escasez causada por el clima es sistemáticamente difícil de prever con un día de antelación. En términos absolutos, PJM registró 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 grandes movimientos en tiempo real. MISO Indiana se situó entre ambos 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 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 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 del rediseño ha promediado 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-up y regulación-down (RegUp y RegDown), lo que podría redistribuir los precios de liquidación.

Desarrolladores: dónde construir y cuándo con Ko

Resultado:

La elección de zona es una de las decisiones más importantes de ubicación 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 alza del 118%, casi cuatro veces Pensilvania (PPL) con unos $232/MW-día. Baltimore (BGE) llegó a unos $631/MW-día (subida del 124%) y Washington DC (PEPCO) a unos $614/MW-día (subida del 89%).

La prima es estructural. Las restricciones persistentes de transmisión 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 tensionó esas restricciones justo donde más afectan. Zonas occidentales como ComEd liquidaron menos de un tercio del spread de Virginia.

Resultado:

Bajo el escenario central de Modo, los tres mercados divergen marcadamente a partir de mediados de la década de 2030. NYISO casi 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 más restringidos para construir en EE. UU. PJM alcanza su pico antes, alrededor de 2030-2033 cerca de $18-$21/kW-mes a medida que se conectan los proyectos en cola, cayendo por debajo de $5/kW-mes para 2045 cuando la oferta supera la demanda.

MISO se mantiene en un rango bajo hasta mediados de la década de 2040, cuando comienza a subir. Para una batería de 4 horas, los ingresos por capacidad equivalen aproximadamente al precio de liquidación por la capacidad calificada hasta 2029.

Las zonas del sur de NYISO ya liquidan un récord de $32,6/kW-mes para el verano de 2026, y en el escenario central ese flujo sigue creciendo casi dos décadas, aunque una construcción más rápida o una demanda más débil adelantarían el pico. Los proyectos de PJM, en cambio, deben entrar en operación antes del pico de principios de los 2030.

Operadores de energía: dónde capturar el valor ahora

Resultado:

MISO tuvo dos picos de precios distintos en el mercado de día anterior en febrero de 2026. El evento 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 producción eólica. El pico en el hub de día anterior llegó a $217/MWh el 2 de febrero, y el tiempo real en 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 por restricciones de transmisión. Un segundo pico localizado el 24 de febrero elevó brevemente el hub principal a $218/MWh mientras el promedio diario se mantuvo cerca de $39. Los servicios auxiliares se movieron junto a la energía: la regulación en tiempo real 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 la pregunta a los datos y análisis relevantes más rápido que el método manual. El valor es más claro cuando la pregunta cruza mercados o capas de ingresos: Ko identifica la tabla, devuelve el resultado y explica su significado en contexto. Ko no reemplaza el juicio del analista. Ayuda a poner a prueba la primera respuesta, mostrar los datos detrás y señalar dónde se necesita un análisis más profundo.