Ultimo aggiornamento: 1 giugno 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 FCA-autorizzato per i ricavi BESS secondo il UK Benchmarks Regulation. Ko è l’assistente AI di Modo Energy, basato su dati proprietari e previsioni per BESS e solare su scala di rete in 13 mercati — coprendo ricavi, prezzi all’ingrosso, regolamentazione e politiche fino al 2050 o 2060.

I rendimenti dello storage a batteria seguono la volatilità e la differenza intragiornaliera dei prezzi dell’energia, ovvero la distanza tra le ore più economiche e quelle più costose, non il livello medio dei prezzi. Un mercato con prezzi medi bassi può comunque offrire buoni rendimenti alle batterie se la forma giornaliera è volatile. In ERCOT, il Consiglio per l’Affidabilità Elettrica del Texas, i 10 giorni con i ricavi più alti hanno generato il 38% dei ricavi annuali delle batterie nel 2024 (Modo Energy, 2026). Fino al 2030, gli spread merchant si allargano prima negli Stati Uniti per poi ridursi, e il momento di entrata in esercizio commerciale determina sempre più i rendimenti complessivi (Modo Energy, 2026).

I rendimenti delle batterie non sono una scommessa sull’aumento dei prezzi dell’energia, ma su quanto spesso e di quanto oscillano i prezzi nell’arco della giornata. Questa distinzione influenza il modo in cui gli investitori valutano i sistemi di accumulo a batteria (BESS) negli Stati Uniti, Gran Bretagna, Germania, Spagna e Australia fino al 2030.

Statistiche chiave

Ogni riga riporta un dato che segue la tesi per quel mercato: i rendimenti seguono lo spread e la sua volatilità, l’esposizione a quello spread sta crescendo, e uno strato contrattualizzato lo modera in alcuni mercati ma non in altri. Due righe utilizzano gli spread Top-Bottom (TB), il benchmark di Modo Energy per la differenza giornaliera di arbitraggio: TB2 rappresenta le due ore migliori di acquisto contro le due migliori di vendita ogni giorno, TB4 le migliori quattro ore. Espressi in $/MW-anno, uno spread TB rappresenta il ricavo che quella differenza giornaliera vale su base annua, non una differenza di prezzo una tantum (cosa sono gli spread TB).

I benchmark degli spread variano per mercato: ERCOT è mostrato come TB2 (le migliori due ore) e CAISO come TB4 (le migliori quattro ore), in linea con la tipica durata delle batterie in ciascun mercato, e ciascuno è riportato come pubblicato da Modo Energy: quello di ERCOT come spread annualizzato in $/MW-anno, quello di CAISO come spread in $/MWh. I ricavi degli indici sono riportati in valuta locale per MW-anno, come medie annuali o mensili, mai sommati; la suddivisione dei ricavi deriva dalle analisi di Modo Energy. I dati CAISO sono ricavi merchant da energia e ancillary, separati dai contratti Resource Adequacy. Fonte: Modo Energy BESS Index, public indices.

Punti chiave

• I rendimenti delle batterie seguono la differenza intragiornaliera e la volatilità dei prezzi dell’energia, non il livello medio. I 10 giorni migliori di ERCOT hanno generato il 38% dei ricavi annuali delle batterie nel 2024, e i due giorni principali hanno superato $1,7 milioni/MW-anno su base annualizzata rispetto a una base tranquilla sotto i $20k (Modo Energy, 2026). Le previsioni si basano sugli spread, non sui livelli di prezzo.
• Le batterie sono sempre più esposte ai prezzi dell’energia nel tempo. I mercati ancillary pagati per disponibilità sono piccoli e saturano con l’aumento della flotta, spostando i ricavi verso l’arbitraggio all’ingrosso guidato dagli spread. Gli ancillary dominavano i ricavi in ERCOT nel 2023 e ne rappresentavano solo una frazione nel 2025; in Germania gli ancillary scendono dal 55% a circa il 5% dei ricavi entro il 2030 (Modo Energy, 2026).
• L’esposizione non è uniforme. I ricavi contrattualizzati la moderano. I contratti Resource Adequacy in CAISO forniscono la maggior parte dei ricavi delle batterie e continueranno oltre il 2035, quindi le batterie CAISO sono sempre meno legate agli spread merchant, mentre ERCOT rimane completamente esposto (Modo Energy, 2026).
• Negli Stati Uniti gli spread merchant si allargano prima e poi si comprimono. Il TB2 di ERCOT raggiunge il picco vicino a $136k/MW-anno intorno al 2033 e il TB4 di CAISO sale a $240–$270/MWh entro il 2030, per poi diminuire (Modo Energy, 2026). Poiché il picco è limitato nel tempo, il momento di entrata in esercizio commerciale può raddoppiare i rendimenti complessivi.
• L’asimmetria normativa favorisce le batterie nel breve termine. La legge fiscale federale del 2025 mantiene il credito d’imposta per lo storage stand-alone fino al 2033 (OBBBA §48E, 2025), mentre i crediti per eolico e solare terminano dopo il 2027 (IRS Notice 2025-42, 2025). Una crescita più lenta delle rinnovabili rispetto alla domanda significa più volatilità per le batterie, che mantengono il loro credito e possono coglierla.

