A Previsão de Carga de Longo Prazo 2026 da ISO-NE projeta um aumento de 36,8% na carga líquida, de 117 TWh em 2026 para 160 TWh em 2046. Esse acréscimo de 43 TWh é o menor em termos absolutos na Interconexão Leste, mas as adições vão mudar fundamentalmente o perfil do sistema da Nova Inglaterra.

O pico do inverno ultrapassa o do verão em 2036 na previsão central (50/50) e em 2035 na previsão de alto pico (90/10). As bombas de calor (HPs) adicionam 12,4 GW ao pico do inverno até 2046, enquanto veículos elétricos (EVs) acrescentam mais 5,9 GW. Grandes cargas, como data centers, contribuem com apenas 132 MW.

Para BESS, a previsão de carga abre duas oportunidades no inverno: volatilidade intradiária impulsionada pelas bombas de calor e ondas de frio intensificadas. As bombas de calor operam mais intensamente nas horas mais frias (geralmente pela manhã) e reduzem a saída quando as casas estão aquecidas. Os EVs concentram a recarga em janelas noturnas definidas. Essa combinação acentua os dias de inverno, formando um perfil de dois picos com rampas mais íngremes pela manhã e à noite do que o perfil mais estável dos invernos atuais. Um sistema com pico no inverno torna as ondas de frio mais desafiadoras para a rede. Ambos favorecem baterias de curta a média duração despachando em resposta aos sinais de preço do inverno.

Principais destaques

• A carga de pico no inverno cresce 84%, chegando a 38 GW até 2046, um CAGR de 3,1%. Essa taxa de crescimento é maior do que a do PJM, MISO ou NYISO. Bombas de calor são responsáveis por 72% do crescimento líquido do pico de inverno.
• Grandes cargas contribuem com apenas 132 MW para o pico da ISO-NE em 2046, contra cerca de 35 GW no PJM e 32 GW no MISO.
• O Relatório CELT de 2026 marca o segundo corte consecutivo na previsão de carga: a carga líquida de 2033 caiu 11,5% em dois ciclos.
• Massachusetts adiciona 7,5 GW ao pico de inverno até 2046, 44% do total da ISO-NE. No entanto, os estados do norte têm as maiores taxas de crescimento, liderados por Vermont, com aumento de 114% no pico de inverno até 2046.
• O crescimento da carga de inverno proporcionará uma janela de ganhos mais forte para BESS devido à maior volatilidade intradiária e ondas de frio intensificadas.

ISO-NE introduz a menor nova carga entre os ISOs do Leste, mas projeta a transformação sazonal mais marcante

A carga anual líquida da ISO-NE sobe 36,8%, de 117 TWh em 2026 para 160 TWh em 2046, um CAGR de 1,58%. Todos os ISOs vizinhos adicionam mais carga: NYISO adiciona 45 TWh, PJM adiciona 811 TWh e MISO adiciona 426 TWh. O crescimento do PJM e do MISO vem de grandes cargas. O crescimento do NYISO é atribuído a uma combinação de eletrificação e grandes cargas. A eletrificação do aquecimento e do transporte representa 107% do crescimento da carga da ISO-NE (após reduções solares behind-the-meter na carga bruta), impulsionada por metas de políticas estaduais.

Até 2046, a ISO-NE adiciona apenas 132 MW de grandes cargas. Em comparação, o PJM adiciona 75 GW de pico de grandes cargas até 2046, o MISO adiciona 32 GW e o NYISO adiciona 2,3 GW. As adições de grandes cargas na ISO-NE são uma fração das de outros ISOs do Leste. A Nova Inglaterra tem visto pouco interesse de desenvolvedores de data centers em larga escala devido ao alto custo de eletricidade e ambientes locais restritivos. Diversos legislativos estaduais apresentaram projetos de lei limitando seu desenvolvimento (Maine LD 307, New Hampshire HB 1265, Vermont S.205).

Pico de inverno ultrapassa o de verão em 2036 na previsão central, 2035 na de alto pico

Embora a ISO-NE adicione a menor carga entre os ISOs do Leste, o sistema se torna de pico invernal mais rapidamente. O pico líquido de inverno sobe 84%, para 37,6 GW até 2046, com CAGR de 3,1%. Em 2046, o pico do inverno supera o do verão em 21% no cenário central e 28% no cenário de alto pico, alcançando mais de 42 GW—quase o dobro do pico de inverno de 2026.

