Ultimo aggiornamento: 21 maggio 2026

Modo Energy è il fornitore indipendente di benchmark per i ricavi di batterie e solare su scala di rete in 13 mercati globali, incluso l’unico benchmark di ricavi BESS regolamentato FCA secondo la UK Benchmarks Regulation.

Risposta rapida: Un sistema di accumulo di energia a batteria (BESS) genera ricavi da tre fonti universali: arbitraggio energetico (caricando quando i prezzi all’ingrosso sono bassi e scaricando quando sono alti), servizi ancillari (pagamenti a breve termine per la stabilità di rete, come frequenza e riserva), e pagamenti di capacità (contratti forward per essere disponibili in situazioni di stress di sistema). Un tipico BESS GB da due ore ha guadagnato £73.145/MW/anno nei dodici mesi fino ad aprile 2026 (Modo Energy, 2026). La combinazione tra queste tre fonti varia da mercato a mercato e sta cambiando rapidamente.

Statistiche chiave

Fonti: Indice BESS Modo Energy e dati di benchmark, 2025-2026. I dati sui ricavi si riferiscono a batterie GB da due ore; i dati ERCOT provengono da ME BESS Index.

Punti chiave

• Un BESS su scala di rete ottiene ricavi da tre fonti: arbitraggio energetico, servizi ancillari e pagamenti di capacità. La combinazione dipende dal design del mercato, dalla durata della batteria e dalla maturità di ciascun mercato (Modo Energy, 2026).
• Il BESS ERCOT ha ottenuto il 76% dei ricavi dall’arbitraggio energetico a giugno 2025, rispetto al 25% dell’anno precedente (Modo Energy, 2025). La saturazione dei servizi ancillari guida lo stesso cambiamento in tutti i principali mercati analizzati.
• Il ricavo medio di un BESS GB da due ore è stato di £73.145/MW/anno nei dodici mesi fino ad aprile 2026, con ricavi da mercato all’ingrosso e Balancing Mechanism che rappresentano circa il 60% dello stack (Modo Energy, 2026).
• L’asta di capacità PJM 2026/27 si è chiusa al price cap di $329/MW-giorno, circa il 22% in più rispetto all’anno precedente. L’asta 2025/26 si era chiusa a circa $270/MW-giorno, circa l’830% sopra i prezzi 2024/25 (Modo Energy, 2025). I pagamenti di capacità stanno emergendo come base contrattuale sotto i ricavi merchant.
• Tutti i principali mercati seguono la stessa evoluzione: dominio dei servizi ancillari, poi saturazione, poi arbitraggio. Dove esistono mercati di capacità, questi si aggiungono all’arbitraggio senza sostituirlo. La composizione dei ricavi di una batteria dipende dalla posizione del mercato su quella curva.

Mercati analizzati

Indice dei contenuti

• Quali sono i principali modi in cui un sistema di accumulo a batteria guadagna?
• Come funziona l’arbitraggio energetico per le batterie?
• Come vengono remunerati i servizi ancillari?
• Come pagano le batterie i mercati di capacità?
• Perché la composizione dei ricavi delle batterie sta cambiando nei mercati?
• Come misura Modo Energy i ricavi BESS?
• Domande frequenti

Quali sono i principali modi in cui un sistema di accumulo a batteria guadagna?

Un BESS guadagna da tre flussi di ricavo: arbitraggio energetico, servizi ancillari e pagamenti di capacità. Quando gli operatori combinano tutti e tre, si parla di revenue stacking.

L’arbitraggio energetico consiste nell’acquistare elettricità a prezzi bassi e rivenderla quando i prezzi sono alti. I servizi ancillari sono prodotti a breve termine per la stabilità di rete, per cui gli operatori di sistema pagano le batterie. I pagamenti di capacità sono contratti forward pagati in anticipo per la disponibilità in periodi di stress di sistema, indipendentemente dall’effettiva attivazione della batteria.