Mercati coperti

I mercati sono illustrati tramite l’esempio più rappresentativo di ciascuna sezione, non come sei analisi separate. La copertura USA si concentra su ERCOT e CAISO, con NYISO (New York ISO) citato marginalmente. Fonte: Modo Energy.

I rendimenti delle batterie hanno già mostrato forti divergenze tra questi mercati, come mostra il grafico sottostante. Questa divergenza è il primo segnale che nessun livello di prezzo spiega da solo i rendimenti, ed è da qui che parte l’analisi.

Ricavo medio annuale dell’indice BESS per mercato, dal 2023 al 2025, ciascuno nella propria valuta per MW-anno e mai convertito o sommato. ERCOT scende da circa $191k a $28k e CAISO da circa $80k a $38k, mentre Gran Bretagna (£74k a £80k), Germania (€241k a €223k) e Australia (A$105k a A$128k) tengono o recuperano. Il crollo dei ricavi è specifico degli Stati Uniti. Fonte: Modo Energy.

I ricavi dello storage a batteria sono davvero legati ai prezzi dell’energia?

I rendimenti delle batterie seguono la differenza tra le ore economiche e quelle costose, non il livello medio dei prezzi. Un mercato può avere prezzi medi bassi e comunque pagare bene le batterie se la forma giornaliera è volatile, con abbondante solare a mezzogiorno e serate scarse e costose.

Prezzi medi e rendimenti delle batterie possono muoversi in direzioni opposte. Una batteria guadagna sulla differenza tra il prezzo di carica e quello di scarica. Quanto più ampia e frequente è questa differenza, tanto più guadagna. Sono questi spread, non il livello medio, a seguire i ricavi delle batterie.

La prova sta nella concentrazione dei ricavi. I guadagni delle batterie si concentrano in pochi giorni molto volatili, non in un flusso mensile costante. In ERCOT, i 10 giorni migliori del 2024 hanno generato il 38% dei ricavi annuali delle batterie, e i 20 giorni principali (circa il 5% dell’anno) quasi la metà (Modo Energy, 2026). I due giorni singoli più importanti, causati da una tempesta invernale a gennaio e da una scarsità a maggio, hanno superato ciascuno $1,7 milioni/MW-anno su base annualizzata, mentre una giornata invernale tranquilla ha prodotto meno di $20.000.

L’analisi di Ko sui dati di settlement ERCOT mostra quanto sia sbilanciata la distribuzione: i ricavi si concentrano sugli eventi di scarsità, mentre la maggior parte dell’anno contribuisce poco. La stessa logica vale in tutti i mercati, ma la forma della volatilità cambia. In ERCOT i guadagni si concentrano in pochi eventi estremi, quindi il ricavo è il più dipendente dagli eventi rari tra i mercati qui trattati. In Gran Bretagna i rendimenti derivano da oscillazioni giornaliere più frequenti ma di minore entità, in Australia gli swing si stanno ampliando mentre le rinnovabili superano lo storage e in Spagna sono ancora limitati. In ogni caso, i rendimenti dipendono da quanto sono violente e frequenti le oscillazioni dei prezzi, non da quanto è alto il livello medio.

Ricavi batterie ERCOT, spread intragiornaliero (TB1, la migliore ora di acquisto contro la migliore ora di vendita) e prezzi ancillary sono tutti calati molto più del prezzo medio dell’energia dal 2023 al 2024 (ognuno come quota del livello 2023). I rendimenti seguono lo spread e la sua volatilità, non il livello di prezzo. Fonte: Modo Energy.

