Consolidare e confrontare i ricavi delle batterie tra i quattro ISO dell'Eastern Interconnection raramente è semplice. A differenza di ERCOT, un mercato energy-only, la regione aggiunge i pagamenti di capacità oltre a energia e riserve. Ko riunisce questi dataset nel Terminal.

PJM, MISO, NYISO e ISO-NE valorizzano la stack in modo diverso. Senza una visione completa, è facile non capire perché due batterie abbiano registrato risultati molto diversi nella stessa settimana.

Ko può classificare gli spread tra mercati, testare dove e quando costruire e identificare le cause dei picchi di prezzo per definire la strategia di un trader. Fai una domanda in italiano semplice: Ko individua la tabella giusta, scrive la query SQL, interroga i dati in tempo reale e spiega il risultato.

Questa guida presenta cinque esempi pratici per analisti, sviluppatori e trader energetici. In ogni caso mostriamo il prompt, un grafico costruito dai dati restituiti da Ko e l'insight generato da Ko.

Inizia a usare Ko gratuitamente qui.

A quali dati dell'Eastern Interconnection ha accesso Ko?

Modo Energy ha integrato Ko con la stack di mercato EI su tutti e quattro gli ISO.

• Previsioni. Proiezioni dello scenario Centrale di Modo su prezzi, capacità, ricavi e sviluppo: il layer forward, fino al 2050.
• La simulazione benchmark ME BESS. Dispatch simulato ogni 5 minuti e ricavi per mercato e per ISO: il layer di backtest per il passato.
• Prezzi dell'energia. Prezzi marginali locazionali nodali e zonali per ogni ISO, day-ahead (orari) e real-time (ogni 5 minuti).
• Riserve e regolazione. Prezzi di clearing day-ahead e real-time per i prodotti ancillari di ciascun ISO, inclusi i risultati del mercato di regolazione PJM e le riserve dispacciate.
• Carico. Domanda effettiva e in tempo reale per PJM, MISO, NYISO e ISO-NE.
• Generazione per tipo di combustibile. Mix di combustibili in tempo reale e orario per tutti e quattro gli ISO, così ogni variazione di prezzo può essere collegata alla marginalità.
• Dati su impianti e generatori. Inventario dei generatori EIA-860 (potenza nominale, tecnologia, proprietario, stato, posizione) e dati EIA-923 su generazione netta e consumo di combustibile.
• Riferimenti nodi e zone. Elenchi di nodi, mappatura nodo-zona e subzone di riserva.

Gli esempi qui sotto sono stati prodotti facendo domande a Ko su questa stack. Ko ha generato la SQL, interrogato i dati e prodotto l'analisi. Tutti i grafici sono stati ricostruiti dalla stessa risposta di Ko.

Analisti di mercato: confronto degli spread tra ISO

Risultato:

In tutti e tre i mercati, gli spread real-time hanno superato i day-ahead a maggio 2026, confermando che la scarsità legata al meteo è sistematicamente difficile da prevedere con un giorno di anticipo. In termini assoluti, PJM ha registrato il premio maggiore con circa $155/MW-giorno (real-time $389/MW-giorno contro day-ahead $234/MW-giorno), riflettendo l'entità del picco Mid-Atlantic.

In percentuale, il premio di ISO-NE è stato il più marcato con l'83% (real-time $214 contro day-ahead $117). Il New England è un mercato sottile e vincolato dove un picco di domanda inaspettato genera forti movimenti real-time. MISO Indiana si è posizionata a metà con il 60% (real-time $218/MW-giorno contro day-ahead $136/MW-giorno). Per gli analisti, PJM è il mercato real-time più redditizio in valore assoluto, mentre ISO-NE offre il vantaggio proporzionale più alto.

Risultato:

Sei mesi dopo il redesign della regolazione di ottobre 2025, la regolazione non è più un'aggiunta ma rappresenta la componente principale dei ricavi BESS. A maggio 2026 la stack modellata per una batteria da 4 ore era di $73/kW-mese: regolazione $56/kW-mese (77%), arbitraggio energia real-time $12/kW-mese (16%) e capacità $5/kW-mese (7%). La regolazione ha fatto clearing a $97/MWh, in calo rispetto ai $104 di aprile ma 3,4 volte i $29/MWh di maggio 2025. Prima del redesign, la media era circa $20/kW-mese; dopo, circa $62/kW-mese.

