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, inclusi gli unici benchmark FCA-regolamentati per i ricavi BESS secondo la 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 degli impianti di accumulo a batteria seguono la volatilità e l’ampiezza intragiornaliera dei prezzi dell’energia, ovvero la differenza tra le ore economiche e quelle costose, non il livello medio dei prezzi. Un mercato con prezzi medi bassi può comunque remunerare bene le batterie se la curva giornaliera è volatile. In ERCOT, il gestore della rete elettrica del Texas, i 10 giorni con più ricavi 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 restringersi, e il timing di entrata in esercizio diventa sempre più decisivo per 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 quanto ampiamente 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 di quel mercato: i rendimenti seguono lo spread e la sua volatilità, l’esposizione a quello spread sta crescendo, e in alcuni mercati uno strato contrattualizzato la modera, in altri no. Due righe usano gli spread Top-Bottom (TB), il benchmark Modo Energy per il gap di arbitraggio giornaliero: TB2 sono le migliori due ore di acquisto contro le migliori due ore di vendita di ogni giorno, TB4 sono le migliori quattro ore. Espressi in $/MW-anno, uno spread TB rappresenta il ricavo che quel gap giornaliero genera in un anno, 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 ogni dato è citato come pubblicato da Modo Energy: quello di ERCOT come spread annualizzato in $/MW-anno, quello di CAISO come spread in $/MWh. I ricavi dell’indice sono mostrati in valuta locale per MW-anno, come medie annuali o mensili, mai sommati; le suddivisioni delle quote di ricavo derivano dalle analisi di Modo Energy. I dati CAISO si riferiscono ai ricavi merchant da energia e ancillari, separati dai contratti Resource Adequacy. Fonte: Modo Energy BESS Index, public indices.

Principali takeaway

• I rendimenti delle batterie seguono la volatilità e lo spread intragiornaliero 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 migliori hanno superato $1,7 milioni/MW-anno su base annualizzata rispetto a giorni stabili sotto $20k (Modo Energy, 2026). Le previsioni devono basarsi sugli spread, non sui livelli di prezzo.
• Le batterie sono sempre più esposte ai prezzi dell’energia nel tempo. I mercati ancillari pagati per la disponibilità sono piccoli e saturano con la crescita delle flotte, spostando i ricavi verso l’arbitraggio wholesale. In ERCOT, le ancillari erano la maggioranza dei ricavi nel 2023 e una frazione nel 2025; in Germania, la quota scende dal 55% a circa il 5% entro il 2030 (Modo Energy, 2026).
• L’esposizione non è uniforme. I ricavi da contratti la moderano. I contratti Resource Adequacy di CAISO forniscono la maggior parte dei ricavi delle batterie e si prevede continueranno oltre il 2035, quindi le batterie CAISO diventano meno legate agli spread merchant, mentre ERCOT rimane completamente esposta (Modo Energy, 2026).
• Gli spread merchant negli USA si allargano prima, poi si comprimono. Il TB2 di ERCOT raggiunge un picco vicino a $136k/MW-anno intorno al 2033 e il TB4 di CAISO sale a $240-$270/MWh entro il 2030 prima che entrambi calino (Modo Energy, 2026). Poiché il picco è limitato nel tempo, il timing di entrata in esercizio può raddoppiare i rendimenti complessivi.
• L’asimmetria delle politiche favorisce le batterie nel breve termine. La legge fiscale federale 2025 mantiene il credito d’imposta per lo storage standalone fino al 2033 (OBBBA §48E, 2025) mentre i crediti per eolico e solare si esauriscono dopo il 2027 (IRS Notice 2025-42, 2025). Una crescita più lenta delle rinnovabili rispetto alla domanda implica più volatilità per le batterie, che mantengono il credito e possono catturarla.

Mercati coperti

I mercati sono illustrati tramite l’esempio più chiaro per sezione, non come sei panoramiche separate. Il focus USA è su ERCOT e CAISO, con NYISO solo menzionato. Fonte: Modo Energy.