Quota dei ricavi annuali ERCOT BESS guadagnati nei giorni con i ricavi più alti. Un piccolo numero di giorni volatili guida l’anno. Fonte: Modo Energy.

In ERCOT, i 20 giorni con i ricavi più alti del 2024, circa il 5% dell’anno, hanno generato quasi la metà di tutti i ricavi delle batterie (Modo Energy, 2026). Il ricavo si basa sulla cattura della volatilità, non sul livello medio dei prezzi.

"Non puoi valutare le batterie sui prezzi medi. I rendimenti vivono nelle code. Un anno piatto con tre giorni violenti può superare un anno di prezzi stabili e noiosi." — Brandt Vermillion, ERCOT Market Lead, Modo Energy

La conseguenza pratica è che due mercati con prezzi medi simili possono offrire economie delle batterie molto diverse. Conta se la forma giornaliera è abbastanza volatile, e abbastanza spesso, da ricaricare i guadagni della batteria nei giorni che contano davvero.

Le batterie sono sempre più esposte ai prezzi dell’energia

Il cambiamento va in una sola direzione. Le fonti di ricavo un tempo scollegate dagli spread, principalmente i servizi ancillary, sono mercati piccoli che saturano con la crescita della flotta, spingendo le batterie verso l’arbitraggio all’ingrosso guidato dagli spread.

Quando in un mercato ci sono poche batterie, i servizi ancillary pagano bene. Sono prodotti di disponibilità, come frequency response e contingency reserve, in cui la rete paga la batteria per essere pronta e non per muovere energia. Sono scollegati dallo spread intragiornaliero. Ma il volume richiesto dalla rete è fisso e piccolo. Quando più batterie competono per gli stessi megawatt di riserva, i prezzi crollano.

ERCOT mostra il modello in modo accelerato. Nel 2023, i servizi ancillary rappresentavano circa l’84% dei ricavi delle batterie ERCOT, mentre energia all’ingrosso e scarsità solo il 16% (Modo Energy, 2026). Nel 2025 la situazione si è invertita: gli ancillary sono scesi al 35% e il wholesale è salito al 65%, mentre il ricavo medio è sceso da circa $191.000/MW-anno a $28.000/MW-anno, con la flotta cresciuta da 2,0 GW a gennaio 2023 a 14,4 GW a marzo 2026 (Modo Energy, 2026). Più batterie che inseguono un requisito ancillary fisso saturano il mercato.

Quota di ricavi BESS da arbitraggio all’ingrosso per mercato: 2023 e 2025 (reale), 2030 (previsione). ERCOT, Gran Bretagna e Australia hanno già ruotato; la Germania, ancora circa il 12% wholesale nel 2025 e dominata dai pagamenti di disponibilità, è prevista ruotare in modo più netto entro il 2030. Le quote 2030 per ERCOT, GB e NEM sono stime Modo. Fonte: Modo Energy.

Capacità operativa BESS ERCOT (~7× crescita) rispetto ai ricavi per MW, mostrando saturazione e cannibalizzazione degli ancillary. Fonte: Modo Energy.

La stessa rotazione avviene in altri mercati, a velocità diverse. In Gran Bretagna, wholesale e balancing sono saliti dal 36% al 63% dei ricavi tra 2023 e 2025 mentre il frequency-response è crollato (Modo Energy, 2026). La Germania ha ruotato meno finora ma ruoterà di più: nel 2025 solo il 12% dei ricavi delle batterie veniva dal wholesale, dominavano i pagamenti di disponibilità, ma secondo Modo Energy il wholesale arriverà al 95% dei ricavi entro il 2030 (Modo Energy, 2026). ERCOT ha fatto lo stesso cambio in appena due anni. CAISO è l’eccezione, perché i contratti Resource Adequacy rallentano la necessità di affidarsi agli spread. Il meccanismo è identico ovunque: un requisito ancillary fisso e modesto non può assorbire una flotta in crescita, quindi i ricavi ruotano verso il wholesale, a meno che i contratti non intervengano.

I servizi ancillary ERCOT sono scesi dall’84% circa dei ricavi delle batterie nel 2023 al 35% nel 2025, con l’arbitraggio wholesale a prendere il resto (Modo Energy, 2026). Quando il reddito da disponibilità si satura, gli spread dei prezzi dell’energia diventano il prodotto.

