​NYISO prevede che la domanda annua di energia aumenterà del 55,8%, passando da 152 a 238 TWh, nei prossimi 25 anni. Tuttavia, in molti casi, il tasso di crescita è meno importante della sua distribuzione nel tempo.

Tre fattori principali sono responsabili, ciascuno ridefinendo la rete in modo diverso:

• Elettrificazione degli edifici aumenta la pressione sulla rete in inverno in quello che storicamente era un sistema con picco estivo, con la maggior parte degli incrementi concentrati nelle aree a sud dello stato.
• Veicoli elettrici (EV) concentrano la ricarica tra le 22:00 e le 3:00, creando la più marcata oscillazione del carico giornaliero e prolungando le ore di stress del sistema fino alla notte.
• Grandi carichi hanno profili di domanda costanti, contribuendo principalmente al carico di base nelle zone del nord dello stato.

Per lo stoccaggio energetico a batterie, questi cambiamenti si sommano. Il modello di previsione della domanda di Modo Energy prevede che si amplieranno le finestre di guadagno per i BESS su più fronti: una seconda stagione di picco in inverno, rampate giornaliere più ripide e periodi di scarica prolungati durante la notte.

Parte 1: Gli scenari previsionali di NYISO si basano su una serie di ipotesi

NYISO calcola uno scenario di base e due scenari di sensibilità con domanda più alta e più bassa.

Gli scenari condividono ipotesi simili su tendenze climatiche, efficienza energetica, solare BTM e accumulo BTM. Divergono invece su crescita economica, ritmo di elettrificazione, adozione di EV e ipotesi sui grandi carichi.

La tabella seguente riassume le principali ipotesi che differenziano gli scenari di NYISO.

Queste ipotesi producono una vasta gamma di risultati. La domanda totale di energia nel 2050 varia da 200 TWh a 338 TWh, con lo scenario di base a 238 TWh.

I profili orari di previsione di Modo Energy citati in questo articolo si basano sugli input dello scenario di base di NYISO.

Parte 2: Tre grandi trasformazioni definiscono i prossimi 25 anni della domanda elettrica

Trasformazione 1: Entro il 2050, New York avrà bisogno di tanta nuova elettricità quanto il consumo annuale dell'Arizona nel 2023

La previsione di base aggiunge 85 TWh tra il 2025 e il 2050, equivalenti all'intero consumo annuale di elettricità dell'Arizona nel 2023.

Fino al 2030, la crescita della domanda a livello di sistema di 10,8 TWh è dovuta interamente ai grandi carichi, come i data center. Il resto del sistema, in realtà, si contrae di 580 GWh. Efficienza energetica e solare BTM compensano più che completamente l'elettrificazione nelle fasi iniziali.

Dopo il 2030, l'elettrificazione diventa il principale motore di crescita.

Entro il 2050, EV ed elettrificazione degli edifici aggiungono insieme 92 TWh annui, mentre l'efficienza energetica ne risparmia solo 30 TWh, con un rapporto di 3:1.

E questo è lo scenario di base, che non presuppone il raggiungimento degli obiettivi di elettrificazione di New York. Lo scenario di domanda più alta, che riflette più da vicino tali obiettivi, mostra una crescita ancora maggiore della domanda.

Trasformazione 2: I picchi invernali superano quelli estivi intorno al 2039, creando una seconda stagione di guadagno per i BESS

Entro il 2050, il picco invernale di domanda nello scenario di base raggiunge i 48 GW, il 26% in più rispetto all'estate.

L'elettrificazione degli edifici guida questa divergenza. Le pompe di calore aggiungono 19 GW al picco invernale ma solo 2 GW a quello estivo, con un rapporto quasi di 10:1. Gli EV rafforzano moderatamente questo effetto: il picco invernale di domanda EV è 1,4 volte quello estivo entro il 2050, aggiungendo 2,7 GW al divario stagionale.

