Consolidare e confrontare i ricavi delle batterie tra i quattro ISO dell’Eastern Interconnection è raramente semplice. A differenza di ERCOT, un mercato energy-only, la regione aggiunge pagamenti di capacità oltre a energia e riserve. Ko unisce questi dataset nel Terminal.

PJM, MISO, NYISO e ISO-NE valorizzano lo stack in modo diverso. Senza una visione completa, è facile non capire perché due batterie abbiano avuto risultati molto diversi nella stessa settimana.

Ko può classificare gli spread tra mercati, testare dove e quando costruire e identificare le cause dei picchi di prezzo per definire la strategia di un trader. Fai una domanda in italiano: Ko individua la tabella giusta, scrive la query SQL, interroga i dati in tempo reale e spiega il risultato.

Questa guida presenta cinque esempi pratici per analisti, sviluppatori e trader energetici. In ogni caso mostriamo il prompt, un grafico elaborato dai dati restituiti da Ko e l’insight generato.

Inizia a usare Ko gratuitamente qui.

A quali dati dell’Eastern Interconnection ha accesso Ko?

Modo Energy ha integrato Ko con lo stack di mercato EI su tutti e quattro gli ISO.

• Previsioni. Proiezioni dello scenario Centrale di Modo su prezzi, capacità, ricavi e sviluppo: la componente forward, fino al 2050.
• Simulazione ME BESS benchmark. Dispatch simulato ogni 5 minuti e ricavi per ISO e mercato: il layer di backtest per il passato.
• Prezzi dell’energia. Prezzi marginali locazionali nodali e zonali per ogni ISO, day-ahead (orari) e real-time (5 minuti).
• Riserve e regolazione. Prezzi di clearing day-ahead e real-time per i prodotti ancillari di ogni ISO, inclusi i risultati del mercato di regolazione PJM e riserve dispacciate.
• Carico. Domanda effettiva e in tempo reale per PJM, MISO, NYISO e ISO-NE.
• Generazione per fonte. Mix di generazione reale e oraria per tutti e quattro gli ISO, così ogni variazione di prezzo può essere collegata alla fonte marginale.
• Dati su impianti e generatori. Inventario dei generatori EIA-860 (potenza nominale, tecnologia, proprietario, stato, localizzazione) e dati EIA-923 su generazione netta e consumo di combustibile.
• Riferimenti nodi e zone. Elenco nodi, mappatura nodo-zona e riserve per sottozone.

Gli esempi qui sotto sono stati generati ponendo domande a Ko su questo stack. Ko ha prodotto le query SQL, interrogato i dati e fornito l’analisi. Tutti i grafici sono stati ricostruiti dalla stessa risposta di Ko.

Analisti di mercato: confronto degli spread tra ISO

Risultato:

In tutti e tre i mercati, gli spread real-time hanno superato quelli day-ahead a maggio 2026, confermando che la scarsità legata al meteo è sistematicamente difficile da prevedere con un giorno di anticipo. In termini assoluti, PJM ha registrato il premio maggiore, circa 155 $/MW-giorno (real-time 389 $/MW-giorno contro day-ahead 234 $/MW-giorno), riflettendo l’entità del picco Mid-Atlantic.

In percentuale, il premio di ISO-NE è stato il più elevato con l’83% (real-time 214 $ contro day-ahead 117 $). Il New England è un mercato ristretto e vincolato, dove una domanda inattesa genera forti movimenti real-time. MISO Indiana si è posizionata a metà con il 60% (real-time 218 $/MW-giorno contro day-ahead 136 $/MW-giorno). Per gli analisti, PJM è il mercato real-time più redditizio in valore assoluto, mentre ISO-NE offre il vantaggio proporzionale maggiore.

Risultato:

Sei mesi dopo la riforma della regolazione di ottobre 2025, la regolazione non è un extra ma la componente principale dei ricavi BESS. A maggio 2026, lo stack modellato per una batteria a 4 ore era di 73 $/kW-mese: regolazione 56 $/kW-mese (77%), arbitraggio energetico real-time 12 $/kW-mese (16%) e capacità 5 $/kW-mese (7%). La regolazione ha chiuso a 97 $/MWh, in calo rispetto ai 104 $ di aprile ma 3,4 volte i 29 $/MWh di maggio 2025. Prima della riforma, la media era circa 20 $/kW-mese; dopo, la media è stata circa 62 $/kW-mese.