La conclusione per l’investitore è scomoda ma chiara. La maturazione di un mercato delle batterie non lo protegge dal rischio prezzo-energia, anzi. Più la flotta cresce, più i ricavi dipendono dalla volatilità dei prezzi wholesale. La domanda successiva è cosa guida questa volatilità e quanto durerà fino al 2030.

Cosa guiderà prezzi e volatilità dell’energia fino al 2030 e oltre?

Sei fattori guidano la volatilità dei prezzi dell’energia fino al 2030: crescita della domanda, ritmo dei pensionamenti termici, costo dei combustibili, politiche e design di mercato, vincoli di rete e aumento delle ore di prezzo negativo a mezzogiorno. Insieme, questi fattori allargano prima gli spread merchant negli USA, poi li comprimono nella seconda parte del decennio.

I driver si combinano in un unico arco: gli spread prima si allargano, poi si comprimono. La domanda cresce mentre l’offerta fatica a rispondere, il combustibile sostiene le ore più costose, e il solare abbondante a mezzogiorno abbassa le ore più economiche. È proprio questo gap che le batterie sono costruite per catturare.

Uno — Torna la crescita della domanda. Negli Stati Uniti si registra la prima crescita sostenuta della domanda di elettricità da circa 20 anni, con l’EIA che prevede un consumo in aumento dell’1,3% nel 2026 e del 3% nel 2027 (EIA STEO, 2026). I data center sono il principale motore. La previsione di carico PJM Interconnection 2025 ha aggiunto 32 GW di picco di domanda al 2030, circa il 94% da data center, anche se l’aggiornamento di gennaio 2026 ha ridotto il carico a breve termine ma mantenuto la traiettoria di lungo periodo (PJM, 2026). Il queue dei grandi carichi ERCOT contiene circa 238 GW di richieste di connessione, che corrispondono a un picco realistico di circa 150 GW entro il 2030 rispetto agli 85 GW attuali (ERCOT, 2025). In California, la Energy Commission prevede che il carico da data center salga da circa 1 GW oggi a +1,8 GW entro il 2030 (CEC, 2026). RBC stima che circa il 75% della crescita della domanda USA al 2030 sia guidata dai data center, una visione da attribuire e non considerare scontata (RBC Capital Markets, 2026).

Ogni nuovo gigawatt di carico da data center, per lo più costante, stringe il picco serale che la flotta esistente deve coprire, alzando i prezzi nelle ore di punta e allargando lo spread che la batteria può catturare.

Due — L’offerta esce più lentamente del previsto. I pensionamenti termici sono rallentati, sostenendo le ore più costose. I pensionamenti di carbone USA nel 2025 sono scesi a 2,6 GW, il minimo in 15 anni, con ordini di emergenza e domanda che hanno mantenuto le centrali attive (EIA, 2026). Le aggiunte sono da record ma sbilanciate: circa 86 GW di capacità USA nel 2026, metà solare e un quarto batterie (EIA, 2026). In California, la licenza statale di Diablo Canyon termina attualmente a ottobre 2029 e 2030, con un rischio di fornitura del 9% circa se non prorogata, mentre l’eolico offshore slitta realisticamente oltre il 2030 (CPUC, 2026).

Tre — Il combustibile sostiene il picco dal 2027. Nei mercati in cui il gas è marginale, una centrale a gas di solito fissa il prezzo nelle ore serali più costose. Quindi il prezzo del gas muove il picco giornaliero, che è metà dello spread che la batteria cattura. Quando il gas è economico, il picco cala e gli spread si comprimono; quando è caro, il picco sale e lo spread si allarga. I prezzi del gas naturale si sono normalizzati tra 2023 e 2025, con l’Henry Hub a $2,21/MMBtu nel 2024, il prezzo reale annuo più basso mai registrato, che ha tenuto basso il picco e compresso gli spread nei mercati dove il gas fa da riferimento (EIA, 2026).

Questo cambia dal 2027, quando le esportazioni di LNG tirano sulla domanda interna. La capacità di esportazione LNG nordamericana più che raddoppia, da 11,4 Bcf/d nel 2023 a 24,4 Bcf/d entro il 2028 (EIA, 2026). Il gas più caro alza il picco serale, allarga lo spread giornaliero e si riflette direttamente sui ricavi di arbitraggio delle batterie. Il collegamento è più forte nei mercati ERCOT, Gran Bretagna e Germania. È più debole in CAISO, dove il solare abbondante a mezzogiorno fissa sempre più il prezzo minimo, e misto nel NEM, dove gas, idroelettrico e carbone si alternano al margine.