Il picco estivo cresce con un CAGR dello 0,8%. Il picco invernale cresce oltre tre volte più velocemente, con un CAGR del 2,8%, superando quello estivo intorno al 2039 nello scenario base. Lo scenario di domanda più alta anticipa il sorpasso al 2035 circa. Anche nello scenario di domanda più bassa, l'inverno supera l'estate entro la metà degli anni '40.

Indipendentemente dallo scenario, i proprietari di BESS ottengono una seconda finestra di guadagno, che alla fine diventa più ampia, senza che si riduca l'opportunità estiva.

L'elettrificazione amplia anche la gamma di possibili picchi invernali.

Nel 2025, gli scenari climatici di NYISO mostrano che il picco invernale varia del 13,6% tra condizioni miti e quasi estreme, una dispersione inferiore rispetto al 18,6% dell'estate. Entro il 2050, la variabilità invernale arriva al 20,3% mentre quella estiva resta stabile.

Per le batterie, questo è un segnale di prezzo. Maggiore è la sensibilità climatica del picco invernale, più accentuati saranno i picchi di prezzo durante gli eventi freddi e maggiore sarà il valore per asset a risposta rapida nelle ore più critiche.

Trasformazione 3: Una finestra di scarica di 9 ore sostituisce il picco pomeridiano

Nel 2026, il carico estivo di New York raggiunge il picco nel tardo pomeriggio e quello invernale segue un andamento a doppio picco. Nel 2050, entrambe le stagioni avranno profili radicalmente diversi.

Nell'estate 2050, il minimo di metà giornata rimane basso grazie alla crescita della capacità solare BTM fino a 15 GW, che sopprime la domanda di metà mattina e primo pomeriggio. La rampa serale si accentua poiché la ricarica EV e i carichi residui di raffrescamento si sommano nel tardo pomeriggio. I profili orari di Modo Energy mostrano che la rampa estiva cresce da 5,6 GW nel 2026 a 7,9 GW nel 2050.

La trasformazione invernale è ancora più marcata. Nel 2050, il carico scende a 28,2 GW nel primo pomeriggio prima di salire di 8,9 GW fino a un primo picco di 37,1 GW alle 18:00. Dopo una breve flessione, risale dopo le 22:00 quando la ricarica notturna degli EV si somma al carico di riscaldamento. Il sistema raggiunge il picco a mezzanotte, arrivando a 39 GW.

Il risultato è un ampio plateau sopra i 37 GW dalle 18:00 alle 3:00. Questo sposta le ore di massimo stress del sistema da una finestra estiva nel tardo pomeriggio a una finestra invernale notturna di 9 ore, offrendo un'opportunità di scarica per lo storage completamente nuova.

Parte 3: Tre fattori ridefiniscono la rete a velocità, in luoghi e con livelli di certezza differenti

Fattore 1: L'elettrificazione degli edifici aumenta il carico a sud dello stato, ma il ritmo dipende da una legge statale sospesa

Il consumo energetico dovuto all'elettrificazione degli edifici cresce da 411 GWh nel 2025 a 42.855 GWh nel 2050, con un incremento di 104 volte.

L'impatto si concentra a sud dello stato. New York City e Long Island rappresentano il 51% del totale dell'energia da elettrificazione degli edifici entro il 2050. Sono anche le aree della rete con maggiori vincoli di trasmissione.

La velocità dell'elettrificazione degli edifici è la variabile più incerta della previsione, poiché è strettamente legata agli esiti delle politiche.

Recentemente, il provvedimento All-Electric Buildings Act è stato sospeso a novembre 2025 in attesa di un ricorso presso la Seconda Corte d'Appello. Questo pesa sulle ipotesi di elettrificazione dello scenario di base. Anche nello scenario di domanda più bassa, tuttavia, l'elettrificazione degli edifici aggiunge 16,3 GW al picco invernale, solo a un ritmo leggermente più lento.

La questione non è se l'elettrificazione avverrà, ma quanto rapidamente.

