Il ricavo delle batterie nel Wholesale Electricity Market (WEM) si compone di diversi elementi in movimento e raccoglierli tutti insieme richiede solitamente molto lavoro manuale.

I ricavi merchant richiedono prezzi all’ingrosso, volumi di dispacciamento e abilitazione FCESS. I ricavi totali includono poi i pagamenti del Reserve Capacity Mechanism e i contratti Non-Cooptimised Essential System Service. Senza questa visione completa, è facile non capire perché due batterie sottoposte alle stesse condizioni di mercato abbiano registrato risultati molto diversi.

Ko riunisce questi set di dati nel Terminal. Può recuperare la cronologia dei prezzi, tracciare il dispacciamento degli impianti, confrontare i ricavi merchant e contrattualizzati e mostrare come ogni batteria abbia operato in condizioni di mercato specifiche.

Quali dati di mercato WEM sono accessibili da Ko?

Modo Energy ha sincronizzato Ko con i dati di mercato WEM su quattro tabelle:

• wem_dispatch_prices: Il prezzo di dispacciamento ogni 5 minuti per ogni intervallo da settembre 2023 ad oggi. Include il prezzo di liquidazione dell’energia e tutti e quattro i prezzi di mercato FCESS.
• wem_dispatch_facility: Volume di dispacciamento per impianto con risoluzione a 5 minuti. Questa è la tabella per l’analisi a livello di asset.
• wem_tlf_values e wem_tlf_mapping: Transmission loss factors per impianto e anno. Utilizzati per convertire la generazione in sito in ricavi a livello di rete.
• wem_ncess_contracts, wem_reserve_capacity_prices, wem_supabase_capacity_credits: Dati sui ricavi contrattualizzati, valori dei contratti NCESS, prezzi della Reserve Capacity e quali impianti detengono Capacity Credits in ogni anno di capacità.

Non è necessario scegliere tra queste tabelle quando si fa una domanda a Ko. Ko seleziona automaticamente la tabella giusta in base alla richiesta.

Perché monitorare i dati WEM?

L’economia delle batterie nel WEM è cambiata con l’ingresso di nuova capacità nel mercato. I prezzi FCESS sono diminuiti, gli spread energetici si sono ridotti e il bacino dei ricavi merchant si è ristretto. Allo stesso tempo, i ricavi contrattualizzati tramite NCESS e RCM ora rappresentano la maggior parte delle entrate per gli asset che li detengono.

Poiché queste condizioni continuano a modellare il mercato, operatori e investitori WEM hanno bisogno di un modo più rapido per tracciare l’intero stack di ricavi tra energia, FCESS e ricavi contrattualizzati.

Come analizzare i dati di mercato WEM

Gli esempi qui sotto sono stati prodotti ponendo domande a Ko sulle tabelle dei dati di mercato WEM. Ko ha generato le query SQL, interrogato i dati e prodotto le interpretazioni scritte. Tutti i grafici sono stati costruiti sugli stessi dati di base.

Risultato: L’inverno 2025 (lug–ago) ha visto i prezzi più alti di quell’anno solare, con un picco di 109 $/MWh in agosto — tipico dei modelli stagionali di domanda WEM dovuti al riscaldamento. Novembre 2025 è stato un’eccezione al ribasso con soli 57,50 $/MWh, probabilmente grazie a una forte generazione solare e a una domanda contenuta.

Il 2026 ha registrato una forte ripresa, con prezzi in crescita da 84 $/MWh a gennaio fino a un massimo di 116 $/MWh a maggio 2026 — il mese più alto dell’intero dataset. Nota che questi valori sono medie aritmetiche semplici di tutti i prezzi di liquidazione ogni 5 minuti, quindi eventi di prezzo estremi (picchi o prezzi negativi) sono inclusi e possono influenzare notevolmente i dati mensili.

Risultato: Il trend generale è una forte e continua diminuzione in tutti e quattro i servizi.

Raise contingency ha dominato — poi è crollata. È stato il servizio con il prezzo più alto fino a metà 2025, con un picco di 48,67 $/MWh a maggio 2025, ma da allora è sceso a soli 3,02 $/MWh a maggio 2026 — un calo di circa il 94%. Il livello del 2025 era sostenuto da frequenti piccoli eventi di scarsità, ora sostituiti da lunghi periodi a prezzo zero.

Lower regulation e lower contingency hanno invertito la loro posizione relativa. All’inizio del 2025, lower regulation aveva spesso un prezzo superiore a lower contingency. Tra la fine del 2025 e il 2026, il divario tra tutti i servizi si è notevolmente ridotto con la crescita della flotta e la scarsità sempre meno frequente.

Aprile 2026 è stato il punto più basso per tutti i servizi, con lower contingency e lower regulation entrambe sotto $0,30–$0,50/MWh — di fatto un supporto quasi nullo per le batterie che fanno affidamento sui ricavi FCESS.

​Risultato: Collie BESS2 è stato l’impianto più attivo, rappresentando circa un quarto della scarica totale della flotta. Complessivamente, i sei impianti a batteria monitorati hanno scaricato circa 91 GWh nel mese.

