Il clima invernale, proprio come a febbraio, ha determinato il prezzo nell’ISO-NE, non i guasti degli impianti di generazione. Un fronte freddo a fine inverno ha fatto scendere le temperature notturne sotto i meno 5 gradi Fahrenheit nel nord del New England durante la prima settimana di marzo. La domanda di riscaldamento residenziale è aumentata sulla stessa rete di gasdotti già congestionata che alimenta la produzione di energia elettrica. I prezzi del mercato del giorno prima (DA) sono saliti a $110/MWh il 2 marzo, mentre la media DA dell’Internal Hub si è attestata a $46,96/MWh, invariata rispetto all’anno precedente. I prezzi in tempo reale (RT) hanno avuto una media di $47,60/MWh, in aumento del 4,4%.

Gli spread top-bottom sono aumentati in tutte le zone, con lo spread RT di quattro ore del Maine che ha raggiunto $292/MW-giorno, in crescita del 36,8% su base annua. L’eolico è salito del 38% mentre il gas naturale è sceso al 48% del mix. Il benchmark di febbraio ha raccontato la stessa storia, ma con intensità maggiore.

Punti chiave

• Lo spread top-bottom RT di quattro ore dell’Internal Hub ha raggiunto $278/MW-giorno (in aumento del 31% su base annua). Il gap DA-RT di $133/MW-giorno sarebbe sfruttabile dagli operatori con capacità di dispacciamento in tempo reale.
• Il gas naturale è sceso al 48% del mix di generazione mentre l’eolico è salito del 38% su base annua, arrivando a 754 MW, accentuando i ramp up e ramp down mattutini e serali che i gestori BESS prendono di mira.
• La prima settimana ha avuto una media DA di $69/MWh (1,7 volte la media dall’8 marzo in poi), con un picco giornaliero di $110/MWh il 2 marzo e un massimo RT di $225/MWh il 6 marzo.
• Il capture rate dell’eolico è sceso al 97% dal 101% di marzo 2025, coerente con una maggiore produzione concentrata nelle ore a prezzo più basso.
• I prezzi delle riserve sono saliti durante l’ondata di freddo (la riserva rotante di dieci minuti ha raggiunto $39,62/MWh il 2 marzo, la capacità di regolazione $55,79/MWh il 3 marzo) ma sono rimasti una piccola parte dei ricavi.

La prima settimana ha avuto una media DA di $69/MWh prima che i prezzi scendessero sotto i $50

Il fronte freddo arrivato il 1° marzo ha ristretto la fornitura di gas sul sistema di gasdotti Algonquin per circa cinque giorni. Il 2 marzo ha registrato la media giornaliera DA più alta a $110/MWh; il mercato RT ha seguito un giorno dopo, con una media di $118/MWh il 3 marzo. Il ritardo di un giorno tra i picchi DA e RT è tipico degli eventi guidati dal meteo. Dalla seconda settimana, i prezzi sono scesi sotto i $50/MWh per la maggior parte dei giorni restanti.

La media DA della prima settimana di $69/MWh è stata 1,7 volte superiore alla media di $41/MWh dall’8 marzo in poi. Una batteria di quattro ore che avesse sfruttato lo spread della prima settimana avrebbe realizzato la maggior parte del suo rendimento di marzo in quei cinque giorni.

I prezzi zonali hanno seguito l’andamento del sistema ma con una divergenza importante. Il Massachusetts sud-orientale (SEMASS) ha registrato la media DA più alta a $47,59/MWh, mentre il Maine è stata la zona più economica a $44,17/MWh DA. Il Maine si trova dal lato vincolato dei colli di bottiglia di trasmissione nord-sud e ha la maggiore penetrazione eolica della regione. Il vincolo abbassa il prezzo DA del Maine perché il mercato DA programma le importazioni fuori dalla zona.

Prezzi in tempo reale in tutto ISO-NE

Il profilo orario dei prezzi RT ha raggiunto il picco di $71/MWh alle 7 del mattino (ora 7) ed è sceso a $26/MWh alle 13 (ora 13) quando il solare ha sostituito il gas. I prezzi RT sono andati da -$119/MWh in Vermont (ora 14 del 25 marzo) a $225/MWh (ora 5 del 6 marzo). In totale, 35 intervalli orari hanno registrato prezzi RT negativi, concentrati tra le 10 e le 16 a fine marzo.

A prezzi negativi, il ciclo di carica stesso è una fonte di ricavo. I 35 intervalli a prezzo negativo di fine marzo hanno esteso le finestre di guadagno BESS oltre i ramp mattutini e serali.

