A pilha 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 penetração de renováveis, e as receitas de capacidade caem com a reforma de acreditação sazonal. Os ativos de Massachusetts se destacam porque os Certificados Clean Peak podem superar toda a pilha de receitas do mercado.

Esta perspectiva 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 em 2038. Bombas de calor e veículos elétricos impulsionam essa mudança, alterando o momento e o valor do despacho das baterias.
• O BESS de Massachusetts atinge receita máxima empilhada acima de US$ 300 mil/MW-ano em 2032, antes de cair para menos de US$ 250 mil/MW-ano até 2049.
• Serviços ancilares lideram as receitas do 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 mudança para a energia eólica ampliam os spreads ao longo do tempo.
• A receita de capacidade cai com as reformas do mercado de capacidade em 2028. A acreditação sazonal dá menos crédito às baterias de quatro horas, especialmente no inverno, enquanto aumenta o valor relativo do armazenamento de maior duração.
• Os Certificados Clean Peak transformam a pilha de receitas em Massachusetts. Uma bateria em Massachusetts pode ganhar US$ 159 mil/MW-ano apenas com o Clean Peak em 2030, mais do que toda a pilha de receitas de US$ 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 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 sazonal é o que mais muda.

Os picos coincidentes de inverno e verão se cruzam em 2038. Bombas de calor impulsionam a mudança, adicionando cerca de 9 GW ao pico de inverno modelado até 2045, à medida que edifícios se eletrificam. O ISO-NE prevê apenas 132 MW de data centers em todo o sistema, uma fração do crescimento de carga do PJM ou MISO.

Veja a projeção de carga para 2046 do ISO-NE 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 composta principalmente por BESS e eólica offshore. São esperados 4,7 GW de adições, sendo 98% eólica, solar, armazenamento e hidrelétrica. As baterias lideram com 1,8 GW, 76% em Massachusetts e apoiadas pelo Clean Peak. A eólica offshore adiciona mais 1,7 GW. Nenhuma nova capacidade térmica possui acordo de conexão assinado 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 ponta para o sistema de pico no inverno. A solar só cresce até 2035, antes da mudança de pico.

No total, as adições eólicas somam 19,3 GW entre 2026-2049: 9,8 GW offshore, 9,4 GW onshore. Além dos projetos nomeados e previstos 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 às contratações estaduais e disponibilidade de terras. Os limites máximos de construção no modelo são baseados em estudos econômicos e de transmissão do ISO-NE.

O modelo expande a eólica por alguns motivos:

1. Todos os seis estados da Nova Inglaterra participam da Iniciativa Regional de Gases de Efeito Estufa (RGGI),
2. Geradores de Massachusetts assumem um custo adicional de carbono,
3. O planejamento e a contratação regional de energia priorizam fortemente recursos solares, eólicos e BESS.

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

A eólica remodela a matriz de geração, criando padrões de preços únicos

Prevê-se que o gás natural represente 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 eólica combinada ultrapassará o gás como a maior fonte de geração do sistema.

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

O recurso eólico da Nova Inglaterra é mais forte no inverno, o que complementa a mudança de pico ao compensar o aumento da demanda. À medida que o pico migra para o inverno, mais eólica no sistema compensa o déficit e, eventualmente, reduz o LMP.

Os preços do gás no ISO-NE estão atrelados ao Algonquin Citygate, um polo historicamente volátil no inverno. O principal hub, limitado por gasoduto, é um fator importante no inverno, especialmente em eventos climáticos extremos. Devido a restrições de oferta e oscilações de preço, o ISO-NE frequentemente recorre ao óleo em situações de escassez. Geradores a óleo ofertam preços altos devido ao custo do combustível e pagamentos independentes de capacidade, sendo acionados poucas vezes ao ano, quando o LMP está muito acima do normal. Essa característica local do mercado impulsiona picos e spreads de preço no longo prazo, apesar da expansão de eólica e solar.

A forma da geração e da carga diária impulsiona spreads TB mais altos nas décadas de 2030 e 2040

Os perfis de carga e preço abaixo mostram que o pico da noite no inverno sobe 8 GW de 2027 a 2045. Ambas as estações apresentam esse aumento à noite junto a um vale mais profundo ao meio-dia, já que a geração solar ao redor 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 ocorre quando a demanda de bombas de calor e VE cai entre os picos da manhã e da noite. Apesar do pico migrar do verão para o inverno em 2038, a média diária de pico se cruza antes.

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Preços ATC sobem nos anos 2030 e depois se estabilizam

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