Quattro — Le politiche cambiano dove e come guadagnano le batterie. L’asimmetria è fondamentale. La legge fiscale federale 2025 interrompe i crediti per eolico e solare, che devono iniziare la costruzione entro luglio 2026 (IRS Notice 2025-42, 2025), ma mantiene il credito d’imposta per lo storage stand-alone al valore pieno fino a inizio lavori nel 2033, poi al 75% nel 2034 e al 50% nel 2035 (OBBBA §48E, 2025). Una crescita più lenta delle rinnovabili rispetto alla domanda significa più volatilità di scarsità per le batterie, che mantengono il credito. Anche il design di mercato cambia: il Real-Time Co-optimisation più Batteries di ERCOT è attivo da dicembre 2025, co-ottimizzando energia e ancillary ogni cinque minuti (ERCOT, 2025); l’Extended Day-Ahead Market di CAISO è partito a maggio 2026 (CAISO, 2026); la Germania avrà aste capacity market nel 2026 per consegna dal 2031; la Gran Bretagna ha fissato l’asta a quattro anni a £60/kW-anno per il 2028/29. Questi cambiamenti di design influenzano quanto una batteria può convertire uno spread in ricavi e se esiste un floor contrattualizzato.

Cinque — La rete non riesce a tenere il passo. Un queue di connessione USA di circa 2.290 GW, con attese di 4,5 anni, rallenta la risposta dell’offerta (LBNL, 2025). Il potenziamento 765 kV di ERCOT allevia la congestione del West Texas solo intorno al 2030 nella prima fase. Nel frattempo, i vincoli mantengono i prezzi regionali volatili.

Sei — Le ore a prezzo negativo e basso a mezzogiorno ampliano strutturalmente lo spread. L’abbondanza di solare a mezzogiorno abbassa i prezzi minimi mentre la scarsità serale sostiene quelli massimi, ampliando lo spread che la batteria può catturare. CAISO ha ridotto 3,4 TWh di produzione (soprattutto solare) nel 2024, +29% anno su anno (EIA, 2026). Il solare a mezzogiorno in ERCOT ha raggiunto 24 GW nel 2025 rispetto a 12 GW nel 2023 (EIA, 2025), abbassando i prezzi di mezzogiorno e portando il prezzo medio day-ahead a circa $27/MWh nel 2024 (Modo Energy, 2026). La Germania ha registrato 573 ore a prezzo negativo nel 2025, rispetto a 457 nel 2024 e 301 nel 2023 (Bundesnetzagentur, 2026). In Gran Bretagna circa 176 ore negative nel 2024, verso circa 1.000 entro il 2027 (Modo Energy, 2026).

L’analisi di Ko sulle traiettorie forward degli spread mostra dove questi driver portano gli spread merchant mercato per mercato. L’effetto netto fino al 2030 sono spread USA più ampi, flotte europee in rotazione dagli ancillary saturi verso il wholesale, e spread australiani in aumento mentre le rinnovabili superano lo storage.

Previsione spread TB2 ERCOT fino al 2049, picco vicino a $136k/MW-anno intorno al 2033. Fonte: Modo Energy.

Previsione spread TB4 CAISO fino al 2050, in salita a $240–$270/MWh entro il 2030 prima di calare. Fonte: Modo Energy.

Prezzo del gas Henry Hub e capacità di esportazione LNG nordamericana, con l’inflessione del 2027 dove il gas in aumento alza il picco serale e allarga gli spread batterie nei mercati gas-based (ERCOT, Gran Bretagna, Germania). Fonte: EIA.

Oltre il 2030, lo stesso sviluppo che allarga gli spread inizia a comprimerli. Quando solare e batterie saturano la forma giornaliera, il gap mezzogiorno-sera si riduce e il valore dell’arbitraggio 1–2 ore cala. La ricerca indica un valore marginale in calo oltre le 4 ore di durata e un graduale spostamento verso storage di durata più lunga e stagionale (NREL, 2023), con il Dipartimento dell’Energia USA che punta a un taglio dei costi del 90% per storage da oltre 10 ore entro il 2030 (DOE, 2025). Questa compressione di lungo periodo è un rischio sul valore terminale e rafforza la domanda a cui la prossima sezione risponde: quanto e per quanto tempo le batterie restano esposte.

