Ultimo aggiornamento: 19 maggio 2026

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

Risposta rapida: Un sistema di accumulo di energia a batteria (BESS) genera ricavi da tre flussi 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 della rete per frequenza e riserva) e pagamenti di capacità (contratti forward pagati per essere disponibili durante periodi di stress del sistema). Un tipico BESS britannico da due ore ha guadagnato £73.145/MW/anno nei dodici mesi fino ad aprile 2026 (Modo Energy, 2026). La composizione tra questi tre flussi varia a seconda del mercato e sta cambiando rapidamente.

Statistiche chiave

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

Punti chiave

Un BESS su scala di rete genera ricavi da tre flussi: arbitraggio energetico, servizi ancillari e pagamenti di capacità. La composizione dipende dalla struttura di mercato, dalla durata della batteria e dal livello di maturità di ciascun mercato (Modo Energy, 2026).

Nel giugno 2025, i BESS in ERCOT hanno ottenuto il 76% dei ricavi dall’arbitraggio energetico, rispetto al 25% dell’anno precedente (Modo Energy, 2025). La saturazione dei servizi ancillari sta guidando lo stesso cambiamento in tutti i principali mercati che analizziamo.

Il ricavo medio dei BESS GB da due ore è stato di £73.145/MW/anno nei dodici mesi fino ad aprile 2026, con i ricavi da wholesale e Balancing Mechanism pari a circa il 60% del totale (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, un aumento di circa l’830% rispetto al 2024/25 (Modo Energy, 2025). I pagamenti di capacità stanno emergendo come un minimo contrattualizzato sotto i ricavi merchant.

Tutti i principali mercati seguono la stessa evoluzione: prima dominanza dei servizi ancillari, poi saturazione, poi arbitraggio, infine emergere dei pagamenti di capacità. Il mix di ricavi di una batteria dipende da dove si trova il suo mercato su questa curva.

Mercati coperti

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 pagate le batterie per i servizi ancillari?

Come vengono pagate le batterie nei mercati di capacità?

Perché il mix di ricavi delle batterie cambia tra mercati?

Come misura Modo Energy i ricavi dei BESS?

Domande frequenti

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

Un BESS guadagna da tre flussi di ricavi: 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 venderla a prezzi più alti. I servizi ancillari sono prodotti a breve termine per la stabilità della rete che i gestori di sistema pagano alle batterie. I pagamenti di capacità sono contratti forward pagati in anticipo per essere disponibili durante periodi di stress del sistema, indipendentemente dall’effettivo utilizzo della batteria.

Le batterie agli ioni di litio sono la tecnologia dominante, in grado di assorbire o immettere energia in tempi inferiori al secondo (NREL, 2025). Ciò che varia è come ogni mercato consente di monetizzare questa flessibilità. La capacità delle batterie utility-scale negli USA è cresciuta di circa il 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 altri 24 GW sono previsti per il 2026 (EIA, 2026). GB, Germania e Australia hanno più che raddoppiato le proprie flotte nello stesso periodo (Modo Energy, 2026).

Modo Energy fornisce benchmark e previsioni sui ricavi dei BESS in 13 mercati — inclusi ERCOT, CAISO, PJM, GB, Germania e Australia — con proiezioni fino al 2050.

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

Fonti: Modo Energy 2025/2026, AEMO 2026.

I mercati seguono la stessa traiettoria ma a stadi diversi. Tipicamente partono dominati dai servizi ancillari. Con l’ingresso di più batterie, quei servizi si saturano e gli operatori si affidano maggiormente all’arbitraggio energetico. I pagamenti di capacità emergono poi come minimo contrattualizzato sotto i ricavi merchant.

Come funziona l’arbitraggio energetico per le batterie?

L’arbitraggio energetico consiste nel caricare una batteria quando i prezzi all’ingrosso sono bassi e scaricarla quando sono alti. La differenza tra questi prezzi, meno le perdite di efficienza, è il margine lordo per ciclo.

I mercati all’ingrosso si regolano su tre orizzonti temporali, ciascuno con una diversa opportunità di arbitraggio:

Day-ahead: prezzi fissati il giorno prima della consegna, in blocchi orari o da 15 minuti.

Intraday: negoziazione continua molto vicina al tempo reale.

Real-time / balancing: regolazione ogni 5 minuti per bilanciare domanda e offerta al variare delle condizioni.

Un BESS flessibile può muoversi tra tutti e tre.