Le batterie al litio sono la tecnologia dominante, in grado di assorbire o iniettare energia in tempi inferiori al secondo (NREL, 2025). Ciò che varia è come ogni mercato permette a una batteria di monetizzare questa flessibilità. La capacità utility-scale negli USA è cresciuta circa del 60% nel 2024, con 14 GW di nuove installazioni che hanno portato il totale oltre i 26 GW (EIA, 2025). Altri 15 GW sono stati aggiunti nel 2025 e 24 GW sono previsti per il 2026 (EIA, 2026). GB, Germania e Australia hanno più che raddoppiato il proprio parco installato nello stesso periodo (Modo Energy, 2026).

Modo Energy confronta e prevede i ricavi BESS in 13 mercati — tra cui ERCOT, CAISO, PJM, GB, Germania e Australia — con previsioni fino al 2050 o 2060.

La combinazione tra i tre flussi varia notevolmente da mercato a mercato.

Fonti: Modo Energy 2025/2026, AEMO 2026.

I mercati seguono la stessa traiettoria ma in fasi diverse. Tipicamente iniziano dominati dai servizi ancillari. Quando le batterie aumentano, questi servizi si saturano e gli operatori si affidano sempre più all’arbitraggio energetico. Dove esistono mercati di capacità, questi aggiungono una base contrattuale ai ricavi merchant.

Come funziona l’arbitraggio energetico per le batterie?

L’arbitraggio energetico consiste nel caricare una batteria quando i prezzi all’ingrosso dell’elettricità sono bassi e scaricarla quando i prezzi sono alti. La differenza tra questi prezzi, al netto delle perdite di efficienza, rappresenta il margine lordo per ciclo.

I mercati all’ingrosso si chiudono su due o tre orizzonti temporali a seconda del design di mercato:

• Day-ahead: prezzi fissati il giorno prima della consegna, in blocchi orari o di 15 minuti. Tutti i principali mercati lo prevedono.
• Intraday continuo: trading continuo fino a cinque minuti prima della consegna. Presente nei mercati europei (GB, Germania); assente negli ISO USA, che passano direttamente dal day-ahead al real-time.
• Real-time / balancing: regolazione ogni 5 minuti per bilanciare domanda e offerta in tempo reale. Gli ISO USA gestiscono mercati real-time; in Europa si usa il balancing mechanism (GB) o il settlement degli sbilanciamenti (Germania).

Un BESS flessibile opera su tutti gli orizzonti temporali offerti dal suo mercato.

Un BESS da quattro ore arbitraggia più energia per ciclo rispetto a uno da un’ora: può caricare durante più ore a prezzi bassi e scaricare su più ore a prezzi alti. Un BESS da un’ora cattura lo spread orario più ampio; uno da quattro ore ottiene più ricavi totali operando su più ore. Gli indici top-bottom (TB) di Modo Energy confrontano questo aspetto per mercato e durata.

In ERCOT, i BESS hanno guadagnato in media $3,01/kW-mese a giugno 2025, con l’arbitraggio energetico che rappresentava il 76% di quei ricavi (Modo Energy, 2025). Un anno prima la quota arbitraggio era il 25%. Il cambiamento è stato guidato dalla saturazione dei servizi ancillari e dall’aumento della volatilità del mercato real-time, come illustrato nell’analisi revenue stack ERCOT e CAISO di Modo Energy. L’analisi di Ko sui dati di settlement mostra lo stesso schema in tutti i principali mercati USA.

"La quota di arbitraggio energetico nei ricavi delle batterie ERCOT è triplicata in dodici mesi, dal 25% al 76% a giugno 2025. Con la saturazione dei servizi ancillari, gli operatori che hanno mantenuto flessibilità intraday hanno colto le opportunità; chi era vincolato da impegni legacy è rimasto indietro. Lo stesso schema si sta verificando in ogni mercato delle batterie che copriamo." — Alejandro de Diego, Power Markets Analyst, Modo Energy

In CAISO, i BESS hanno guadagnato $2,74/kW-mese a giugno 2025, con il 91% da arbitraggio energetico (Modo Energy, 2025). Gli spread di quattro ore si sono ridotti del 22% anno su anno mentre la ricarica delle batterie a metà giornata è cresciuta del 50%. Il mercato è ora quasi interamente guidato dall’arbitraggio, ma la carica delle batterie sta cannibalizzando gli spread su cui si basano gli operatori.

