​O NYISO projeta um aumento de 55,8% na demanda anual de energia, de 152 para 238 TWh, nos próximos 25 anos. Porém, em muitos aspectos, a taxa de crescimento é menos importante do que o formato que ela assume.

Três fatores são responsáveis, cada um transformando a rede de maneiras diferentes:

• Eletrificação de edifícios aumenta o estresse no inverno em um sistema que historicamente tinha pico no verão, com as maiores adições concentradas na região sul do estado.
• Veículos elétricos (VEs) concentram o carregamento entre 22h e 3h, criando a maior variação de carga intradiária entre todos os fatores e estendendo o período de estresse do sistema para a madrugada.
• Grandes cargas possuem perfis de demanda estáveis, contribuindo principalmente para a carga de base nas zonas do norte do estado.

Para o armazenamento de energia em baterias, essas mudanças se somam. O modelo de previsão de demanda da Modo Energy projeta que elas ampliarão as janelas de receita do BESS em vários aspectos: uma segunda temporada de pico no inverno, rampas intradiárias mais acentuadas e períodos de descarga sustentada mais longos durante a noite.

Parte 1: Os cenários de previsão do NYISO são divididos por uma série de premissas

O NYISO calcula um cenário de referência e duas sensibilidades com demanda maior e menor.

Os cenários compartilham premissas semelhantes para tendências climáticas, eficiência energética, geração solar e armazenamento "behind-the-meter" (BTM). Eles divergem em relação ao crescimento econômico, ritmo de eletrificação, adoção de VEs e premissas sobre grandes cargas.

A tabela abaixo resume as principais premissas que diferem entre os cenários do NYISO.

Essas premissas produzem uma ampla gama de resultados. A demanda total de energia em 2050 varia de 200 TWh a 338 TWh, com a referência em 238 TWh.

Os perfis horários de previsão da Modo Energy mencionados neste artigo são baseados nos dados de referência do NYISO.

Parte 2: Três grandes transformações definem os próximos 25 anos da demanda de eletricidade

Transformação 1: Até 2050, Nova York precisará de tanta eletricidade nova quanto o consumo anual do Arizona em 2023

A previsão de referência adiciona 85 TWh entre 2025 e 2050, equivalente ao consumo anual total de eletricidade do Arizona em 2023.

Até 2030, o crescimento da demanda em todo o sistema, de 10,8 TWh, é totalmente atribuível às grandes cargas, como data centers. O restante do sistema, na verdade, se contrai em 580 GWh. A eficiência energética e a geração solar "behind-the-meter" superam a eletrificação inicial.

Após 2030, a eletrificação passa a ser o principal motor de crescimento.

Até 2050, VEs e eletrificação de edifícios juntos adicionam 92 TWh por ano, enquanto a eficiência energética economiza apenas 30 TWh, uma proporção de 3 para 1.

E isso é no cenário de referência, que não considera o cumprimento das metas de eletrificação de Nova York. O Cenário de Maior Demanda, que reflete amplamente essas metas, mostra um crescimento ainda maior da demanda.

Transformação 2: O pico do inverno supera o do verão por volta de 2039, criando uma segunda temporada de receita para BESS

Em 2050, o pico de demanda no inverno chega a 48 GW, 26% acima do verão.

A eletrificação de edifícios impulsiona essa diferença. Bombas de calor adicionam 19 GW ao pico de inverno, mas apenas 2 GW ao verão, quase uma proporção de 10 para 1. Os VEs reforçam modestamente: o pico de demanda de VEs no inverno é 1,4 vez maior que no verão em 2050, ampliando a diferença sazonal em 2,7 GW.

O pico do verão cresce 0,8% ao ano. O pico do inverno cresce mais de três vezes mais rápido, a 2,8% ao ano, superando o verão por volta de 2039 no cenário base. O Cenário de Maior Demanda antecipa esse cruzamento para 2035. Mesmo no Cenário de Menor Demanda, o inverno supera o verão até meados da década de 2040.

Independentemente do cenário, os proprietários de BESS ganham uma segunda, e eventualmente maior, janela de receita sem que a oportunidade do verão diminua.

A eletrificação também amplia a faixa de possíveis picos de inverno.

Em 2025, os cenários climáticos do NYISO mostram o pico de inverno variando 13,6% de condições amenas a quase extremas, menos disperso que os 18,6% do verão. Em 2050, a variação do inverno chega a 20,3%, enquanto o verão permanece estável.

Para as baterias, isso é um sinal de preço. Quanto mais sensível ao clima for o pico de inverno, maiores os picos de preço durante eventos de frio, e mais um ativo de rápida resposta pode capturar nos horários mais críticos.

Transformação 3: Uma janela de descarga de 9 horas substitui o pico da tarde

Em 2026, o pico de carga no verão em Nova York ocorre no final da tarde e, no inverno, segue o padrão convencional de dois picos. Em 2050, ambas as estações terão perfis fundamentalmente diferentes.

No verão de 2050, o vale do meio-dia permanece baixo à medida que a capacidade solar BTM atinge 15 GW, reduzindo a demanda no fim da manhã e início da tarde. A rampa da noite se acentua, pois o carregamento de VEs e a carga residual de refrigeração se somam ao final da tarde. Os perfis horários da Modo Energy mostram a rampa do verão crescendo de 5,6 GW em 2026 para 7,9 GW em 2050.