Il ricavo contrattualizzato decide quanto resta esposta una batteria

La risposta dipende da una variabile: quanto ricavo contrattualizzato, principalmente Resource Adequacy e pagamenti capacity market, va a sostituire il reddito ancillary in saturazione. Questo backfill varia molto per mercato, ed è il risultato più rilevante per gli investitori.

La rotazione verso gli spread wholesale è quasi universale. Ciò che cambia è se il mercato ha uno strato strutturale di ricavo scollegato dai prezzi dell’energia. Emergono tre modelli: un de-link contrattualizzato in CAISO, pura e crescente esposizione merchant in ERCOT, NEM e Spagna, e una via di mezzo in Gran Bretagna e Germania dove i floor dei capacity market sono ancora in formazione.

CAISO, il gestore indipendente della California, è il caso più chiaro di de-link. I contratti Resource Adequacy, acquistati dagli enti distributori per rispettare l’obbligo di affidabilità, già forniscono la maggior parte dei ricavi delle batterie CAISO, e secondo Modo Energy continueranno oltre il 2035 (Modo Energy, 2026). Un revenue stack completo con contratto Resource Adequacy ha reso più volte i guadagni merchant wholesale-only. Quindi anche se gli spread wholesale CAISO si allargano fino al 2030, la flotta è sempre meno legata ai prezzi merchant, perché lo strato contrattualizzato cresce con essa. Per l’outlook completo, vedi la previsione trentennale di Modo Energy su CAISO.

ERCOT è l’opposto. Senza capacity market e senza meccanismo Resource Adequacy, le batterie texane guadagnano solo da arbitraggio energia e da uno stack ancillary in calo. Man mano che gli ancillary saturano, le batterie ERCOT diventano puramente e sempre più esposte agli spread dei prezzi. Ecco perché ERCOT è il mercato dove la tesi della volatilità pesa di più e dove il timing commerciale conta maggiormente.

Gran Bretagna e Germania stanno nel mezzo. Entrambe le flotte ruotano verso il wholesale, ma i floor dei capacity market stanno emergendo. Il Capacity Market britannico ha fissato l’asta a quattro anni a £60/kW-anno per il 2028/29 e quella a un anno a £20/kW-anno per il 2025/26, con batterie di durata maggiore declassate meno delle quattro ore (pv-magazine, 2025). In Germania, i ricavi su due ore scendono da circa €235k/MW-anno a €115k/MW-anno mentre il mercato matura, con un IRR su quattro ore vicino al 13,7% e un nuovo capacity market dal 2031 a fare da floor (Modo Energy, 2026).

Il National Electricity Market (NEM) australiano non ha un meccanismo centralizzato di capacità, quindi le batterie restano esposte al merchant, con arbitraggio e servizi di controllo frequenza (FCAS) come principali fonti di ricavo. I ricavi sono stati volatili ma in crescita: gli indici mensili vanno da circa A$60k a A$400k/MW-anno dal 2023 al 2025, con i mesi migliori molte volte quelli più tranquilli (Modo Energy, 2026). In Spagna la flotta è ancora ridotta, con spread giornalieri circa €25–€28/MWh e senza floor di capacità.

Mix tra ricavi merchant e contrattualizzati per mercato: Resource Adequacy, capacity market e servizi ancillary rispetto all’arbitraggio all’ingrosso. Fonte: Modo Energy.

Ricavi BESS Gran Bretagna, Germania e Australia, 2023–2025, ciascuno nella valuta locale per MW-anno. Gran Bretagna e Germania calano poi recuperano, mentre il NEM cresce, in contrasto con il calo USA. Fonte: Modo Energy.

Poiché lo spread merchant USA raggiunge il picco e poi cala, il momento di entrata in esercizio commerciale di una batteria determina sempre più i rendimenti complessivi. La previsione ERCOT di Modo Energy vede il ricavo annuo da spread TB2 al picco vicino a $136k/MW-anno intorno al 2033, poi in calo verso $57k a fine decennio (Modo Energy, 2026). Una batteria online durante gli anni di picco può catturare oltre il doppio dello spread complessivo rispetto a una entrata in servizio dieci anni dopo. La riduzione dei costi di capitale, con i costi di costruzione GB in calo del 30% circa entro il 2030, compensa solo in parte questo gap (Modo Energy, 2026).