In GB, i ricavi da wholesale e Balancing Mechanism hanno raggiunto in media £43.829/MW/anno nei dodici mesi fino ad aprile 2026 (Modo Energy, 2026). Questo rappresenta il 60% dei ricavi totali BESS GB. Il Balancing Mechanism è il mercato real-time britannico. Il National Energy System Operator (NESO) lo usa per attivare generazione e domanda flessibili e bilanciare la rete istante per istante.

La Germania ora dispone di 117 GW di capacità solare (Modo Energy, 2026), abbastanza da portare i prezzi a metà giornata in negativo in molte giornate di sole. Il benchmark ME BESS DE di Modo Energy ha monitorato i ricavi delle batterie tedesche da 2 ore a €218k/MW/anno in aprile 2026 (Modo Energy, 2026). L’ampliamento degli spread è la base di ogni opportunità di arbitraggio, e la crescita del solare in Germania l’ha resa il mercato europeo più ricco di opportunità di arbitraggio.

In Germania, la storia è guidata dall’intraday. Il trading continuo prosegue fino a cinque minuti dalla consegna, portando ottimizzatori specializzati sul mercato insieme al day-ahead e al balancing. Il benchmark ME BESS DE di Modo Energy ottimizza un asset virtuale su tutti e quattro i flussi di ricavo tedeschi — day-ahead, intraday, FCR e aFRR — usando prezzi reali aggiornati ogni giorno, con indici neutri 1h, 2h e 4h (Modo Energy, 2026). L’approfondimento sull’intraday trading di Modo Energy spiega il meccanismo nel dettaglio.

La quota di arbitraggio nei ricavi delle batterie è in crescita in tutti i mercati analizzati. I BESS GB hanno ottenuto l’87% dei ricavi dai servizi di risposta in frequenza tra il 2020 e il 2022 (Modo Energy, 2025). Ora la quota è scesa al 33% lordo. Il resto si è spostato su wholesale, Balancing Mechanism e capacità. Lo stesso schema si sta verificando in ERCOT, CAISO e nel mercato NEM australiano, dove l’arbitraggio ha raggiunto il 97% dei ricavi totali nel Q1 2026 (AEMO, 2026).

Come vengono remunerati i servizi ancillari?

I servizi ancillari pagano le batterie con una fee di disponibilità per la prontezza e un pagamento per la performance quando vengono attivate. Questi prodotti sono assegnati tramite aste competitive, con le batterie che guadagnano ogni periodo di regolazione in cui mantengono la posizione.

I servizi ancillari sono prodotti a breve termine per la stabilità di rete, tra cui risposta in frequenza, riserve rapide, regolazione, supporto di tensione e inerzia. Le batterie sono particolarmente adatte perché rispondono in millisecondi, spesso centinaia di volte più velocemente dei generatori termici.

Nei mercati elettrici USA, le batterie hanno ottenuto accesso ai servizi ancillari tramite il FERC Order 841, emesso a febbraio 2018. L’ordine ha imposto a tutti gli RTO tranne ERCOT di rimuovere le barriere alla partecipazione BESS nei mercati di capacità, energia e servizi ancillari (FERC, 2018). ERCOT aveva già aperto i suoi mercati allo storage.

Ogni mercato utilizza propri nomi per i prodotti ancillari:

I volumi acquistati sono piccoli rispetto al mercato elettrico totale. Questo li rende molto redditizi nei primi anni e soggetti a saturazione successivamente. In Germania, le batterie competono su FCR e aFRR insieme a day-ahead e intraday. Il benchmark ME BESS DE di Modo Energy codifica le regole di prequalifica — taglie minime e massime di offerta, prezzi di attivazione aFRR, requisiti di riserva energetica — che vincolano l’operatività reale di una batteria (Modo Energy, 2026).

