​La Previsione di Carico a Lungo Termine 2026 di ISO-NE prevede che il carico netto aumenterà del 36,8%, passando da 117 TWh nel 2026 a 160 TWh nel 2046. Questo aumento di 43 TWh è il più basso in termini assoluti nell’Eastern Interconnect, ma modificherà radicalmente il profilo del sistema del New England.

Il picco invernale supererà quello estivo nel 2036 secondo la previsione centrale (50/50) e nel 2035 secondo la previsione ad alto picco (90/10). Le pompe di calore (HP) aggiungeranno 12,4 GW al picco invernale entro il 2046, mentre i veicoli elettrici (EV) ne aggiungeranno altri 5,9 GW. I grandi carichi, inclusi i data center, contribuiranno con soli 132 MW.

Per i sistemi di accumulo a batteria (BESS), la previsione di carico apre due opportunità invernali: volatilità intragiornaliera guidata dalle pompe di calore e ondate di freddo amplificate. Le pompe di calore lavorano di più nelle ore più fredde (generalmente al mattino) e riducono la produzione quando le case sono già calde. I veicoli elettrici concentrano la ricarica in fasce notturne definite. Questa combinazione accentua il profilo giornaliero invernale, creando due picchi con rampe più ripide al mattino e alla sera rispetto al profilo relativamente piatto attuale. Un sistema a picco invernale rende le ondate di freddo più impegnative per la rete. Entrambe le dinamiche favoriscono batterie con durata da breve a media, pronte a rispondere ai segnali di prezzo invernali.

Punti chiave

• Il picco di carico invernale cresce dell’84% fino a 38 GW entro il 2046, con un CAGR del 3,1%. Questo tasso di crescita è superiore a quello di PJM, MISO o NYISO. Le pompe di calore sono responsabili del 72% della crescita netta del picco invernale.
• I grandi carichi contribuiscono con soli 132 MW al picco ISO-NE nel 2046, contro circa 35 GW in PJM e 32 GW in MISO.
• Il Rapporto CELT 2026 segna il secondo taglio consecutivo alle previsioni di carico: il carico netto previsto per il 2033 è stato ridotto dell’11,5% in due cicli.
• Il Massachusetts aggiungerà 7,5 GW al picco invernale entro il 2046, pari al 44% del totale ISO-NE. Tuttavia, gli stati del nord avranno i tassi di crescita più rapidi, guidati dal Vermont con una crescita del 114% del picco invernale entro il 2046.
• La crescita del carico invernale offrirà finestre di guadagno più forti per i BESS grazie a una maggiore volatilità intragiornaliera e ondate di freddo più intense.

ISO-NE aggiunge meno nuovo carico rispetto a qualsiasi altro ISO dell’Est, ma prevede la trasformazione stagionale più marcata

Il carico netto annuo in ISO-NE aumenta del 36,8%, passando da 117 TWh nel 2026 a 160 TWh nel 2046, con un CAGR dell’1,58%. Ogni ISO confinante aggiunge più carico: NYISO aggiunge 45 TWh, PJM aggiunge 811 TWh e MISO aggiunge 426 TWh. La crescita di PJM e MISO deriva da aggiustamenti sui grandi carichi. L’aumento di NYISO è attribuito a una combinazione di elettrificazione e grandi carichi. L’elettrificazione del riscaldamento e dei trasporti rappresenta il 107% della crescita del carico ISO-NE (dopo la riduzione della produzione solare dietro il contatore), sostenuta dagli obiettivi politici statali.

Entro il 2046, ISO-NE aggiungerà solo 132 MW di grandi carichi. In confronto, PJM aggiungerà 75 GW di picco di grandi carichi, MISO 32 GW e NYISO 2,3 GW. Le aggiunte di grandi carichi di ISO-NE sono solo una frazione rispetto agli altri ISO dell’Est. Il New England ha registrato poco interesse da parte degli sviluppatori di data center su larga scala a causa degli elevati costi dell’energia elettrica e delle restrizioni locali. Diversi parlamenti statali hanno introdotto proposte di legge per limitarne lo sviluppo (Maine LD 307, New Hampshire HB 1265, Vermont S.205).

Il picco invernale supera quello estivo nel 2036 secondo la previsione centrale, nel 2035 secondo la previsione ad alto picco

Sebbene ISO-NE aggiunga meno carico rispetto a qualsiasi altro ISO dell’Est, il sistema diventa a picco invernale più rapidamente. Il picco netto invernale aumenta dell’84% fino a 37,6 GW entro il 2046, con un CAGR del 3,1%. Nel 2046, il picco invernale supera quello estivo del 21% nello scenario centrale e del 28% nello scenario ad alto picco, raggiungendo oltre 42 GW—quasi il doppio rispetto al picco invernale del 2026.

