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 i pagamenti di capacità sopra energia e riserve. Ko riunisce 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 i mercati, testare dove e quando costruire e individuare le cause dei picchi di prezzo per definire la strategia di un trader. Fai una domanda in inglese semplice: Ko individua la tabella giusta, scrive la query SQL, interroga i dati in tempo reale e spiega il risultato.

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

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A quali dati dell’Eastern Interconnection ha accesso Ko?

Modo Energy ha integrato Ko con il market stack EI su tutti e quattro gli ISO.

• Previsioni. Le proiezioni dello scenario Centrale di Modo su prezzi, capacità, ricavi e sviluppo: la componente forward, fino al 2050.
• Simulazione benchmark ME BESS. Simulazione di dispatch e ricavi ogni 5 minuti per ISO: la componente di backtest per il passato.
• Prezzi dell’energia. Prezzi marginali locazionali nodali e zonali per ogni ISO, day-ahead (orari) e real-time (ogni 5 minuti).
• Riserve e regolazione. Prezzi di clearing day-ahead e real-time per i prodotti ancillari di ciascun 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 fonti in tempo reale e orario per tutti e quattro gli ISO, così un movimento di prezzo può essere ricondotto a ciò che era al margine.
• Dati su impianti e generatori. Inventario generatori EIA-860 (potenza nominale, tecnologia, proprietario, stato, posizione) e dati EIA-923 su generazione netta e uso combustibili.
• Riferimenti nodi e zone. Elenchi nodi, mappatura nodo-zona e mapping delle subzone di riserva.

Gli esempi seguenti sono stati prodotti facendo domande a Ko su questo stack. Ko ha generato la SQL, interrogato i dati e prodotto 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 dovuta al meteo è sistematicamente difficile da prevedere con un giorno di anticipo. In termini assoluti, PJM ha registrato il premio più alto, circa $155/MW-day (real-time $389/MW-day contro day-ahead $234/MW-day), riflettendo l’entità del picco Mid-Atlantic.

In percentuale, il premio di ISO-NE è stato il più marcato con l’83% (real-time $214 contro day-ahead $117). Il New England è un mercato ristretto e vincolato dove un’impennata inattesa della domanda genera forti movimenti real-time. MISO Indiana si è posizionata tra i due con il 60% (real-time $218/MW-day contro day-ahead $136/MW-day). Per gli analisti, PJM è il mercato real-time con il miglior rendimento in termini assoluti, mentre ISO-NE offre il vantaggio proporzionale maggiore.

Risultato:

Sei mesi dopo la riforma della regolazione di ottobre 2025, la regolazione non è più un’aggiunta ma la componente principale dei ricavi BESS. A maggio 2026 lo stack modellato per una batteria da 4 ore era di $73/kW-mese: regolazione $56/kW-mese (77%), arbitraggio energia real-time $12/kW-mese (16%) e capacità $5/kW-mese (7%). La regolazione ha avuto un clearing di $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, circa $62/kW-mese.

Il consiglio pratico per gli analisti: la regolazione è il pilastro strutturale e va 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), che potrebbero ridistribuire i prezzi di clearing.

Sviluppatori: dove e quando costruire con Ko

Risultato:

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

Il premio è strutturale. Vincoli di trasmissione persistenti tra i centri di carico orientali e la generazione occidentale ampliano la separazione dei prezzi a ogni evento di scarsità. L’ondata di caldo ha colpito esattamente dove i vincoli sono più stringenti. 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 da circa $6/kW-mese oggi a un picco tra $24 e $25/kW-mese intorno al 2040-2045, trainato da data center ed elettrificazione in uno degli ambienti più vincolati degli Stati Uniti. PJM raggiunge il picco prima, tra il 2030 e il 2033 attorno a $18-21/kW-mese grazie all’entrata in servizio di numerosi progetti, poi scende sotto i $5/kW-mese entro il 2045 quando l’offerta supera la domanda.

MISO rimane su valori bassi e stabili fino agli anni 2040, quando inizia a crescere. Per una batteria da 4 ore, il ricavo di capacità è dato dal prezzo di clearing moltiplicato per la capacità qualificata fino al 2029.

Le zone downstate di NYISO già oggi registrano un record di $32,6/kW-mese per l’estate 2026 e nello scenario Centrale questo flusso continua a crescere per quasi due decenni, anche se una costruzione più rapida o una domanda più debole anticiperebbero il picco. I progetti PJM, invece, devono essere commissionati 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 picco della domanda di riscaldamento nel Midwest si è scontrato con 11.000-13.300 MW di fermate termiche forzate e bassa produzione eolica. Il picco day-ahead sull’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 i $31-33 del 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 attorno a $39. I servizi ancillari si sono mossi insieme all’energia: la regolazione real-time ha avuto un clearing di $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 rapidamente dell’alternativa manuale. Il valore è più evidente quando una domanda attraversa mercati o stack di ricavi: Ko individua la tabella, restituisce il risultato e spiega il significato nel contesto. Ko non sostituisce il giudizio dell’analista. Aiuta a testare la prima risposta, mostra i dati sottostanti e indica dove serve un’analisi più approfondita.