Consolidar y comparar los ingresos de baterías entre los cuatro ISOs de la Interconexión del Este 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 el stack de manera diferente. Sin la visión completa, es fácil pasar por alto por qué dos baterías registraron resultados muy distintos en la misma semana.

Ko puede clasificar spreads entre mercados, analizar 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 correcta, escribe el SQL, consulta datos en vivo y explica el resultado.

Esta guía recorre cinco ejemplos prácticos para analistas, desarrolladores y operadores de energía. En cada caso mostramos el prompt, un gráfico generado a partir de los datos que devolvió Ko y el insight que generó Ko.

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¿A qué datos de la Interconexión del Este tiene acceso Ko?

Modo Energy ha integrado Ko con el stack de mercado de EI en los cuatro ISOs.

• Pronósticos. Proyecciones del escenario Central de Modo sobre precios, capacidad, ingresos y desarrollo: la capa forward, hasta 2050.
• Simulación de referencia ME BESS. Simulación de despacho y ingresos cada 5 minutos por ISO y mercado: la capa de backtest para el pasado.
• Precios de energía. Precios marginales de ubicación nodal y zonal para cada ISO, día anterior (por hora) y en tiempo real (cada 5 minutos).
• Reservas y regulación. Precios de liquidación día anterior y en 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 ISOs, para poder rastrear movimientos de precios según lo que estuvo 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 de EIA-923.
• Referencia de nodos y zonas. Listados de nodos, mapeo nodo-zona y subzonas de reserva.

Los siguientes ejemplos se produjeron haciendo preguntas a Ko sobre este stack. 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 ISOs

Resultado:

En los tres mercados, los spreads en tiempo real superaron a los del día anterior 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 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 provoca grandes movimientos en tiempo real. MISO Indiana quedó en medio 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 no es un complemento sino la principal fuente de ingresos para BESS. En mayo de 2026, el stack modelado 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 cerró en $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; tras el rediseño ha promediado unos $62/kW-mes.

El aprendizaje 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 clearing.

Desarrolladores: dónde construir y cuándo con Ko

Resultado:

La elección de zona es una de las decisiones de ubicación más importantes en PJM. En mayo de 2026, el Atlántico Medio dominó: Virginia (DOM) alcanzó un spread top-bottom en tiempo real de unos $916/MW-día, un aumento del 118%, casi cuatro veces el de Pensilvania (PPL) con unos $232/MW-día. Baltimore (BGE) llegó a unos $631/MW-día (subió 124%) y Washington DC (PEPCO) a unos $614/MW-día (subió 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 cargó esas restricciones justo donde más afectan. Zonas occidentales como ComEd quedaron por debajo de un tercio del spread de Virginia.

Resultado:

En el escenario Central de Modo, los tres mercados divergen notablemente desde mediados de los años 2030. NYISO se cuadruplica pasando de unos $6/kW-mes actuales a 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 nuevos proyectos, luego cae por debajo de $5/kW-mes hacia 2045 cuando la oferta supera la demanda.

MISO se mantiene en un rango bajo o medio 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 sur de NYISO ya marcan un récord de $32,6/kW-mes para el verano de 2026, y en el escenario Central esa tendencia sigue al alza casi dos décadas, aunque una mayor construcción o menor demanda adelantaría el pico. Los proyectos en PJM, en cambio, deben entrar en operación antes del pico de principios de los 2030.

Operadores de energía: dónde está el valor para capturar ahora

Resultado:

MISO tuvo dos picos de precio día anterior bien diferenciados en febrero de 2026. El evento principal fue la tormenta invernal Fern el 1 y 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 hub pico día anterior 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 en el mes frente a $31-$33 en el sur, una diferencia de unos $20/MWh por restricciones de transmisión. Un segundo pico localizado el 24 de febrero elevó brevemente el hub pico a $218/MWh mientras el promedio diario se mantuvo cerca de $39. Los servicios auxiliares se movieron junto con la energía: la regulación en tiempo real cerró en $94/MWh el 2 de febrero.

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

En los cuatro ISOs de la Interconexión del Este, 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 diferentes capas de ingresos: Ko identifica la tabla, devuelve el resultado y explica su contexto. Ko no reemplaza el juicio del analista. Ayuda a validar la primera respuesta, mostrar los datos detrás y señalar dónde se necesita un análisis más profundo.