Consolidar e comparar as receitas de baterias entre os quatro ISOs da Eastern Interconnection raramente é simples. Diferente do ERCOT, um mercado somente 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 maneiras diferentes. 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 determinar 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 que o Ko retornou e o insight produzido pelo Ko.

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Quais dados da Eastern Interconnection o Ko acessa?

A Modo Energy integrou o Ko à pilha de dados do mercado 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. Despacho simulado a cada 5 minutos e receita por mercado para cada ISO: camada de backtest do passado.
• Preços de energia. Preços marginais nodais e zonais para cada ISO, day-ahead (horário) e em tempo real (5 minutos).
• Reservas e regulação. Preços de liquidação day-ahead e em tempo real para 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 horário e em tempo real para os quatro ISOs, permitindo rastrear movimentos de preço até a fonte marginal.
• Dados de usinas e geradores. Inventário de geradores EIA-860 (capacidade nominal, tecnologia, proprietário, status, localização) e geração líquida e uso de combustível EIA-923.
• Referência de nós e zonas. Listagem de nós, mapeamento nó-zona e subzonas de reserva.

Os exemplos abaixo foram produzidos ao fazer perguntas ao Ko com base nessa pilha de dados. 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 day-ahead em maio de 2026, confirmando que a escassez causada por clima é sistematicamente difícil de prever com um dia de antecedência. Em termos absolutos, o PJM teve o maior prêmio, cerca de US$ 155/MW-dia (tempo real US$ 389/MW-dia contra day-ahead US$ 234/MW-dia), refletindo a intensidade do pico no Atlântico Médio.

Em percentual, o prêmio do ISO-NE foi o mais acentuado, 83% (tempo real US$ 214 contra day-ahead US$ 117). Nova Inglaterra é um mercado pequeno e restrito, onde um aumento inesperado de demanda provoca grandes movimentos em tempo real. MISO Indiana ficou entre eles, com 60% (tempo real US$ 218/MW-dia contra day-ahead 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 deixou de ser um complemento e tornou-se a principal fonte de receita para baterias 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 os US$ 29/MWh de maio de 2025. Antes do redesenho, a média era cerca de US$ 20/kW-mês; depois, passou para cerca de US$ 62/kW-mês.

A lição prática para analistas: a regulação é o pilar estrutural e deve ser priorizada sempre, 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 (RegUp) e para baixo (RegDown), o que pode redistribuir os preços de liquidação.

Desenvolvedores: onde construir e quando 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 dominou: Virgínia (DOM) liquidou um spread top-bottom em tempo real de cerca de US$ 916/MW-dia, alta de 118%, quase quatro vezes mais que 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 no leste e geração no oeste ampliam a separação de preços em cada evento de escassez. A onda de calor sobrecarregou essas restrições justamente onde elas mais impactam. Zonas ocidentais como a ComEd liquidaram menos de um terço do spread 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 entre US$ 24 e US$ 25/kW-mês em torno de 2040 a 2045, impulsionado pela demanda de 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, próximo de US$ 18 a US$ 21/kW-mês, à medida que sua grande fila de conexão é entregue, caindo depois para menos de US$ 5/kW-mês até 2045 conforme a oferta supera a demanda.

O MISO permanece entre valores baixos e médios até subir nos anos 2040. Para uma bateria de 4 horas, a receita de capacidade equivale aproximadamente ao preço de liquidação multiplicado pela capacidade qualificada até 2029.

As zonas downstate do NYISO já liquidam um recorde de US$ 32,6/kW-mês para o verão de 2026, e no cenário central essa receita segue crescendo por quase duas décadas, embora uma construção mais rápida ou demanda menor possa antecipar o pico. Já projetos no PJM 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 day-ahead em fevereiro de 2026. O principal evento foi a Tempestade de Inverno Fern, de 1 a 2 de fevereiro, quando o 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 day-ahead no hub 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 principal para US$ 218/MWh, com a média diária próxima de US$ 39. Os serviços ancilares acompanharam a energia: a regulação em tempo real liquidou 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 vai da pergunta aos dados e análise relevantes mais rápido do que o método manual. O valor fica mais claro quando a dúvida envolve múltiplos mercados ou toda a pilha de receitas: 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 resposta inicial, mostrar os dados por trás dela e indicar onde é preciso analisar mais a fundo.