A composição de receitas das baterias no ISO-NE muda significativamente nas próximas duas décadas. Serviços ancilares lideram no curto prazo, a arbitragem de energia se torna mais valiosa à medida que aumenta a participação de renováveis, e as receitas de capacidade caem com a reforma da acreditação sazonal. Os ativos em Massachusetts se destacam porque os Certificados Clean Peak podem superar toda a pilha de receitas do mercado.

Esta análise cobre o modelo ISO-NE Q3 2026 da Modo Energy até 2049. Todos os preços estão em dólares de 2025, reais.

Principais destaques

• A demanda do ISO-NE passa a ter pico no inverno a partir de 2038. Bombas de calor e veículos elétricos impulsionam essa mudança, alterando tanto o momento quanto o valor do despacho das baterias.
• O BESS de Massachusetts atinge receita máxima empilhada acima de $300 mil/MW-ano em 2032, antes de cair para menos de $250 mil/MW-ano até 2049.
• Serviços ancilares lideram as receitas de BESS até 2038. A arbitragem de energia se torna a maior fonte de receita de mercado em 2039.
• O crescimento das renováveis fortalece os spreads top-bottom (TB4) e as receitas de energia. Contratações estaduais, precificação de carbono e a transição para a energia eólica ampliam os spreads top-bottom ao longo do tempo.
• A receita de capacidade diminui com a chegada das reformas do mercado de capacidade em 2028. A acreditação sazonal concede menos crédito para baterias de quatro horas, especialmente no inverno, aumentando o valor relativo do armazenamento de longa duração.
• Os Certificados Clean Peak transformam a pilha de receitas em Massachusetts. Uma bateria em Massachusetts pode ganhar $159 mil/MW-ano apenas com Clean Peak em 2030, mais do que toda a pilha de receitas de $141 mil/MW-ano disponível para um ativo comparável no Maine.

ISO-NE se torna um sistema de pico no inverno

O ISO-NE adiciona a menor nova carga entre todos os ISOs do Leste. A carga líquida anual cresce 36,8% (de 117 para 160 TWh) até 2046, contra 811 e 426 TWh adicionados em PJM e MISO. No entanto, seu perfil muda mais sazonalmente.

Os picos coincidentes de inverno e verão se cruzam em 2038. Bombas de calor impulsionam essa mudança, adicionando cerca de 9 GW ao pico de inverno modelado até 2045, conforme edifícios são eletrificados. O ISO-NE prevê apenas 132 MW de data centers em todo o sistema, uma fração do crescimento de carga observado no PJM ou MISO.

Veja a previsão de carga do ISO-NE para 2046 da Modo Energy para uma análise detalhada das projeções e fatores.

Mix de expansão do ISO-NE: renováveis com capacidade firme para atender à demanda de inverno no final dos anos 2030

Até 2029, a expansão comprometida do ISO-NE na fila de conexão é majoritariamente BESS e eólica offshore. São 4,7 GW de adições esperadas, 98% delas em eólica, solar, armazenamento e hidrelétrica. Baterias lideram com 1,8 GW, sendo 76% em Massachusetts e apoiadas pelo Clean Peak. A eólica offshore adiciona mais 1,7 GW. Nenhuma nova capacidade térmica tem acordo de conexão executado visando 2030.

A partir de 2030, o modelo de expansão de capacidade (CEM) prioriza capacidade confiável para os picos de inverno. O CEM constrói 10,9 GW de gás até 2049. Esse gás fornece nova capacidade firme e de pico para o sistema com pico no inverno. A solar é construída apenas até 2035, antes da inversão do pico.

No total, as adições eólicas somam 19,3 GW entre 2026 e 2049: 9,8 GW offshore, 9,4 GW onshore. Além dos projetos nomeados e esperados na fila, a eólica offshore só começa a ser construída a partir de 2036. A eólica onshore cresce de forma constante, concentrada no Maine devido à contratação estadual e disponibilidade de terras. As máximas de construção no modelo são limitadas com base em estudos econômicos e de transmissão do ISO-NE.

O modelo expande eólica por alguns motivos:

1. Todos os seis estados da Nova Inglaterra participam da Regional Greenhouse Gas Initiative (RGGI),
2. Geradores de Massachusetts têm custo adicional de carbono,
3. O planejamento e contratação de energia regional prioriza fortemente recursos solares, eólicos e BESS.

A RGGI e os custos regulatórios adicionais de Massachusetts tornam o investimento em gás menos competitivo, favorecendo a economia da eólica. BESS e renováveis também se beneficiam de contratos estaduais de eólica offshore e cotas do RPS que impulsionam o pipeline comprometido.

A eólica transforma o mix de geração, criando padrões de preços únicos

Prevê-se que o gás natural forneça 35% da geração do ISO-NE em 2027, enquanto a eólica (onshore e offshore juntas) chega a 11%. Esse equilíbrio se inverte até 2039, quando a soma da geração eólica supera o gás como principal fonte do sistema.

A geração eólica cresce quase dez vezes ao longo da previsão, de 12,7 TWh em 2027 para 74,7 TWh em 2049. A geração a gás também aumenta, de 40 para 46 TWh, mas sua participação na matriz cai para 25% à medida que a geração total cresce ao redor. Mais eólica no sistema aprofunda a volatilidade dos preços e cria oportunidades de arbitragem para BESS.

O recurso eólico da Nova Inglaterra é mais forte no inverno, o que complementa a inversão de pico ao compensar o aumento da carga. À medida que o pico migra para o inverno, mais eólica no sistema cobre a diferença e eventualmente reduz os LMPs.

Os preços do gás no ISO-NE estão atrelados ao Algonquin Citygate, um hub historicamente volátil no inverno. O principal hub da região, com restrições de gasoduto, é um grande fator de preço nos meses frios, especialmente durante eventos climáticos extremos (ver referência). Devido a restrições de oferta e oscilações de preço, o ISO-NE frequentemente recorre ao óleo em situações de escassez. Geradores a óleo oferecem preços elevados devido ao combustível caro e pagamentos de capacidade independentes, sendo acionados poucas vezes ao ano quando os LMPs estão muito acima do normal. Essa característica local do mercado provoca picos e spreads de preços no longo prazo, mesmo com a expansão de eólica e solar.

A geração e os perfis de carga diária elevam os spreads TB nos anos 2030 e 2040

Os perfis de carga e preço abaixo mostram que o pico noturno do inverno sobe 8 GW de 2027 a 2045. Ambas as estações combinam esse aumento noturno com um vale ainda mais profundo ao meio-dia, já que a produção solar perto do meio-dia mais que dobra de 1,7 para 4,1 GW no inverno, e de 2,2 para 5,1 GW no verão. A maior parte dessa solar é gerada quando a carga de bombas de calor e EVs diminui entre os picos da manhã e da noite. Embora o pico mude do verão para o inverno em 2038, o pico diário médio se cruza antes.

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Preços 24h sobem nos anos 2030 e depois se estabilizam

Os preços ATC sobem em todas as zonas até o início dos anos 2030 conforme a demanda cresce e a capacidade se aperta, mas depois se distanciam. O Maine cai de cerca de $80/MWh em 2032 para $33/MWh em 2049, à medida que a nova eólica onshore reduz os preços no norte da Nova Inglaterra. Connecticut, Massachusetts e Rhode Island permanecem próximos de $66/MWh porque restrições de transmissão limitam quanto dessa energia mais barata do norte pode chegar à demanda do sul.