I prezzi dell’energia ISO-NE sono aumentati su base annua a maggio 2026, con i maggiori incrementi concentrati nel picco serale. I prezzi in tempo reale all’Internal Hub hanno registrato una media di $49/MWh, rispetto ai $33 di maggio 2025. I prezzi del mercato del giorno prima hanno raggiunto una media di $46/MWh, in crescita rispetto ai $35 dell’anno precedente.

Anche il valore di arbitraggio delle batterie è cresciuto insieme ai prezzi. Gli spread top-bottom (TB) di quattro ore all’Internal Hub hanno registrato una media di $214/MW-giorno in tempo reale, l’85% in più rispetto a maggio scorso. Il dato saliente del mese è un mercato serale più ristretto e un divario più ampio tra i prezzi di mezzogiorno e quelli serali.

Il carico è rimasto generalmente moderato per la maggior parte del mese, con una media di 10,8 GW, ma un’ondata di caldo tra il 18 e il 20 maggio ha spinto la domanda al picco mensile di 18,9 GW. Questo picco ha temporaneamente ristretto il sistema e portato ai prezzi più alti del mese.

Punti chiave

• I prezzi in tempo reale all’Internal Hub hanno registrato una media di $49/MWh, rispetto ai $33 di un anno prima. I prezzi del giorno prima hanno raggiunto una media di $46/MWh.
• Gli aumenti si sono concentrati nelle ore serali, non su tutta la giornata. I prezzi in tempo reale hanno registrato una media di $40/MWh a mezzogiorno e $67 alle 19:00, ampliando il range intraday sfruttato dalle batterie.
• Gli spread TB di quattro ore in tempo reale hanno raggiunto una media di $214/MW-giorno, in aumento dell’85% su base annua. Gli spread di maggio sono più in linea con i $177 di aprile ma restano sotto il picco invernale di $491 di gennaio, dovuto al meteo.
• Il Maine ha registrato gli spread in tempo reale di quattro ore più ampi, pari a $263/MW-giorno, mentre il Connecticut ha avuto quelli più stretti a $204. Il Maine ha anche avuto i prezzi medi dell’energia più bassi.
• La produzione nucleare è tornata dopo il rifornimento e la generazione eolica è aumentata del 70% rispetto al 2025 grazie all’entrata in funzione di nuova capacità offshore, con un tasso di cattura del 103% per l’eolico.

I prezzi in tempo reale hanno registrato una media di $49/MWh, con i maggiori aumenti nel picco serale

I prezzi in tempo reale all’Internal Hub hanno registrato una media di $49/MWh a maggio 2026, rispetto ai $33 di maggio 2025. I prezzi del giorno prima hanno raggiunto una media di $46/MWh, rispetto ai $35 dell’anno precedente.

L’aumento non ha riguardato tutte le ore della giornata. I prezzi orari in tempo reale si sono mantenuti a $40/MWh a mezzogiorno, raggiungendo poi il picco di $67/MWh alle 19:00, quando il solare è calato e la domanda è cresciuta verso sera. Il carico di punta medio è aumentato solo del 4% fino a 13,6 GW. Gli aumenti riflettono una maggiore tensione nelle ore serali più che una crescita del carico, e l’ampliamento del range intraday è ciò che ha alimentato gli spread maggiori.

I prezzi sono variati anche in base alla zona. Il Maine ha registrato i valori più bassi, con $38/MWh nel giorno prima. Southeast Massachusetts e la zona di Boston hanno registrato i valori più alti, con $46,5/MWh.

Il gas ha fornito il 46% della generazione mentre il nucleare è tornato dal rifornimento

Il gas naturale ha fornito in media 4,4 GW, pari al 46% della generazione nella regione. È un calo rispetto ai 5,2 GW di maggio 2025.

La produzione nucleare è aumentata nel corso del mese. Seabrook e Millstone sono tornate in funzione dopo le fermate per rifornimento primaverile, facendo salire la produzione nucleare da circa 1,2 GW il 1° maggio a circa 3,0 GW il 31 maggio. La media mensile è stata di 2,6 GW.

La generazione eolica è aumentata del 70% fino a 503 GWh e ha catturato il 103% del prezzo medio

La produzione eolica ha raggiunto i 503 GWh a maggio 2026, rispetto ai 297 GWh di un anno prima. L’aumento è legato alla nuova capacità offshore, con Vineyard Wind che ha installato le ultime pale a marzo 2026.