Una batteria ERCOT online per il picco spread dei primi anni ’30 può catturare più del doppio dello spread complessivo rispetto a una commissionata dieci anni dopo (Modo Energy, 2026). La riduzione dei costi di capitale compensa solo in parte il gap di vintage.

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Cattura dello spread complessivo per data di entrata in esercizio, mostrando il vantaggio di oltre due volte delle batterie dei primi anni ’30. Fonte: Modo Energy.

Congestione e bilanciamento aggiungono uno strato di ricavo locale

Congestione e bilanciamento si affiancano allo spread wholesale trattato finora, aggiungendo una fonte di ricavo distinta e locale. Una batteria posizionata dietro un vincolo di rete può guadagnare da differenze di prezzo locali e da azioni di bilanciamento dell’operatore di sistema, anche quando lo spread wholesale di riferimento è modesto.

In Gran Bretagna, le batterie stanno prendendo una quota crescente del balancing mechanism, lo strumento con cui l’operatore di sistema bilancia domanda e offerta in tempo reale dopo la chiusura del mercato wholesale. Con più batterie qualificate e software di dispacciamento migliorato, il balancing è diventato una fonte di ricavo significativa e locale, distinta dall’arbitraggio day-ahead. Il valore dipende da dove l’asset si trova rispetto ai colli di bottiglia di rete, non solo dalla forma dei prezzi nazionali.

Ricavi balancing mechanism Gran Bretagna, in crescita da circa £5k a £19k/MW-anno (2023–2025) con più batterie qualificate e miglior dispacciamento. Fonte: Modo Energy.

La congestione funziona allo stesso modo negli Stati Uniti. La zona Ovest di ERCOT ha storicamente avuto un premio locale legato ai limiti di trasmissione, che la costruzione delle linee 765 kV mira ad alleviare solo intorno al 2030 nella prima fase (PUCT, 2025). Quando una nuova trasmissione elimina il collo di bottiglia, il premio locale si riduce, quindi il ricavo da congestione dipende tanto dal timing delle opere di rete quanto dalla volatilità dei prezzi.

Il punto per l’investitore è che i ricavi locali da congestione e bilanciamento possono diversificare i guadagni di una batteria merchant, ma sono difficili da prevedere e tendono a calare con il rafforzamento della rete. Meglio considerarli come upside prudenziale e non come floor strutturale.

Cosa devono monitorare investitori e finanziatori?

Cinque leve determinano i rendimenti delle batterie più del prezzo medio: lo stadio di saturazione degli ancillary, il timing di entrata in esercizio, il mix merchant-contrattualizzato, l’esposizione locale e se la crescita della domanda prevista si realizza davvero. Monitorare questi, non il livello dei prezzi.

Questa non è una consulenza finanziaria. È una checklist dei fattori decisionali implicati dalla tesi della volatilità.

Uno — Stadio di saturazione degli ancillary. Capire a che punto si trova il mercato nella rotazione da ancillary a wholesale. I mercati iniziali pagano bene la disponibilità, ma questa crolla con la crescita della flotta; i mercati maturi vivono già sugli spread (Modo Energy, 2026). Lo stadio determina quanto velocemente il mix ricavi si sposta verso i prezzi energia.

Due — Timing di entrata in esercizio. Nei mercati merchant USA, lo spread raggiunge il picco e poi cala, quindi conta il vintage. Una batteria online durante il picco dei primi anni ’30 può guadagnare più del doppio dello spread complessivo rispetto a una successiva (Modo Energy, 2026). Modellare i rendimenti sulla traiettoria dello spread, non su uno spread piatto.

Tre — Mix merchant-contrattualizzato. Verificare quanto ricavo è fuori dai prezzi energia. Resource Adequacy in CAISO e capacity market in Gran Bretagna e Germania sostituiscono i ricavi ancillary saturi; ERCOT e NEM solo energia non lo fanno (Modo Energy, 2026). Il mix determina l’esposizione alla volatilità degli spread.

Quattro — Esposizione locale e congestione. Scegliere il sito in base ai vincoli di rete e verificare i piani di potenziamento. Congestione e balancing possono diversificare i ricavi ma calano con il rafforzamento della rete, come il potenziamento 765 kV ERCOT intorno al 2030 (PUCT, 2025).

