Dicembre 2025 ha proseguito sulle condizioni di ricavo osservate nei mesi precedenti, con prezzi della Regolazione elevati, segnali forti dal mercato della capacità e una volatilità dei prezzi invernale che hanno plasmato le opportunità per le batterie PJM.

Gli spread Real-Time TB1 hanno registrato una media di 88$/MW/giorno, superiore del 61% rispetto a dicembre 2024, mentre i prezzi della Regolazione hanno raggiunto una media di 66$/MW/h, quasi il doppio rispetto ai livelli dello scorso inverno. Rispetto a dicembre scorso, i costi più alti dei combustibili hanno sollevato i prezzi base dell’energia, mentre temperature più fredde della media hanno portato a scarsità Real-Time più frequenti.

Insieme, questi fattori hanno generato opportunità di trading costanti per le batterie.

Una batteria ipotetica da 1 MW e 4 ore avrebbe potuto guadagnare fino a 28$/kW-mese, sommando valore attraverso arbitraggio Real-Time, Regolazione e mercati di capacità.

Attualmente, le batterie PJM ottengono ancora la maggior parte dei ricavi dai servizi ancillari, con Regolazione e risposta di frequenza che rappresentano la quota principale degli utili.

Tuttavia, batterie più grandi e di maggiore durata in fase di connessione stanno puntando sempre più ai ricavi del mercato della capacità, mentre l’arbitraggio energetico emerge come valore residuo una volta che i servizi ancillari sono saturi. In tal caso, la volatilità invernale, i costi più alti dei combustibili e i pattern di congestione giocano un ruolo molto più rilevante nel determinare i ritorni.

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I prezzi Real-Time sono stati più volatili dei Day-Ahead, creando maggiori opportunità di arbitraggio

Il profilo intraday di dicembre mostra una divergenza costante tra i prezzi Day-Ahead e Real-Time, più evidente durante i picchi di riscaldamento mattutino e di illuminazione serale.

L’esempio più chiaro si è verificato tra il 14 e il 16 dicembre, quando un’ondata di freddo a metà mese su Mid-Atlantic e Nordest ha ristretto le condizioni operative e attivato gli avvisi di freddo PJM.

I prezzi Real-Time sono schizzati, con intervalli di cinque minuti vicini a 600$/MWh, mentre i prezzi Day-Ahead sono rimasti molto più bassi.

Non si è trattato di un evento isolato.

Picchi simili dei prezzi Real-Time si sono verificati anche l’8 dicembre, con prezzi a cinque minuti che hanno raggiunto i 400$/MWh durante il ramp mattutino.

Oltre ai singoli eventi, i profili giornalieri dei prezzi Real-Time di dicembre 2025 hanno mostrato una volatilità superiore rispetto a dicembre 2024. Alcuni giorni hanno registrato doppi picchi di prezzo più accentuati durante i ramp mattutini e serali.

I mercati Day-Ahead hanno costantemente sottostimato il rischio di ramp, lasciando valore nel Real-Time.

Queste divergenze di prezzo si sono tradotte direttamente in opportunità di arbitraggio.

Gli spread Real-Time TB1 hanno registrato una media di 88$/MW/giorno a dicembre, quasi invariati rispetto agli 89$/MW/giorno di novembre ma superiori del 61% rispetto ai 55$/MW/giorno di dicembre 2024.

Gli spread Real-Time hanno superato costantemente le opportunità Day-Ahead durante tutto il mese, con spread TB1 Day-Ahead medi di 65$/MW/giorno.

La domanda è cresciuta, gli esiti di prezzo sono stati più dispersi

Dicembre 2025 ha visto un carico netto superiore del 19% rispetto a novembre.

Il carico netto medio giornaliero è passato da 83 GW a novembre a 99 GW a dicembre, riflettendo condizioni più fredde e una maggiore domanda di riscaldamento e illuminazione elettrica.

Nonostante il carico netto più elevato, i prezzi Real-Time sono rimasti su livelli simili a quelli di novembre, grazie al ritorno in servizio di più generatori dopo le manutenzioni. La domanda aggiuntiva è stata soddisfatta da una maggiore capacità di gas e carbone in funzione.

I prezzi sono stati più alti e più volatili rispetto allo scorso inverno

Il confronto con dicembre 2024 rivela una dinamica diversa. A livelli di carico netto simili, i prezzi di dicembre 2025 sono risultati sia più alti che molto più dispersi. Questo indica una combinazione di costi dei combustibili più elevati e una flessibilità termica più ridotta in tutto il PJM.

Le opportunità di arbitraggio di dicembre sono nate da frequenti divergenze di prezzo intra-orarie. Il carico netto più alto ha innalzato il prezzo minimo, ma è stata l’ampia gamma di esiti Real-Time a creare finestre di trading ripetibili per le batterie.

Questa è la seconda edizione del report di riferimento di Modo Energy sui ricavi delle batterie nel PJM. Gli abbonati alla Ricerca Modo Energy possono approfondire per scoprire:

• Come i picchi di Regolazione nelle ore di ramp hanno creato opportunità eccezionali per le batterie qualificate
• Come i costi più elevati dei combustibili hanno sollevato i prezzi base dell’energia
• Dove i pattern di congestione sono cambiati tra le zone a dicembre, creando opportunità di arbitraggio molto diverse per batterie operative e pianificate

I costi dei combustibili hanno alzato la base, non solo i picchi

I prezzi di gas e carbone consegnati sono aumentati rispetto allo scorso inverno, innalzando il costo marginale di generazione in tutto il PJM.

Il carbone dell’Appalachia settentrionale ha registrato una media di 62$/tonnellata a dicembre 2025, in crescita del 27% rispetto ai 49$/tonnellata di dicembre scorso.

Il prezzo del gas naturale ha raggiunto una media di 3,8$/MMBtu a dicembre 2025, rispetto ai 2,8$/MMBtu di dicembre 2024. Questo aumento di 1$/MMBtu si traduce in circa 7-10$/MWh di costi marginali più elevati per le turbine a gas a ciclo combinato.