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

Ricavi medi annuali dell’indice BESS per mercato, 2023-2025, ciascuno nella propria valuta per MW-anno e mai convertiti o sommati. ERCOT scende da circa $191k a $28k e CAISO da circa $80k a $38k, mentre Gran Bretagna (£74k-£80k) e Germania (€241k-€223k) tengono o recuperano. In Australia la media annuale sale a A$128k nel 2025, ma quel dato è gonfiato da un picco di volatilità a metà 2025; i ricavi NEM sono poi scesi ai minimi di due anni. Fonte: Modo Energy.

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

I rendimenti delle batterie seguono lo spread 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 curva giornaliera è volatile, con solare economico a mezzogiorno e serate rare e costose.

Prezzi medi dell’energia e rendimenti delle batterie possono muoversi in direzioni opposte. Una batteria guadagna sulla differenza tra il prezzo di carica e quello di scarica. Più ampio e frequente è questo gap, più guadagna. Sono questi benchmark di spread, non il livello di prezzo, a tracciare i ricavi delle batterie.

La prova è 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 migliori, circa il 5% dell’anno, quasi la metà (Modo Energy, 2026). I due giorni singoli migliori, dovuti a un’ondata di freddo a gennaio e a scarsità a maggio, hanno superato $1,7 milioni/MW-anno su base annualizzata, mentre una giornata invernale tranquilla ha reso meno di $20.000.

L’analisi di Ko sui dati di settlement ERCOT mostra quanto sia sbilanciata la distribuzione: i ricavi si concentrano negli eventi di scarsità e la maggior parte dell’anno contribuisce poco. La stessa logica di cattura della volatilità vale in tutti i mercati, ma la forma della volatilità cambia. In ERCOT i guadagni si concentrano in pochi eventi estremi; in Gran Bretagna si guadagna su oscillazioni giornaliere più frequenti ma più piccole. In Spagna le oscillazioni aumentano man mano che il solare schiaccia i prezzi a mezzogiorno, anche se la flotta è ancora piccola. In Australia il NEM si è mosso in senso opposto: la rapida crescita delle batterie ha saturato i servizi FCAS e ristretto gli spread, abbassando i ricavi ai minimi di due anni. In ogni caso, i rendimenti dipendono da quanto sono forti le oscillazioni dei prezzi, non da quanto è alto il prezzo medio.

I ricavi delle batterie ERCOT, lo spread intragiornaliero (TB1, la migliore ora di acquisto contro la migliore di vendita) e i prezzi delle ancillari sono scesi molto più del prezzo medio dell’energia dal 2023 al 2024 (ogni dato 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 ottenuta nei giorni con più ricavi. Pochi giorni volatili determinano l’anno. Fonte: Modo Energy.

In ERCOT, i 20 giorni migliori del 2024, circa il 5% dell’anno, hanno generato quasi metà di tutti i ricavi delle batterie (Modo Energy, 2026). I ricavi dipendono dalla cattura della volatilità, non dal livello dei prezzi.

“Non si possono valutare le batterie sui prezzi medi. I rendimenti sono nelle code. Un anno piatto con tre giorni violenti può battere un anno di prezzi costanti e noiosi.” — Brandt Vermillion, ERCOT Market Lead, Modo Energy

La conseguenza pratica è che due mercati con prezzi medi simili possono offrire economie molto diverse per le batterie. Conta se la curva giornaliera è abbastanza volatile e frequente da ricaricare i guadagni della batteria nei giorni che contano.

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, soprattutto i servizi ancillari, sono mercati piccoli che saturano con la crescita delle flotte, spingendo le batterie verso l’arbitraggio wholesale guidato dagli spread.

Quando ci sono poche batterie, i servizi ancillari pagano molto. Sono prodotti di disponibilità, come la risposta in frequenza e le riserve di contingenza, dove la rete paga la batteria per essere pronta più che per muovere energia. Sono scollegati dallo spread intragiornaliero. Ma il volume richiesto dalla rete è fisso e piccolo. Più batterie competono per gli stessi MW di riserva, più i prezzi scendono.