Fattore 2: L'espansione del parco EV di 25 volte è il fattore più certo, guidato dai consumatori e consistente in tutti gli scenari

Il parco veicoli elettrici di New York cresce di 25 volte fino a 9,3 milioni di unità entro il 2050.

Il consumo energetico passa da 1.353 GWh a 49.535 GWh, con la crescita più rapida verso la fine degli anni '30, prima che il parco raggiunga la saturazione.

L'impatto principale riguarda il profilo notturno del carico. La ricarica EV si concentra tra le 22:00 e le 3:00, con un picco all'1:00. In una giornata media del 2050, il carico EV varia da un minimo mattutino di 345 MW a un picco notturno di 901 MW, anche se nell'ora più critica dell'inverno può aggiungere fino a 9,3 GW al picco coincidente.

L'adozione degli EV è guidata dai consumatori ed è meno esposta al rischio politico rispetto all'elettrificazione degli edifici. Il percorso di crescita è più uniforme nei tre scenari NYISO.

Fattore 3: I grandi carichi arrivano prima e si stabilizzano a metà degli anni '30, ma la previsione rappresenta solo una frazione della coda di connessione da 6 GW

La domanda dei grandi carichi cresce da 3,7 TWh nel 2025 a 15,1 TWh entro il 2030 e si stabilizza a 19,3 TWh a metà degli anni '30. Si tratta prevalentemente di data center e fabbriche di semiconduttori con profili di domanda quasi piatti durante ore e stagioni. L'impatto di picco è quasi identico in estate e in inverno: 2,6 GW entro la fine degli anni '30, mantenuti fino al 2050.

La crescita si concentra nel nord dello stato. Central guida, seguita da North e West. Le zone a sud (Millwood, Dunwoodie e New York City) non contribuiscono.

La previsione si stabilizza perché NYISO include solo i progetti di grandi carichi, già in coda o pre-coda, che considera probabili da collegare.

La coda di connessione è però molto più ampia: 6.055 MW su 29 proposte.

I data center rappresentano il 72% della potenza nominale, concentrati in Mohawk Valley, West e Central. La produzione di semiconduttori aggiunge un ulteriore 22%.

I limiti della rete a sud impediscono la consegna dove la capacità di trasmissione a nord lo consente. Millwood ha 200 MW in coda ma zero energia da grandi carichi nella previsione.

I grandi carichi contribuiscono poco al valore diretto delle batterie. Il consumo costante 24/7 stringe il sistema senza creare picchi. Il caso BESS per i data center è indiretto: alzano il livello di base della domanda, così che quando arrivano i picchi, il sistema è già vicino ai suoi limiti — rendendo scarsità e congestione più probabili.

Parte 4: Questi cambiamenti favoriscono lo storage a risposta rapida

L'opportunità per i BESS nel NYISO è definita dalla forma mutevole della domanda, non solo dal totale. L'elettrificazione degli edifici crea una seconda stagione di stress. Gli EV estendono quello stress in una finestra notturna di 9 ore. I grandi carichi assorbono la capacità residua, rendendo i picchi più preziosi.

La geografia amplifica l'opportunità. L'elettrificazione si concentra a sud, dove i vincoli di trasmissione già determinano i prezzi di capacità più alti. I grandi carichi si concentrano a nord, aumentando la domanda di base su tutto il sistema ma lasciando intatto il premio a sud.

In tutti e tre gli scenari NYISO la tendenza è la stessa: passaggio da un picco estivo a uno invernale, rampate più ripide, finestre serali di stress più lunghe e maggiore sensibilità climatica. Tutti questi cambiamenti favoriscono lo storage a risposta rapida.

Tutti questi cambiamenti sono integrati nella previsione dei ricavi BESS di Modo Energy per NYISO, dove si riflettono nel modello di costo di produzione, nei segnali di prezzo, nelle finestre di dispacciamento e nei ritorni a livello di progetto che definiscono il caso di investimento nello storage a batterie.