​NYISO proyecta que la demanda anual de energía aumente un 55,8%, de 152 a 238 TWh, en los próximos 25 años. Sin embargo, en muchos aspectos, la tasa de crecimiento es menos importante que la forma que toma.

Tres factores son responsables, y cada uno transforma la red de distintas maneras:

• Electrificación de edificios incrementa la presión en invierno en un sistema que históricamente tenía su pico en verano, con las mayores incorporaciones concentradas en el sur del estado.
• Vehículos eléctricos (VE) concentran la carga entre las 22:00 y las 3:00, generando el cambio de carga intradía más pronunciado de todos los factores y extendiendo el periodo de estrés del sistema a la noche.
• Grandes consumos presentan perfiles de demanda planos, contribuyendo principalmente a la carga base en las zonas del norte del estado.

Para el almacenamiento de energía en baterías, estos cambios se combinan. El modelo de previsión de demanda de Modo Energy proyecta que ampliarán las ventanas de ingresos para BESS en varios frentes: una segunda temporada pico en invierno, rampas intradía más pronunciadas y periodos de descarga sostenida más largos durante la noche.

Parte 1: Los escenarios de previsión de NYISO se dividen según una serie de supuestos

NYISO calcula un escenario base y dos escenarios alternativos con demanda más alta y más baja.

Los escenarios comparten supuestos similares sobre tendencias climáticas, eficiencia energética, energía solar y almacenamiento detrás del medidor (BTM). Divergen en el crecimiento económico, el ritmo de electrificación, la adopción de VE y los supuestos sobre grandes consumos.

La siguiente tabla resume los principales supuestos que varían en los escenarios de NYISO.

Estos supuestos generan una amplia gama de resultados. La demanda total de energía en 2050 varía de 200 TWh a 338 TWh, con el escenario base en 238 TWh.

Los perfiles horarios de previsión de Modo Energy mencionados en este artículo se basan en los insumos base de NYISO.

Parte 2: Tres transformaciones principales definen los próximos 25 años de demanda eléctrica

Transformación 1: Para 2050, Nueva York necesitará tanta electricidad nueva como el consumo anual de Arizona en 2023

La previsión base suma 85 TWh entre 2025 y 2050, equivalente al consumo anual total de electricidad de Arizona en 2023.

Hasta 2030, el crecimiento de la demanda en todo el sistema, de 10,8 TWh, se atribuye completamente a grandes consumos, como los centros de datos. El resto del sistema en realidad se contrae en 580 GWh. La eficiencia energética y la solar detrás del medidor compensan más que la electrificación en etapas iniciales.

Después de 2030, la electrificación se convierte en el principal motor de crecimiento.

Para 2050, los VE y la electrificación de edificios suman 92 TWh anuales, mientras que la eficiencia energética ahorra solo 30 TWh, una proporción de 3 a 1.

Y esto es el escenario base, que no asume que Nueva York cumpla sus objetivos de electrificación. El Escenario de Demanda Alta, que refleja en gran medida esos objetivos, muestra un crecimiento de la demanda aún mayor.

Transformación 2: El pico invernal supera al de verano alrededor de 2039, creando una segunda temporada de ingresos para BESS

Para 2050, el pico invernal base alcanza los 48 GW, un 26% por encima del verano.

La electrificación de edificios impulsa esta divergencia. Las bombas de calor agregan 19 GW al pico invernal pero solo 2 GW al de verano, casi una proporción de 10 a 1. Los VE refuerzan esto de forma moderada: el pico invernal de VE es 1,4 veces el de verano para 2050, sumando 2,7 GW a la brecha estacional.

El pico de verano crece a una tasa compuesta anual del 0,8%. El pico invernal crece más de tres veces más rápido, al 2,8% anual, superando al verano alrededor de 2039 en el caso base. El Escenario de Demanda Alta adelanta este cruce a 2035. Incluso en el Escenario de Demanda Baja, el invierno supera al verano hacia mediados de la década de 2040.

Independientemente del escenario, los propietarios de BESS obtienen una segunda, y eventualmente mayor, ventana de ingresos sin que la oportunidad de verano disminuya.

La electrificación también amplía la gama de posibles resultados de pico invernal.

En 2025, los escenarios climáticos de NYISO muestran que el pico invernal varía un 13,6% entre condiciones suaves y casi las peores, menos disperso que el 18,6% del verano. Para 2050, la dispersión invernal alcanza el 20,3%, mientras que el verano se mantiene estable.

Para las baterías, esto es una señal de precios. Cuanto más sensible al clima sea el pico invernal, más pronunciados serán los picos de precio durante eventos fríos, y más podrá capturar un activo de despacho rápido en las horas más críticas.

Transformación 3: Una ventana de descarga de 9 horas reemplaza el pico vespertino

En 2026, la carga de verano en Nueva York alcanza su pico a última hora de la tarde y la de invierno sigue un patrón dual convencional. Para 2050, ambas temporadas lucen fundamentalmente diferentes.

En el verano de 2050, el valle del mediodía se mantiene bajo a medida que la capacidad solar BTM crece hasta 15 GW, suprimiendo la demanda de media mañana y primeras horas de la tarde. La rampa vespertina se acentúa a medida que la carga de VE y la de refrigeración se suman al final de la tarde. Los perfiles horarios de Modo Energy muestran que la rampa de verano crece de 5,6 GW en 2026 a 7,9 GW en 2050.

