​La oportunidad para baterías en el NYISO crece lentamente, alcanza su punto máximo tarde y se mantiene estable. Los spreads TB4 comienzan en $50k/MW-año, bajan a $39k/MW-año para 2030, se recuperan a $55k/MW-año en 2041 y se mantienen por encima de $50k/MW-año hasta 2049. Los precios mayoristas subyacentes siguen una tendencia similar: los precios ATC (Around the clock) bajan de $38.5/MWh a $33/MWh en 2028, suben a $49/MWh para 2041 y se estabilizan en $37/MWh.

La demanda anual crece un 55% durante el horizonte de pronóstico, con la demanda máxima aumentando de 28.5 GW a 44.6 GW. El sistema sigue siendo predominantemente a gas, con la participación del gas natural aumentando del 42% al 53% del suministro total.

Las zonas del norte del estado ofrecen los spreads de arbitraje más amplios, impulsados por caídas más pronunciadas de precios al mediodía debido a la solar detrás del medidor. En el sur, la ciudad de Nueva York presenta los precios de capacidad más altos, reflejando restricciones de transmisión persistentes que mantienen la zona ajustada.

Puntos clave

• Después de que se despeje la cola de interconexión alrededor de 2030, el modelo de expansión de Modo Energy construye principalmente gas durante la siguiente década. No aparece nueva capacidad solar o de baterías front-of-meter hasta principios de los años 2040, cuando el aumento de precios finalmente hace viable una segunda ola.
• Las nuevas líneas de transmisión, incluida CHPE, permiten importaciones netas de 29 TWh para finales de los años 2030. Luego, las importaciones caen a 4 TWh para 2049 a medida que el suministro local absorbe la demanda.
• El sistema alcanza su pico de demanda en invierno a finales de los años 2030, creando una segunda temporada de ingresos para baterías sin afectar la oportunidad de verano. El artículo de demanda de NYISO de Modo Energy detalla este cambio.
• Los spreads TB4 promedian entre $39k y $55k/MW-año hasta 2049. Los propietarios de baterías ven retornos estables a lo largo de todo el horizonte de pronóstico.
• Las zonas occidentales (A y B) alcanzan $77k/MW-año de TB4 para 2041, casi el doble de los $41k/MW-año de la ciudad de Nueva York. Sin embargo, los precios de capacidad en NYC llegan a $62/kW-mes, generando una segunda fuente de ingresos que puede compensar la menor rentabilidad del arbitraje.

El gas domina la nueva oferta mientras las renovables se estancan en los años 2030

La generación anual de gas natural casi se duplica, pasando de 59 TWh a 114 TWh. Su participación en el suministro total aumenta del 42% al 53%. Los factores de capacidad del gas también suben del 26% al 42% a medida que las plantas operan más para satisfacer la creciente demanda.

La energía nuclear (25 TWh) e hidroeléctrica (26 TWh) se mantienen estables durante todo el pronóstico.

La solar crece de 2.0 a 14.8 TWh y la eólica de 8.8 a 32.0 TWh. Combinadas, alcanzan el 22% del suministro para 2049. Sin embargo, las renovables siguen siendo una minoría en la matriz de generación durante todo el período.

Después de que se despeje la cola de interconexión actual alrededor de 2030, el modelo de expansión de Modo Energy favorece el gas como la principal tecnología a construir. No aparece solar front-of-meter hasta 2040. La capacidad de baterías también se estanca en 5.6 GW hasta principios de los años 2040, cuando una segunda ola la eleva a 7.4 GW.

Las importaciones netas al NYISO también suben a casi 29 TWh para finales de los años 2030, ya que CHPE trae energía hidroeléctrica canadiense al sur del estado de Nueva York. A partir de ahí, las importaciones caen progresivamente a 4 TWh para 2049, ya que la demanda local creciente se cubre con nueva capacidad doméstica.

Como resultado de esta combinación de generación, el gas fija tanto el precio máximo como el mínimo en la mayoría de las zonas la mayor parte de los días. Por lo tanto, la oportunidad de arbitraje para baterías depende de cuándo el gas opera con mayor intensidad y cuándo la solar detrás del medidor reduce la demanda al mediodía.

Los precios siguen una curva prolongada: la oferta se retrasa respecto a la demanda y luego la alcanza

Los precios ATC bajan de $38.5/MWh en 2026 a $33/MWh en 2028, suben a $49/MWh para 2041 y luego se estabilizan en $37/MWh. El sistema nunca enfrenta una escasez aguda de oferta porque el gas, la fuente más barata de capacidad firme despachable en el modelo, se sigue construyendo junto con la demanda para mantener la confiabilidad en el corto plazo.

La caída posterior a 2041 coincide con el aumento de la oferta. La capacidad renovable crece aproximadamente un 50% entre 2041 y 2049 a medida que la solar y la eólica se expanden. La capacidad de gas aumenta un 30% para cubrir los picos invernales, añadiendo margen. Mientras tanto, el crecimiento de la demanda se desacelera de alrededor del 3% anual a menos del 2%.

