​Lo stack dei ricavi delle batterie in ISO-NE cambia significativamente nei prossimi due decenni. Nel breve periodo prevalgono i servizi ancillari, mentre l’arbitraggio energetico acquista valore con l’aumento delle rinnovabili e i ricavi di capacità diminuiscono a causa della riforma dell’accreditamento stagionale. Gli impianti in Massachusetts si distinguono perché i Certificati Clean Peak possono superare l’intero stack di ricavi di mercato.

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

Punti chiave

• Il carico di ISO-NE raggiunge il picco invernale nel 2038. Pompe di calore e veicoli elettrici guidano il cambiamento, modificando tempi e valore dell’utilizzo delle batterie.
• I BESS in Massachusetts raggiungono ricavi massimi cumulati oltre $300k/MW-anno nel 2032, per poi scendere sotto $250k/MW-anno entro il 2049.
• I servizi ancillari guidano i ricavi dei BESS fino al 2038. L’arbitraggio energetico diventa la principale fonte di ricavi 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 nel tempo.
• I ricavi di capacità diminuiscono con l’arrivo delle riforme del mercato della capacità nel 2028. L’accreditamento stagionale attribuisce meno valore alle batterie di quattro ore, soprattutto in inverno, mentre aumenta il valore relativo dello storage di lunga durata.
• I Certificati Clean Peak trasformano lo stack in Massachusetts. Una batteria nello stato può guadagnare $159k/MW-anno solo dal Clean Peak nel 2030, più dei $141k/MW-anno disponibili per un asset comparabile in Maine.

ISO-NE diventa un sistema con picco invernale

ISO-NE aggiunge il minor nuovo carico tra tutti gli ISO dell’Est. Il carico netto annuo cresce del 36,8% (da 117 a 160 TWh) fino al 2046, contro 811 e 426 TWh aggiunti rispettivamente da PJM e MISO. Tuttavia, la sua forma cambia stagionalmente più di qualsiasi altro.

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

Consulta le previsioni di carico ISO-NE 2046 di Modo Energy per un’analisi dettagliata delle proiezioni e dei fattori trainanti.

Il mix di sviluppo ISO-NE: rinnovabili e capacità ferma per soddisfare i picchi invernali alla fine degli anni 2030

Fino al 2029, lo sviluppo previsto da ISO-NE nella coda di interconnessione riguarda principalmente BESS e eolico offshore. Sono previste aggiunte per 4,7 GW, di cui il 98% tra eolico, solare, storage e idroelettrico. Le batterie guidano con 1,8 GW, il 76% dei quali in Massachusetts sostenuti 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 prevede la costruzione cumulativa di 10,9 GW di gas entro il 2049, fornendo nuova capacità ferma e di punta per il sistema a picco invernale. Il solare cresce solo fino al 2035, prima dell’inversione del picco.

In totale, le aggiunte eoliche raggiungono 19,3 GW tra il 2026 e il 2049: 9,8 GW offshore e 9,4 GW onshore. Oltre all’eolico offshore già previsto, nuove installazioni offshore iniziano solo dal 2036. L’eolico onshore cresce costantemente, concentrato nel Maine grazie ad acquisti statali e disponibilità di terreno. I limiti di crescita nel modello sono basati su studi economici e di trasmissione di ISO-NE.

Il modello prevede lo sviluppo dell’eolico per diversi motivi:

1. Tutti e sei gli stati del New England partecipano alla Regional Greenhouse Gas Initiative (RGGI),
2. I produttori del Massachusetts sostengono un costo aggiuntivo per il carbonio,
3. La pianificazione e gli acquisti energetici regionali puntano fortemente su 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 il pipeline.

L’eolico trasforma il mix di generazione, creando pattern di prezzo unici

Il gas naturale fornirà il 35% della generazione ISO-NE nel 2027, mentre l’eolico (onshore e offshore) raggiungerà l’11%. Questo equilibrio si inverte nel 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, 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 scende al 25% poiché la generazione totale cresce. Più eolico nel sistema aumenta la volatilità dei prezzi e crea opportunità di arbitraggio per i BESS.

La risorsa eolica del New England è più forte in inverno, compensando il cambio di picco e il maggior carico. Con il picco che si sposta in inverno, l’aumento dell’eolico equilibra il deficit e alla lunga abbassa gli LMP.

I prezzi del gas ISO-NE sono legati ad Algonquin Citygate, un hub storicamente volatile in inverno. Questo hub dominante, limitato dalle pipeline, è un driver chiave dei prezzi nei mesi freddi, soprattutto durante eventi climatici estremi (citare benchmark). A causa di vincoli di offerta e oscillazioni di prezzo, ISO-NE ricorre spesso all’olio combustibile durante eventi di scarsità. I peaker a olio offrono a prezzi elevati, attivandosi solo poche volte l’anno quando gli LMP sono molto sopra la norma. Questa caratteristica locale genera picchi di prezzo e spread nel lungo termine, nonostante lo sviluppo di eolico e solare.

La forma della generazione e del carico giornaliero aumenta gli spread TB negli anni 2030 e 2040

Le forme di carico e prezzo mostrano che il picco serale invernale cresce di 8 GW dal 2027 al 2045. Entrambe le stagioni vedono questo aumento serale accompagnato da un calo a mezzogiorno, 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 energia solare viene prodotta quando il carico di pompe di calore e veicoli elettrici scende tra i picchi mattutini e serali. Anche se il picco stagionale passa dall’estate all’inverno nel 2038, il picco medio giornaliero si inverte prima.

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Prezzi sulle 24 ore

I prezzi ATC aumentano in tutte le zone fino ai primi anni 2030 con la crescita della domanda e la riduzione della capacità, per poi divergere. Il Maine scende 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 che può raggiungere la domanda a sud.