ERCOT mostra il modello in modo lampante. Nel 2023 le ancillari erano circa l’84% dei ricavi delle batterie ERCOT, con energia wholesale e scarsità solo il 16% (Modo Energy, 2026). Nel 2025 la situazione si è invertita: le ancillari sono scese al 35% mentre il wholesale è salito al 65%, e i ricavi medi sono scesi da circa $191.000/MW-anno a $28.000/MW-anno mentre la flotta è cresciuta di circa sette volte, da 2,0 GW a gennaio 2023 a 14,4 GW a marzo 2026 (Modo Energy, 2026). Più batterie su un requisito ancillari fisso saturano il mercato.

Quota dei ricavi BESS da arbitraggio wholesale per mercato: 2023 e 2025 (effettivi), 2030 (previsione). ERCOT, Gran Bretagna e NEM Australia hanno già ruotato; la Germania, circa il 43% wholesale nel 2025 e dominata dai pagamenti di disponibilità, è prevista ruotare più intensamente entro il 2030. Le quote 2030 per ERCOT, GB e NEM sono stime Modo Energy. Fonte: Modo Energy.

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

La stessa rotazione è in atto in tutti i mercati, a velocità diverse. In Gran Bretagna il wholesale e balancing sono saliti dal 36% al 63% dei ricavi tra 2023 e 2025 mentre il reddito da risposta in frequenza è crollato (Modo Energy, 2026). La Germania ha ruotato meno finora ma si prevede ruoterà di più: nel 2025 le batterie tedesche hanno guadagnato circa il 43% dei ricavi dal wholesale, dominando invece i pagamenti di disponibilità, ma secondo Modo Energy il wholesale salirà vicino al 95% entro il 2030 mentre le ancillari saturano (Modo Energy, 2026). ERCOT ha fatto lo stesso salto in appena due anni. CAISO è l’eccezione, perché i contratti Resource Adequacy rallentano la dipendenza dagli spread. Il meccanismo è identico ovunque: un requisito ancillari fisso e modesto non può assorbire una flotta in crescita, quindi i ricavi ruotano verso l’arbitraggio wholesale, a meno che non intervengano i contratti.

Le ancillari ERCOT sono scese dall’84% dei ricavi batterie nel 2023 al 35% nel 2025, col resto preso dall’arbitraggio wholesale (Modo Energy, 2026). Quando il reddito da disponibilità si satura, lo spread dei prezzi dell’energia diventa il prodotto.

La lezione per gli investitori è scomoda ma chiara. La maturità di un mercato batterie non riduce il rischio legato ai prezzi dell’energia, anzi lo aumenta. 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 forze guideranno la volatilità dei prezzi dell’energia fino al 2030: crescita della domanda, ritmo delle dismissioni termiche, costi dei combustibili, politiche e design di mercato, vincoli di rete e crescita delle ore di prezzo negativo a mezzogiorno. Insieme allargano prima gli spread merchant negli USA, poi li comprimono a fine decennio.

I driver qui sotto si sommano in un unico arco: gli spread si allargano prima, poi si comprimono. La domanda sale mentre l’offerta fatica a rispondere, il combustibile sostiene la fascia cara della giornata e il solare abbondante schiaccia la fascia economica. È proprio questo che una batteria punta a catturare.

Uno — Torna la crescita della domanda. Gli USA stanno vivendo la prima crescita sostenuta della domanda elettrica da circa 20 anni, con l’EIA che prevede consumi in crescita dell’1,3% nel 2026 e del 3% nel 2027 (EIA STEO, 2026). I data center dominano. La previsione di carico 2025 di PJM Interconnection ha aggiunto 32 GW di picco al 2030, circa il 94% da data center, anche se l’aggiornamento gennaio 2026 ha ridotto il carico a breve termine ma mantenuto la traiettoria a lungo termine (PJM, 2026). La coda grandi carichi di ERCOT conta circa 238 GW di richieste di connessione, che corrispondono a un picco più realistico di 150 GW al 2030 contro circa 85 GW attuali (ERCOT, 2025). In California, la Energy Commission prevede che il carico dei data center salga da circa 1 GW oggi a oltre 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 citare ma non da considerare definitiva (RBC Capital Markets, 2026).

Ogni nuovo GW di carico data center, tendenzialmente costante, stringe il picco serale che la flotta esistente deve coprire, alzando i prezzi in cima alla curva giornaliera e ampliando lo spread che la batteria cattura.

