​La composizione dei ricavi delle batterie in ISO-NE cambia in modo significativo nei prossimi vent'anni. Nel breve periodo prevalgono i servizi ancillari, mentre l'arbitraggio energetico diventa più prezioso con l'aumento delle rinnovabili e i ricavi di capacità diminuiscono a causa della riforma stagionale dell'accreditamento. Gli impianti in Massachusetts si distinguono perché i Certificati Clean Peak possono superare l'intero stack di ricavi di mercato.

Questa previsione copre il modello ISO-NE di Modo Energy per il Q3 2026 fino al 2049. Tutti i prezzi sono espressi in USD reali del 2025.

Punti chiave

• Il carico di ISO-NE raggiunge il picco invernale nel 2038. Pompe di calore e veicoli elettrici guidano questo cambiamento, modificando sia i tempi che il valore dell'utilizzo delle batterie.
• I BESS in Massachusetts raggiungono ricavi massimi superiori a 300.000 $/MW-anno nel 2032, per poi scendere sotto i 250.000 $/MW-anno entro il 2049.
• I servizi ancillari guidano i ricavi dei BESS fino al 2038. L'arbitraggio energetico diventa la principale fonte di ricavo di mercato nel 2039.
• La crescita delle rinnovabili rafforza gli spread top-bottom (TB4) e i ricavi energetici. Gli acquisti statali, la tariffazione del carbonio e la transizione verso l'eolico ampliano gli spread top-bottom nel tempo.
• I ricavi di capacità diminuiscono con l'arrivo delle riforme di mercato nel 2028. L'accreditamento stagionale riconosce meno valore alle batterie da quattro ore, soprattutto in inverno, aumentando il valore relativo degli accumuli di maggiore durata.
• I Certificati Clean Peak trasformano lo stack del Massachusetts. Una batteria in Massachusetts può ottenere 159.000 $/MW-anno solo dai Clean Peak nel 2030, più dei 141.000 $/MW-anno dell'intero stack di ricavi disponibili per un impianto simile nel Maine.

ISO-NE diventa un sistema a picco invernale

ISO-NE aggiunge il minor nuovo carico rispetto a qualsiasi altro ISO dell'Est. Il carico netto annuo cresce del 36,8% (da 117 a 160 TWh) fino al 2046, contro gli 811 e 426 TWh aggiunti rispettivamente in PJM e MISO. Tuttavia, la sua forma cambia maggiormente a livello stagionale.

I picchi coincidenti invernali ed estivi si incrociano nel 2038. Le pompe di calore guidano il cambiamento, aggiungendo circa 9 GW al picco invernale simulato entro il 2045 grazie all'elettrificazione degli edifici. ISO-NE prevede solo 132 MW di data center in tutto il sistema, una frazione rispetto alla crescita di carico di PJM o MISO.

Consulta la previsione di carico ISO-NE 2046 di Modo Energy per una suddivisione delle proiezioni e dei fattori trainanti.

Il mix di sviluppo di ISO-NE: rinnovabili con capacità stabile per soddisfare i bisogni invernali negli anni '30

Fino al 2029, lo sviluppo programmato di ISO-NE dalla coda di interconnessione è costituito principalmente da BESS e eolico offshore. Sono previsti 4,7 GW di nuove aggiunte, di cui il 98% tra eolico, solare, accumulo e idroelettrico. Le batterie guidano con 1,8 GW, di cui il 76% in Massachusetts e supportate dal Clean Peak. L’eolico offshore aggiunge altri 1,7 GW. Nessuna nuova capacità termica ha un accordo di interconnessione esecutivo con obiettivo 2030.

Dal 2030 in poi, il modello di espansione della capacità (CEM) dà priorità alla capacità affidabile per i picchi invernali. Il CEM costruisce 10,9 GW di gas cumulativi entro il 2049. Questo gas fornisce nuova capacità stabile e di picco per il sistema a picco invernale. Il solare cresce solo fino al 2035 prima dell’inversione del picco.