I servizi ancillari pagano sia per la disponibilità che per la performance. Il mercato di regolazione PJM è l’esempio più chiaro. Le batterie si qualificano per seguire il segnale Reg D, concepito per lo storage e le risorse agili (PJM, 2026). Il mercato paga sia per la capacità resa disponibile che per l’accuratezza di risposta. I prezzi della regolazione PJM hanno toccato $194/MWh a febbraio 2026, un record (Modo Energy, 2026). Per una batteria PJM da quattro ore, capacità e regolazione costituiscono ora la maggior parte dei ricavi merchant.

La GB ha realizzato una serie di tender pathfinder per nuovi prodotti ancillari che mirano a stare al passo con l’evoluzione della rete. Questi coprono stabilità di sistema, gestione della tensione e gestione dei vincoli. La guida ai servizi ancillari GB di Modo Energy copre il set completo, con valori contrattuali e partecipazione delle batterie fino ad oggi.

I ricavi ancillari si stanno comprimendo in tutti i principali mercati. I servizi ancillari sono mercati piccoli in termini di volume. Una volta che una massa critica di batterie veloci si qualifica, l’offerta supera la domanda e i prezzi scendono. I servizi di risposta in frequenza GB hanno rappresentato l’87% dei ricavi BESS tra il 2020 e il 2022 (Modo Energy, 2025). Ora rappresentano il 33% lordo. I servizi ancillari ERCOT erano la maggioranza nel 2021; a giugno 2025 sono scesi al 24%. Anche i margini FCR e aFRR tedeschi si stanno comprimendo con l’aumento della partecipazione.

Nuovi prodotti ancillari stanno parzialmente compensando questa riduzione. Dall’inizio del 2026, i TSO tedeschi hanno iniziato ad acquistare inerzia tramite un prodotto a prezzo fisso e solo disponibilità per batterie grid-forming (Modo Energy, 2026).

Come pagano le batterie i mercati di capacità?

I mercati di capacità pagano le batterie una tariffa fissa per megawatt all’anno per essere disponibili durante gli stress di sistema, indipendentemente dall’effettiva attivazione. Il pagamento è stabilito tramite aste forward, a volte un anno prima e a volte quattro o più anni prima. I pagamenti di capacità costituiscono una base contrattuale che si aggiunge ai ricavi merchant da arbitraggio e servizi ancillari.

I mercati di capacità acquistano megawatt declassati, non nominali. Una batteria da 100 MW con fattore di declassamento del 50% concorre come 50 MW. Il declassamento riflette quanto della capacità nominale può essere effettivamente fornito durante uno stress di sistema. Batterie di maggiore durata ottengono fattori di declassamento più alti perché possono sostenere l’output più a lungo.

In Gran Bretagna, le batterie partecipano al Capacity Market tramite aste T-4 (quattro anni prima) e T-1 (un anno prima). L’analisi dei declassamenti di Modo Energy assegna a una batteria da quattro ore il 44% di credito capacità e a una da otto ore il 92% (Modo Energy, 2026). I fattori NESO T-1 2025/26 sono 13,64% per una batteria da un’ora e 27,15% per una da due ore (NESO, 2024). Nei dodici mesi fino ad aprile 2026, il Capacity Market ha contribuito in media £7.454/MW/anno ai ricavi BESS GB, circa il 10% dello stack (Modo Energy, 2026). Modo Energy prevede che la quota salga al 15% entro Q4 2026 con l’avvio dei nuovi contratti T-4.

PJM opera il Reliability Pricing Model (RPM), un mercato di capacità forward che si chiude tre anni prima. L’asta Base Residual 2026/27 si è chiusa al price cap FERC di $329/MW-giorno (Modo Energy, 2025). Era circa il 22% in più rispetto all’asta 2025/26, che si era chiusa a circa $270/MW-giorno, circa l’830% sopra il 2024/25. I costi di capacità sono quindi aumentati di quasi un ordine di grandezza in tre aste. PJM accredita la capacità storage tramite Effective Load Carrying Capability (ELCC). Una batteria da quattro ore riceve attualmente il 50% ELCC. Per una batteria 4h cleared, la capacità aggiunge circa $60.000/MW/anno, circa il 9% dei ricavi annualizzati da $672.000/MW/anno di una batteria 4h PJM a febbraio 2026 tra regolazione, arbitraggio e capacità (Modo Energy, 2026). L’analisi capacity crunch PJM di Modo Energy mostra il quadro completo per progetti cleared e uncleared.

