Consolidar e comparar receitas de baterias entre os quatro ISOs da Eastern Interconnection raramente é simples. Diferente do ERCOT, um mercado apenas de energia, a região adiciona pagamentos de capacidade sobre energia e reservas. O Ko reúne esses conjuntos de dados no Terminal.

PJM, MISO, NYISO e ISO-NE precificam a pilha de forma diferente. Sem a visão completa, é fácil não perceber por que duas baterias tiveram resultados tão distintos na mesma semana.

O Ko pode ranquear spreads entre mercados, testar onde e quando construir, e identificar causas de picos de preço para definir a estratégia do trader. Faça uma pergunta em português simples: o Ko identifica a tabela certa, escreve o SQL, consulta os dados em tempo real e explica o resultado.

Este guia apresenta cinco exemplos práticos para analistas, desenvolvedores e traders de energia. Em cada caso mostramos o prompt, um gráfico gerado a partir dos dados retornados pelo Ko e o insight fornecido.

Comece a usar o Ko gratuitamente aqui.

Quais dados da Eastern Interconnection o Ko acessa?

A Modo Energy integrou o Ko com o stack de mercado da EI em todos os quatro ISOs.

• Projeções. Cenários centrais da Modo para preços, capacidade, receita e expansão: camada de projeção até 2050.
• Simulação de benchmark ME BESS. Simulação de despacho e receita por ISO a cada 5 minutos: camada de backtest para o passado.
• Preços de energia. Preços marginais nodais e zonais para cada ISO, no mercado do dia anterior (hora a hora) e em tempo real (a cada 5 minutos).
• Reservas e regulação. Preços de liquidação do dia anterior e em tempo real para os produtos ancilares de cada ISO, incluindo resultados do mercado de regulação do PJM e reservas despachadas.
• Carga. Demanda real e em tempo real para PJM, MISO, NYISO e ISO-NE.
• Geração por tipo de combustível. Mix de combustível em tempo real e horário para os quatro ISOs, permitindo rastrear movimentos de preço até a fonte marginal.
• Dados de usinas e geradores. Inventário de geradores EIA-860 (capacidade instalada, tecnologia, proprietário, status, localização) e geração líquida e uso de combustível da EIA-923.
• Referência de nós e zonas. Listagem de nós, mapeamento de nós para zonas e subzonas de reserva.

Os exemplos abaixo foram produzidos a partir de perguntas feitas ao Ko sobre esse stack. O Ko gerou o SQL, consultou os dados e produziu a análise. Todos os gráficos foram reconstruídos a partir da mesma resposta do Ko.

Analistas de mercado: comparando spreads entre ISOs

Resultado:

Nos três mercados, os spreads em tempo real superaram os do dia anterior em maio de 2026, confirmando que a escassez causada pelo clima é sistematicamente difícil de prever com um dia de antecedência. Em termos absolutos, o PJM apresentou o maior prêmio, cerca de US$ 155/MW-dia (tempo real US$ 389/MW-dia contra dia anterior US$ 234/MW-dia), refletindo a intensidade do pico no Atlântico Médio.

Em percentual, o prêmio do ISO-NE foi o mais acentuado, com 83% (tempo real US$ 214 contra dia anterior US$ 117). Nova Inglaterra é um mercado pequeno e restrito, onde um aumento inesperado de demanda provoca grandes movimentos em tempo real. O MISO Indiana ficou no meio, com 60% (tempo real US$ 218/MW-dia contra dia anterior US$ 136/MW-dia). Para analistas, o PJM é o mercado de tempo real com maior retorno em dólares, enquanto o ISO-NE oferece a maior vantagem proporcional.

Resultado:

Seis meses após o redesenho da regulação em outubro de 2025, a regulação não é mais um complemento, mas a principal fonte de receita de uma bateria BESS. Em maio de 2026, a pilha modelada para uma bateria de 4 horas foi de US$ 73/kW-mês: regulação US$ 56/kW-mês (77%), arbitragem de energia em tempo real US$ 12/kW-mês (16%) e capacidade US$ 5/kW-mês (7%). A regulação liquidou a US$ 97/MWh, abaixo dos US$ 104 de abril, mas 3,4 vezes o valor de maio de 2025 (US$ 29/MWh). Antes do redesenho, a frota média era de cerca de US$ 20/kW-mês; após o redesenho, a média passou para cerca de US$ 62/kW-mês.