Il tasso di cattura dell’eolico è arrivato al 103%, rispetto al 97% di maggio 2025, nonostante il forte aumento della produzione. Un forte incremento della generazione può cannibalizzare le proprie ore e portare i tassi di cattura sotto il 100%. L’eolico ISO-NE ha evitato ciò grazie a un profilo di produzione opposto a quello del solare. A mezzogiorno, quando il solare satura il mercato e i prezzi toccano il minimo, l’eolico ha registrato una media di 554 MW. Dal tardo pomeriggio fino a notte inoltrata, quando i prezzi sono più alti, la generazione eolica ha registrato una media di 754 MW. Questo profilo, più che il volume totale, ha mantenuto il tasso di cattura sopra il 100%. Con una quota pari al 6% dell’offerta, l’eolico è ancora troppo piccolo per influenzare il picco serale, quindi un tasso di cattura superiore alla media e prezzi di sistema in crescita possono coesistere.

Spread di quattro ore in tempo reale a $214/MW-giorno, i più ampi in Maine

Gli spread TB di quattro ore in tempo reale all’Internal Hub hanno registrato una media di $214/MW-giorno, in aumento dell’85% rispetto a maggio 2025. Gli spread di quattro ore nel giorno prima hanno raggiunto una media di $117/MW-giorno, in crescita del 31%.

Il dato è forte su base annua, ma riflette le minori opportunità primaverili del New England rispetto all’inverno. È superiore ai $177/MW-giorno di aprile, ma ben al di sotto dei picchi invernali: $491 a gennaio 2026 e $404/MW-giorno a febbraio.

Gli spread sono variati nella regione, con un chiaro gradiente nord-sud. Il Maine ha registrato gli spread in tempo reale di quattro ore più ampi, pari a $263/MW-giorno. Il Connecticut ha avuto quelli più stretti, a $204. Anche il mercato del giorno prima ha seguito lo stesso ordine: Maine a $138/MW-giorno, Connecticut a $110. Il vincolo di trasmissione nord-sud trattiene la produzione in eccesso in Maine, mantenendo i suoi prezzi al di sotto del resto dell’ISO-NE. I 1.200 MW di importazioni Hydro-Québec tramite NECEC, attivati a gennaio 2026, aumentano l’eccedenza, approfondendo i prezzi minimi in Maine e ampliando lo spread top-bottom, anche se i prezzi medi restano bassi.

I servizi ancillari restano un flusso minore, dominato dalle batterie

L’arbitraggio ha guidato il valore, mentre i servizi ancillari hanno contribuito solo marginalmente per lo storage. A maggio, le riserve del giorno prima hanno chiuso a $11/MWh per la riserva rotante di dieci minuti e $7 per i prodotti più lenti. La capacità di regolazione ha chiuso a $7,5/MWh.

Queste medie mensili nascondono però un picco marcato. Il 19 maggio, un’ondata di caldo ha fatto impennare la domanda e portato le riserve del giorno prima a $40/MWh e la capacità di regolazione a $23. Il carico di punta ha raggiunto i 18,8 GW il 19 maggio e i 18,9 GW il 20 maggio, ben al di sopra del picco serale tipico di 13,6 GW. L’energia del giorno prima ha toccato $88/MWh lo stesso giorno, massimo mensile. Energia e riserve sono salite insieme, quindi il picco riflette una scarsità di sistema piuttosto che una dinamica specifica del mercato delle riserve.

Le batterie sono concentrate in questo mercato, detenendo l’84% della capacità di regolazione assegnata nell’ISO-NE. Tuttavia, la regolazione è un mercato di piccole dimensioni e le batterie sono meno dominanti nei prodotti di riserva più ampi.

Cosa segnala maggio per le batterie ISO-NE

Maggio è un mese di transizione per il New England. Gli spread sono aumentati su base annua ma sono rimasti ben al di sotto del picco di $491 di gennaio, e il valore più evidente è arrivato da un’ondata di caldo tra il 18 e il 20 maggio. L’ISO-NE premia di più le batterie quando il sistema è messo sotto pressione dal riscaldamento invernale e dal raffrescamento estivo.

Il nucleare è tornato a pieno regime in vista della domanda estiva di raffrescamento, che secondo le previsioni di carico ISO-NE per il 2046 continuerà a crescere. Picchi estivi più elevati e maggiore produzione rinnovabile dovrebbero aumentare la volatilità intraday, incrementando i rendimenti delle batterie.