Il cluster Collie (ESR1, BESS2, ESR4, ESR5) ha scaricato circa 63 GWh — circa il 70% della produzione della flotta — mentre le due unità Kwinana hanno contribuito con i restanti ~28 GWh. È interessante notare che, nonostante i prezzi dell’energia relativamente alti a maggio 2026 (media di 116 $/MWh), il crollo dei prezzi FCESS ha portato le batterie a fare sempre più affidamento sull’arbitraggio energetico piuttosto che sui servizi ancillari per generare throughput.

Risultato: L’RCM è il principale driver di ricavi dove si applica. Il pagamento RCM di COLLIE_ESR1 di circa 4,27 milioni AUD in un solo mese equivale a circa 21.350 AUD/MW, superando di gran lunga i contributi da energia e FCESS e portando il totale a quasi 23.400 AUD/MW nel mese. Anche KWINANA_ESR1, con circa 945.000 AUD di RCM, raggiunge 9.700 AUD/MW nonostante una posizione energetica negativa.

FCESS è fondamentale per Kwinana ESR2. Con una posizione energetica leggermente negativa ma 1.768 AUD/MW di FCESS — il tasso più alto della flotta — KWINANA_ESR2 sembra privilegiare i servizi di frequenza rispetto all’arbitraggio. La sola raise contingency ha generato circa 314.000 AUD, coerente con una strategia di mantenimento di headroom per FCESS a discapito del dispacciamento energetico.

ESR4 ed ESR5 mostrano risultati merchant negativi nei dati disponibili — acquirenti netti nel mercato energetico e nessun ricavo FCESS registrato. Questo è probabilmente spiegato dai contratti NCESS: questi impianti ricevono pagamenti fissi di disponibilità al di fuori dei flussi merchant qui analizzati, e il loro comportamento di carica può riflettere l’ottimizzazione rispetto agli obblighi contrattuali piuttosto che l’arbitraggio sul mercato spot.

​Risultato: Il Reserve Capacity Price di $251.420/MW/anno si applica a entrambe le batterie sotto l’attuale prodotto combinato. Solo due impianti a batteria compaiono nei dati CC dell’anno corrente: Collie ESR1 e Kwinana ESR1. Da notare che Kwinana ESR2 (che ha un contratto NCESS) e Collie BESS2 non compaiono — potrebbero detenere crediti RCM non ancora riflessi nei dati, o i loro crediti potrebbero essere compensati/gestiti diversamente.

Collie ESR1 detiene anche un contratto NCESS (ott 2024–ott 2026). Secondo l’AEMO Schedule 5, i pagamenti NCESS per quell’impianto sono compensati rispetto ai pagamenti RCM/RCP — quindi il ricavo netto RCM sarà inferiore ai circa 50,3 milioni $ lordi indicati. I due prodotti di credito separati (Peak Capacity Credits e Flexible Capacity Credits) entreranno in vigore solo nell’anno di capacità 2027-28. Fino ad allora, tutti gli impianti operano con il prodotto di credito “combinato”.

​Risultato: La flotta batterie mostra un evidente picco di scarica mattutino, con una media di 266 MW alle 07:00 — l’ora mattutina di massimo — insieme a un picco di prezzo energetico di circa 124 $/MWh. Questo riflette la salita della domanda mattutina prima della produzione solare.

I prezzi di metà giornata si riducono fino a un minimo di circa 98 $/MWh alle 10:00, coerente con la “pancia” della produzione solare. La scarica della flotta crolla di conseguenza, con una media di soli 2–10 MW in queste ore mentre le batterie passano in modalità carica.

L’evento di scarica dominante della giornata è il ramp serale. L’output della flotta aumenta rapidamente da 169 MW alle 16:00 fino a un picco di circa 438 MW alle 18:00, seguendo il picco di prezzo serale di circa 135 $/MWh alle 17:00. Questa classica risposta alla duck-curve solare genera la maggior parte dei ricavi energetici delle batterie nel WEM.

I prezzi restano moderati (106–122 $/MWh) durante la notte, ma la scarica è contenuta — sotto i 25 MW per la maggior parte delle ore dalle 20:00 alle 05:00 — suggerendo che la flotta sia in gran parte esaurita o stia conservando capacità per il picco mattutino successivo.

Analizza i dati di mercato WEM con Ko

Quando cerchi insight su dispacciamento e ricavi WEM, Ko può recuperare rapidamente i dati che ti servono e trasformarli nei prodotti di cui hai bisogno. Fai una domanda in italiano semplice e Ko identificherà la tabella giusta, scriverà la query SQL e restituirà i risultati senza alcuna configurazione necessaria. I dati live coprono da settembre 2023 a oggi su prezzi e dispacciamento, con dati sui ricavi contrattualizzati che coprono diversi anni di capacità.

Alcune domande da cui iniziare:

• Come si sono confrontati i prezzi dell’energia WEM tra il picco serale e la notte nel Q1 2026?
• Qual è stato il volume totale di scarica di Kwinana ESR1 mese per mese nel 2026?
• Quale impianto a batteria WEM ha avuto il maggior volume di dispacciamento il 28 aprile 2026?
• Come sono cambiati i valori dei contratti NCESS tra gli anni di capacità 2024-25 e 2025-26?
• Qual è il transmission loss factor di Collie BESS2 e come si confronta con Kwinana ESR1?