Il messaggio pratico per gli analisti: la regolazione è l'ancora strutturale e va offerta per prima e in modo continuo, mentre l'arbitraggio energia dipende dal meteo. La Fase 2 del redesign, prevista per ottobre 2026, dividerà il segnale nei prodotti regulation-up e regulation-down (RegUp e RegDown), che potrebbero ridistribuire i prezzi di clearing.

Sviluppatori: dove e quando costruire con Ko

Risultato:

La scelta della zona è una delle decisioni di siting più importanti in PJM. A maggio 2026 ha dominato il Mid-Atlantic: la Virginia (DOM) ha registrato uno spread top-bottom real-time di circa $916/MW-giorno, in crescita del 118%, quasi quattro volte la Pennsylvania (PPL) con circa $232/MW-giorno. Baltimora (BGE) ha raggiunto circa $631/MW-giorno (+124%) e Washington DC (PEPCO) circa $614/MW-giorno (+89%).

Il premio è strutturale. Vincoli di trasmissione persistenti tra i centri di carico orientali e la generazione occidentale ampliano la separazione dei prezzi durante ogni evento di scarsità. L'ondata di caldo ha caricato quei vincoli esattamente dove sono più critici. Zone occidentali come ComEd hanno registrato meno di un terzo dello spread della Virginia.

Risultato:

Nello scenario Centrale di Modo i tre mercati divergono nettamente dalla metà degli anni 2030. NYISO si quadruplica da circa $6/kW-mese oggi a un picco vicino a $24-25/kW-mese tra il 2040 e il 2045, trainato da data center e crescita dei carichi elettrici in uno degli ambienti più vincolati degli Stati Uniti. PJM raggiunge il picco prima, tra il 2030 e il 2033 vicino a $18-21/kW-mese mentre la sua coda di connessioni si realizza, poi scende sotto i $5/kW-mese entro il 2045 quando l'offerta supera la domanda.

MISO rimane stabile su valori bassi fino a metà anni '40, poi cresce. Per una batteria da 4 ore, i ricavi di capacità sono circa pari al prezzo di clearing moltiplicato per la capacità qualificata fino al 2029.

Le zone downstate di NYISO già oggi registrano un record di $32,6/kW-mese per l'estate 2026, e nello scenario Centrale quel flusso continua a crescere per quasi due decenni, anche se una costruzione più rapida o una domanda più debole anticiperebbero il picco. I progetti PJM, invece, devono essere commissionati prima del picco dei primi anni '30.

Trader energetici: dove si trova il valore da cogliere ora

Risultato:

MISO ha registrato due distinti picchi di prezzo day-ahead a febbraio 2026. L'evento principale è stato la Winter Storm Fern tra il 1° e il 2 febbraio, quando un'ondata di freddo nel Midwest ha incontrato 11.000-13.300 MW di fermate forzate di impianti termici e bassa produzione eolica. Il picco day-ahead al hub ha raggiunto $217/MWh il 2 febbraio e il real-time all'Indiana Hub ha superato $1.100/MWh.

Gli hub del nord hanno registrato una media di $51-52/MWh per il mese contro $31-33 nel sud, con un gap di circa $20/MWh causato da vincoli di trasmissione. Un secondo picco localizzato il 24 febbraio ha portato brevemente il picco hub a $218/MWh mentre la media giornaliera restava vicina a $39. I servizi ancillari si sono mossi insieme all'energia: la regolazione real-time ha fatto clearing a $94/MWh il 2 febbraio.

Ko collega le tue domande ai dati real-time di Modo Energy

Nei quattro ISO dell'Eastern Interconnection, Ko passa da una domanda ai dati e all'analisi rilevanti più velocemente rispetto al metodo manuale. Il valore si vede soprattutto quando la domanda riguarda più mercati o l'intera stack di ricavi: Ko individua la tabella, restituisce il risultato e ne spiega il significato nel contesto. Ko non sostituisce il giudizio dell'analista. Aiuta a testare la prima risposta, a mostrare i dati sottostanti e a capire dove serve un'analisi più approfondita.