Come sono cambiati questi spread nelle varie zone di ISO-NE?

All’Internal Hub, lo spread top-bottom DA di quattro ore ha avuto una media di $146/MW-giorno, in crescita del 12,7% su base annua. Lo spread RT di quattro ore ha raggiunto $278/MW-giorno, in crescita del 30,9%. Il gap DA-RT di $133/MW-giorno si accumula per gli operatori con capacità di dispacciamento in tempo reale, permettendo di sfruttare l’arbitraggio sui vincoli dei gasdotti.

Il Maine ha registrato sia lo spread RT assoluto più alto a $292/MW-giorno sia il maggiore aumento annuo, pari al 36,8%. Il Vermont è secondo con +33%, raggiungendo $277/MW-giorno. Sul lato DA, il Maine ha segnato $149/MW-giorno, in crescita del 13,1%. Il Connecticut ha avuto lo spread DA di quattro ore più basso a $139/MW-giorno, ma comunque in crescita del 13,4% su base annua.

Gli aumenti costanti su base annua in tutte le zone confermano che l’ondata di freddo di inizio mese ha ampliato gli spread a livello di sistema. La classifica zonale è persistente: Maine e Vermont guidano mese dopo mese perché la loro posizione dietro i colli di bottiglia di trasmissione amplifica la volatilità RT. Questo modello è strutturale e non cambierà senza un importante potenziamento della rete di trasmissione.

Come è variato il mix di generazione ISO-NE durante marzo?

Il gas naturale ha fornito in media 5.367 MW, pari al 47,8% della produzione totale, in calo del 6,1% su base annua. Il nucleare è rimasto stabile a 3.356 MW (29,9%), fornendo la base stabile che impedisce ai prezzi notturni di crollare anche con l’aumento dell’eolico.

L’eolico è stato il protagonista in ISO-NE. La produzione media è salita del 38% a 754 MW, raggiungendo il 6,7% del mix. Il capture rate dell’eolico (rapporto tra il prezzo medio ponderato per la produzione e il prezzo medio ponderato per il tempo) è sceso al 97% dal 101% di marzo 2025. Con la crescita del parco eolico onshore del New England, sempre più produzione si concentra nelle ore notturne e diurne, quando la domanda è più bassa e i prezzi più morbidi. Il solare ha contribuito con 182 MW (1,6%). L’idroelettrico ha fornito 972 MW pari all’8,7%.

La generazione a olio è stata trascurabile a 15 MW (0,1%), in netto contrasto con febbraio, quando le ondate di freddo hanno spinto le unità a olio nel merit order. La crescente quota eolica e la diminuzione del contributo del gas accentuano i ramp mattutini e serali, ampliando le finestre di arbitraggio che i gestori BESS cercano.

I ricavi dalle riserve sono rimasti marginali rispetto all’arbitraggio energetico in ISO-NE

ISO-NE co-ottimizza energia e riserve. I prezzi sono saliti durante l’ondata di freddo di inizio marzo, ma la media è rimasta su livelli modesti.

Tutti i prodotti di riserva sono aumentati tra il 50 e il 70% su base annua, trainati dall’ondata di freddo di inizio marzo: la riserva rotante di dieci minuti ha avuto una media di $14/MWh contro $9/MWh di marzo 2025, e la capacità di regolazione è salita del 63%. L’eccezione è stata la riserva energetica forward, scesa del 61%.

Un operatore BESS che aggiunge la regolazione all’energia otterrebbe solo pochi punti percentuali in più di rendimento mensile. Ai prezzi attuali, non è sufficiente a sostenere un caso merchant puro.

Prospettive

Marzo ha confermato che il valore BESS in ISO-NE resta guidato dagli eventi: cinque giorni di freddo hanno generato la maggior parte del valore degli spread, e febbraio ha raccontato la stessa storia ma con ampiezza maggiore.

Le condizioni strutturali restano solide. I vincoli dei gasdotti nel New England, i colli di bottiglia di trasmissione nord-sud e la crescita dell’eolico sono tutte caratteristiche persistenti. Con l’aumento della produzione eolica e la diminuzione del capture rate, i prezzi diurni più bassi e un numero crescente di ore a prezzo negativo ampliano la finestra di carica. Sul fronte della scarica, la scarsità durante i ramp serali e i picchi di prezzo del gas legati al meteo mantengono elevati gli spread. Per gli operatori, il Maine offre la ricarica DA più economica della regione a $44,17/MWh e lo spread RT più ampio a $292/MW-giorno, una combinazione che nessun’altra zona può eguagliare.