Bombas de calor respondem por 72% do crescimento líquido do pico de inverno, enquanto data centers adicionam 0,8%

O pico líquido de inverno da ISO-NE cresce 17,1 GW entre 2026 e 2046. Bombas de calor acrescentam 12,4 GW e EVs adicionam 5,9 GW; a demanda base e compensações behind-the-meter reduzem o total bruto em apenas 0,7 GW devido à menor geração solar no inverno. No inverno, a demanda base cai, principalmente devido a ganhos de eficiência energética.

O crescimento do pico de verão não é atribuído à eletrificação do aquecimento. A demanda base (incluindo refrigeração) impulsiona a maior parte do crescimento e as bombas de calor quase não contribuem, pois atendem cargas de aquecimento, não de refrigeração.

A previsão de carga da Nova Inglaterra é construída de baixo para cima a partir de seis componentes (crescimento base, EVs, HPs, grandes cargas, fotovoltaico behind-the-meter (PV) e BESS behind-the-meter), estendendo o horizonte de 10 anos do relatório CELT 2026 até 2046.

Revisões para baixo na adoção de eletrificação pela ISO-NE reduzem a previsão de carga, mas o ritmo implícito segue ambicioso

Como bombas de calor e EVs concentram a demanda projetada, a previsão depende da adoção em larga escala. A ISO-NE revisou ambos para baixo em ciclos sucessivos, mas as projeções ainda indicam uma aceleração agressiva.

A contribuição anual dos EVs para a carga em 2033 caiu quase 70% nas três previsões de carga mais recentes. O fim do crédito fiscal federal para EVs em setembro de 2025 e a queda nas tendências de vendas de EVs explicam essa redução.

As revisões para bombas de calor mostram uma projeção de adoção mais tardia com quedas modestas no longo prazo. A contribuição anual das HPs para a carga caiu 37% do CELT 2024 para 2026. Enquanto isso, a contribuição das HPs para o pico de inverno teve queda menor. O pico de HPs no inverno de 2030 caiu 20% em três ciclos, enquanto o horizonte final foi estendido em um ano. No geral, a expansão das HPs foi reduzida no curto prazo e postergada no longo prazo.

Massachusetts eleva mais o pico de inverno até 2046, mas Vermont e Maine crescem mais rápido

Massachusetts adiciona 7,5 GW ao pico líquido de inverno até 2046, representando 44% dos 17,1 GW adicionados em toda a ISO-NE. Connecticut fica em segundo lugar, com 3,3 GW; os demais estados dividem o restante.

Em termos de taxa de crescimento, a ordem se inverte. Vermont quase dobra seu pico de inverno (114%). Maine chega a 108%. As duas maiores zonas, Connecticut e Northeast Massachusetts, crescem apenas 69%, o ritmo mais lento do sistema.

A geografia do aquecimento contribui para as diferenças nas taxas de crescimento do pico. Os estados mais ao norte (Vermont, Maine e New Hampshire) têm invernos mais frios, com maior carga de aquecimento residencial a eletrificar. A região de NEMA, na área de Boston, mais densa e comercial, parte de um pico mais alto e tem menos espaço marginal para aquecimento adicional.

A oportunidade para BESS: bombas de calor criam volatilidade intradiária no inverno

A previsão de carga da ISO-NE muda a janela de despacho no inverno ao mesmo tempo em que aumenta o pico absoluto, devido aos perfis horários das HPs e EVs. Os dias de inverno devem apresentar um perfil de dois picos com rampas cada vez mais íngremes pela manhã e à noite.

Para armazenamento, essas rampas acentuadas são um sinal. Um perfil de carga de inverno mais estável oferece pouca oportunidade de arbitragem intradiária. O formato de dois picos apresenta mais oportunidades de arbitragem para baterias de resposta rápida, em contraste com o perfil histórico de inverno da ISO-NE.

Ondas de frio prolongadas em um sistema com pico de inverno amplificam ainda mais os sinais de preço das rampas acentuadas. Esses eventos impulsionam a maior parte da receita dos BESS de inverno atualmente. Fevereiro de 2026 foi o exemplo mais claro recente: restrições nos gasodutos elevaram fortemente a geração a óleo. Como resultado, spreads TB4 no Internal Hub ficaram em média em US$404/MW-dia durante o período frio.

Capturar essa volatilidade exige capacidade disponível nas rampas. Ativos totalmente carregados antes do pico da manhã e recarregados antes do período da noite estão melhor posicionados para despachar nos intervalos de maior valor.