A transformação do inverno é ainda mais dramática. Em 2050, a carga cai para 28,2 GW no início da tarde antes de subir 8,9 GW até o primeiro pico de 37,1 GW às 18h. Cai brevemente, depois volta a subir após as 22h, quando o carregamento noturno de VEs se soma à carga de aquecimento. O sistema atinge o pico à meia-noite, chegando a 39 GW.

O resultado é um longo platô acima de 37 GW das 18h às 3h. Isso desloca as horas de maior estresse do sistema de uma janela de fim de tarde no verão para uma janela noturna de 9 horas no inverno, uma oportunidade de descarga fundamentalmente diferente para o armazenamento.

Parte 3: Três fatores transformam a rede em velocidades, locais e níveis de certeza diferentes

Fator 1: Eletrificação de edifícios aumenta a carga no sul do estado, mas seu ritmo depende de uma lei estadual suspensa

O consumo de energia por eletrificação de edifícios sobe de 411 GWh em 2025 para 42.855 GWh em 2050, um aumento de 104 vezes.

O impacto se concentra no sul do estado. A cidade de Nova York e Long Island respondem por 51% de toda a energia da eletrificação de edifícios até 2050. Essas também são as partes mais restritas em transmissão da rede.

A taxa de eletrificação de edifícios é a variável mais incerta da previsão, pois está diretamente ligada a decisões políticas.

Mais recentemente, a Lei de Edifícios 100% Elétricos foi suspensa em novembro de 2025, aguardando recurso na Segunda Instância. Isso pesa sobre as premissas de eletrificação do cenário base. Mesmo no cenário de menor demanda, porém, a eletrificação de edifícios adiciona 16,3 GW ao pico de inverno — apenas em um ritmo um pouco mais lento.

A dúvida não é se a eletrificação vai acontecer, mas sim a velocidade.

Fator 2: Expansão da frota de VEs em 25 vezes é o fator mais certo, liderado pelo consumidor e consistente em todos os cenários

A frota de VEs de Nova York cresce 25 vezes, chegando a 9,3 milhões até 2050.

O consumo de energia sobe de 1.353 GWh para 49.535 GWh, com o crescimento mais acentuado no final da década de 2030, antes de a frota atingir a saturação.

O principal impacto é no perfil de carga noturno. O carregamento dos VEs se concentra entre 22h e 3h, com pico à 1h. Em um dia médio de 2050, a carga dos VEs varia de 345 MW no início da manhã a 901 MW no pico noturno, embora na hora mais crítica do inverno, os VEs possam adicionar até 9,3 GW ao pico de demanda simultânea.

A adoção de VEs também é liderada pelo consumidor e menos sujeita a riscos políticos do que a eletrificação de edifícios. A trajetória de crescimento é mais consistente nos três cenários do NYISO.

Fator 3: Grandes cargas chegam primeiro e se estabilizam em meados da década de 2030, mas a previsão é apenas uma fração da fila de conexão de 6 GW

A demanda por grandes cargas sobe de 3,7 TWh em 2025 para 15,1 TWh em 2030 e se estabiliza em 19,3 TWh em meados dos anos 2030. As instalações são predominantemente data centers e fábricas de semicondutores, com perfis de demanda quase estáveis ao longo das horas e estações. Os impactos de pico são quase idênticos no verão e inverno: 2,6 GW até o final dos anos 2030, mantendo-se até 2050.

O crescimento se concentra no norte do estado. A região central lidera, seguida pelo norte e oeste. As zonas do sul (Millwood, Dunwoodie e Cidade de Nova York) não contribuem.

A previsão se estabiliza porque o NYISO inclui apenas projetos de grandes cargas, em fila ou pré-fila, que considera prováveis de conectar.

A fila de conexão em si é muito maior: 6.055 MW em 29 propostas.

Data centers respondem por 72% da carga instalada, concentrados em Mohawk Valley, West e Central. A fabricação de semicondutores adiciona mais 22%.

Restrições na rede do sul impedem a entrega onde há folga de transmissão no norte. Millwood tem 200 MW na fila, mas zero energia de grandes cargas na previsão.

Grandes cargas são as que menos geram valor direto para baterias. O consumo estável 24/7 aperta o sistema sem criar picos. O caso do BESS para data centers é indireto: eles elevam o nível de demanda de base, então, quando os picos chegam, o sistema está mais próximo dos seus limites — tornando a escassez e a congestão mais prováveis.

Parte 4: Essas mudanças favorecem o armazenamento de resposta rápida

A oportunidade do BESS no NYISO é definida pela mudança no perfil da demanda, não apenas pelo total. A eletrificação de edifícios cria uma segunda temporada de estresse. VEs estendem esse estresse para uma janela de descarga noturna de 9 horas. Grandes cargas absorvem a folga de oferta que torna os picos mais valiosos.

A geografia amplia a oportunidade. A eletrificação se concentra no sul, onde as restrições de transmissão já elevam os preços de capacidade. Grandes cargas se concentram no norte, elevando a demanda de base em todo o sistema, mas mantendo o prêmio do sul.

Em todos os três cenários do NYISO, a tendência é a mesma: uma mudança de picos no verão para picos no inverno, rampas mais íngremes, janelas de estresse noturno mais longas e maior sensibilidade ao clima. Todas essas mudanças favorecem o armazenamento de resposta rápida.

Todas essas mudanças estão incorporadas na previsão de receita de BESS da Modo Energy para o NYISO, refletidas no modelo de custo de produção, nos sinais de preço, janelas de despacho e retornos por projeto que definem o caso de investimento para armazenamento em baterias.