Complessivamente, le nuove aggiunte eoliche totalizzano 19,3 GW tra il 2026 e il 2049: 9,8 GW offshore, 9,4 GW onshore. Oltre ai progetti nominati e previsti dalla coda, l’eolico offshore inizia a essere costruito solo dal 2036. L’eolico onshore cresce in modo costante, concentrato nel Maine grazie agli acquisti statali e alla disponibilità di terreno. I limiti massimi di sviluppo nel modello sono vincolati dagli studi economici e di trasmissione di ISO-NE.

Il modello sviluppa eolico per diversi motivi:

1. Tutti e sei gli stati del New England partecipano alla Regional Greenhouse Gas Initiative (RGGI),
2. I generatori del Massachusetts sostengono un costo aggiuntivo per il carbonio,
3. La pianificazione e gli acquisti energetici regionali sono fortemente orientati verso solare, eolico e BESS.

RGGI e i costi regolatori aggiuntivi del Massachusetts rendono meno competitivi gli investimenti nel gas, favorendo l’eolico. Anche BESS e rinnovabili beneficiano dei contratti statali per l’eolico offshore e delle quote RPS che alimentano la pipeline di progetti.

L'eolico trasforma il mix di generazione, creando andamenti di prezzo unici

Si prevede che il gas naturale fornirà il 35% della generazione ISO-NE nel 2027, mentre l’eolico (onshore e offshore insieme) raggiungerà l’11%. Questo equilibrio si invertirà entro il 2039, quando l’eolico combinato supererà il gas come principale fonte di generazione del sistema.

La produzione eolica cresce di quasi dieci volte nelle previsioni, passando da 12,7 TWh nel 2027 a 74,7 TWh nel 2049. Anche la produzione da gas aumenta, da 40 a 46 TWh, ma la sua quota nel mix scende al 25% mentre la generazione totale cresce. Più eolico nel sistema accentua la volatilità dei prezzi e crea opportunità di arbitraggio per i BESS.

La risorsa eolica del New England è più forte in inverno, il che compensa il passaggio del picco e il maggior carico. Con lo spostamento del picco verso l’inverno, più eolico nel sistema colma il deficit e alla fine abbassa i LMP.

I prezzi del gas ISO-NE sono legati all’Algonquin Citygate, un hub storicamente volatile in inverno. Il principale hub della regione, limitato dalle pipeline, è un fattore chiave nei prezzi nei mesi invernali, soprattutto in caso di condizioni estreme (vedi benchmark). Per via dei vincoli di fornitura e delle oscillazioni di prezzo, ISO-NE ricorre spesso all’olio durante eventi di scarsità. I peaker a olio offrono prezzi elevati, a causa dei costi del combustibile e dei pagamenti di capacità indipendenti, e vengono attivati solo poche volte all’anno quando i LMP sono molto superiori alla media. Questa caratteristica di mercato locale genera picchi di prezzo e spread nel lungo periodo, nonostante lo sviluppo di capacità eolica e solare.

La forma della generazione e del carico giornaliero incrementa gli spread TB negli anni '30 e '40

Le curve di carico e prezzo qui sotto mostrano che il picco serale invernale cresce di 8 GW dal 2027 al 2045. Entrambe le stagioni associano questa salita serale a un calo a mezzogiorno sempre più profondo, poiché la produzione solare vicino a mezzogiorno più che raddoppia da 1,7 a 4,1 GW in inverno e da 2,2 a 5,1 GW in estate. Gran parte di questa produzione solare avviene nelle ore in cui il carico di pompe di calore e veicoli elettrici diminuisce tra i picchi mattutini e serali. Sebbene il picco passi dall’estate all’inverno nel 2038, il picco giornaliero medio si incrocia prima.

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I prezzi ATC crescono negli anni '30 e poi si stabilizzano

I prezzi ATC aumentano in tutte le zone fino ai primi anni '30, con la crescita della domanda e il restringimento della capacità, ma poi si differenziano. Nel Maine si passa da circa 80 $/MWh nel 2032 a 33 $/MWh nel 2049, grazie al nuovo eolico onshore che abbassa i prezzi nel nord del New England. Connecticut, Massachusetts e Rhode Island restano più vicini a 66 $/MWh perché i vincoli di trasmissione limitano la quantità di energia economica del nord che può raggiungere il sud.