Cinque — Crescita effettiva della domanda e rischio valore terminale. La tesi degli spread più ampi si basa sulla crescita della domanda, in gran parte data center (RBC Capital Markets, 2026). Monitorare se la domanda prevista si materializza e considerare la compressione degli spread post-2030 come rischio valore terminale, dato che solare e batterie appiattiscono la curva (NREL, 2023).

Domande frequenti

I ricavi dello storage a batteria sono legati ai prezzi dell’energia?

Sì, ma alla differenza tra ore economiche e costose, non al livello medio. Le batterie guadagnano acquistando a basso prezzo e vendendo alto nell’arco della giornata, quindi conta quanto sono ampie e frequenti le oscillazioni. Un mercato con prezzi medi bassi può comunque offrire buoni rendimenti alle batterie se la forma giornaliera è volatile, con abbondante solare a mezzogiorno e serate scarse e costose (Modo Energy, 2026).

I rendimenti delle batterie calano quando calano i prezzi dell’energia?

Non necessariamente. Prezzi medi e rendimenti batterie possono muoversi in direzioni opposte. A guidare i rendimenti è lo spread intragiornaliero, quindi un anno di prezzi medi bassi ma forti oscillazioni può rendere più di un anno di prezzi alti ma piatti. I 10 giorni migliori di ERCOT hanno generato il 38% dei ricavi annuali delle batterie nel 2024, mostrando quanto siano concentrati i rendimenti nei picchi di volatilità (Modo Energy, 2026).

Quali mercati avranno gli spread batterie più ampi fino al 2030?

I mercati merchant USA si allargano prima. Lo spread TB2 di ERCOT raggiunge il picco vicino a $136k/MW-anno intorno al 2033, e il TB4 di CAISO sale a $240–$270/MWh entro il 2030 prima di calare (Modo Energy, 2026). Le flotte europee ruotano dagli ancillary saturi verso il wholesale, e gli spread australiani si allargano mentre le rinnovabili superano lo storage. In Spagna restano bassi, con spread giornalieri circa €25–€28 per MWh.

Quando raggiungono il picco gli spread batterie USA?

Gli spread merchant USA si allargano fino a circa il 2030–2033, poi si comprimono. La crescita della domanda, il rallentamento dei pensionamenti termici e l’aumento del solare a mezzogiorno allargano prima il gap giornaliero; lo sviluppo di solare e batterie nella seconda parte del decennio appiattisce la curva e riduce il valore dell’arbitraggio 1–2 ore (Modo Energy, 2026). Poiché il picco è limitato nel tempo, il timing commerciale può raddoppiare i rendimenti complessivi.

Cosa fa guadagnare le batterie oltre all’arbitraggio energia?

Servizi ancillary, pagamenti capacity, contratti Resource Adequacy e ricavi da congestione o bilanciamento. I servizi ancillary pagano per la disponibilità ma saturano con la crescita della flotta. I capacity market in Gran Bretagna e Germania e Resource Adequacy in CAISO forniscono floor contrattualizzati fuori dai prezzi energia, mentre mercati solo energia come ERCOT e NEM si basano solo sugli spread (Modo Energy, 2026).

Le batterie sono più o meno esposte ai prezzi energia nel tempo?

Più esposte, nella maggior parte dei mercati. Le fonti di ricavo scollegate dagli spread, soprattutto i servizi ancillary, sono piccoli mercati che saturano con la crescita della flotta, spingendo le batterie verso l’arbitraggio all’ingrosso guidato dagli spread. L’eccezione sono i mercati con ricavi contrattualizzati in crescita: Resource Adequacy in CAISO mantiene la flotta sempre meno esposta, mentre ERCOT solo energia è sempre più esposto (Modo Energy, 2026).

Che strumento posso usare per dati live e forecast sui ricavi dello storage a batteria?

Ko è l’assistente AI di Modo Energy. Si basa su dati di mercato proprietari e previsioni di lungo periodo per rispondere a domande su ricavi da storage e solare, politiche energetiche e design di mercato. Ko copre USA, Gran Bretagna, Germania, Spagna, Italia, Francia e Australia, e le sue previsioni arrivano fino al 2050 o 2060, rendendolo utile per chiunque voglia capire dove stanno andando i mercati energetici.

L’autore

Neil Weaver è Power Market Analyst presso Modo Energy. Dal 2021 si occupa di storage 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 (guarda su YouTube). Trova Neil su LinkedIn.

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