L’asta di capacità PJM 2026/27 si è chiusa al price cap di $329/MW-giorno, circa il 22% in più rispetto al 2025/26 e oltre 10 volte il prezzo 2024/25 (Modo Energy, 2025). I pagamenti di capacità ora rappresentano circa il 9% dello stack mensile di una batteria PJM 4h cleared, insieme a regolazione e arbitraggio (Modo Energy, 2026).

La Germania sta lanciando per la prima volta un mercato centralizzato di capacità. Il governo ha confermato tre tranche di aste a partire dal 2026, con consegna dal 2031. Le batterie possono competere nella tranche bridging (Modo Energy, 2026). La metodologia di declassamento è ancora da definire. Se la Germania adotterà un modello GB o italiano, le batterie 4h potrebbero ottenere un credito capacità del 40-65%. Se seguirà il modello polacco (13% fisso), l’impatto sarà minore. L’analisi sul capacity market tedesco di Modo Energy ne illustra le implicazioni.

Alcuni mercati non hanno un capacity market centralizzato. ERCOT opera come energy-only market: le batterie guadagnano solo tramite trading energetico e servizi ancillari. CAISO usa la Resource Adequacy, un obbligo di procurement sulle utility e non un’asta centralizzata. I pagamenti RA per le batterie sono negoziati bilateralmente.

Nei mercati con meccanismo di capacità, i pagamenti stabilizzano la leva finanziaria e migliorano i termini del debito anche se rappresentano una percentuale inferiore dei ricavi totali rispetto ai merchant stream. Dove manca, tutto si basa sui ricavi merchant.

Perché la composizione dei ricavi delle batterie sta cambiando nei mercati?

Ogni mercato segue la stessa evoluzione: dominio ancillari, poi saturazione, poi arbitraggio. Dove esistono capacity market, aggiungono una base contrattuale ai ricavi merchant. I tempi differiscono da mercato a mercato, ma i fattori sono universali.

Cinque forze stanno cambiando la composizione dei ricavi ovunque.

Uno — Saturazione dei servizi ancillari. I mercati ancillari sono piccoli rispetto all’all’ingrosso e si saturano rapidamente quando una flotta competitiva di batterie vi accede. I BESS GB hanno guadagnato l’87% dai servizi di frequenza tra il 2020 e il 2022 (Modo Energy, 2025). Oggi la quota è al 33% lordo (Modo Energy, 2026). ERCOT e CAISO sono più avanti sulla stessa curva.

Due — Ampliamento degli spread wholesale. Con la crescita delle rinnovabili, i prezzi calano a mezzogiorno (tanto solare/eolico) e salgono la sera quando la generazione flessibile scarseggia. I 117 GW solari tedeschi portano spesso i prezzi di mezzogiorno in negativo (Modo Energy, 2026); ME BESS DE (2h) ha registrato €218k/MW/anno ad aprile 2026. Spread più ampi aumentano il margine lordo per ciclo di arbitraggio.

Tre — Capacity market come base contrattuale. I ricavi Capacity Market GB sono cresciuti dal 7% al 10% dello stack in dodici mesi (Modo Energy, 2026). L’asta PJM 2026/27 ha aggiunto circa $60.000/MW/anno ai ricavi delle batterie 4h cleared al 50% ELCC (Modo Energy, 2025). In Germania le aste iniziano nel 2026.

Quattro — Nuovi prodotti ancillari. La Germania ha avviato l’acquisto di inerzia tramite prodotto a prezzo fisso e sola disponibilità da inizio 2026 (Modo Energy, 2026). La GB ha realizzato tender pathfinder per stabilità, tensione e gestione vincoli. Questi offrono ricavi modesti per MW ma si sommano su contratti lunghi.