Due — L’offerta esce più lentamente del previsto. Le dismissioni termiche rallentano, sostenendo la fascia cara della giornata. Le dismissioni di carbone USA nel 2025 sono scese a 2,6 GW, il minimo da 15 anni, tra ordini di emergenza e domanda che tengono le centrali attive (EIA, 2026). Le nuove capacità sono da record ma squilibrate: circa 86 GW negli USA nel 2026, metà solare e un quarto batterie (EIA, 2026). In California, la licenza statale di Diablo Canyon scade attualmente a ottobre 2029 e 2030, un rischio di fornitura di circa il 9% se non prorogata, e l’eolico offshore slitta realisticamente oltre il 2030 (CPUC, 2026).

Tre — Il combustibile sostiene il picco dal 2027. Nei mercati dove il gas è marginale, una centrale a gas tipicamente fissa il prezzo nelle ore serali costose. Quindi il prezzo del gas muove la cima della curva giornaliera, metà dello spread catturato dalla batteria. Quando il gas costa poco, il picco si abbassa e gli spread si comprimono; quando il gas è caro, il picco sale e gli spread si allargano. I prezzi del gas naturale si sono normalizzati tra 2023 e 2025, con Henry Hub a $2,21/MMBtu nel 2024, il minimo reale storico, che ha tenuto basso il picco e compresso gli spread nei mercati a gas (EIA, 2026).

Questo si invertirà dal 2027 quando l’export di GNL tirerà sulla fornitura domestica. La capacità export nordamericana di GNL più che raddoppia, da 11,4 a 24,4 Bcf/d tra 2023 e 2028 (EIA, 2026). Il gas più caro alza il picco serale, allarga lo spread giornaliero e si riflette direttamente sui ricavi da arbitraggio delle batterie. Il legame è massimo nei mercati a gas come ERCOT, Gran Bretagna e Germania. È più debole in CAISO, dove il solare abbondante schiaccia il fondo della curva, e misto nel NEM, dove gas, idro e carbone si alternano.

Quattro — Le politiche cambiano dove e come guadagnano le batterie. L’asimmetria è cruciale. La legge fiscale federale 2025 taglia 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 standalone a pieno valore fino all’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 implica 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 partito a dicembre 2025, ottimizzando energia e ancillari ogni 5 minuti (ERCOT, 2025); l’Extended Day-Ahead Market di CAISO è stato lanciato a maggio 2026 (CAISO, 2026); il capacity market tedesco bandisce aste nel 2026 per consegna dal 2031; il Capacity Market britannico ha fissato l’asta a quattro anni a £60/kW-anno per il 2028/29. Questi cambiamenti di design decidono quanto una batteria può monetizzare uno spread e se c’è un floor contrattualizzato.

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

Sei — Le ore di prezzo negativo a mezzogiorno allargano strutturalmente lo spread. Il solare abbondante schiaccia il fondo della curva mentre la capacità serale rara tiene alto il picco, ampliando lo spread catturato dalle batterie. CAISO ha tagliato 3,4 TWh di produzione, quasi tutta solare, nel 2024 (+29% su base annua) (EIA, 2026). Il solare di mezzogiorno di ERCOT ha raggiunto 24 GW nel 2025 contro 12 GW nel 2023 (EIA, 2025), schiacciando i prezzi e portando il prezzo medio day-ahead a circa $27/MWh nel 2024 (Modo Energy, 2026). La Germania ha registrato 573 ore di prezzo negativo nel 2025, da 457 nel 2024 e 301 nel 2023 (Bundesnetzagentur, 2026). In Gran Bretagna circa 176 ore negative nel 2024, verso circa 1.000 nel 2027 (Modo Energy, 2026).

L’analisi di Ko sulle traiettorie degli spread forward segue dove portano questi driver mercato per mercato. L’effetto netto fino al 2030 sono spread USA più larghi, flotte europee che ruotano su wholesale e spread australiani in compressione nel breve termine mentre la crescita delle batterie supera la volatilità, prima che le dismissioni carbone li rialzino a fine decennio.