O principal aprendizado para analistas: a regulação é o pilar estrutural e deve ser ofertada primeiro e continuamente, enquanto a arbitragem de energia depende do clima. A Fase 2 do redesenho, prevista para outubro de 2026, dividirá o sinal em produtos separados de regulação para cima e para baixo (RegUp e RegDown), o que pode redistribuir os preços de liquidação.

Desenvolvedores: onde e quando construir com o Ko

Resultado:

A escolha da zona é uma das decisões de localização mais importantes no PJM. Em maio de 2026, o Atlântico Médio se destacou: Virgínia (DOM) teve um spread top-bottom em tempo real de cerca de US$ 916/MW-dia, alta de 118%, quase quatro vezes a Pensilvânia (PPL), com cerca de US$ 232/MW-dia. Baltimore (BGE) chegou a cerca de US$ 631/MW-dia (alta de 124%) e Washington DC (PEPCO) a cerca de US$ 614/MW-dia (alta de 89%).

O prêmio é estrutural. Restrições persistentes de transmissão entre centros de carga do leste e geração do oeste ampliam a separação de preços em cada evento de escassez. A onda de calor pressionou exatamente onde essas restrições são mais severas. Zonas ocidentais como ComEd tiveram spreads menores que um terço do valor da Virgínia.

Resultado:

No cenário central da Modo, os três mercados divergem fortemente a partir de meados da década de 2030. O NYISO praticamente quadruplica, de cerca de US$ 6/kW-mês hoje para um pico próximo de US$ 24 a US$ 25/kW-mês entre 2040 e 2045, impulsionado por data centers e eletrificação em um dos ambientes de construção mais restritos dos EUA. O PJM atinge o pico antes, por volta de 2030 a 2033, entre US$ 18 e US$ 21/kW-mês, à medida que sua fila de interconexão é entregue, caindo para menos de US$ 5/kW-mês até 2045, quando a oferta supera a demanda.

O MISO permanece limitado na faixa de um dígito até subir nos anos 2040. Para uma bateria de 4 horas, a receita de capacidade é aproximadamente igual ao preço de liquidação vezes a capacidade qualificada até 2029.

As zonas do sul do NYISO já liquidam um recorde de US$ 32,6/kW-mês para o verão de 2026, e no cenário central essa receita continua subindo por quase duas décadas, embora uma expansão mais rápida ou demanda mais fraca possa antecipar o pico. Projetos no PJM, por outro lado, precisam ser comissionados antes do pico do início dos anos 2030.

Traders de energia: onde está o valor para capturar agora

Resultado:

O MISO teve dois picos distintos de preço no mercado do dia anterior em fevereiro de 2026. O principal evento foi a Tempestade de Inverno Fern, de 1 a 2 de fevereiro, quando um aumento da demanda por aquecimento no Meio-Oeste coincidiu com 11.000 a 13.300 MW de indisponibilidade térmica forçada e baixa geração eólica. O pico do hub no dia anterior chegou a US$ 217/MWh em 2 de fevereiro, e no tempo real o Indiana Hub ultrapassou US$ 1.100/MWh.

Os hubs do norte tiveram média de US$ 51 a US$ 52/MWh no mês, contra US$ 31 a US$ 33 no sul, uma diferença de cerca de US$ 20/MWh devido a restrições de transmissão. Um segundo pico localizado em 24 de fevereiro elevou brevemente o hub para US$ 218/MWh, enquanto a média diária ficou próxima de US$ 39. Os serviços ancilares acompanharam a energia: a regulação em tempo real foi liquidada a US$ 94/MWh em 2 de fevereiro.

O Ko conecta suas perguntas aos dados em tempo real da Modo Energy

Nos quatro ISOs da Eastern Interconnection, o Ko transforma uma pergunta em dados e análise relevantes mais rápido do que o método manual. O valor é mais claro quando a pergunta abrange diferentes mercados ou camadas de receita: o Ko identifica a tabela, retorna o resultado e explica o contexto. O Ko não substitui o julgamento do analista. Ele ajuda a testar a primeira resposta, mostrar os dados por trás dela e indicar onde é preciso analisar mais a fundo.