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

PJM, MISO, NYISO e ISO-NE ciascuno prezza lo stack in modo diverso. Senza una visione completa, è facile non cogliere perché due batterie abbiano avuto 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 determinare 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 illustra cinque esempi pratici per analisti, sviluppatori e trader energetici. In ogni caso mostriamo la domanda, un grafico costruito dai dati restituiti da Ko e l'insight generato da Ko.

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A quali dati dell'Eastern Interconnection ha accesso Ko?

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

• Previsioni. Proiezioni dello scenario Centrale di Modo su prezzi, capacità, ricavi e sviluppo: la componente forward, fino al 2050.
• La simulazione di riferimento ME BESS. Simulazione di dispacciamento e ricavi ogni 5 minuti per ISO: la componente 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 ogni ISO, inclusi i risultati del mercato 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 un movimento di prezzo può essere ricondotto a ciò che era al margine.
• Dati su impianti e generatori. Inventario generatori EIA-860 (potenza nominale, tecnologia, proprietario, stato, posizione) e generazione netta e uso combustibile EIA-923.
• Riferimenti nodo e zona. Elenchi nodi, mappatura nodo-zona e sottozone di riserva.

Gli esempi seguenti sono stati prodotti chiedendo a Ko domande su questo stack. Ko ha generato la query 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 quelli day-ahead a maggio 2026, confermando che la scarsità guidata dal meteo è sistematicamente difficile da prevedere con un giorno di anticipo. In termini assoluti, PJM ha registrato il premio maggiore, 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 elevato con l'83% (real-time $214 contro day-ahead $117). Il New England è un mercato ristretto e vincolato dove un improvviso aumento della domanda genera movimenti real-time fuori scala. MISO Indiana si è posizionato 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 remunerativo in termini assoluti, mentre ISO-NE offre il vantaggio proporzionale maggiore.

Risultato:

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

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

Sviluppatori: dove costruire e quando con Ko

Risultato:

La scelta della zona è una delle decisioni di siting più importanti in PJM. A maggio 2026 il Mid-Atlantic ha dominato: la Virginia (DOM) ha registrato uno spread top-bottom real-time di circa $916/MW-giorno, +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 in ogni evento di scarsità. L'ondata di caldo ha gravato quei vincoli proprio dove sono più stringenti. Le 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 quasi quadruplica dagli attuali circa $6/kW-mese a un picco vicino a $24-25/kW-mese tra il 2040 e il 2045, spinto da data center e carico da elettrificazione in uno degli ambienti di sviluppo più vincolati degli USA. PJM raggiunge il picco prima, tra il 2030 e il 2033, vicino a $18-21/kW-mese, mentre l'ampia coda di interconnessione viene realizzata, poi scende sotto $5/kW-mese entro il 2045 quando l'offerta supera la domanda.

MISO rimane in un intervallo basso fino alla metà degli anni '40, poi cresce. Per una batteria da 4 ore, il ricavo da capacità equivale circa al prezzo di clearing moltiplicato per la capacità qualificata fino al 2029.

Le zone downstate di NYISO già registrano un record di $32,6/kW-mese per l'estate 2026, e nello scenario Centrale quella curva continua a salire per quasi due decenni, anche se uno sviluppo più rapido o una domanda più debole anticiperebbero il picco. I progetti PJM, invece, devono entrare in esercizio prima del picco dei primi anni '30.

Trader energetici: dove si trova oggi il valore da catturare

Risultato:

MISO ha registrato due distinti picchi di prezzo day-ahead a febbraio 2026. L'evento principale è stato la tempesta invernale Fern tra l'1 e il 2 febbraio, quando un picco di domanda di riscaldamento nel Midwest si è scontrato con 11.000-13.300 MW di outage termici forzati e bassa produzione eolica. Il picco day-ahead all'hub ha raggiunto $217/MWh il 2 febbraio, mentre il real-time all'Indiana Hub ha superato $1.100/MWh.

Gli hub settentrionali hanno mediato $51-52/MWh per il mese contro $31-33 nel sud, circa $20/MWh di differenza dovuta ai vincoli di trasmissione. Un secondo picco localizzato il 24 febbraio ha portato brevemente il picco hub a $218/MWh, mentre la media giornaliera è rimasta intorno a $39. I servizi ancillari si sono mossi insieme all'energia: la regolazione real-time ha chiuso 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 rapidamente rispetto all'alternativa manuale. Il valore è più evidente quando una domanda attraversa più mercati o più componenti di ricavo: Ko identifica la tabella, restituisce il risultato e spiega cosa significa nel contesto. Ko non sostituisce il giudizio dell'analista. Aiuta a testare la prima risposta, mostra i dati sottostanti e indica dove serve un'analisi più approfondita.