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 crescita a $240-$270/MWh entro il 2030 prima di calare. Fonte: Modo Energy.

Prezzo Henry Hub e capacità export GNL Nord America, con l’inflessione 2027 in cui il gas in salita allarga il picco serale e gli spread batterie nei mercati a gas (ERCOT, Gran Bretagna, Germania). Fonte: EIA.

Oltre il 2030, la stessa crescita che allarga gli spread inizia a comprimerli. Quando solare e batterie saturano la curva giornaliera, il gap mezzogiorno-sera si restringe e il valore dell’arbitraggio di 1-2 ore si erode. Le ricerche indicano valore incrementale decrescente oltre le 4 ore di durata e un graduale spostamento verso lo storage stagionale e di lunga durata (NREL, 2023), con il Dipartimento Energia USA che punta a un taglio del 90% dei costi per storage oltre 10 ore entro il 2030 (DOE, 2025). Questa compressione di lungo periodo è un rischio terminale e acuisce la domanda a cui risponde la prossima sezione: quanto restano esposte le batterie e per quanto.

La quota di ricavi contrattualizzati decide l’esposizione al rischio spread

La risposta dipende da una variabile: quanti ricavi contrattualizzati, soprattutto Resource Adequacy e capacity market, sostituiscono il reddito ancillari in saturazione. Questa quota varia molto tra mercati, ed è la scoperta più rilevante per gli investitori.

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

CAISO, il gestore della California, è il caso più chiaro di de-link. I contratti Resource Adequacy, acquistati dalle utility per obblighi di affidabilità, già forniscono la maggioranza dei ricavi delle batterie CAISO, e secondo Modo Energy continueranno oltre il 2035 (Modo Energy, 2026). Uno stack completo di ricavi con contratto Resource Adequacy ha reso più volte i guadagni del solo wholesale merchant. Quindi anche se gli spread wholesale CAISO si allargano fino al 2030, la flotta diventa meno dipendente dai prezzi merchant perché lo strato contrattualizzato cresce con essa. Per la visione completa sulla California, vedi la previsione trentennale di Modo Energy su CAISO.

ERCOT è l’opposto. Senza capacity market né Resource Adequacy, le batterie texane guadagnano solo da arbitraggio energia e da ancillari in calo. Quando le ancillari saturano, le batterie ERCOT sono sempre più esposte agli spread dei prezzi. È il mercato dove la tesi della volatilità pesa di più e dove il timing di entrata in esercizio conta maggiormente.

Gran Bretagna e Germania stanno nel mezzo. Entrambe le flotte ruotano verso il wholesale, ma stanno emergendo i floor dei capacity market. 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 le batterie di durata maggiore declassate meno delle 4 ore (pv-magazine, 2025). In Germania si prevede che i ricavi delle batterie a due ore scendano da circa €240k/MW-anno a €125k/MW-anno con la maturazione del mercato, IRR a 4 ore vicino al 13,7%, e capacity market dal 2031 a fornire un floor (Modo Energy, 2026).

Il National Electricity Market (NEM) australiano non ha capacity mechanism centralizzato, quindi le batterie restano esposte al merchant, con arbitraggio energia e FCAS come principali fonti. I ricavi sono volatili e sono scesi bruscamente dal 2025: i ricavi mensili dell’indice sono oscillati tra circa A$54k e A$400k/MW-anno tra 2023 e 2026, i mesi migliori valgono molte volte quelli peggiori. Dopo un picco di volatilità a metà 2025, i ricavi sono scesi ai minimi di due anni, con le batterie NEM a circa A$54k/MW-anno a febbraio 2026 mentre spread energia e prezzi FCAS calavano insieme, e una flotta in rapida crescita ora satura i servizi FCAS e appiattisce la volatilità su cui le batterie contano (Modo Energy, 2026). La Spagna è ancora più indietro, con una flotta piccola ma in rapida crescita, sotto i 200 MW a inizio 2026 e una frazione del mercato britannico multi-GW, anche se la capacità installata è aumentata molto nell’ultimo anno (pv-magazine, 2026). Gli spread giornalieri sono ampi e in crescita, tra €70 e €90/MWh nel 2025 mentre il solare schiaccia i prezzi a mezzogiorno (Modo Energy, 2025). Un capacity mechanism da €9 miliardi, approvato dalla Commissione Europea a maggio 2026, introduce un floor dal 2026 (pv-magazine, 2026).

