L'opportunità per le batterie nel mercato NYISO cresce lentamente, raggiunge il picco tardi e rimane stabile. Gli spread TB4 partono da $50k/MW-anno, scendono a $39k/MW-anno entro il 2030, risalgono a $55k/MW-anno entro il 2041 e si mantengono sopra i $50k/MW-anno fino al 2049. I prezzi all'ingrosso sottostanti seguono un andamento simile: i prezzi ATC (Around the clock) scendono da $38,5/MWh a $33/MWh entro il 2028, salgono a $49/MWh entro il 2041 e si stabilizzano a $37/MWh.

La domanda annuale cresce del 55% nel periodo di previsione, con la domanda di picco che passa da 28,5 GW a 44,6 GW. Il sistema rimane fortemente dipendente dal gas, con il gas naturale che aumenta dal 42% al 53% della fornitura totale.

Le zone dell’Upstate offrono gli spread di arbitraggio più ampi, guidati da cali di prezzo più marcati a metà giornata grazie al solare dietro il contatore. Nella zona Downstate, New York City offre i prezzi di capacità più alti, riflettendo vincoli di trasmissione persistenti che mantengono la zona tesa.

Punti chiave

• Dopo lo smaltimento della coda di connessione intorno al 2030, il modello di espansione di Modo Energy prevede principalmente nuove centrali a gas per il decennio successivo. Non sono previste nuove capacità solari o di batterie front-of-meter fino ai primi anni '40, quando l’aumento dei prezzi rende finalmente conveniente una seconda ondata di investimenti.
• Nuove linee di trasmissione, inclusa la CHPE, supportano importazioni nette di 29 TWh entro la fine degli anni '30. Le importazioni poi crollano a 4 TWh entro il 2049, poiché l’offerta locale assorbe la domanda.
• Il sistema raggiunge il picco invernale alla fine degli anni '30, creando una seconda stagione di guadagno per le batterie senza ridurre le opportunità estive. L’articolo sulla domanda NYISO di Modo Energy approfondisce questo cambiamento.
• Gli spread medi TB4 variano da $39k a $55k/MW-anno fino al 2049. I proprietari di batterie vedono rendimenti costanti durante tutto l’orizzonte di previsione.
• Le zone occidentali (A e B) raggiungono $77k/MW-anno TB4 entro il 2041, quasi il doppio rispetto ai $41k/MW-anno di NYC. Tuttavia, i prezzi di capacità a NYC arrivano a $62/kW-mese, creando una seconda fonte di ricavo che può compensare eventuali carenze di arbitraggio.

Il gas domina la nuova capacità mentre le rinnovabili rallentano negli anni '30

La produzione annuale di energia da gas naturale quasi raddoppia, passando da 59 TWh a 114 TWh. La sua quota sulla fornitura totale cresce dal 42% al 53%. Anche i fattori di capacità del gas aumentano dal 26% al 42%, poiché gli impianti funzionano più spesso per soddisfare la crescente domanda.

Nucleare (25 TWh) e idroelettrico (26 TWh) rimangono stabili per tutto il periodo di previsione.

Il solare cresce da 2,0 a 14,8 TWh e l’eolico da 8,8 a 32,0 TWh. Insieme, arrivano al 22% della fornitura entro il 2049. Tuttavia, le rinnovabili restano una minoranza nel mix di generazione durante tutto il periodo di previsione.

Dopo lo smaltimento della coda di connessione attuale intorno al 2030, il modello di espansione di Modo Energy favorisce il gas come principale tecnologia di nuova costruzione. Non è previsto nuovo solare front-of-meter fino al 2040. La capacità delle batterie si ferma a 5,6 GW fino ai primi anni '40, quando una seconda ondata la porta a 7,4 GW.

Anche le importazioni nette verso NYISO crescono fino a quasi 29 TWh entro la fine degli anni '30, grazie all’arrivo dell’idroelettrico canadese tramite CHPE nel Downstate New York. Da lì, le importazioni diminuiscono gradualmente fino a 4 TWh entro il 2049, poiché la domanda locale crescente viene soddisfatta da nuova capacità domestica.

Come risultato di questo mix di generazione, il gas determina sia il prezzo massimo che quello minimo nella maggior parte delle zone per la maggior parte dei giorni. L’opportunità di arbitraggio per le batterie dipende quindi da quando il gas funziona al massimo e da quando il solare dietro il contatore riduce la domanda a metà giornata.

I prezzi seguono un lungo rialzo: l’offerta insegue la domanda, poi la raggiunge

I prezzi ATC scendono da $38,5/MWh nel 2026 a $33/MWh nel 2028, salgono a $49/MWh entro il 2041 e poi si stabilizzano a $37/MWh. Il sistema non affronta mai una crisi acuta di offerta perché il gas, la fonte più economica di capacità dispacciabile nel modello, continua ad essere costruito insieme alla domanda per garantire l’affidabilità nel breve termine.

Il calo post-2041 coincide con il recupero dell’offerta. La capacità rinnovabile cresce di circa il 50% tra il 2041 e il 2049 grazie alla diffusione di solare ed eolico. La capacità a gas aumenta del 30% per coprire i picchi invernali, aggiungendo margine. Nel frattempo, la crescita della domanda rallenta da circa il 3% annuo a meno del 2%.