L’indicazione pratica per gli analisti: la regolazione è l’ancora strutturale e va sempre offerta per prima e in modo continuativo, mentre l’arbitraggio energetico dipende dal meteo. La Fase 2 della riforma, prevista per ottobre 2026, dividerà il segnale in prodotti separati regulation-up e regulation-down (RegUp e RegDown), il che potrebbe ridistribuire i prezzi di clearing.

Sviluppatori: dove costruire e quando con Ko

Risultato:

La scelta della zona è una delle decisioni di localizzazione più importanti in PJM. A maggio 2026 ha dominato il Mid-Atlantic: la Virginia (DOM) ha registrato uno spread top-bottom real-time di circa 916 $/MW-giorno, +118%, quasi quattro volte la Pennsylvania (PPL) con circa 232 $/MW-giorno. Baltimora (BGE) ha raggiunto circa 631 $/MW-giorno (+124%) e Washington DC (PEPCO) circa 614 $/MW-giorno (+89%).

Il premio è strutturale. Vincoli persistenti di trasmissione tra i centri di domanda orientali e la generazione occidentale ampliano la separazione dei prezzi durante ogni evento di scarsità. L’ondata di caldo ha gravato proprio dove i vincoli sono più rigidi. Le zone occidentali come ComEd hanno registrato meno di un terzo dello spread della Virginia.

Risultato:

Nello scenario Centrale di Modo, i tre mercati divergono nettamente dalla metà degli anni 2030. NYISO quadruplica circa, passando da circa 6 $/kW-mese oggi a un picco vicino a 24-25 $/kW-mese tra il 2040 e il 2045, trainato dalla crescita di data center e dall’elettrificazione in uno degli ambienti più vincolati degli USA. PJM raggiunge il picco prima, tra il 2030 e il 2033, intorno a 18-21 $/kW-mese grazie al grande interconnection queue, poi scende sotto i 5 $/kW-mese entro il 2045 man mano che l’offerta supera la domanda.

MISO resta su valori bassi fino ai primi anni 2040, poi inizia a salire. Per una batteria a 4 ore, i ricavi da capacità sono circa pari al prezzo di clearing moltiplicato per la capacità qualificata fino al 2029.

Le zone downstate di NYISO già oggi chiudono a un record di 32,6 $/kW-mese per l’estate 2026, e nello scenario Centrale questa tendenza continua a crescere per quasi vent’anni, anche se una crescita più rapida dell’offerta o una domanda più debole anticiperebbero il picco. I progetti PJM, invece, devono essere operativi prima del picco dei primi anni 2030.

Trader energetici: dove si trova oggi il valore da cogliere

Risultato:

MISO ha registrato due distinti picchi di prezzo day-ahead a febbraio 2026. L’evento principale è stato la Winter Storm Fern tra il 1° e il 2 febbraio, quando un’impennata della domanda di riscaldamento nel Midwest si è scontrata con 11.000-13.300 MW di fermate termiche forzate e bassa produzione eolica. Il picco day-ahead all’hub ha raggiunto 217 $/MWh il 2 febbraio, mentre il real-time all’Indiana Hub ha superato 1.100 $/MWh.

Gli hub settentrionali hanno avuto una media di 51-52 $/MWh nel mese contro 31-33 $ nel sud, con un gap di circa 20 $/MWh dovuto a vincoli di trasmissione. Un secondo picco localizzato il 24 febbraio ha portato brevemente il picco hub a 218 $/MWh mentre la media giornaliera è rimasta intorno ai 39 $. I servizi ancillari si sono mossi insieme all’energia: la regolazione real-time ha chiuso a 94 $/MWh il 2 febbraio.

Ko collega le tue domande ai dati real-time di Modo Energy

Nei quattro ISO dell’Eastern Interconnection, Ko passa da una domanda ai dati e all’analisi rilevanti più velocemente rispetto al metodo manuale. Il valore è massimo quando la domanda riguarda più mercati o più componenti di ricavo: Ko individua la tabella, restituisce il risultato e spiega cosa significa nel contesto. Ko non sostituisce il giudizio dell’analista. Aiuta a testare la prima risposta, mostrare i dati sottostanti e individuare dove serve un’analisi più approfondita.