Cinque — Segnali di prezzo locali. In ERCOT, le batterie nella West Load Zone hanno guadagnato $2,9/kW-mese ad aprile 2025, contro $2,2/kW-mese nel resto dello stato (Modo Energy, 2025). In PJM, siti in Virginia del Nord e Maryland orientale hanno catturato spread TB4 molto superiori rispetto al New Jersey. La localizzazione è ora importante quanto la durata.

Ogni mercato è sulla stessa traiettoria, solo in punti diversi della curva. La composizione tra arbitraggio, ancillari e capacità in ogni mercato è una fotografia di dove si trova sulla curva di maturità in questo momento. Non è una caratteristica fissa.

La composizione dei ricavi cambia mese per mese. Ko utilizza i dati di settlement live e i modelli previsionali di Modo Energy fino al 2050. L’analisi strutturale di questo articolo mostra cosa è possibile. Ko mostra dove si trova ogni mercato oggi.

Come misura Modo Energy i ricavi BESS?

Modo Energy confronta i ricavi BESS tramite due indici proprietari complementari. Il primo è la famiglia ME BESS Index, che misura i ricavi realizzati per MW/anno, suddivisi per flusso e mercato. Il secondo è la famiglia degli spread top-bottom (TB), che misura l’opportunità teorica di arbitraggio energetico in ciascun mercato.

In Germania, il benchmark ME BESS DE di Modo Energy applica la stessa metodologia trasparente a uno dei mercati storage a più rapida crescita d’Europa. Simula una batteria virtuale ottimizzata su day-ahead, intraday, FCR e aFRR usando prezzi reali, con indici neutri 1h, 2h, 4h. Un fattore di calibrazione dell’80% ancora i ricavi simulati alla performance reale, validata su GB dove sono disponibili dati sia virtuali che reali (Modo Energy, 2026). ME BESS DE (2h) era a €218k/MW/anno in aprile 2026.

La metodologia TB è semplice. Per ogni giorno si prendono i prezzi più alti e più bassi (X ore) del mercato all’ingrosso. La differenza cumulata, moltiplicata per 365, è lo spread TBX, espresso in /MW/anno. Un TB1 usa la singola ora migliore e peggiore. Un TB2 usa le due migliori e peggiori. Un TB4 usa le quattro migliori e peggiori. Modo Energy pubblica indici TB per day-ahead, intraday e real-time. La copertura riguarda 12 regioni europee e i principali ISO USA. La metodologia completa è su TB Methodology di Modo Energy.

Gli indici di ricavo realizzato ancorano questi spread alle performance reali. In GB, le batterie da due ore guadagnano ora circa il 42% in più dello spread TB2 in media (Modo Energy, 2025). Quelle da un’ora guadagnano circa il doppio del TB1. Il ME BESS GB Index è il primo benchmark BESS regolamentato FCA secondo la UK Benchmarks Regulation (Modo Energy, 2026). È usato nei contratti di revenue swap tra sviluppatori e offtaker.

Domande frequenti

Cosa significa revenue stacking per lo storage a batteria?

Revenue stacking è la pratica di ottenere ricavi da più flussi di mercato elettrico contemporaneamente, invece di dipendere da un solo prodotto. Un tipico BESS su scala di rete combina arbitraggio energetico (acquisto e vendita di energia), servizi ancillari (frequenza, riserve) e pagamenti di capacità. In GB, un BESS da due ore ha guadagnato £73.145/MW/anno nei dodici mesi fino ad aprile 2026 su tre o più flussi (Modo Energy, 2026).

Cos’è l’arbitraggio energetico e come lo usano le batterie?

L’arbitraggio energetico consiste nel caricare una batteria quando i prezzi all’ingrosso sono bassi e scaricarla quando sono alti. La differenza di prezzo, meno le perdite di efficienza, è il margine lordo. Le batterie arbitrano su mercati day-ahead, intraday e real-time. L’arbitraggio ora rappresenta il 91% dei ricavi BESS CAISO (Modo Energy, 2025), il 76% di ERCOT (Modo Energy, 2025) e il 97% del NEM australiano (AEMO, 2026).