La transformación invernal es aún más dramática. Para 2050, la carga baja a 28,2 GW a primeras horas de la tarde antes de subir 8,9 GW hasta un primer pico de 37,1 GW a las 18:00. Luego desciende brevemente y vuelve a subir después de las 22:00, cuando la carga nocturna de VE se suma a la calefacción. El sistema alcanza su pico a medianoche, llegando a 39 GW.

El resultado es una amplia meseta por encima de los 37 GW desde las 18:00 hasta las 3:00. Esto traslada las horas de mayor estrés del sistema de una ventana vespertina de verano a una ventana nocturna invernal de 9 horas, una oportunidad de descarga fundamentalmente diferente para el almacenamiento.

Parte 3: Tres factores transforman la red a diferentes velocidades, en diferentes lugares y con distintos niveles de certeza

Factor 1: La electrificación de edificios suma carga en el sur del estado, pero su ritmo depende de una ley estatal suspendida

El consumo energético por electrificación de edificios aumenta de 411 GWh en 2025 a 42.855 GWh en 2050, un incremento de 104 veces.

El impacto se concentra en el sur del estado. La ciudad de Nueva York y Long Island representan el 51% de la energía total por electrificación de edificios en 2050. Estas también son las zonas con mayores restricciones de transmisión en la red.

La tasa de electrificación de edificios es la variable más incierta de la previsión, ya que está muy ligada a los resultados de políticas públicas.

Recientemente, la Ley de Edificios 100% Eléctricos fue suspendida en noviembre de 2025, pendiente de apelación en el Segundo Circuito. Esto afecta las previsiones de electrificación base. Sin embargo, incluso en el Escenario de Demanda Baja, la electrificación de edificios suma 16,3 GW de pico invernal, aunque a un ritmo algo más lento.

La cuestión no es si la electrificación se dará, sino cuán rápido.

Factor 2: Una expansión 25 veces de la flota de VE es el factor más seguro, liderado por los consumidores y consistente en todos los escenarios

La flota de VE de Nueva York se multiplica por 25 hasta llegar a 9,3 millones para 2050.

El consumo energético sube de 1.353 GWh a 49.535 GWh, con el mayor crecimiento hacia finales de la década de 2030 antes de que la flota se acerque a la saturación.

El principal impacto es en la forma de la carga nocturna. La carga de VE se concentra entre las 22:00 y las 3:00, con un pico a la 1:00. En un día promedio de 2050, la carga de VE varía de un mínimo de 345 MW por la mañana a un máximo nocturno de 901 MW, aunque durante la hora más crítica del invierno los VE pueden sumar hasta 9,3 GW al pico coincidente.

La adopción de VE también está impulsada por los consumidores y es menos vulnerable a riesgos políticos que la electrificación de edificios. La trayectoria de crecimiento es más consistente en los tres escenarios de NYISO.

Factor 3: Los grandes consumos llegan primero y se estabilizan a mediados de la década de 2030, pero la previsión es solo una fracción de la cola de interconexión de 6 GW

La demanda de grandes consumos sube de 3,7 TWh en 2025 a 15,1 TWh en 2030 y se estabiliza en 19,3 TWh a mediados de la década de 2030. Las instalaciones son principalmente centros de datos y fábricas de semiconductores con perfiles de demanda casi planos a lo largo de las horas y estaciones. Los impactos pico son casi idénticos en verano e invierno: 2,6 GW a finales de los 2030, manteniéndose hasta 2050.

El crecimiento se concentra en el norte del estado. Central lidera, seguido por North y West. Las zonas del sur (Millwood, Dunwoodie y Nueva York) no aportan nada.

La previsión se estabiliza porque NYISO solo incluye los proyectos de grandes consumos, en cola y pre-cola, que considera probables de conectarse.

La cola de interconexión en sí es mucho mayor: 6.055 MW en 29 propuestas.

Los centros de datos representan el 72% de la carga nominal, concentrados en Mohawk Valley, West y Central. La fabricación de semiconductores suma otro 22%.

Las restricciones de la red en el sur del estado impiden la entrega donde el margen de transmisión en el norte lo permite. Millwood tiene 200 MW en la cola pero cero energía de grandes consumos en la previsión.

Los grandes consumos aportan poco valor directo a las baterías. El consumo plano 24/7 ajusta el sistema sin generar picos. El caso de BESS para centros de datos es indirecto: elevan el nivel base de demanda, de modo que cuando llegan los picos, el sistema está más cerca de sus límites, haciendo más probables la escasez y la congestión.

Parte 4: Estos cambios favorecen el almacenamiento de respuesta rápida

La oportunidad para BESS en NYISO está definida por la forma cambiante de la demanda, no solo por el total. La electrificación de edificios crea una segunda temporada de estrés. Los VE extienden ese estrés a una ventana nocturna de descarga de 9 horas. Los grandes consumos absorben margen de oferta, haciendo que los picos sean más valiosos.

La geografía amplifica la oportunidad. La electrificación se concentra en el sur del estado, donde las restricciones de transmisión ya elevan los precios de capacidad. Los grandes consumos se concentran en el norte, aumentando la demanda base en todo el sistema mientras el diferencial de precios en el sur permanece.

En los tres escenarios de NYISO la tendencia es la misma: un cambio de picos de verano a picos de invierno, rampas más pronunciadas, ventanas de estrés vespertino más largas y mayor sensibilidad al clima. Todos estos cambios favorecen el almacenamiento de respuesta rápida.

Todos estos cambios están incorporados en la previsión de ingresos BESS de Modo Energy para NYISO, donde se trasladan al modelo de costos de producción, señales de precios, ventanas de despacho y rendimientos a nivel de proyecto que definen el caso de inversión en almacenamiento en baterías.