A composição de receitas das baterias no ISO-NE muda significativamente nas próximas duas décadas. Os serviços ancilares lideram no curto prazo, a arbitragem de energia se torna mais valiosa à medida que a penetração de renováveis aumenta, 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 da Modo Energy para o terceiro trimestre de 2026 até 2049. Todos os preços estão em dólares americanos reais de 2025.

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 tanto o horário quanto o valor do despacho das baterias.
• O BESS de Massachusetts atinge receita máxima superior a US$300 mil/MW-ano em 2032, antes de cair para menos de US$250 mil/MW-ano até 2049.
• Os serviços ancilares lideram as receitas dos BESS até 2038. A arbitragem de energia se torna a maior fonte de receita de mercado em 2039.
• O crescimento de renováveis fortalece os spreads top-bottom (TB4) e as receitas de energia. Compras estaduais, precificação de carbono e a mudança para a energia eólica ampliam os spreads ao longo do tempo.
• A receita de capacidade cai com a chegada das reformas do mercado de capacidade em 2028. A acreditação sazonal dá menos crédito para baterias de quatro horas, especialmente no inverno, aumentando o valor relativo do armazenamento de maior duração.
• Os Certificados Clean Peak transformam a receita em Massachusetts. Uma bateria no estado pode ganhar US$159 mil/MW-ano apenas com Clean Peak em 2030, mais do que toda a pilha de receitas de US$141 mil/MW-ano disponível para um ativo similar 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. O consumo líquido 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 muda mais do que nos demais.

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 são eletrificados. 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 previsão de carga ISO-NE 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 da década de 2030

Até 2029, a expansão comprometida do ISO-NE na fila de interconexão é composta principalmente por BESS e eólica offshore. São esperadas 4,7 GW de adições, sendo 98% delas de vento, solar, armazenamento e hídrica. As baterias lideram com 1,8 GW, 76% delas em Massachusetts e apoiadas pelo Clean Peak. A eólica offshore adiciona mais 1,7 GW. Nenhuma nova capacidade térmica possui acordo de interconexão firmado com objetivo para 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 de pico no inverno. A solar é construída apenas até 2035, antes da mudança de pico.

No total, as adições de eólica 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 a compras 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 prioriza a construção de eólica por alguns motivos:

1. Todos os seis estados da Nova Inglaterra participam da Iniciativa Regional de Gases de Efeito Estufa (RGGI),
2. Geradores em Massachusetts arcam com custos adicionais de carbono,
3. O planejamento e compras regionais de energia priorizam fortemente recursos solares, eólicos e BESS.

A RGGI e os custos regulatórios extras 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 metas de RPS que impulsionam o pipeline comprometido.

Eólica redefine o mix de geração e impulsiona padrões de preço únicos

Espera-se que o gás natural forneça 35% da geração do ISO-NE em 2027, enquanto a eólica (onshore e offshore combinadas) atinge 11%. Esse equilíbrio se inverte até 2039, quando o vento combinado ultrapassa o gás como principal fonte de geração 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 cresce, de 40 para 46 TWh, mas sua participação cai para 25% à medida que a geração total aumenta. Mais vento 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 carga. À medida que o pico muda para o inverno, mais vento no sistema cobre o déficit e eventualmente reduz os LMPs.

Os preços do gás no ISO-NE estão atrelados ao Algonquin Citygate, um polo historicamente volátil no inverno. Esse polo dominante e com restrição de dutos é um importante impulsionador de preços nos meses frios, especialmente em eventos extremos (consulte benchmark). Devido a restrições de oferta e oscilações de preço, o ISO-NE muitas vezes recorre ao óleo em situações de escassez. Geradores a óleo ofertam preços altos devido ao combustível caro e pagamentos independentes de capacidade, sendo acionados poucas vezes ao ano quando os LMPs estão muito acima do normal. Essa característica local do mercado provoca picos e spreads de preço no longo prazo, mesmo com a expansão de eólica e solar.

O perfil de geração e carga diária impulsiona spreads TB maiores nas décadas de 2030 e 2040

Os perfis de carga e preço abaixo mostram que o pico noturno no inverno sobe 8 GW de 2027 a 2045. Ambas as estações acompanham esse aumento noturno com um vale mais profundo ao meio-dia, já que a geração solar perto do meio-dia mais do 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 nas horas em que a demanda de bombas de calor e VE cai entre os picos da manhã e da noite. Embora o pico mude do verão para o inverno em 2038, o pico médio diário cruza antes.

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Preços ao longo das 24h

Os preços ATC sobem em todas as zonas até o início da década de 2030, conforme a demanda cresce e a capacidade se aperta, mas depois se distanciam. 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 porque restrições de transmissão limitam quanto dessa energia mais barata do norte chega ao sul.