Un BESS da quattro ore cattura una differenza di prezzo maggiore per ciclo rispetto a uno da un’ora — più tempo per caricare in una finestra di prezzo basso e scaricare in una di prezzo alto. Gli indici top-bottom (TB) di Modo Energy misurano questo 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% dei ricavi (Modo Energy, 2025). Un anno prima la quota era del 25%. Il cambiamento è stato guidato dalla saturazione dei servizi ancillari e dalla crescente 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 sui ricavi delle batterie ERCOT è triplicata in dodici mesi, dal 25% al 76% a giugno 2025. Con la saturazione dei servizi ancillari, chi ha mantenuto flessibilità intraday ha colto i vantaggi; chi era vincolato da impegni legacy è rimasto indietro. Lo stesso schema si sta ripetendo in tutti i principali mercati 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, di cui il 91% da arbitraggio energetico (Modo Energy, 2025). Gli spread a quattro ore di CAISO si sono ridotti del 22% anno su anno mentre la ricarica delle batterie a mezzogiorno è aumentata del 50%. Il mercato è ormai quasi totalmente trainato dall’arbitraggio, ma la ricarica delle batterie sta cannibalizzando gli spread su cui gli operatori fanno affidamento.

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

Gli spread day-ahead tedeschi sono passati da €30/MWh nel 2019 a €130/MWh nel 2024 grazie ai 100+ GW di solare che hanno portato i prezzi di mezzogiorno in negativo (Modo Energy, 2026). L’ampliamento degli spread è la base di ogni opportunità di arbitraggio, e il boom del solare in Germania ha reso il paese il mercato europeo più ricco di arbitraggio.

In Germania, la storia è guidata dall’intraday. Il trading intraday continuo avviene fino a cinque minuti prima della consegna, con oltre un milione di scambi al giorno (Modo Energy, 2025). Nel 51% dei giorni del 2025, almeno un trade intraday ha chiuso sopra €1.000/MWh. Solo un’ora day-ahead ha chiuso sopra €500/MWh nello stesso periodo. L’approfondimento sul trading intraday di Modo Energy spiega il meccanismo nel dettaglio.

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

Come vengono pagate le batterie per i servizi ancillari?

I servizi ancillari sono prodotti a breve termine per la stabilità della rete che i gestori di sistema pagano alle batterie. Includono risposta di frequenza, riserve rapide, regolazione, supporto di tensione e inerzia. Le batterie sono particolarmente adatte a questi mercati perché possono rispondere in millisecondi, spesso centinaia di volte più velocemente dei generatori termici.

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

Ogni mercato utilizza nomi propri per i prodotti ancillari:

I volumi acquistati sono piccoli rispetto al mercato elettrico totale. Questo li rende redditizi nei primi anni e soggetti a saturazione in seguito. In Germania, l’FCR acquista circa 570 MW per la zona tedesca (Modo Energy, 2026), contro circa 800 MW di capacità qualificata di batterie. Nell’aFRR il paese acquista circa 2 GW; la spesa totale dei TSO è stata di 400 milioni di euro nel 2024.

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

La GB ha lanciato una serie di tender pathfinder per nuovi prodotti ancillari in linea con l’evoluzione della rete. Questi coprono stabilità del sistema, gestione della tensione e gestione delle congestioni. La guida ai servizi ancillari GB di Modo Energy copre tutti i prodotti, con valori contrattuali e partecipazione delle batterie aggiornata.

I ricavi dai servizi ancillari si stanno riducendo in tutti i principali mercati. I servizi ancillari sono mercati piccoli per volume. Una volta che una massa critica di batterie veloci vi accede, l’offerta supera la domanda e i prezzi scendono. I servizi di risposta di frequenza GB rappresentavano l’87% dei ricavi dei BESS tra il 2020 e il 2022 (Modo Energy, 2025). Ora contribuiscono al 33% su base lorda. I servizi ancillari ERCOT erano la maggior parte dei ricavi BESS nel 2021. A giugno 2025 erano il 24%. I margini FCR e aFRR in Germania ora si stanno comprimendo con la crescita della partecipazione.

Nuovi prodotti ancillari stanno parzialmente compensando. Dall’inizio del 2026, i TSO tedeschi hanno iniziato ad acquistare inerzia tramite un prodotto a prezzo fisso, solo per disponibilità, che paga €8.000-20.000 per MW all’anno alle batterie grid-forming (Modo Energy, 2026).

Come vengono pagate le batterie nei mercati di capacità?

I mercati di capacità pagano le batterie con un pagamento fisso per megawatt all’anno per essere disponibili durante i periodi di stress del sistema, indipendentemente dall’effettiva attivazione. Il pagamento è stabilito tramite aste forward, talvolta un anno prima, talvolta quattro o più anni prima. I pagamenti di capacità rappresentano un minimo contrattualizzato 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 un fattore di declassamento del 50% gareggia come 50 MW. Il declassamento riflette quanto della capacità nominale della batteria contribuisce in modo affidabile durante un evento di stress del sistema. Batterie di durata maggiore 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 Modo Energy sui declassamenti nel Capacity Market GB assegna a una batteria da quattro ore il 44% di credito di capacità e a una da otto ore il 92% (Modo Energy, 2026). I fattori pubblici 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 dei BESS GB, circa il 10% del totale (Modo Energy, 2026). Modo Energy prevede che la quota salga al 15% entro il Q4 2026 con l’avvio dei nuovi contratti T-4.