Le pompe di calore sono responsabili del 72% della crescita netta del picco invernale, mentre i data center aggiungono solo lo 0,8%

Il picco netto invernale di ISO-NE cresce di 17,1 GW tra il 2026 e il 2046. Le pompe di calore aggiungono 12,4 GW e i veicoli elettrici 5,9 GW; la domanda di base e le compensazioni dietro il contatore riducono il totale lordo di soli 0,7 GW a causa della minore produzione fotovoltaica in inverno. In inverno, la domanda di base diminuisce principalmente grazie all’efficienza energetica.

La crescita del picco estivo non è attribuibile all’elettrificazione del riscaldamento. La domanda di base (incluso il raffrescamento) guida la maggior parte della crescita e le pompe di calore contribuiscono poco, poiché sono utilizzate per il riscaldamento, non per il raffrescamento.

La previsione di carico del New England è costruita dal basso verso l’alto a partire da sei componenti (crescita di base, EV, HP, grandi carichi, fotovoltaico dietro il contatore (BTM PV) e BESS BTM), estendendo l’orizzonte decennale del rapporto CELT 2026 fino al 2046.

Le revisioni al ribasso dell’adozione dell’elettrificazione in ISO-NE abbassano le previsioni di carico, ma il ritmo resta ambizioso

Poiché le pompe di calore e i veicoli elettrici rappresentano la domanda prevista, la previsione si basa su un’adozione su larga scala. ISO-NE ha rivisto entrambe le stime in cicli successivi, ma le proiezioni ridotte indicano comunque una crescita sostenuta.

Il contributo annuale degli EV al carico nel 2033 è diminuito di quasi il 70% nelle ultime tre previsioni di carico. La scadenza del credito d’imposta federale per EV a settembre 2025 e il calo delle vendite di veicoli elettrici sono alla base di questa tendenza.

Le revisioni sulle pompe di calore mostrano una proiezione di adozione ritardata con cali moderati nel lungo termine. Il contributo annuale delle HP al carico è sceso del 37% dal CELT 2024 al 2026. Nel frattempo, il contributo delle HP al picco invernale ha registrato un calo inferiore. Il picco HP invernale del 2030 è sceso del 20% in tre cicli, mentre l’orizzonte finale è stato esteso di un anno. Nel complesso, il dispiegamento delle HP è stato ridotto nel breve termine e posticipato nel lungo termine.

Il Massachusetts aumenterà maggiormente il picco invernale entro il 2046, ma Vermont e Maine cresceranno più rapidamente

Il Massachusetts aggiungerà 7,5 GW di picco netto invernale entro il 2046, pari al 44% dei 17,1 GW aggiunti nell’ISO-NE. Il Connecticut è secondo con 3,3 GW; gli altri stati si dividono il resto.

Per tasso di crescita, l’ordine si inverte. Il Vermont quasi raddoppia il proprio picco invernale con il 114%. Il Maine arriva al 108%. Le due zone più grandi, Connecticut e Northeast Massachusetts, crescono solo del 69%, il ritmo più lento del sistema.

La geografia del riscaldamento contribuisce alle differenze nei tassi di crescita del picco. Gli stati più a nord (Vermont, Maine e New Hampshire) hanno inverni più rigidi con più carichi residenziali da elettrificare. La zona di Boston (NEMA), più densa e commerciale, parte da un picco più elevato e ha meno margine di crescita per il riscaldamento.

Opportunità per i BESS: le pompe di calore creano volatilità invernale intragiornaliera

La previsione di carico di ISO-NE modifica la finestra di dispacciamento invernale e aumenta il picco assoluto a causa dei profili orari delle HP e degli EV. Le giornate invernali avranno un profilo a due picchi con rampe sempre più ripide al mattino e alla sera.

Per lo storage, queste rampe ripide sono un segnale. Un carico invernale più piatto offre poche opportunità di arbitraggio intragiornaliero. Il profilo a doppio picco offre maggiori opportunità di arbitraggio per batterie a risposta rapida rispetto al profilo storico invernale di ISO-NE.

Le ondate di freddo prolungate in un sistema a picco invernale amplificano ulteriormente i segnali di prezzo provenienti dalle rampe ripide. Questi eventi generano la maggior parte dei ricavi attuali dei BESS in inverno. Febbraio 2026 ne è stato l’esempio più chiaro: i vincoli sui gasdotti hanno spinto fortemente la generazione a olio. Di conseguenza, gli spread TB4 all’Internal Hub hanno registrato una media di 404 $/MW-giorno durante il periodo di freddo.

Per sfruttare questa volatilità occorre avere capacità disponibile durante le rampe. Gli asset completamente carichi prima del picco mattutino e ricaricati prima della finestra serale sono posizionati per intervenire negli intervalli di maggior valore.