​I picchi serali dei prezzi, soprattutto durante l'ondata di caldo dal 14 al 17 aprile, hanno determinato la maggior parte delle differenze tra i valori massimi e minimi degli spread di aprile in ISO-NE. Il 17 aprile i prezzi in tempo reale sono saliti sopra i $100/MWh dalle 17:00 alle 20:00, raggiungendo un picco di $131/MWh alle 19:00. Durante tutto il mese, i prezzi in tempo reale all'Internal Hub di ISO-NE hanno oscillato tra -$73/MWh e $138/MWh.

Il gas naturale ha determinato il margine in tutte e quattro le serate di ondata di caldo a causa delle limitazioni di trasmissione tra le zone.

All'hub di riferimento di ISO-NE, aprile ha registrato una media day-ahead di $46,3/MWh e una media in tempo reale di $45,7/MWh. Entrambi i mercati sono cresciuti di oltre il 10% rispetto ad aprile 2025. Il divario medio di $0,6/MWh tra i due mercati sottostima la volatilità intraday: nei giorni di evento, il mercato in tempo reale ha chiuso fino a $28/MWh sopra il day-ahead.

Gli spread massimi-minimi su quattro ore all'Internal Hub hanno registrato una media di $178/MW-giorno in tempo reale e $134/MW-giorno nel day-ahead, in aumento rispettivamente del 26% e del 22% su base annua.

Punti chiave

• Lo spread massimo-minimo su quattro ore in tempo reale all'Internal Hub ha registrato una media di $178/MW-giorno, in aumento del 26% su base annua. Gli spread day-ahead sono stati in media di $134/MW-giorno, con una crescita del 22%.
• La produzione nucleare ha registrato una media di 1,7 GW in aprile, in calo del 33% rispetto ai 2,5 GW del 2025. Il gas naturale ha colmato il divario, aggiungendo circa 800 MW alla produzione media su base annua.
• I picchi serali dal 14 al 17 aprile hanno mantenuto i prezzi in tempo reale sopra i $100/MWh per tre giorni consecutivi, con il 17 aprile che ha raggiunto il massimo di $131/MWh alle 19:00.
• La Ten-Minute Spinning Reserve (TMSR) ha registrato $13/MWh nel day-ahead, mentre la regolazione si è attestata a $5/MWh. Entrambi sono valori contenuti rispetto allo spread TB4 in tempo reale di $178/MW-giorno.

I picchi serali dal 14 al 17 aprile hanno definito il valore dello spread del mese

Le medie giornaliere day-ahead sono variate da $30/MWh a $66/MWh durante aprile, ma quattro serate dal 14 al 17 aprile hanno prodotto prezzi notevolmente più alti. Il 14 aprile ha raggiunto il picco di $108/MWh alle 20:00. Il 16 aprile ha superato i $107/MWh dalle 17:00 alle 18:00. Il 17 aprile ha avuto il periodo più lungo di prezzi elevati, rimanendo sopra i $100/MWh per quattro ore consecutive e raggiungendo il massimo di $131/MWh alle 19:00.

Il 17 aprile è stato anche il secondo maggior errore di previsione day-ahead del mese. L'1 aprile il mercato in tempo reale ha chiuso a $28/MWh sopra il day-ahead, mentre il 17 aprile i prezzi RT hanno superato quelli DA di $17/MWh.

Il 22 aprile ha registrato il massimo orario mensile a $138/MWh alle 20:00. La domanda è salita da 13,0 GW a 13,9 GW mentre il solare scendeva quasi a zero.

Il picco è attribuibile a vincoli di riserva vincolanti e a carichi superiori alle previsioni day-ahead. I vincoli dei gasdotti del New England limitano la fornitura di gas intraday, riducendo la capacità di riserva quando la domanda aumenta più tardi del previsto.

I mercati day-ahead non riescono a prezzare in anticipo i vincoli intraday sul gas, e quindi quel premio va interamente agli operatori con dispacciamento in tempo reale.

Solo due ore hanno chiuso in negativo nel mese, entrambe il 3 aprile. Il Venerdì Santo ha ridotto il carico commerciale di circa 1,2 GW mentre il solare a 556 MW e l'eolico a 613 MW hanno portato il carico netto a circa 8 GW. In risposta, i prezzi in tempo reale sono scesi a -$73/MWh.

Gli spread massimi-minimi si sono ampliati in tutte le zone ISO-NE

Gli spread massimi-minimi nei mercati day-ahead e in tempo reale sono aumentati in tutte le zone rispetto al 2025.

All'Internal Hub, lo spread TB4 DA ha registrato una media di $134/MW-giorno, in crescita del 22%, mentre il TB4 RT ha raggiunto una media di $178/MW-giorno, in aumento del 26%.

Il Massachusetts nordorientale e il Vermont hanno entrambi registrato aumenti del 26% negli spread TB4 in tempo reale. Il Maine ha segnato il valore più alto di spread TB4 RT a $196/MW-giorno, ma il minor incremento su base annua al 15%.

L'interfaccia Maine-New Hampshire si è saturata in più giorni di aprile, deprimendo il prezzo day-ahead del Maine rispetto al resto del New England. Questo vincolo è strutturale, si ripete mensilmente e quindi deprime i prezzi nel Maine, generando i maggiori spread TB4 della regione.

Il fermo primaverile del nucleare ha portato il gas al 57% del mix di aprile

La produzione nucleare ha registrato una media di 1,7 GW (17% del mix), in calo rispetto ai 2,5 GW (25%) del 2025. Questo deficit di 0,8 GW è coerente con il rifornimento primaverile dei reattori nucleari del New England.

La produzione da gas naturale ha colmato il divario e ha fornito il 57% della produzione totale (5,6 GW), in aumento rispetto al 53% dell'anno precedente.

I prodotti di riserva sono rimasti secondari rispetto all'arbitraggio ad aprile

La Ten-Minute Spinning Reserve (TMSR) ha registrato una media di $13/MWh nel day-ahead, con un picco di $22/MWh il 22 aprile. La Ten-Minute Non-Spinning Reserve (TMNSR) ha registrato una media di $8/MWh e la Thirty-Minute Operating Reserve (TMOR) di $7/MWh day-ahead.

La capacità di regolazione ha registrato una media di $5/MWh, mentre i prezzi delle riserve in tempo reale sono rimasti vicini allo zero per la maggior parte del mese. A questi livelli, l'arbitraggio energetico a $178/MW-giorno resta la principale fonte di ricavi per gli operatori di storage.

Prospettive

Questo mese ha confermato un andamento strutturale: gli spread si ampliano nei giorni di evento, e questi giorni nelle mezze stagioni sono determinati da condizioni anomale di temperatura durante le manutenzioni programmate.

Il Maine mantiene la media più bassa DA a $44/MWh, grazie al vincolo dell'interfaccia Maine-New Hampshire che si è ripetutamente attivato questo mese. Inoltre, gli ampi spread TB4 del Maine rappresentano il premio della zona per i BESS dispacciabili.

I ricavi delle batterie in ISO-NE continueranno a essere determinati da condizioni simili a quelle dell'ondata di caldo, man mano che le temperature aumenteranno nel resto della primavera 2026.