Mix ricavi merchant vs contrattualizzati per mercato: Resource Adequacy, capacity market e servizi ancillari rispetto all’arbitraggio wholesale. Fonte: Modo Energy.

Ricavi BESS Gran Bretagna, Germania, Australia 2023-2025, ciascuno nella propria valuta per MW-anno. Gran Bretagna e Germania calano poi recuperano. Il NEM Australia sale nel 2025 come media annuale, ma poi scende ai minimi di due anni con la crescita delle batterie che restringe gli spread. Fonte: Modo Energy.

Poiché lo spread merchant USA raggiunge il picco e poi cala, il momento di entrata in esercizio di una batteria decide sempre più i suoi rendimenti complessivi. La previsione ERCOT Modo Energy vede i ricavi annuali dallo spread TB2 al picco vicino a $136k/MW-anno intorno al 2033, poi in calo verso $57k più avanti (Modo Energy, 2026). Una batteria online negli anni di picco può raddoppiare i ricavi complessivi rispetto a una online dieci anni dopo. Il calo dei costi di capitale, con costi di costruzione in Gran Bretagna in calo del 30% entro il 2030, compensa solo parzialmente questo gap (Modo Energy, 2026).

Una batteria ERCOT online per il picco degli spread nei primi anni ’30 può catturare oltre il doppio dei ricavi complessivi rispetto a una commissionata dieci anni dopo (Modo Energy, 2026). Il calo dei costi di capitale compensa solo in parte il gap di vintage.

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Cattura spread complessiva per data di entrata in esercizio, mostrando il vantaggio più che doppio dei vintage primi anni ’30. Fonte: Modo Energy.

Congestione e bilanciamento aggiungono un layer di ricavi locali

Congestione e bilanciamento si aggiungono allo spread wholesale trattato finora, offrendo una fonte di ricavo locale distinta. Una batteria installata dietro un vincolo di rete può guadagnare da differenze di prezzo locali e da azioni di bilanciamento del system operator, anche con spread wholesale modesti.

In Gran Bretagna, le batterie hanno una quota crescente del balancing mechanism, lo strumento con cui il system operator bilancia domanda e offerta in tempo reale dopo la chiusura del mercato wholesale. Più batterie si qualificano e più il software di dispacciamento migliora, più il balancing diventa una fonte di ricavo locale significativa, distinta dall’arbitraggio day-ahead. Il valore dipende da dove l’asset si trova rispetto ai colli di bottiglia di rete, non solo dalla curva nazionale.

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 USA. La West zone ERCOT ha storicamente avuto un premio locale legato ai limiti di trasmissione, che il potenziamento a 765 kV mira a ridurre intorno al 2030 nella prima fase (PUCT, 2025). Quando una nuova linea rimuove un vincolo, il premio locale si comprime, quindi i ricavi da congestione dipendono tanto dal timing dei lavori quanto dalla volatilità dei prezzi.

Per gli investitori, i ricavi locali e da balancing possono diversificare i guadagni di una batteria merchant, ma sono difficili da prevedere e tendono a ridursi man mano che la rete viene potenziata. Vanno considerati upside conservativo, non floor strutturale.

Cosa devono monitorare investitori e finanziatori?

Cinque leve decidono i rendimenti delle batterie più del prezzo medio: fase di saturazione ancillari, timing di entrata in esercizio, mix ricavi merchant/contrattualizzati, esposizione locale, e se la crescita della domanda prevista si realizza davvero. Monitorare questi fattori, non il livello dei prezzi.

Queste non sono indicazioni finanziarie, ma una checklist dei fattori decisionali implicati dalla tesi della volatilità.

Uno — Fase di saturazione ancillari. Capire a che punto è il proprio mercato nella rotazione ancillari-wholesale. I mercati iniziali pagano bene la disponibilità, ma questa crollerà con la crescita; i mercati maturi vivono già sugli spread (Modo Energy, 2026). La fase determina quanto velocemente il mix ricavi si sposta verso i prezzi dell’energia.