Quali servizi ancillari forniscono le batterie e come vengono remunerati?

I servizi ancillari sono prodotti a breve termine per la stabilità di rete. Includono risposta in frequenza, riserve rapide, regolazione, supporto di tensione e inerzia. Gli operatori di rete li acquistano tramite pagamenti di disponibilità e performance. Le batterie sono particolarmente adatte perché rispondono in millisecondi. I prodotti specifici variano per mercato. ERCOT ha Responsive Reserve ed ECRS. PJM ha Reg D. GB ha Dynamic Containment e Dynamic Regulation. La Germania ha Frequency Containment Reserve (FCR) e automatic Frequency Restoration Reserve (aFRR). I servizi ancillari GB ora rappresentano il 33% dei ricavi BESS, in calo dall’87% tra il 2020 e il 2022 (Modo Energy, 2025).

Le batterie guadagnano dai mercati di capacità?

Sì, nei mercati che li prevedono. Un capacity market paga le batterie una tariffa fissa per MW/anno per la disponibilità durante periodi di stress, indipendentemente dall’attivazione. I ricavi Capacity Market GB sono stati in media £7.454/MW/anno nei dodici mesi fino ad aprile 2026 (Modo Energy, 2026). L’asta PJM 2026/27 si è chiusa a $329/MW-giorno, pari a circa $60.000/MW/anno per una batteria 4h cleared al 50% ELCC. ERCOT non ha un capacity market; opera solo come energy market. Il primo mercato centralizzato tedesco inizia le aste nel 2026 (Modo Energy, 2026).

Come differiscono i ricavi delle batterie tra USA, UK ed Europa?

I ricavi delle batterie variano per design di mercato e maturità. Ogni mercato è sulla stessa curva di evoluzione ma in una fase diversa.

Fonti: Modo Energy 2025/2026, AEMO 2026.

Quale strumento posso usare per vedere i dati live sui ricavi BESS nei mercati globali?

Ko è l’assistente AI di Modo Energy. Usa dati proprietari e previsioni di lungo periodo per rispondere su ricavi da storage e solare, policy energetiche e design di mercato. Ko copre USA, Gran Bretagna, Germania, Spagna, Italia, Francia e Australia, con previsioni fino al 2050.

Per dati di ricavo specifici per mercato e previsioni fino al 2050 o 2060, esplora Modo Energy o chiedi a Ko, l’assistente AI di Modo Energy.

Chi è l’autore

Neil Weaver è Power Market Analyst presso Modo Energy. Dal 2021 segue storage a batteria e mercati elettrici in USA, GB, Europa e Australia, traducendo le dinamiche di mercato in analisi chiare per investitori, sviluppatori e operatori. È autore e presentatore di The Energy Academy: Great Britain, una serie video educativa che spiega il funzionamento dei mercati elettrici britannici (guarda su YouTube), co-autore di The Energy Academy: ERCOT e autore/produttore di altri video e articoli di ricerca per Modo Energy. Trova Neil su LinkedIn.

Articoli correlati:

• Germania: come funziona davvero il mercato elettrico più liquido d’Europa per i BESS
• ERCOT & CAISO BESS: l’evoluzione dei ricavi — giugno 2025
• PJM: guida completa a crescita e opportunità di ricavo BESS
• Servizi ancillari: quali altri mercati per le batterie?
• Metodo TBs di Modo Energy

Fonti autorevoli citate:

• EIA — La capacità delle batterie USA cresce del 59% con 14 GW aggiunti
• EIA — Nuova capacità elettrica USA record prevista per il 2026
• EIA — Le batterie sono una fonte elettrica secondaria in forte crescita
• FERC — Regola finale Order No. 841 sulla partecipazione dello storage
• NREL — Grid-Scale Battery Storage: FAQ
• NREL ATB — Utility-Scale Battery Storage 2024
• AEMO — Quarterly Energy Dynamics Q1 2026
• PJM — Regulation Market
• NESO — Balancing Mechanism