La Zona J (NYC) mantiene un premio persistente e in crescita rispetto alle zone dell’Upstate. Il differenziale tra NYC e le Zone A/B si amplia da meno di $1/MWh nel 2026 a $17/MWh entro il 2049, poiché i vincoli di trasmissione mantengono alti i prezzi Downstate mentre quelli Upstate diminuiscono di circa il 17% nel periodo di previsione.

I prezzi di metà giornata calano mentre quelli notturni salgono, raggiungendo il picco nei primi anni '40

La forma oraria dei prezzi si accentua poiché l’elettrificazione sposta i carichi verso le ore serali e notturne. Nel 2026, lo spread TB1 annuale è di circa $31/MWh. Entro il 2040, si allarga a $37/MWh poiché i prezzi notturni raggiungono $63/MWh mentre il minimo di metà giornata si mantiene intorno a $26/MWh.

Dopo il 2040, sia il tetto notturno sia il pavimento di metà giornata diminuiscono con l’ingresso di nuova offerta sul mercato. Lo spread si restringe leggermente ma resta sopra i $30/MWh fino al 2049, preservando la finestra di arbitraggio principale anche se i livelli assoluti di prezzo diminuiscono.

I profili stagionali raccontano storie diverse. I profili invernali sono più ripidi e alti durante tutto il periodo di previsione, con prezzi notturni sopra i $100/MWh entro il 2040. Al contrario, i profili estivi mostrano i minimi più profondi a metà giornata poiché il solare dietro il contatore riduce la domanda pomeridiana. Alla fine degli anni '40, i prezzi estivi di metà giornata scendono sotto gli $11/MWh in alcuni anni.

L’articolo sulla domanda di Modo Energy spiega come l’elettrificazione degli edifici e la ricarica dei veicoli elettrici creino una finestra di scarica invernale di 9 ore entro il 2050. I profili di prezzo sopra riflettono questo cambiamento strutturale nella forma della domanda.

Gli spread TB4 restano stabili, tra $39k e $55k/MW-anno fino al 2049

I movimenti dei prezzi all’ingrosso guidano gli spread TB4. Questo è il principale ricavo di arbitraggio che una batteria può ottenere nel NYISO.

Il TB4 medio su NYISO segue una curva a U poco profonda: $50k/MW-anno nel 2026, scende a $39k nel 2030, risale a $55k nel 2041 e si mantiene a $51k fino al 2049.

Le differenze tra le zone sono marcate. Le Zone A e B salgono a $77k/MW-anno entro il 2041, spinte da ampi spread giornalieri dovuti al solare, prima di ridursi a $61k/MW-anno. La Zona J resta più stabile, risalendo solo a $41k/MW-anno entro il 2041. A NYC il gas determina sia il picco che il minimo, producendo meno compressione a metà giornata.

Per confronto, il TB4 medio NYISO è stato di $34k/MW-anno tra il 2019 e il 2024, variando da $18k nel 2020 a $66k nel 2022. L’intervallo previsto di $39k-55k/MW-anno si mantiene costantemente sopra la media storica.

I prezzi di capacità a NYC raggiungono $62/kW-mese, ma l’accreditamento determina quanto guadagnano le batterie

I prezzi di capacità aggiungono una fonte di ricavo distinta. NYC guida con $20,7/kW-mese nel 2026, salendo a $62/kW-mese entro il 2044, mantenendo un premio quasi 5 volte superiore rispetto alle altre località.

Long Island è la più volatile, passando da meno di $2/kW-mese a oltre $30/kW-mese prima di allinearsi alle altre zone non-NYC negli anni '40.

Tuttavia, i prezzi di capacità a titolo informativo non rappresentano ciò che una batteria effettivamente guadagna. I Capacity Accreditation Factors (CAF) riducono il contributo di una risorsa in base alla durata e alla disponibilità nelle ore di picco. Una batteria da 4 ore riceve un CAF ben inferiore a 1,0, quindi i ricavi reali sono significativamente più bassi rispetto al prezzo di clearing. Le previsioni di Modo Energy includono CAF specifici per durata, zona e anno per gli abbonati.

Cosa significa tutto questo per sviluppatori, investitori e finanziatori?

L’investimento in NYISO non riguarda il tempismo di un picco. Gli spread TB4 rimangono sopra i $39k/MW-anno per 24 anni. La domanda è se i ricavi complessivi — arbitraggio più capacità più eventuale contratto Index Storage Credit (ISC) — siano sufficienti considerando perdite di efficienza, degrado e gestione non ottimale.

La geografia determina il mix di ricavi. NYC offre i ricavi totali più alti grazie ai pagamenti di capacità e all’idoneità ISC. Le zone dell’Upstate offrono spread TB4 più ampi ma dipendono maggiormente dalla performance nel mercato dell’energia.

Le previsioni di Modo Energy coprono tutti e tre i flussi di ricavo, insieme ai servizi ancillari, per zona e anno. Per una panoramica completa di come queste ipotesi si traducono in rendimenti a livello di progetto, contatta aaron@modoenergy.com.