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

Tre — Mix merchant/contrattualizzato. Verificare quanti ricavi sono fuori dai prezzi dell’energia. Resource Adequacy in CAISO e capacity market in Gran Bretagna e Germania sostituiscono le ancillari in saturazione; ERCOT e NEM non lo fanno (Modo Energy, 2026). Il mix decide quanto l’asset è esposto alla volatilità degli spread.

Quattro — Esposizione locale e congestione. Scegliere il sito rispetto ai vincoli di rete e controllare la pipeline di sviluppo trasmissione. Ricavi da congestione e balancing possono diversificare i guadagni ma si erodono con il potenziamento della rete, come il 765 kV ERCOT intorno al 2030 (PUCT, 2025).

Cinque — Realizzazione crescita domanda e rischio terminale. La tesi sugli spread larghi si basa sull’arrivo della crescita di carico, in gran parte data center (RBC Capital Markets, 2026). Monitorare se la crescita si materializza, e trattare la compressione degli spread post-2030 come rischio terminale via saturazione solare e batterie (NREL, 2023).

Domande frequenti

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

Sì, ma allo spread tra ore economiche e costose, non al livello medio. Le batterie guadagnano comprando basso e vendendo alto nella giornata, quindi conta quanto sono ampie e frequenti le oscillazioni giornaliere. Un mercato con prezzi medi bassi può comunque pagare bene le batterie se la curva giornaliera è volatile, con solare economico a mezzogiorno e serate rare e costose (Modo Energy, 2026).

I rendimenti delle batterie scendono se scendono i prezzi dell’energia?

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

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

I mercati merchant USA si allargano prima. 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 prima di calare (Modo Energy, 2026). Le flotte europee ruotano su wholesale. Gli spread australiani si comprimono nel breve termine con la crescita rapida delle batterie, prima che le dismissioni carbone (Yallourn ed Eraring a fine decennio, Gladstone nei primi anni ’30) li rialzino. In Spagna gli spread sono ampi e in crescita, tra €70 e €90/MWh nel 2025 e in aumento col solare, anche se la flotta resta piccola.

Quando raggiungono il picco gli spread batterie USA?

Gli spread merchant USA si allargano fino a circa 2030-2033, poi si comprimono. Crescita domanda, dismissioni termiche rallentate e più solare a mezzogiorno allargano il gap giornaliero; a fine decennio la crescita di solare e batterie appiattisce la curva e riduce il valore arbitraggio 1-2 ore (Modo Energy, 2026). Poiché il picco è limitato nel tempo, il timing di entrata in esercizio può raddoppiare i rendimenti complessivi.

Da cosa guadagnano le batterie oltre all’arbitraggio energia?

Servizi ancillari, pagamenti capacity market, contratti Resource Adequacy, ricavi da congestione o balancing. Le ancillari pagano per la disponibilità ma saturano con la crescita. I capacity market in Gran Bretagna e Germania e i contratti 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 sempre più o meno esposte ai prezzi energia?

Più esposte, nella maggior parte dei mercati. Le fonti di ricavo scollegate dagli spread, soprattutto le ancillari, sono piccole e saturano con la crescita, spingendo le batterie verso l’arbitraggio wholesale. L’eccezione sono i mercati con ricavi contrattualizzati in crescita: Resource Adequacy in CAISO rende quella flotta meno esposta, mentre ERCOT solo energia lo è sempre più (Modo Energy, 2026).

Che strumento posso usare per dati live e previsioni sui ricavi dello storage?

Ko è l’assistente AI di Modo Energy. Utilizza dati di mercato proprietari e previsioni a lungo termine per rispondere su ricavi batterie e solare, policy energetiche e design di mercato. Ko copre USA, Gran Bretagna, Germania, Spagna, Italia, Francia e Australia, e le sue previsioni arrivano al 2050 o 2060: è utile per chi vuole capire dove vanno i mercati dell’energia.

L’autore

Neil Weaver è Power Market Analyst in Modo Energy. Dal 2021 segue storage 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 (guarda su YouTube). Trova Neil su LinkedIn.

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