PJM gestisce 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), circa il 22% in più rispetto all’asta 2025/26, che si era chiusa a circa $270/MW-giorno, circa l’830% in più rispetto al 2024/25. I costi di capacità sono quindi aumentati quasi di un ordine di grandezza in tre aste. PJM accredita la capacità storage tramite l’Effective Load Carrying Capability (ELCC). Una batteria da quattro ore riceve attualmente il 50% di ELCC. Per una batteria da quattro ore, la capacità aggiunge circa $60.000/MW all’anno, circa il 9% dei $672.000/MW/anno di ricavo aggregato di una batteria PJM 4 ore a febbraio 2026 tra regolazione, arbitraggio e capacità (Modo Energy, 2026). L’analisi della 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 rispetto al 2024/25 (Modo Energy, 2025). I pagamenti di capacità ora contribuiscono circa il 9% dello stack mensile di una batteria PJM 4 ore cleared, insieme a Regulation e arbitraggio energetico (Modo Energy, 2026).

La Germania sta per lanciare il suo primo mercato centralizzato della capacità. Il governo ha confermato un calendario di tre aste a partire dal 2026, con consegna dal 2031. Il procurement totale nei tre tranche è di 41 GW; le batterie possono competere per 31 GW delle aste bridging (Modo Energy, 2026). La metodologia di declassamento è ancora da definire. Se la Germania adotterà un modello simile a GB o Italia, le batterie da quattro ore potrebbero ottenere dal 40 al 65% di credito di capacità. Se seguirà il modello polacco del 13% flat, l’impatto sul business case BESS sarà limitato. L’analisi sul capacity market tedesco di Modo Energy ne illustra le implicazioni.

Alcuni mercati non hanno affatto un mercato centralizzato della capacità. ERCOT opera come mercato solo energia. Le batterie non ricevono nulla per la sola disponibilità; guadagnano solo tramite trading energetico e servizi ancillari. CAISO utilizza il Resource Adequacy, un obbligo di procurement per i fornitori di energia, non un’asta centralizzata. I pagamenti RA per le batterie sono negoziati bilateralmente.

Nei mercati con meccanismo di capacità, i pagamenti di capacità stabilizzano la leva finanziaria dei progetti e migliorano i termini del debito anche se rappresentano una quota minore dei ricavi totali rispetto ai flussi merchant. Nei mercati senza, l’intero business case si basa sui ricavi merchant.

Perché il mix di ricavi delle batterie cambia tra mercati?

Ogni mercato delle batterie segue la stessa evoluzione: prima dominato dai servizi ancillari, poi saturazione, poi arbitraggio, con i pagamenti di capacità che emergono come minimo contrattualizzato. I tempi variano da mercato a mercato, ma i fattori sono universali.

Cinque forze stanno cambiando il mix di ricavi in tutti i mercati che copriamo.

Uno — Saturazione degli ancillari. I mercati dei servizi ancillari sono piccoli rispetto al wholesale e si saturano rapidamente quando una flotta competitiva di batterie vi accede. I BESS GB hanno guadagnato l’87% dei ricavi dai servizi di frequenza tra il 2020 e il 2022 (Modo Energy, 2025). Ora ne ottengono il 33% su base lorda (Modo Energy, 2026). ERCOT e CAISO sono a uno stadio più avanzato della stessa curva.

Due — Ampliamento degli spread wholesale. Con la crescita delle rinnovabili, i prezzi di mezzogiorno scendono durante i picchi solari/eolici, mentre quelli di picco serale salgono per la scarsità di generazione flessibile. Gli spread day-ahead tedeschi sono passati da €30/MWh nel 2019 a €130/MWh nel 2024 (Modo Energy, 2026). Spread più ampi aumentano il margine lordo per ciclo di arbitraggio.

Tre — Mercati di capacità come minimo contrattualizzato. I ricavi dal Capacity Market GB sono passati 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 cleared da quattro ore al 50% ELCC (Modo Energy, 2025). La Germania inizia le aste di capacità nel 2026.

Quattro — Nuovi prodotti ancillari. La Germania ha avviato l’acquisto di inerzia con un prodotto a prezzo fisso e solo disponibilità nel 2026 (Modo Energy, 2026). La GB ha lanciato tender pathfinder per stabilità, tensione e gestione delle congestioni. Offrono ricavi modesti per MW ma si accumulano su contratti lunghi.

