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 i pagamenti di capacità oltre a energia e riserve. Ko riunisce questi dataset nel Terminale.

PJM, MISO, NYISO e ISO-NE valorizzano lo stack in modo diverso. Senza una visione completa, è facile non capire 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 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 di energia. In ogni caso mostriamo il prompt, un grafico costruito sui dati restituiti da Ko e l'insight generato da Ko.

Inizia a usare Ko gratuitamente qui.

Quali dati dell'Eastern Interconnection sono accessibili a 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: il layer forward, fino al 2050.
• La simulazione ME BESS benchmark. Dispatch simulato ogni 5 minuti e ricavi per mercato per ogni 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 risultati del mercato di regolazione PJM e riserve dispacciate.
• Domanda. 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 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, localizzazione) e dati EIA-923 su generazione netta e consumo di combustibile.
• Riferimento nodi e zone. Elenchi nodi, mappatura nodi-zone e sottozone di riserva.

Gli esempi qui sotto sono stati prodotti facendo domande a Ko su questo stack. Ko ha generato la query SQL, interrogato i dati e prodotto l'analisi. Tutti i grafici sono stati ricostruiti sulla base della 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 dovuta al meteo è sistematicamente difficile da prevedere con un giorno di anticipo. In termini assoluti, PJM ha registrato il premio più alto, circa $155/MW-giorno (real-time $389/MW-giorno contro day-ahead $234/MW-giorno), riflettendo l'entità del picco nel Mid-Atlantic.

In percentuale, il premio di ISO-NE è stato il più marcato all'83% (real-time $214 contro day-ahead $117). Il New England è un mercato ristretto e vincolato in cui un picco di domanda imprevisto 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 con il più alto rendimento in termini assoluti, mentre ISO-NE offre il maggior vantaggio proporzionale.

Risultato:

Sei mesi dopo la riforma della regolazione di ottobre 2025, la regolazione non è più un'aggiunta ma la componente principale del revenue stack per una BESS. A maggio 2026, lo stack modellato per una batteria a 4 ore era di $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 rispetto ai $29/MWh di maggio 2025. Prima della riforma, 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 continuativo, mentre l'arbitraggio energetico dipende dal meteo. La fase 2 della riforma, prevista per ottobre 2026, dividerà il segnale in prodotti separati regulation-up e regulation-down (RegUp e RegDown), che potrebbero redistribuire i prezzi di clearing.

Sviluppatori: dove e quando costruire con Ko

Risultato:

La scelta della zona è una delle decisioni più rilevanti per il siting 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, in aumento del 118%, quasi quattro volte la Pennsylvania (PPL) a circa $232/MW-giorno. Baltimora (BGE) ha raggiunto circa $631/MW-giorno (in aumento del 124%) e Washington DC (PEPCO) circa $614/MW-giorno (in aumento dell'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 proprio dove sono più critici. 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 quadruplica circa dai $6/kW-mese attuali a un picco vicino a $24-25/kW-mese tra il 2040 e il 2045, spinto da carico di data center ed elettrificazione in uno degli ambienti di sviluppo più vincolati degli Stati Uniti. PJM raggiunge il picco prima, tra il 2030 e il 2033, vicino a $18-21/kW-mese grazie all'entrata in servizio di molti progetti, poi scende sotto i $5/kW-mese entro il 2045 perché l'offerta supera la domanda.

MISO rimane stabile su valori bassi fino a metà anni 2040, poi cresce. Per una batteria a 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 oggi raggiungono un record di $32,6/kW-mese per l'estate 2026 e nello scenario Centrale quel flusso continua a crescere per quasi vent'anni, anche se una costruzione più rapida o una domanda più debole anticiperebbero il picco. I progetti PJM, invece, devono essere commissionati prima del picco previsto per i primi anni 2030.

Trader di energia: dove si trova il valore da cogliere ora

Risultato:

MISO ha avuto 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 fermate termiche forzate e bassa produzione eolica. Il picco day-ahead all'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 rispetto ai $31-33 del sud, con un gap di circa $20/MWh dovuto ai vincoli di trasmissione. Un secondo picco, più localizzato, il 24 febbraio ha portato 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 dalla domanda ai dati e all'analisi rilevanti più rapidamente rispetto al metodo manuale. Il valore è più evidente quando una domanda attraversa mercati diversi o diversi livelli di ricavo: Ko individua la tabella, restituisce il risultato e spiega cosa significa nel contesto. Ko non sostituisce il giudizio dell'analista. Aiuta a testare la prima risposta, mostrare i dati sottostanti e indicare dove serve un'analisi più approfondita.