La Zona J (NYC) mantiene una prima persistente y creciente sobre las zonas del norte. La diferencia entre NYC y las Zonas A/B se amplía de menos de $1/MWh en 2026 a $17/MWh en 2049, ya que las restricciones de transmisión mantienen elevados los precios en el sur mientras que en el norte caen aproximadamente un 17% durante el pronóstico.

Los precios al mediodía caen mientras los precios nocturnos suben, alcanzando su punto máximo a principios de los años 2040

La forma horaria de los precios se acentúa a medida que la electrificación traslada la carga a las horas de la tarde y la noche. En 2026, el spread TB1 anual ronda los $31/MWh. Para 2040, se amplía a $37/MWh, ya que los precios nocturnos alcanzan $63/MWh mientras que el mínimo al mediodía se mantiene cerca de $26/MWh.

Después de 2040, tanto el techo nocturno como el piso al mediodía disminuyen a medida que entra nueva oferta al mercado. El spread se reduce ligeramente pero se mantiene por encima de $30/MWh hasta 2049, preservando la ventana central de arbitraje incluso cuando los precios absolutos bajan.

Los perfiles estacionales cuentan historias diferentes. Los perfiles de invierno son más pronunciados y altos durante todo el pronóstico, con precios nocturnos por encima de $100/MWh para 2040. En contraste, los perfiles de verano muestran los mínimos más profundos al mediodía, ya que la solar detrás del medidor reduce la demanda por la tarde. Para finales de los años 2040, los precios al mediodía en verano caen por debajo de $11/MWh en algunos años.

El artículo de demanda de Modo Energy detalla cómo la electrificación de edificios y la carga de vehículos eléctricos combinan para crear una ventana de descarga invernal de 9 horas para 2050. Los perfiles de precios anteriores reflejan ese cambio estructural en la forma de la demanda.

Los spreads TB4 se mantienen estables, entre $39k y $55k/MW-año hasta 2049

Los movimientos de precios mayoristas impulsan los spreads TB4. Este es el ingreso central de arbitraje que captura una batería en NYISO.

El TB4 a nivel NYISO sigue una curva en U poco profunda: $50k/MW-año en 2026, bajando a $39k en 2030, recuperándose a $55k para 2041 y manteniéndose en $51k hasta 2049.

Las diferencias zonales son significativas. Las Zonas A y B suben a $77k/MW-año para 2041, impulsadas por amplios spreads diarios debido a la solar, antes de bajar a $61k/MW-año. La Zona J se mantiene más estable, recuperándose solo a $41k/MW-año para 2041. El gas fija tanto el pico como el mínimo en NYC, produciendo menos compresión al mediodía.

Como referencia, el TB4 a nivel NYISO promedió $34k/MW-año entre 2019 y 2024, con un rango de $18k en 2020 a $66k en 2022. El rango pronosticado de $39k-$55k/MW-año se sitúa consistentemente por encima del promedio histórico.

Los precios de capacidad en NYC alcanzan $62/kW-mes, pero la acreditación determina lo que ganan las baterías

Los precios de capacidad agregan una capa de ingresos diferenciada. NYC lidera con $20.7/kW-mes en 2026, subiendo a $62/kW-mes en 2044, manteniendo una prima casi 5 veces mayor que las demás localidades.

Long Island es la más volátil, oscilando de menos de $2/kW-mes a más de $30/kW-mes antes de converger con el resto de zonas no-NYC en los años 2040.

Sin embargo, los precios de capacidad publicados no representan lo que realmente gana una batería. Los Factores de Acreditación de Capacidad (CAF) descuentan la contribución de un recurso según su duración y disponibilidad en horas pico. Una batería de 4 horas recibe un CAF muy por debajo de 1.0, así que los ingresos realizados son considerablemente menores que el precio de liquidación. El pronóstico de Modo Energy incluye CAF específicos por duración, zona y año para suscriptores.

¿Qué significa esto para desarrolladores, inversores y financiadores?

La tesis de inversión en NYISO no se trata de acertar el pico. Los spreads TB4 se mantienen por encima de $39k/MW-año durante 24 años. La cuestión es si los ingresos combinados —arbitraje, capacidad y cualquier contrato Index Storage Credit (ISC)— son suficientes después de considerar las pérdidas de ciclo, degradación y despacho imperfecto.

La geografía divide la mezcla de ingresos. NYC ofrece el mayor ingreso total gracias a los pagos de capacidad y la elegibilidad ISC. Las zonas del norte ofrecen spreads TB4 más amplios, pero dependen más del desempeño en el mercado de energía.

El pronóstico de Modo Energy cubre los tres flujos de ingresos, junto con los servicios auxiliares, por zona y año. Para un recorrido completo de cómo estas suposiciones se traducen en retornos a nivel de proyecto, contacta a aaron@modoenergy.com.