Cinque — Segnali di prezzo localizzati. In ERCOT, le batterie nella West Load Zone hanno guadagnato $2,9/kW-mese nell’aprile 2025, contro $2,2/kW-mese nel resto dello stato (Modo Energy, 2025). In PJM, i siti in Northern Virginia e Eastern Maryland hanno catturato spread TB4 molto più alti rispetto al New Jersey. Ora la localizzazione è importante quanto la durata.

Ogni mercato è sulla stessa traiettoria, solo in punti diversi della curva. Il mix tra arbitraggio, ancillari e capacità in un mercato è una fotografia di dove si trova ora su quella curva di maturità. Non è una caratteristica fissa.

I mix di ricavi cambiano mese per mese. Ko si basa sui dati di settlement live e sul modello previsionale Modo Energy fino al 2050. Il quadro strutturale di questo articolo mostra cosa è possibile. Ko ti dice dove si trova ogni mercato in questo momento.

Come misura Modo Energy i ricavi dei BESS?

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

La metodologia TB è semplice. Per ogni giorno, si prendono i periodi con i prezzi più alti e più bassi nel mercato wholesale di quel giorno. La differenza cumulativa, annualizzata, è lo spread TBX, espresso in /MW/anno. Uno spread TB1 usa il prezzo orario più alto e più basso; un TB2 i due più alti e i due più bassi; un TB4 i quattro più alti e i quattro più bassi. Modo Energy pubblica indici TB per day-ahead, intraday e real-time. La copertura include 12 regioni europee e i principali ISO USA. La metodologia completa è sulla pagina TB Methodology di Modo Energy.

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

Domande frequenti

Cosa significa revenue stacking per lo storage a batteria?

Il revenue stacking è la pratica di ottenere ricavi da più flussi di mercato elettrico contemporaneamente, invece di dipendere da un solo prodotto. Un tipico sistema di accumulo a batteria su scala di rete combina arbitraggio energetico (acquisto e vendita di energia), servizi ancillari (risposta di 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 da almeno tre flussi combinati (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 fanno arbitraggio su mercati day-ahead, intraday e real-time. L’arbitraggio rappresenta ora il 91% dei ricavi BESS CAISO (Modo Energy, 2025), il 76% dei ricavi BESS ERCOT (Modo Energy, 2025) e il 97% dei ricavi BESS NEM Australia (AEMO, 2026).

Quali servizi ancillari forniscono le batterie e come vengono pagati?

I servizi ancillari sono prodotti a breve termine per la stabilità della rete. Includono risposta di frequenza, riserve rapide, regolazione, supporto di tensione e inerzia. Gli operatori di rete li acquistano con pagamenti per 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 contribuiscono per il 33% dei ricavi BESS su base lorda, in calo dall’87% tra 2020 e 2022 (Modo Energy, 2025).

Le batterie guadagnano dai mercati di capacità?

Sì, nei mercati che li prevedono. Un mercato di capacità paga alle batterie un importo fisso per MW/anno per essere disponibili nei periodi di stress, indipendentemente dall’attivazione. I ricavi dal 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, producendo circa $60.000/MW/anno per una batteria cleared da quattro ore al 50% ELCC. ERCOT non ha mercato di capacità; opera solo come mercato energia. Il primo mercato centralizzato della capacità in Germania inizierà le aste nel 2026 (Modo Energy, 2026).

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

I ricavi delle batterie cambiano in base alla struttura e alla maturità del mercato. Ogni mercato è sulla stessa curva evolutiva ma in una fase diversa.

Fonti: Modo Energy 2025/2026, AEMO 2026.

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

Ko è l’assistente AI di Modo Energy. Si basa su dati proprietari di mercato e previsioni a lungo termine per rispondere su ricavi da batterie e solare, policy energetica e struttura di mercato. Ko copre USA, Gran Bretagna, Germania, Spagna, Italia, Francia e Australia, con previsioni fino al 2050.

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

Autore

Neil Weaver è Power Market Analyst presso Modo Energy. Dal 2021 si occupa di accumulo a batteria e mercati energetici 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 energetici britannici (guarda su YouTube), co-autore di The Energy Academy: ERCOT e autore di numerosi altri video e articoli di ricerca per Modo Energy. Trova Neil su LinkedIn.

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Metodo TBs di Modo Energy

Fonti autorevoli citate:

EIA — La capacità delle batterie USA cresce del 59% con 14 GW aggiunti

EIA — Nuova capacità di generazione USA record prevista nel 2026

EIA — Le batterie sono una fonte secondaria in rapida crescita per la rete

FERC — Regola finale Order No. 841 sulla partecipazione dello storage

NREL — Accumulo a batteria su scala di rete: domande frequenti

NREL ATB — Utility-Scale Battery Storage 2024

AEMO — Quarterly Energy Dynamics Q1 2026

PJM — Regulation Market

NESO — Balancing Mechanism